Файл: Учреждение высшего профессионального образования санктпетербургский государственный университет.docx

Добыча нефти за 2015 год – 499 тыс.т

Месторождение разрабатывается тепловыми методами.

Таблица 6.

Характеристика залежей Висового месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи м	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость Мкм2	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
D3fm-IV	Карб	48,2	28,5	3109-3185	/8,4	12	13	92	0,918	9,9	2,3
D2fm-III	карб	4,9	1,7	3157- 3182	/4,5	16		80	0,918	9,9	1,2

Тэдинское месторождения территориально приурочено к Хорейверской НГО, открыто в 1989 году. На территории месторождения выявлено 4 залежи. Залежь расположена в верхедевонских отложениях, площадью 2,3 кв.м на глубине 3125-3159 м. Пласт-коллектор приурочен к карбонатным отложениям верхнего девона c пористостью 16%, проницаемостью – 40 мД и нефтенасыщенностью в 94%. Температура в пласте составляет 75 ̊ С, пластовое давление – 34,6 МПа. Начальные геологические запасы нефти з составляют в 0,74 млн.т, плотность нефти – 0,922 г/см3 и вязкость – 6,8 мПас*c. (таб.7)На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 – 410 тыс.т, категории С2 - 10 тыс.т. (рис.18)

Месторождение разрабатывается тепловым методом.
Таблица 7.

Характеристика залежей Тэдинского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи М	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость мД	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
Сев. Купол D3fm,пл III	Карб	2,3	0,74	3125-3159	2,3/2,3	16	40	94	0,922	6,8	2,4
Южный купол D3fm пл III а вост блок	Карб	6,6		3156-3242	26,8/26,8	12,6	510	81	0,925	10,8	2,4
Сев куп D3fm пл III а вост блок	Карб	2,0		3171-3226	13,7/13,7	9,6	10	88	0,924	120	2,6
Юж куп D3fm пл III а вост блок	карб	3,0		3219-3263	8,5/8,5	11,4	14	70	0,927	10

---

Рисунок 18. Динамика добычи нефти, тыс.т (по данным Госбаланса).

Западно-Хоседаюское месторождение находится на территории Хорейверской НГО, было открыто в 1985 году. На месторождении выявлено 2 залежи в рифогенных фаменских отложениях верхнего девона, наиболее продуктивной является залежь с площадью 44,4 кв.км, расположенной на глубине 2989 м. Возраст карбонатного пласта-коллектора – верхний девон с пористостью 11%. Нефтенасыщенность составляет 88%. Начальное пластовое давление 29,9 МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 6 млн.т, плотностью нефти – 0,933 г/см3 и вязкостью в 83,45 мПас*c. (таб.8) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 – 26517 тыс.т, категории С2 - 2017 тыс.т.

Добыча нефти за 2015 год – 1596 тыс.т

Месторождение разрабатывается тепловыми методами.

Таблица 8.

Характеристика залежей Западно-Хоседаюского месторождения (по данным Госбаланса)

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи м	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость Мкм2	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
D2fm-IV	карб	44,4	6	2989	1,67/1,67	11		88	0,933	83,45	3,2
D3fm-III	карб	32,4	30,5	3053-3122	9,2/9,2	15		81	0,931	110,6	2,9

Среднемакарихинское месторождение находится на территории Хорейверской НГО, было открыто в 1970 году. На месторождении выявлено 2 залежи с площадью 3,2 кв.км, расположенной на глубине 1696 м. Возраст карбонатного пласта-коллектора – верхний карбон с пористостью 16%, проницаемость – 80 мД.. Нефтенасыщенность составляет 85%. Начальное пластовое давление 18 МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 3,4 млн.т, плотностью нефти – 0,979 г/см3 и вязкостью в 127 мПас*c. (рис.9) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 -19160 тыс.т, категории С2 – 339 тыс.т. (рис.19)

---

Месторождение разрабатывает
Таблица 9.

Характеристика залежей Среднемакарихинского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи М	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость Мкм2	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
C3	карб	3,2	3,4	1696-	48/8,4	16	80	85	0,979	127	2,6
C3	карб	42,4	22,3	4194-	95/25,5	2,8	3	90	0,939	1,54	0,3

Рисунок 19. Динамика добычи нефти, тыс.т (по данным Госбаланса).

Северо-Ошкотынское месторождение находится на территории Хорейверской НГО, было открыто в 1992 году и о расположено в центральной части Хорейверской впадины. На месторождении выявлено 3 залежи с площадью 9,2 кв.км, расположенной на глубине 3104 м. Возраст карбонатного пласта-коллектора – верхний девон с пористостью 10,1%, проницаемость – 0,049 мкм2.. Нефтенасыщенность составляет 90%. Начальное пластовое давление 32,3 МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 12,6 млн.т, плотностью нефти – 0,928 г/см3 и вязкостью в 62 мПас*c. (таб.10) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 -5512тыс.т, категории С2 - 0тыс.т.

Месторождение не разрабатывается (данных по добыче нет).
Таблица 10.

Характеристика залежей Северо-Ошкотынского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология Пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи м	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость Мкм2	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
D3fm-III	Карб	9,2	12,6	3104-	17,34/17,34	10,1		90	0,928	62	2,1
D3fm-IIIa	Карб	9,2	0,6	3104-	1,2/1,2	7		91	0,931	49,41	1,7
D3fm-IY	Карб	9,1	0,5	3146-	1,2/1,2	6		94	0,938	485,7	1,6

---

Варандей-Адьзвинская НГО
Варандейское месторождение находится на территории Варандей-Адьзвинской НГО, было открыто в 1974 году и находится в северной части вала Сорокина. На месторождении выявлена одна залежь с площадью 43,1 кв.км, расположенная на глубинах 1285-1390 м. Возраст терригенного пласта-коллектора – нижний триас с пористостью 27%, проницаемость – 314 мД. Нефтенасыщенность составляет 70%. Начальное пластовое давление 13,2 МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 25,7 млн.т, плотностью нефти – 0,961 г/см3 и вязкостью в 28,2 мПас*c. (таб.11) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 -189 тыс.т, категории С2 - 37 тыс.т.

Месторождение не разрабатывается (данных по добыче нет).
Таблица 11.

Характеристика залежей Варандейского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи м	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость Мкм2	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
T1+T2 (харалейск.св)	Тер	43,1	25,7	1285-1390	5,7/5,7	27	314	70	0,961	128,2	2,7

Западно-Лекейягинское месторождение расположено на территории Варандей-Адьзвинской НГО, было открыто в 1988 году. На месторождении выявлено несколько залежей, продуктивной является залежь с площадью 32,9 кв.км, расположенная на глубинах 1364-1534 м. Возраст карбонатного пласта-коллектора – нижний карбон с пористостью 13%, проницаемость – 16 мД. Нефтенасыщенность составляет 70%. Начальное пластовое давление 14 МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 85.7 млн.т, плотностью нефти – 0,952 г/см3. (таб.12) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 -23080 тыс.т, категории С2 - 9021 тыс.т.

---

Добыча нефти за 2015 год – 7 тыс.т

Предположительно месторождение разрабатывается тепловыми способами.

Таблица 12.

Характеристика залежей Западно-Лекейягинского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи М	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость Мкм2	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
C1t	карб	32,9	85,7	1364-1534	12,8/12,8	13	16	70	0,952		2,0

Лабаганское месторождение расположено на территории Варандей-Адьзвинская НГО, было открыто в 1985 году и приурочено к валу Сорокина. На месторождении выявлено 6 залежей, площадью 6,1 кв.км, расположенных на глубинах 870-920 м. Возраст терригенного пласта-коллектора – нижний триас с пористостью 24%, проницаемость – 180 мД. Нефтенасыщенность составляет 60%. Начальное пластовое давление 9,2 МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 8,8 млн.т, плотностью нефти – 0,963 г/см3. (таб.13) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 -22922 тыс.т, категории С2 - 3760 тыс.т.

Добыча нефти за 2015 год – 1 тыс.т

Предположительно месторождение разрабатывается тепловыми способами.
Таблица 13.

Характеристика залежей Лабаганского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология Пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи м	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость Мкм2	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
T1 чаркабожская св.	Тер	6,1	8,8	870-920	4,2/4,2	24	80	60	0,96		2,6
Т1 (базальный гор-т)	Тер	21,7	15,8	1070-1150	5/5	26	262	60	0,948		1,9
Р2u	Тер	12,5	17,5	1120-1180	8,6/8,6	29	240	63	0,963	427	1,9
P1k	Тер	2,7	1,4	1150-1650	3,9/3,9	25	24	58	0,964	0,43	2,3
P1ar	Тер	28,5	40,9	1400-1500	10,6/10,6	22	580	69	0,943	72,9	2,4
P1as риф	Тер	2,8	1,9	1550-1650	13,1/13,1	9	100	61	0,949	0,2	2,4

---