Месторождение: Харьягинское (ID: 36100)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1970

Источник информации: Росгеолфонд

Метод открытия:

Площадь: 1461.65 км²

Описание

Харьягинское нефтяное месторождение

 

Харьягинское месторождение расположено в пределах одноименного вала в центральной части Колвинского мегавала. Месторождение приурочено к отдельным куполам вала, причем некоторые залежи едины по всей площади, а другие локализованы в пределах отдельных куполов.

Месторождение является многопластовым: залежи нефти установлены в интервале разреза мощностью 2600 м в стратиграфическом диапазоне от среднедевонских до нижнетриасовых отложений. Выявлено не менее 20 нефтеносных пластов, содержащих более 30 залежей.

По суммарным извлекаемым запасам нефти месторождение относится к категории крупных.

Залежи нефти в терригенных отложениях афонинского эйфельского яруса среднего девона. В пределах Харьягинского месторождения в терригенных отложениях афонинского горизонта эйфельского яруса выявлено четыре залежи: пласта I11 D2af, пласта I12D2af, пласта III D2af Центрально-Харьягинского купола, пласта III D2af Южно-Харьягинского купола

Залежи сводовые пластовые, литологически (залежи I11D2af и I12D2af), литологически и тектонически экранированные (залежи III D2af Центрально-Харьягинского купола и III D2af Южно-Харьягинского купола), залегают на глубинах от 3744 (залежь III D2af Центрально-Харьягинского купола) до 3960 м (залежь I11D2af). Высоты нефтяных залежей варьируют от 18 (залежь I12D2af) до 120 м (залежь III D2af Южно-Харьягинского купола).

Вмещающие отложения представлены преимущественно кварцевыми песчаниками, не выдержанными по площади. Пористость коллекторов составляет 8-11%. Средневзвешенные эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 2 (залежь I11D2af) до 10 м (залежь III D2af Центрально-Харьягинского купола). Флюидоупорами для залежей служат глины с прослоями глинистых известняков мощностью до 80 м.

Нефти залежей легкие, парафинистые и высокопарафинистые, малосмолистые, малоасфальтенистые и малосернистые.

Запасы нефти афонинских отложений составляют 2,8% от суммы запасов по месторождению.

Залежи нефти в терригенных старооскольских отложениях среднего девона («верхняя пачка») приурочены к верхней пачке Центрально- Харьягинского купола и к верхней пачке Южно-Харьягинского купола.

Нефтяные залежи сводовые, пластовые, тектонически и литологически экранированные, залегают на глубинах от 3483 (Южно-Харья- гинский купол) до 3648 м (Центрально-Харьягинский купол) (рис.1). Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками порового типа с пористостью 12%. Эффективные нефтенасыщенные мощности по залежам изменяются от 3,2 до 21,7 м в пределах Центрально-Харьягинского купола и от 0,8 до 9 м на Южно-Харьягинском куполе.

 

Рис. 1. Харьягинское нефтяное месторождение. Нефтяная залежь в верхней пачке D2st. Структурная карта кровли проницаемых песчаников верхней пачки старооскольского надгоризонта среднего девона (по материалам ПечорНИПИ- нефть, 2000 г.).

Региональной покрышкой является тиманско-саргаевская преимущественно глинистая толща мощностью 70-96 м.

Максимальные дебиты при испытании скважин Центрального купола составляли 242 т/сут (9 мм штуцер), скважин Южно-Харьягинского купола - 285 т/сут (9 мм штуцер).

Нефти в залежах относятся к легким, высокопарафинистым, малосмолистым, малоасфальтенистым, малосернистым.

Извлекаемые запасы нефти залежей «верхней пачки» старооскольских отложений составляют 12,8% от всех запасов месторождения.

Залежь нефти в терригенных джъерских отложениях верхнего девона (пачка «А») сводовая, пластовая, литологически экранированная, залегает на глубине 3568 м, имеет небольшие размеры - 8x4-1,5 км, высота 68 м.

Продуктивные отложения представлены разнозернистыми песчаниками с пористостью 12% с прослоями алевролитов и гравелитов. Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 3,2 до 5,9 м. Покрышкой залежи служит тиманско-саргаевская преимущественно глинистая толща мощностью 70-96 м.

Дебиты при испытании скважин залежи достигали 33,9 м3/сут. на 3 мм штуцере.

В стандартных условиях нефть легкая, содержит максимально высокое для всего Харьягинского месторождения количество парафинов (32,71%), содержание смол и асфальтенов достигает средних значений при низких концентрациях серы (0,05%).

Извлекаемые запасы нефти залежи пачки «А» джъерских отложений составляют незначительную часть (1,5%) от запасов всего месторождения.

Залежь нефти в карбонатных отложениях фаменского яруса верхнего девона (пласт III) связана с барьерным рифом, характеризующимся цикличным строением и зональным развитием коллекторов, представленных порово-кавернозными известняками в верхней части рифа и доломитами в нижней его части. Рифовая система пересекает Харьягинское поднятие почти вкрест его простирания и прослеживается по материалам сейсморазведочных исследований в районы Денисовской и Хорейверской впадин.

Вследствие того, что развитие коллекторов в рифовой системе носит зональный характер, залежи выделяются в пластах D3-I, D3-II и D3-I1I, разделенных глинисто-карбонатными породами трансгрессивных фаз и зарифовых фаций (рис.2).

Залежи в пластах D3-I и D3-II, незначительны по размерам и малодебитные. Залежь в пласте D3-III является самой большой по размерам. Залежь сводовая, массивная, только тектонически экранированная. Ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 17,0x8-7 км, высота - 452 м.

 

Рис. 2. Харьягинское нефтяное месторождение. Геологический разрез продуктивных рифогенных отложений верхнего девона по линии скважин 58-51- 3-48-44-47-56/11 (Елохин и др., 1984 г.).

Залежи в пластах D3-I и D3-II, незначительны по размерам и малодебитные. Залежь в пласте D3-III является самой большой по размерам. Залежь сводовая, массивная, только тектонически экранированная. Ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 17,0x8-7 км, высота - 452 м.

Продуктивные отложения сложены органогенными известняками пористыми, кавернозными со средней пористостью 10%. Эффективные нефтенасыщенные мощности коллекторов колеблются от 0,8 м и 4,4 м вблизи границы замещения рифогенных отложений предрифовыми фациями до 43,4-43,0 м в сводовой части. Покрышкой являются плотные глинисто-карбонатные отложения фаменского возраста мощностью 30-40 м.

Залежь характеризуется высокой продуктивностью.

В поверхностных условиях нефть относится к классу легких, характеризуется высоким содержанием парафинов, низким количеством смол, асфальтенов и серы.

Извлекаемые запасы нефти залежи (пласт III) составляют значительную часть (29,7%) от запасов всего месторождения.

Залежи нефти в карбонатных ассельско-сакмарских отложениях нижней перми сводовые, массивные, локализованы в пределах северного и южного кополов.

Залежи залегают на глубинах от 1480 до 1760 м. Коллекторы представлены известняками органогенно-детритовыми, органогенно-обломочными, водорослевыми, иногда водорослево-фораминиферовыми, пористыми (14-16%), кавернозными. Эффективные нефтенасыщенные мощности коллекторов Северного купола колеблются от 8,6 до 17,0 м, Южного - от 7,6 до 11 м. Флюидупором для залежей являются слабопроницаемые карбонатные отложения артинско-кунгурского возраста мощностью от 1 до 20 м.

Фонтанные притоки нефти по залежам при испытании достигали 100 т/сут.

Нефти залежей относятся к классу легких, вязких. В них содержится низкое количество парафинов, смол, асфальтенов и серы.

Извлекаемые запасы нефти залежей ассельско-сакмарских отложений составляют 4,5% от запасов всего месторождения.

Залежи нефти в карбонатных артинских отложениях нижней перми также приурочены к Южному и Северному куполам.

Залежи сводовые, пластовые, литологически экранированные, залегают на глубинах 1730-1840 м, высоты составляют 53 м (Северный купол) и 71 м (Южный купол) (рис.3).

Артинские отложения представлены известняками, глинами и алевролитами. Коллекторами являются карбонатные прослои, отличающиеся зональной неоднородностью. Открытая пористость отложений составляет 19-20%. Эффективные нефтенасыщенные мощности Северного купола изменяются от 0,6 до 8,6 м, Южного - от 4,4 до 8,4 м. Флюидоупором залежей являются глинисто-алевролитовые отложения кун- гурского яруса.

Максимальный дебит составил 71 т/сут. через штуцер диаметром 7 мм.

 

Рис. 3. Харьягинское нефтяное месторождение. Геологический разрез продуктивных пермских отложений вкрест простирания южного купола по линии скважин 51-81-64-74-45 (Елохин и др., 1984 г.).

Нефти легкие, маловязкие с низким содержанием парафинов, смол, асфальтенов и серы.

Извлекаемые запасы нефти залежей в артинских отложениях составляют 4,5% от запасов всего месторождения.

Залежи нефти в терригенных верхнепермских отложениях сводовые, пластовые, выделяются в пределах Центрально-Харьягинского поднятия (12 залежей).

Продуктивные отложения залегают на глубинах от 1470 (залежь Р2 - ХП+ХШ) до 1700 м (залежь Р2-II Северного купола). Высоты залежей составляют 12 (залежь Р2-П Северного купола) - 102 м (залежь P2-V). Вмещающие породы представлены мелко-среднезернистыми, неравномерно глинистыми песчаниками с пористостью 20-23%. Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 0,6 до 10 м. Флюидоупором для нефтяных скоплений являются глинистые толщи верхней перми.

Дебиты при испытании скважин составляли 21-85 т/сут. (залежь Р2-II, Южный купол).

Нефти в большинстве случаев являются легкими, характеризуются высоким содержанием парафинов, низким количеством смол и серы, средними концентрациями асфальтенов.

Залежи нефти в терригенных триасовых отложениях сводовые, пластовые, зачастую литологически экранированные и ограниченные. Госбалансом учтены запасы по 8 залежам. Глубины залегания продуктивных отложений изменяются от 1250 (залежь T1-VIII Южный купол) до 1465 м (залежь Т1-I, Северный купол). Нефтенасыщенными породами является базальный пласт песчаников с прослоями конгломератов. Коллекторы порового типа с пористостью 22-28% и эффективной нефтенасыщенной мощностью до 3-4 м. Покрышкой служат глинистые вмещающие толщи.

Дебиты скважин при испытании достигали 30 т/сут. (залежь «Т1-I», Южный купол).

В поверхностных условиях нефти в залежах являются легкими, сред- непарафинистыми, малосмолистыми, малосернистыми.

Извлекаемые запасы нефти залежей в триасовых отложениях 3,6% от запасов всего месторождения.

 

Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М. Д. Белонин, О. М. Прищепа, Е. Л. Теплов и др. - С.-Петербург, Недра, 2004. - 396 с.

 



Следующее Месторождение: Падимейское