НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НОВОАЛЕКСАНДРОВСКОГО МЕСТОРООЖДЕНИЯ

Новоалександровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Южно-Ямальском нефтегазоносном районе Ямальской нефтегазоносной области.

Месторождение занимает особое положение среди остальных газовых и газоконден-сатнонефтяных месторождений Тюменской области. Хотя месторождение открыто (конец декабря 1964 г.) почти одновременно с первыми газовыми месторождениями (Северо-Тазовским, Тазовским, Заполярным, Уренгойским, Губкинским, Комсомольским и др.), разведка его затянулась на длительное время и в настоящее время в промышленную эксплуатацию не введено [1, c. 44].

В результате проведения геологоразведочных работ в последующие годы была доказана продуктивность ряда объектов в нижнемеловых - ХМ1, НП7, юрских - тюменская свита, Ю1-2 и палеозойских отложениях, которые дополнительно к утвержденным объектам в ГКЗ, числятся в настоящее время на Государственном балансе (всего 13 объектов):

Утверждены ГКЗ, на балансе:

Сеноманская залежь (ПК1), Аптская залежь (Т1), 1-я залежь (НП1), 2-я залежь (НП2-НП3), 3-я залежь (НП4), 4-я залежь (НП5-НП7), 5-я залежь (НП8), 6-я залежь (НП9-НП10) К2s,пл.ПК1, К1al,пл.ХМ1, К1a,пл.ТП1, К1g,пл.НП1, К1g,пл.НП2-3, К1g,пл.НП4, К1g,пл.НП5-6, К1g,пл.НП7, К1g,пл.НП8, К1v,пл.НП9-10 J2,тюменская свита, J1,пл.Ю1-2, J+PZ 5-2.

Утвержденные по ним запасы углеводородов составили: по нефти (извлекаемые) – категория С1–35,8 млн.т; категория С2–6,3 млн.т; по газу – категория В+С1-86.030 млрд.м3; категория С2–23.775 млрд.м3; по конденсату (извлекаемые) – категория С1–44,96 млн.т; категория С2 –1,47 млн.т.

После утверждения запасов ГКЗ в 1970 г. было пробурено дополнительно 89 скважин, что существенно увеличило продуктивный разрез месторождения и прирост запасов [2, c. 11]. Поставлены на баланс новые пласты: ХМ1, ХМ3, Ю2 (тюменская свита), Ю1-2, Ю-PZ. Но до настоящего времени геологическая изученность Новоалександровского месторождения, несмотря на большое количество пробуренных скважин, остается довольно слабой. Очень много неоднозначных и противоречивых данных ГИС и испытания, с объяснением возможных причин несоответствия. Не отобран керн из верхних пластов ПК1-ТП1-4. Изученность газоконденсатных шапок анализами состава пластового газа явно не достаточная. Мало отобрано также глубинных проб нефти. Кроме того, продуктивные пласты группы НП, имеют очень сложное геологическое строение.

Пласт ПК1 приурочен к кровельной части марресалинской свиты сеномана; пласты ХМ1 и ХМ3 - относятся к яронгской свите альба; ТП0, ТП1-4 - к танопчинской свите (аптской части) [3, c. 7-9].

К Новоалександровской серии ахской свиты берриас-валанжина относится наибольшее количество выделенных подсчетных объектов: НП1, НП2-3, НП4, НП51 и НП52, НП7, НП8 и пласты группы БЯ: БЯ22, БЯ23 и БЯ24. В среднеюрских отложениях (тюменская свита бай-ос-бата) выделены продуктивные пласты, объединенные в один подсчетный объект Ю2-6. К нижней юре (джангодская свита) относятся пласты Ю111, Ю112 и Ю113.

В палеозойских отложениях запасы газа, числящиеся на Госбалансе по категориям С1 и С2, не пересчитывались в связи с недоизученностью объекта и отсутствием кондиционных подсчетных параметров (письмо ГКЗ МПР РФ № CP-15/24 от 22.01.2003 г).

Палеозойские отложения испытаны в скважинах 88 (три объекта), 91, 104, 107, 109, 115, 124, 126, 129, 130 (три объекта), 131, 132 (два объекта), 134 (два объекта), 136, 138 (три объекта), 139, 146, 161, 179. Из скважин 88 (три объекта), 109, 125, 126, 130 (инт.2836-2844 м),131, 132 (два объекта), 136, 137 (инт. 2755-2765 м), 139, 161, 179 при испытании притока не получено. 5-3

Выделение подсчетных объектов основывалось на комплексе данных, включающих в себя результаты опробования, промыслово-геофизическую и сейсмическую характеристику в совокупности с детальной корреляцией продуктивной части разреза. При расчленении и корреляции разрезов скважин применялись также известные и широко распространенные методы по литологическим признакам, такие как методы прослеживания маркирующих горизонтов с учетом характера насыщения выделенных коллекторов. Характер насыщения коллекторов играет первостепенную роль при корреляции апт-альбской песчано-глинистой толщи, в которой отсутствуют выдержанные глинистые пачки.

При корреляции сеноманских, апт-альбских отложений маркирующей границей служит кровля покурской свиты. Для пластов группы НП и Ю2-6 (Новоалександровской и тюменской свит) маркирующей границей служит хорошо коррелируемая кровля тюменской свиты, стратиграфически совпадающая с продуктивным пластом Ю2.

В предыдущем подсчете запасов (1969 г.) была принята пликативная модель строения залежей. В настоящем отчете по новым сейсмическим данным 3D, полученным после утверждения запасов УВ ГКЗ, принята дизъюнктивная модель.

Список литературы:

1. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. - М.: Недра, 1970.
2. Никитин Ю.И., Федорова Т.И. (НВ НИИГГ) Тектоника и нефтегазоносность отложений девона зоны сочленения Бузулукской и Прикаспийской впадин
3. Овчинников В.В. Новые данные о геологическом строении Бузулукской впадины//Геология нефти и газа. - 1991. - №2 - С.7-9.