Месторождение: Северо-Губкинское (ID: 36973)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки:

Год открытия: 1980

Источник информации:

Метод открытия:

Площадь: 1220.5 км²

Описание

Северо-Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение

Северо-Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 75 км к северо-западу от пос. Тарко-Сале. Открыто в 1980 г. Приурочено к Северо-Пурпейскому поднятию, осложняющему северную часть Пурпейского вала, расположенного на востоке Северного свода. В пределах замкнутой изогипсы -2850 м горизонта Б (кровля баженовской свиты) — это вытянутая в меридиональном направлении складка амплитудой 100 м.

Продуктивны нижнемеловые и юрские отложения. Выявлено 23 залежи на глубинах 1328 — 3016м: 5 нефтяных, 9 газовых, 6 газоконденсатных, 2 нефтегазоконденсатных, 1 нефтегазовая. Газовые и нефтегазовые залежи приурочены к апт-альбским породам (ПК_13,16,17,20, АП2,_4,9,11, БП₁₃), газоконденсатные и нефтегазоконденсатные к неокомскому шельфовому комплексу (БП_{5,7,8,9,10,11,12}). В верхне- и среднеюрских породах установлены газоконденсатные залежи (Ю₁ и Ю₂). Продуктивные пласты сложены песчаниками, алевролитами и аргиллитами, литологически резко изменчивыми по площади. Коллекторы поровые. Пористость от 15 (Ю₁, Ю₂) до 30 % (ПК₁₃), проницаемость 0,04 мкм² (БП₇). Залежи пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически ограниченные, пластовые литологически экранированные. Контакты на а.о. -1532 (ПК₂₀) -2970 (Ю₂) м. Размеры залежей – 24 - 30x12-15км, высоты 100—170 м. Наиболее крупная по запасам нефтяная залежь БП₁₀, ее площадь 29,9 км², газовая — 70,3 км². Дебиты нефти от 4,5 (БП₁₂) до 78,6 (БП₁₀) м³/сут, газоконденсатной смеси 77,3 (Ю₂) — 495,6 тыс. м³/сут (Ю₁). Пластовое давление в верхних залежах нормальное гидростатическое 13,2 МПа на гл. 1328 м, в нижних — аномальное 39, 1 МПа на гл. 3016 м, t 59— 91° С. Плотность нефти 803 (БП₁₂) — 842 (АП₉) кг/м³, вязкость 0,26 (БП₁₁) - 2 (БП₁₂) МПа*с, содержание серы 0,08 (АП₉) -0,18% (БП₁₀). Газ преимущественно метановый 71,3% (БП³₉) — 96,8%. Плотность конденсата 760 кг/м³ (БП₅). Выход стабильного конденсата от 97,3 (БП₅) до 748,6 г/м³ (БП₁₂).

Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.

Следующее Месторождение: Песцовое