Пайдугинская НГО

Межовско -Калгачский НГР.

Арчинское газоконденсатнонефтяное, PZ

Урманское газоконденсатнонефтяное, PZ

Пайдугинская нефтегазоносная область, Усть-Тымский нефтегазоносный район (Усть-Тымская впадина)

В состав Пайдугинской НГО на территории Томской области входят следующие нефтегазоносные районы: Усть-Тымский, Парабельский, Куржинский, Бакчарский, с общей площадью 89071 км2.,

В Пайдугинской НГО открыто 5 нефтяных месторождений: Чкаловское, Соболиное, Гураринское, Линейное, Киев-Ёганское, Вартовское,

Чкаловское нефтяное месторождение.

Открыто в 1977 году. По состоянию на 1.01.2005г. всего пробурено 15 поисково-разведочных скважин. Расположено в Александровском районе на севере Томской области.

Чкаловское локальное поднятие выявлено в 1968 году и подготовлено под глубокое бурение в 1975 году сейсморазведочными работами МОГТ. По отражающему горизонту II-а (подошва баженовской свиты) поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку, оконтуренную изогипсой – 2500 м, площадью121 км2 и амплитудой 85 м. По отражающему

Горстовое нефтяное месторождение открыто в 1988 г. и находится в Александровском районе на севере Томской области.

В тектоническом плане приурочено к южной периклинальной части Охтеурского вала – структуры II порядка, осложняющей центральную часть Александровского мегавала. Горстовая структура была выявлена и подготовлена к поисковому бурению сейсморазведочными работами МОГТ Томским геофизическим трестом в 1980 г. Плотность сети сейсмических профилей (около 1 пог. км на 1 км² площади).

В 1987 г. Горстовая площадь введена в глубокое поисковое бурение Александровской нефтегазоразведочной экспедицией, входящей в состав ПГП «Томскнефтегазгеология» В этом же году была пробурена и в 1988 г. испытана в колонне параметрическая скважина Р-90.

Первооткрывательницей месторождения является параметрическая скважина 90, пробуренная в своде южного купола Горстовой структуры. Скважиной установлена аномально высокая степень песчанистости большей части разреза васюганской свиты и получены промышленные притоки нефти из горизонта Ю ₁. Продуктивными являются пласты Ю₁ ¹ и Ю ₁ ³ верхневасюганской подсвиты верхнеюрского возраста, литологически представлены песчаниками мелкозернистыми, средней крепости. При испытании пласта Ю ₁ ¹ в скважине 90 получен приток нефти дебитом 8,1м³/сут. на динамическом уровне 975 м. При испытании пласта Ю₁³ в этой же скважине получен приток нефти дебитом 4,2 м³/сут на динамическом уровне 867 м.

В 1989 г. пробурена скважина Р-91. Установлена глинизация песчаников и ухудшение коллекторских свойств песчаных пластов горизонта Ю₁, но при испытании в колонне притоки нефти все же получены. На расстоянии 3,2 км к юго-западу от скважины Р-91 в 1990 г. пробурена скважина Р-92. Здесь песчаные пласты горизонта Ю₁ также имеют низкие значения ФЕС, но по керну отмечены нефтепризнаки.

Продуктивными являются пласты Ю₁ ¹ и Ю ₁ ³ верхневасюганской подсвиты верхнеюрского возраста, литологически представлены песчаниками мелкозернистыми, средней крепости.

При испытании пласта Ю ₁ ¹ в скважине 90 получен приток нефти дебитом 8,1м³/сут. на динамическом уровне 975 м. При испытании пласта Ю₁³ в этой же скважине получен приток нефти дебитом 4,2 м³/сут на динамическом уровне 867 м.

С учетом бурения и испытания скважины 90 произведен в 1988 году впервые подсчет запасов нефти по пластам Ю₁ ¹ и Ю ₁ ³

Водонефтяной контакт в залежах не установлен. Запасы категории С ₁ подсчитаны по пласту Ю ₁ ¹ пределах а.о. - 2232 м (подошва пласта в скв.90). По пласту Ю ₁ ³ за поверхность раздела нефть - вода принята подошва интервала перфорации на а.о. -2252 м. Горстовое месторождение по запасам нефти относится к категории мелких.

Северное месторождение в административном отношении находится в Александровском районе на севере Томской области и одновременно своей северной частью на территории Тюменской области.

В пределах Александровского свода, к которому приурочено Северное месторождение, нефтегазоносность установлена в диапазоне отложений юрского и мелового возраста.

К настоящему времени в пределах свода открыто четыре нефтяных (Вахское, Чебачье, Проточное, Кондаковское) месторождения и одно нефтегазовое - Северное.

По результатам бурения и испытания скважин предполагаемый этаж нефтегазоносности составляет 1770 м. Он включает часть разреза от ипатовской до наунакской свиты.

Горизонт Ю-I. Признаки нефтеносности по керну были обнаружены в скважинах 106, 201, 204, 211, 412. Однако при испытании этого горизонта во всех скважинах были получены притоки минерализованной воды.

Ачимовская пачка (пласт Б _16-20). Признаки нефтеносности отмечены по керну в скважине 105. В скв. 103 при испытании пачки в интервале 2066,0 - 2073,0 м получен приток воды дебитом 0,8 м^З/сут. с пенкой нефти на динамическом уровне 743,0 м.

Пласты группыБ _{10 -15}. Признаки нефтегазоносности по керну отмечены в скважинах 201 и 204. При испытании пластов в этих скважинах получены незначительные притоки пластовой воды без признаков нефти.

Пласт Б₉. Основной нефтяной пласт на месторождении, был испытан в 29 скважинах. Пласт Б₉ на глубинах от 1836,8 до 2326,0 м. Общая толщина пласта изменяется от 12,0 м до 48,2 м., эффективная от 0 до 15,1 м, нефтенасыщенная от 0 до 15,1 м.

Пласт Б₉ прослеживается по всему месторождению. Его толщина и коллекторские свойства улучшаются в восточном направлении. Судя по материалам ГИС, керну, испытанию скважин и структурным построениям, на северном блоке месторождения пласт Б₉ является водоносным.

На южном блоке пласт испытан в 6 скважинах. Скважина 202 расположена за контуром нефтеносности, остальные скважины дали притоки нефти дебитом до 73,2 м^З/сут. на 8 мм штуцере.

ВНК по этому блоку проводится по данным испытания скважины 203, где при испытании интервала пласта на абсолютных отметках 1857,0 - 1900,0 м. была получена чистая нефть без признаков воды дебитом 1,9 м^З/сут.

Испытание скважины 207 в интервале 1869,0 - 1872,0 м дало приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 1,6 м^З/сут. На восточном блоке пласт был испытан в 12 скважинах. Здесь везде была получена чистая нефть без признаков воды. Нефть имеется в своем составе растворенный газ, причем газовый фактор закономерно увеличивается к более возвышенным частям структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке минус 1832м по 208 скважине, где из интервала испытания на абсолютной отметке минус 1817,7 -1832,1 м. был получен приток нефти 7,7 т/сут.

На Северном месторождении залежи нефти также связаны с другими песчаными пластами: Б _0-1, Б ₂, Б₃, Б ₄, Б ₇, А ₁, А ₂, А₃, А₄, А₅, А₆, А _9-12, ПК ₁, ПК₇, ПК₈, ПК₉, ПК₁₁, ПК₁₂, ПК₁₃, ПК₁₄, ПК₁₅, ПК₁₆, ПК₁₇, ПК _18-20.

Самая верхняя залежь в разрезе Северного месторождения выявлена в песчаниках слабосцементированных ипатовской свиты. В скважине 103 в интервалах 425-443 м и 396-407 м получен фонтан газа с водой дебитом 5,4тыс. м³/сут. В скважинах 205, 206, 207 песчаники ипатовской свиты оказались водонасыщенными по результатам испытания в эксплуатационной колонне.

Средневасюганское нефтяное месторождение. Расположено в среднем течении р. Васюган, на её левом берегу, 000км от пос. Средний Васюган. В административном отношении находится в Каргасокском районе на западе Томской области. Месторождение открыто в 1965 году бурением поисковой скважины 5 Приурочено к антиклинальной структуре почти широтного простирания и осложняе

На территории Среднеобской НГО в Томской области открыто 7 нефтяных месторождений, крупнейшим из них является Советское. На всех из них залежи УВ

Советское нефтяное месторождение открыто в 1962 г. Большая часть его площади находится в Александровском районе на северо-западе Томской области, меньшая площадь – в Нижневартовском районе Тюменской области. В 15 км от месторождения расположен базовый г. Стрежевой, Работы по разработке Советского месторождения осуществляет НГДУ «Стрежевой нефть»«Томскнефть»

Лугинецуое ГКН

Казанское ГКН

Игольско-Таловое нефтяное

Вахское нефтяное

Двуреченское нефтяное

Дата добавления: 2014-12-27