отчет. Разработки месторождения или отдельной залежи. 6
 Скачать 1.39 Mb.
|
2.Краткая горно-геологическая характеристика месторождения.Границы деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» 300 км с востока на запад и 150 км с севера на юг. Общество ведёт добычу углеводородов на 13 месторождениях: Барсуковском, Северо-Комсомольском, Комсомольском, Губкинском, Верхне-Пурпейском, Ново-Пурпейском, Западно-Пурпейском, Тарасовском, Южно-Тарасовском, Северо-Тарасовском, Усть-Харампурском, Харампурском и Фестивальном. Более 70% запасов нефти и газового конденсата сосредоточено на четырёх крупных месторождениях: Барсуковском, Харампурском, Тарасовском и Комсомольском. Общее количество скважин: 5158 Общее количество кустовых площадок: 466 Протяжённость трубопроводов: 4068, 952 км - это расстояние от Губкинского до Калининграда.  Рис.2.1.Опорная база Тарасовского газоконденсатнонефтяного месторождения Таблица 2.1. Общие сведения
Историческая справка: 22 января 1986 года на Тарасовское месторождение прибыл первый десант буровиков Чечено-Ингушского управления буровых работ. 13 июня 1986 года с пробуренной ими первой эксплуатационной скважины № 1458 на кустовой площадке 48-А с глубины 2606 метров пошла первая нефть Тарасовки. С неё и началась история «Пурнефтегаза». Месторождение названо Тарасовским в честь бурового мастера Тарко-Салинской нефтеразведочной экспедиции Андрея Фёдоровича Тарасова. По величине извлекаемых запасов месторождение относится к крупным. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют более 160 млн тонн. Начальные извлекаемые запасы конденсата – более 5 млн тонн. Геологическая структура месторождения: расположено в пределах Верхне-Пурского крупного вала. Геологический разрез Тарасовского месторождения представлен породами двух структурных подразделений: метаморфизованными складчатыми доюрских образований фундамента и терригенными платформенного чехла мезозойско-кайнозойского возраста. Продуктивные пласты Тарасовского месторождения относятся к сеноманскому и неокомскому нефтегазоносным комплексам. Месторождение является многозалежным и многопластовым. По физико-химическим свойствам нефть лёгкая, малосернистая, малосмолистая, парафинистая. По углеводородному составу относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.  Рис.2.2.Опорная база Барсуковского нефтегазоконденсатного месторождения Таблица 2.2. Общие сведения
Историческая справка: Открыто 13 августа 1984 года. При опробовании первой поисковой скважины № 121 из пласта БС12 получен фонтан нефти дебитом 51,8 м3/сут на штуцере 8 мм. Поисково-разведочные работы осуществлялись Ноябрьской нефтегазоразведочной экспедицией. На месторождении открыто 49 залежей углеводородов, из них 29 нефтяных, 9 нефтегазоконденсатных, 7 газоконденсатных и 4 газонефтяных, в 26 пластах, в стратиграфическом диапазоне от сеномана до валанжина включительно. Месторождение названо в честь первого начальника Главтюменнефтегазстроя Министерства нефтяной и газовой промышленности Алексея Сергеевича Барсукова. Геологическая структура месторождения: Барсуковское месторождение приурочено к западной части Пякупурского куполовидного поднятия, осложнённого западной частью Комсомольского крупного купола и Барсуковским локальным поднятием на юге. Продуктивные пласты Барсуковского месторождения относятся к сеноманскому и неокомскому нефтегазоносным комплексам. Месторождение является многозалежным и многопластовым. Тип залежей: пластово-сводовые, литологически экранированные и водоплавающие. Нефть залежей Барсуковского месторождения относится к смешанному типу с преобладанием нафтеновых углеводородов для залежей пластов группы ПК и с преобладанием метановых углеводородов для группы пластов БС. По мере увеличения глубины залегания пластов наблюдается улучшение качества нефти, постепенный переход от тяжёлых углеводородов к более лёгким.  Рис.2.3.Опорная база Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения Таблица 2.3. Общие сведения
Историческая справка: Открыто 28 марта 1979 года. При опробовании поисковой скважины № 301 получен нефтегазоводяной фонтан дебитом нефти 21,2 м3/сут, газа – 17, 3 тыс. м3/сут и воды – 55 м3/сут соответственно на штуцере 8 мм. Поисково-разведочные работы велись Тарко-Салинской нефтеразведочной экспедицией. По величине извлекаемых запасов месторождение относится к крупным. Начальные извлекаемые запасы нефти составляют более 110 млн тонн. Геологическая структура месторождения: в тектоническом отношении месторождение приурочено к Южно-Харампурскому и Северо-Харампурскому локальным поднятиям, расположенным в пределах антиклинальной структуры – Харампурского малого вала. Геологический разрез Харампурского месторождения сложен мощной толщей песчано-глинистых пород мезозойско-кайнозойского возраста, залегающих на размытой поверхности доюрских образований. В изученной части разреза Харампурского месторождения установлены залежи в следующих нефтегазоносных резервуарах: - туронский – газовый; - сеноманский – преимущественно газовый; - апт-альбский – нефтегазовый; - валанжин-готеривский – нефтегазовый; - юрский – преимущественно нефтяной. На этом месторождении наблюдается зональность как в размещении залежей разного насыщения, так и физико-химических свойств нефтей и газов. К верхней части разреза, к группе пластов ПК приурочены залежи тяжёлых нефтей и преимущественно сухих газов. По физико-химическим свойствам эти нефти малосернистые, малосмолистые и смолистые, малопарафиновые и парафиновые. С глубиной происходит изменение физико-химических свойств углеводородов, насыщающих продуктивные отложения. Высокое газосодержание, давление и температура способствовали образованию на этих глубинах газоконденсатных залежей. Растворённый в нефти газ имеет метановый состав, с увеличением глубины залегания продуктивных пластов содержание метана уменьшается и увеличивается доля тяжёлых углеводородных элементов. Свободные газы сухие, с пониженным содержанием гомологов метана. Конденсаты Харампурского месторождения по групповому углеводородному составу можно отнести к метаново-нафтеновым. |