Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1998
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 512.55 км²
Северо-Самбургское месторождение
Северо-Самбургский лицензионный участок недр расположен на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, Пуровского района, в 100 км севернее от г. Новый Уренгой. Административный центр района – город Тарко-Сале располагается в 220 км южнее лицензионного участка. Ближайший населённый пункт – село Самбург, располагается в 20 км от восточной границы лицензионного участка.
В гидрографическом отношении территория расположена в левобережной части бассейна р. Пур, пересекая его левобережные притоки. Густота речной сети территории изменяется от 0,39 км/км2 на южной половине до 0,42 км/км2 на северной.
В соответствии с морфоструктурным районированием Западно-Сибирской равнины территория в большей степени приурочена к Ненецкой возвышенности и в геоморфологическом отношении представляет собой морскую плосковолнистую значительно переработанную денудацией равнину. Абсолютные отметки поверхности в районе местоположения скважины составляют от 61 до 72 м.
Рельеф местности равнинный, с преобладанием болотных ландшафтов. Речные долины в плане имеют пологоволнистую форму. Для всех рек характерна трапецеидальная форма поперечного профиля долин. Суходольные склоны имеют крутизну от 100 до 20° и высоту от 2 до 6 м в зависимости от рельефа прилегающих суходолов.
Рис. 1.Обзорная схема района Северо-Самбургского месторождения
Северо-Самбургское месторождение открыто поисковой скважиной № 101 в 1998 г. Площадь участка вскрыта 7 поисково-разведочными скважинами, на январь 2017 года.
Охват исследованиями по площади можно считать достаточно низким, однако в процессе поисково-разведочного бурения накоплен достаточно большой объем информации по скважинам.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В геологическом строении месторождения принимают участие породы фундамента, представленные допалеозойскими и палеозойскими метаморфическими породами и отложениями платформенного чехла, сложенными полифациальными терригенными песчано-глино-алевролитовыми породами палеозойского и мезозойско-кайнозойского возрастов.
Тектоника
В геологическом строении месторождения принимают участие породы фундамента, представленные допалеозойскими и палеозойскими метаморфическими породами и отложениями платформенного чехла, сложенными полифациальными терригенными песчано-глино-алевролитовыми породами палеозойского и мезозойско-кайнозойского возрастов (Рис. 2).
Рис. 2. - Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (ЗапСибНИГНИ, Бочкарев В.С., 1990г.). Маcштаб 1: 1000000
Нефтегазоносность
Северо-Самбургское месторождение расположено в Уренгойском нефтегазоносном районе (НГР) Надым-Пурской нефтегазоносной области (НГО) Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) (Рис. 3).
Рис. 3 - Выкопировка из "Обзорной карты ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции" под редакцией Брехунцова А.М., Шпильмана В.И., Нестерова И.И. (ЗапСибНИГНИ, 1990 год). Масштаб 1:3 500 000
По сходству фациальных условий накопления осадков, формирования в них ловушек и залежей нефти, газа, газоконденсата, обладающих близкими свойствами и параметрами в пределах указанного стратиграфического диапазона в Уренгойском районе выделяется снизу-вверх пять нефтегазоносных комплексов: нижнесреднеюрский, верхнеюрский, ачимовский, неокомский, апт-сеноманский.
Ачимовский НГК
Комплекс выделяется в объеме одноименной толщи, залегающей в основании сортымской свиты. Ачимовские пласты по данным сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения имеют линзовидно-прерывистое распространение, образовались в условиях лавинной седиментации и представляют собой фондоформные части валанжинских клиноформных комплексов Ач6-БУ20, Ач6 0 - БУ19, Ач5 – БУ18, Ач3-4 – БУ17, Ач1-2 – БУ16.
Нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные залежи в резервуарах ачимовской толщи контролируются литолого-тектоническими блоками (участками, ограниченными комбинированным развитием литологических и тектонических экранов). В пределах отдельных блоков распределение флюидов связано, в основном, с гипсометрией.
Ачимовский нефтегазоносный комплекс является одним из наиболее сложнопостроенных объектов разреза. Песчано-алевритовые тела не выдержаны в широтном направлении, но довольно хорошо прослеживаются в меридиональном, образуя узкие зоны повышенных мощностей песчаников (до 40-60 м при общей мощности от 90 до 100 м), ориентированные с юга на север.
Фильтрационно-емкостные свойства ачимовских коллекторов часто низкие, проницаемость составляет от 1-5 до 10 мД, открытая пористость – от 16 % до 20 %, цемент коллекторов глинисто-карбонатный, по керну и данным испытания (дебиты газа >300 тыс.м 3 /сут, дебиты конденсата >100 м 3 /сут) присутствует и трещинный тип коллекторов и смешанный порово-трещинный.
Песчано-глинистые отложения ачимовской толщи повсеместно перекрываются толщей морских нижневаланжинских глин большой мощности, на западе до 300 м, а в восточной части от 150 до 200 м.
Ачимовский комплекс является продуктивным на территории СевероСамбургского месторождения. Нефтеносность связана с пластами Ач3-4, Ач5 1, Ач5 2-3 , Ач6 01.
Характеристика залежей по результатам интерпретации ГИС Северо-Самбургского месторождения
Гидрогеологические и инженерно-геологические условия
Рассматриваемая территория в гидрогеологическом отношении приурочена к северу центральной части Западно-Сибирского мегабассейна. На основании принципов гидрогеологического районирования, изложенных в «Гидрогеологии СССР», т. XVI, в нем выделяются два этажа: верхний (кайнозойский) и нижний (мезозойско-палеозойский), представляющий основной интерес с точки зрения нефтегазоносности. Региональным водоупором, отделяющим этажи друг от друга, служит мощная (до 800 м) толща турон-нижнеолигоценовых глинистых пород.
Доюрские водоносные отложения в данном районе изучены крайне слабо.
Отложения полностью консолидированы и утратили свою первичную пористость. Формирование их гидрогеологической структуры связано с образованием вторичной трещиноватости выветривания и результатом последующих тектонических напряжений, т.е. палеозойский водоносный комплекс - это водонапорная система трещинных и трещинно-жильных вод с очень сложной гидравлической взаимосвязью.
Мезозойские отложения, с которыми связана основная, выявленная в настоящее время, нефтегазоносность Западно-Сибирской геосинеклизы, включают юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский гидрогеологические комплексы. Пластовые воды этих комплексов находятся в условиях затрудненного, местами застойного режима.
Нижне-среднеюрская часть комплекса включает в основном континентальные отложения (песчаники и алевролиты) береговой, ягельной, котухтинской и тюменской свит. Верхнеюрская часть комплекса представлена морскими и прибрежно-морскими трансгрессивными осадками баженовской, абалакской свит, преимущественно аргиллитами.
Неокомский водоносный комплекс занимает наиболее значительную и хорошо изученную часть разреза Уренгойского района. По своему строению комплекс неоднороден.
В основании разреза выделяется мощная (от 80 до 420 м) песчано-алевритовая ачимовская толща, отделенная от вышележащих водоносных горизонтов глинистыми отложениями сортымской свиты толщиной от 400 до 500 м. Ачимовская толща образует самостоятельную водонапорную систему, в которой выделяется ряд гидродинамически изолированных зон, наблюдаются АВПД с коэффициентом аномальности от 1,4 до 1,8 и повышенные пластовые температуры.
Источник: Комплексная оценка разработки Северо-Самбургского лицензионного участка на базе интегрированного подхода. Арзыкулов О.А., Битюцкая М.О., Калугин А.С., Моятдинов А.А., Филиппов В.А., 2018
Следующее Месторождение: Тепловское