Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1972
Источник информации: РГФ-22+ПП_2019г.+ПП_2022г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 384.84 км²
Сузунское газоконденсатнонефтяное месторождение
Сузунское газоконденсатнонефтяное месторождение (рис. 1) в тектоническом отношении расположено на одноименном поднятии в своде Большехетского мегавала. Складка имеет субмеридиональное простирание, размеры порядка 30x10 км (амплитуда по разным горизонтам 100-60 м).
Рис. 1 Сузунское месторождение А - структурная карта, Б - геологический разрез; 1 - скважины, вскрывшие кровлю нижнехетской свиты, 2 - изогипсы крот ли нижнехетской свиты, 3 - контур и линия (на разрезе) водонефгяного контакта, 4 - контур газонефтяного контакта. 5 - линия глинизации пласта НХ-1, 6 - песчаные пласты, 7 - нефтяная залежь, 8 - газовая залежь
Месторождение относится к категории многозалежных. Залежи углеводородов выявлены в отложениях суходудинской (горизонты Сд-1 У-УП, Сд-Х1) и нижнехетской (горизонты Нх-4, Н х-Ш -1У) свит.
В отложениях суходудинской свиты верхнего валанжина - готерива выявлены газовые залежи в песчаных горизонтах Сд-1 У-УП и Сд-Х1.
Горизонт Сд-1 У-УП выделен в верхней части суходудинской свиты. Общая толщина горизонта довольно выдержана в пределах залежи и составляет в среднем порядка 55 м. Слагающие горизонт песчаники полимиктовые, пористость их достигает 23,4%, проницаемость 106, в отдельных случаях - 300x10-15 м2. Тип коллектора поровый. Газоводяной контакт установлен на абсолютной отметке -2255 м. Высота залежи составляет 4 м. Она классифицируется как газовая, антиклинальная, массивная, сводовая, высокодебитная, по величине запасов газа - средняя. Флюидоупором для залежи служит пласт аргиллитов, толщина которого в пределах ловушки довольно постоянная и составляет 10-12 м.
Газовая залежь в нижней части суходудинской свиты приурочена к песчаному горизонту Сд-Х1, достаточно выдержанному по мощности (38-46 м) в пределах залежи. Песчаники, слагающие горизонт, аналогичны по составу песчаникам пластов Сд-1 У-УП. Пористость их достигает 23,3% (в среднем 15%), проницаемость - до 300x10-15 мкм2.
По материалам ГИС и результатам испытания газоводяной контакт принят на абсолютной отметке —2446 м. Высота залежи 3 м. Она классифицируется как антиклинальная, массивносводовая, высокодебитная по величине запасов. Флюидоупором для залежи пласта Сд-XI служит пачка переслаивания алевролитов и аргиллитов мощностью 12—15 м. Нефтяная залежь НХ-1, базовая залежь месторождения, связана с песчаным горизонтом, приуроченным к кровельной (в 20-30 м ниже кровли) части нижнехетской свиты нижне— валанжинского возраста. Эффективная толщина пласта изменяется в широких пределах - от 0 до 20,4 м. Зона отсутствия коллектора приурочена к восточному крылу ловушки, а также к ее северной и юго-западной периклиналям. Коллекторы пласта Нх-1 представлены песчаниками кварцполевошпатовыми мелкои среднезернистыми, прослоями известковистыми. Открытая пористость их изменяется в пределах 11,2-24%, проницаемость от 3,2 до 415х10-3 мкм2. Коллектор поровый и трещино-поровый. В зонах замещения песчаники переходят в алевролиты и аргиллиты. Дебиты нефти при испытании горизонта составляли 18,4-278,2 м3/сут на штуцере 10 мм. По результатам испытания и материалам ГИС ВНК принят на абсолютной отметке -2628 м. Высота залежи 67 м. Пластовое давление в ней составляет 25,7 МПа, пластовая температура - 620С. Залежь относится к пластово-сводовой, литологически ограниченной, высокодебитной, по величине запасов - средней.
Флюидоупором для залежи служит пачка аргиллитов толщиной 20-30 м. Пористость слагающих ее аргиллитов колеблется от 2,4 до 10%, проницаемость менее 0,01x10-3 мкм2. Залежи нефти в горизонте Нх-Ш-1У, залегающем на 125-130 м ниже Нх-1, выявлены в пластах Нх-Ш1 и Hx- Ш2. Залежи Нх-Ш1 и Hx- Ш2 связаны с пластами песчаников в верхней части горизонта Нх-Ш-1У. Песчаники кварцполевош патовые, мелкозернистые. В пласте Нх-Ш1 на северо-восточной (скв. 18) и южной (скв. 12) периклиналях песчаники замещаются глинистыми алевролитами. Песчаники пласта Нх-Ш2 полностью замещаются непроницаемыми алевролитами на западном крыле залежи.
Общая мощность песчаников непостоянна и изменяется в пласте Нх-Ш^ от 0 до 20 м, в пласте Нх-Ш1 от 0 до 14 м. Пористость коллектора колеблется в пределах 17,5-19%. Для песчаников этих пластов характерны прц сравнительно хороших емкостных свойствах ухудшенные фильтрационные свойства.
Водонефтяные контакты залежей пластов Нх-Ш1 и Нх-Ш2 приняты на абсолютных отметках соответственно -2727 и -2754 м. Залежи относятся к пластово-сводовым, литологически ограниченным, по величине рабочих дебитов - к низкодебитным, по величине запасов - к мелким.
Нефти нижнехетской свиты по составу метано-нафтеновые (ароматических УВ менее 15%) с небольшим содержанием смол и асфальтенов (около 4,5%). Плотность нефти при 200С равна 0,83 г/см3, вязкость - около 8 сСт. В составе попутных газов преобладает метан - 92-95%, этана и пропана -4-4,5%, азота - до 2%. В целом, по величине разведанных запасов нефти месторождение относится к категории крупных.
Открыто в 1972 году. Глубина залегания продуктивного горизонта – 2328-2646 м.
Арчегов В.Б., Степанов В.А., История нефтегеологических работ на территории Сибирской платформы и сопредельных структур. 2009
ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО ПРОГИБА. Глаголев П.Л., Мазанов В.Ф., Михайлова М.П.1994
Следующее Месторождение: Надымское