Новопортовское (Novoportovskoye) нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), открытое в 1964 г, расположено на юге полуострова Ямал в 30 км на северо-запад пос. Новый Порт и Обской губы Карского моря, в 360 км к северо-востоку от г Салехард.
Его залежи образовались примерно 400 млн лет назад.
- наличие низкопроницаемых коллекторов,
- многочисленные тектонические нарушения, приводящие к высокой расчлененности залежей,
- мощная газовая шапка,
- сложное геологическое строение разреза и характер нефтегазоносности.
Поэтому, хотя Новопортовское НГКМ открыто сравнительно давно, оценить его сырьевой потенциал и оптимальный способ разработки смогли только несколько лет назад, когда специалисты Сибирского отделения РАН провели соответствующие буровые и геофизические работы и создали геологическую модель месторождения.
Месторождение по запасам относится к классу крупных.
Геологи считают Новопортовское самым крупным месторождением на Ямале.
Извлекаемые запасы по категории C1 и С2 - более 250 млн т нефти и газового конденсата, газа - более 320 млрд м3.
Сорт нефти, добываемый на месторождении, называется Novy Port.
Работы по доразведке залежей ведутся здесь геологами Ямалгеофизики.
В 2012 г Газпром передал Новопортовское месторождение Газпром нефти.
Эксплуатационное бурение на месторождении началось в июне 2014 г.
До августа 2014 г нефть с Новопортовского месторождения отгружалась только в зимний период - сырье доставлялось на железнодорожную станцию Паюта для дальнейшей отправки потребителям.
Контракт на 1ю морскую поставку нефти с Новопортовского месторождения заключен в середине августа 2014 г.
Для обслуживания месторождения Газпром нефть создала собственный ледокольный флот: 6 нефтеналивных танкеров ледового, 2 технологичных дизель - электрических ледокола.
При участии В. Путина был открыт морской нефтетерминал Ворота Арктики, предназначенный для обеспечения круглогодичной отгрузки нефти с Новопортовского месторождения.
В марте 2017 г на месторождении был успешно проведен 20-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП) по «бесшаровой» технологии.
Летом 2017 г на месторождении были поставлены рекорды скорости проходки и началась промышленная эксплуатация пласта НП8.
В январе 2018 г там завершилось строительство многозабойной скважины с 4 горизонтальными обсаженными стволами.
К 2020 г на Новопортовском месторождении можно будет добывать 6-9 млн т/год нефти.
В апреле 2016 г Газпром нефть продлила лицензию на Новопортовское НГКМ до 2150 г.
Оператор - Газпромнефть-Ямал.
Месторождение площадью в около 500 км2 включает в себя 30 залежей углеводородов, в тч:
- 5 газовых (ПК1-3 и пласты палеозоя),
- 3 газонефтяных (XM1, ХМ2, TП1-4),
- 2 газоконденсатных (Ю2, Ю22),
- 15 газоконденсатонефтяных (НПо, НП11, НП12, НП20, НП2-3, НП4, HП5-71, НП5-72,НП8, НП9, НП10, HП11, НП12, Ю122, Ю13).
Залежи пластово-сводового, массивного и литологически экранированных типов.
Коллектором является песчаники с линзовидными прослоями глин и известняков.
В коре выветривания пород фундамента, вскрытого на глубине 2700-3200 м, коллектор представлен трещиноватыми известняками.
Приурочено к одноименному поднятию, осложняющему Новопортовский вал юго-восточной части Южно-Ямальского мегавала.
По ОГ А (поверхность фундамента) поднятие оконтуривается изогипсой -2900 м и имеет амплитуду 250 м. Углы падения на крыльях - 1°30'-2°.
По ОГ Б (верхняя юра) структура оконтуривается изогипсой - 2400 м и имеет амплитуду более 300 м.
По кровле горизонта Ю2-3 тюменской свиты по данным бурения поднятие имеет валообразную форму, вытянутую в северо-западном направлении.
Сводовая часть поднятия осложнена 3 куполами.
Наиболее приподнят центральный купол (скважины 122-140).
Северный купол (скв 123-129) - ниже на 15 м, южный (скв 77-15) - на 50 м.
Поднятие оконтуривается изогипсой - 2100 м и имеет максимальную амплитуду 212 м.
Угол падения западного крыла изменяется в пределах от 2°10' до 3°15', восточного - от 2° до 2°40'.
Северная периклиналь пологая (1°12') по сравнению с южной (около 3°).
Глубина прогиба между куполами окончательно не выяснена.
По кровле вышележащих пластов поднятие сохраняет свою форму, но отчетливо выражен южный купол.
По кровле пласта ТП1 в сводовой части выделяются 4 купола, из них наиболее высокое положение занимает купол в районе скв 85.
По кровле сеномана происходят изменения структурного плана.
Полностью сохраняется сводовая часть в расширенном виде. Центральный и северный купола представляют северное погружение.
В геологическом строении месторождения принимают участие в различной степени дислоцированные метаморфические и осадочные терригенные и карбонатные породы доюрского фундамента и песчано-глинистые, а также терригенно-кремнистые отложения осадочного чехла юрско-мелового и кайнозойского периода.
Мощность чехла - от 2500 м в осевой части Новопортовского вала до 3000 - 3600 м на западном погружении.
К востоку и юго-востоку от Новопортовской структуры фундамент ступенчато по разломам погружается на глубину до 5000 м и более (рис 1).
По данным сейсмики на месторождении установлены тектонические нарушения субмеридиального и северо-западного простирания.
Все они прослежены фрагментарно (рис 1).
Амплитуды их в разрезе различные и соизмеримы с толщинами глинистых экранов.
Простирание нарушений по результатам одних и тех же сейсмических исследований интерпретируется по-разному, поэтому их достоверность в интервале продуктивных толщ (новопортовская, тюменская свита) вызывает определенное сомнение.
Наличие предполагаемых тектонических нарушений подтверждается и данными бурения.
Однако протрассировать их по площади пока невозможно.
В настоящее время на месторождении и прилегающей зоне пробурено 145 скважин.
Вскрыт разрез платформенного чехла и палеозойского фундамента.
В разрезе месторождения установлена нефтегазоносность в интервале глубин 470-3000 м от сеномана до палеозоя.
Наибольшее количество залежей установлено в пределах южной периклинали и южного купола.
Далее в северном направлении новопортовская толща выклинивается и количество залежей уменьшается.
Газовая залежь пласта ПК1 открыта в интервале с ао - 412... - 435 м. Опробование проведено в 3х скважинах, 1 из которых оказалась продуктивной.
Приток газа, полученный в скв 46 из интервала с ао - 420...- 424 м, составил 64,7 тыс м3/сутки на 10-мм диафрагме.
В скв 57 и 88 притоков не получено.
ГВК по данным ГИС и опробования принят на средней абсолютной отметке - 435 м.
Залежь пластово-массивная, размеры -17,5*7,8 км, высота - 23 м.
Пластовое давление - 4,36 МПа, замеры температуры не проводились.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 14 - 29 м, эффективный газонасыщенный интервал 2,8 - 9,6 м.
Коэффициент пористости (Кп)пород-коллекторов в среднем составляет 23 %, коэффициент газонасыщенности (Кг) - 50 %.
Литологически пласт неоднороден и представлен чередованием песчаников, крупнозернистых алевролитов и глинистых прослоев.
Покрышкой служат глинистые отложения кузнецовской свиты верхнего мела мощностью 33- 38 м.
Газовая залежь пласта XM1 открыта в интервале с ао - 832... - 855 м.
Пласт опробован в 8 скважинах, из которых 6 оказались продуктивными.
Притоки газа в скв 46, 88, 129, 145, 172 из интервала с ао - 839... - 853 м составили 91,6- 181,0 тыс м3/сутки на 12-мм диафрагме.
В скв 49 из интервала с ао - 851... - 858 м приток газа составил 24,0 тыс м3/сутки на диафрагме 7 мм. В скв 108 из интервала ао - 850... - 854 м получен совместный приток нефти с водой.
Дебит нефти составил 0,1 м3/сутки, воды 43 м3/сутки.
В скв 140 из интервала с ао - 853,5... - 856,5 м получена пластовая вода дебитом 20,2 м3/сутки при динамическом уровне 355 м.
Положение ГВК в западной части и на юге принято на ао - 850 м, на восточном погружении - 855 м.
Не исключается наличие нефтяной оторочки.
Залежь пластовая, сводовая, размеры 13*7 км, высота - 23 м.
Пластовое давление - 8,84 МПа, температура +25,2 °С.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 7 - 10 м, эффективный газонасыщенный интервал 4,8 - 6,8 м.
Кп коллекторов в среднем составляет 25 %; Кг -70 %.
Литологически пласт неоднороден, проницаемые прослои чередуются с непроницаемыми разностями.
Покрышкой служат глинистые отложения марресалинской свиты верхнего мела мощностью 24 - 56 м.
Рис. 2. Структурная карта по кровле пласта ТП1 Новопортовского месторождения
Газонефтяная залежь пласта ТП1 (рис 2) открыта в интервале с ао - 920... - 950 м.
Пласт опробован в 13 скважинах.
В скв 88 из интервала с ао - 935... - 946 м получен приток нефти с газом.
Дебит нефти составил 21,27 м3/сутки, газа 39,1 тыс м3/сутки на 8-мм диафрагме.
В скв 120 из интервала с ао - 944,2... - 950,2 м получен приток нефти дебитом 6,07 м3/сутки при динамическом уровне 320 м.
В скв 46 и 172 получены притоки газа дебитами 122,4 и 194,0 тыс м3/сутки на диафрагмах 8,92 и 114 мм, соответственно.
5 скважин (47, 61, 122, 128, 140), начиная с абсолютной отметки - 931,2 м, дали притоки воды.
По комплексу данных ГИС и опробования ГНК принят на ао - 939 м, ВНК - от - 944 до - 950 м.
Залежь пластовая, сводовая.
Нефтяная оторочка подстилающего типа.
Размеры 16,2*6,5 км, высота - 30 м (в нефтяной части до 11 м).
Пластовое давление 9,69 МПа, температура +27 °С.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 17 - 44 м, эффективный газонасыщенный интервал 1 - 8,8 м, эффективный нефтенасыщенный интервал 0,8 - 10,4 м.
Кп - 20 - 27 %, Кг - 60 %.
Покрышкой служат глинистые отложения яронгской свиты мощностью 84 - 100 м.
В пласте НП1 открыты 2 залежи: северная и южная, которые разделяются зоной литологического замещения в районе скв 50, 52, 63, 122, 140, 160, 161, 175, 179.
Северная газоконденсатная залежь пласта НП1 открыта в интервале с ао - 1754... - 1819 м.
Опробована в 5 скважинах. В скв 115, 131 и 143 получены безводные притоки газа дебитом до 76,6 тыс м3/сутки на 8-мм диафрагме (скв 115).
Самые низкие абсолютные отметки из которых получен безводный приток газа, - это - 1819 м (скв 143) и - 1815 м (скв 115).
В скв 59 из интервала с ао - 1760... - 1765 м получен приток газа с небольшим количеством воды.
Дебит газа составил 199,8 тыс м3/сутки, воды 0,53 м3/сутки на диафрагме 15,9 мм.
Содержание стабильного конденсата - 44,77 г/м3.
При опробовании скв 178 в интервале с ао - 1838 - 1844 м был получен приток нефти дебитом 0,6 м3/сутки при динамической уровне 1076 м.
ГВК залежи условно принимается на ао - 1819 м.
Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 7,2*4,5 км, высота - 65 м.
Пластовое давление 17,9- 18,7 МПа, температура +51- 58 °С.
Эффективный газонасыщенный интервал 1 - 14,4 м.
Кп коллекторов 22 %; Кпр = 33,5·10-15 м2; Кг = 60 %.
Южная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП1 открыта в интервале с ао - 1714... - 1855 м.
Опробована в 14 скважинах. В 9 скважинах получены безводные притоки газа дебитами до 382,9 тыс м3/сутки на 12-мм диафрагме (скв 77).
Самая низкая отметка, с которой получен газ - 1845 м (скв 55).
Содержание стабильного конденсата 44,77 г/м3.
В то же время в скв 112 из интервала с ао - 1841... - 1846 м получен приток нефти дебитом 6,0 м3/сутки при динамическом уровне 792 м, а в скв 101 нефть получена из интервала с ао - 1842... - 1853 м.
ГНК принят на ао - 1843 м, ВНК на ао - 1855 м.
Залежь литологически экранированная, размеры 19,3 * 14,0 км, высота - 140 м.
Пластовое давление - 18,27 МПа, температура +56 °С.
Эффективный газонасыщенный интервал 1,4 (скв 153) - 16,4 (скв 165).
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП2-3 открыта в интервале с ао - 1757... - 1882 м.
При опробовании в 25 скважинах получены притоки нефти, дебит которых изменяется в интервале 3,6 - 73,5 м3/сутки.
Фонтаны газоконденсатной смеси получены в 31 скважине.
Дебиты газа изменяются в интервале 24,1 (скв 86, диафрагма 10 мм) - 706 тыс м /сутки (скв 132, диафрагма 10 мм).
Содержание стабильного газового конденсата 44,3 г/м3.
По большинству опробованных скважин ГНК устанавливается на ао - 1815 м.
Этой отметке противоречат данные опробования скв 80 и 111. В скв 80 из интервала с ао - 1842... - 1851 м получен смешанный приток газа, нефти и воды. В скв 111 безводный газ получен в интервале с ао - 1828... - 1832 м.
В скв 177 безводный газ получен до ао - 1818 м.
В скв 159 из интервала с ао - 1826... - 1831 м получен газ с нефтью, а чистая нефть получена с ао - 1834 м.
Среднее значение ГНК составляет - 1825 м.
Однако его следует рассматривать как весьма условное.
Вопрос положения уровня ГНК остается открытым.
ВНК на северо-западе структуры (скв 106) - на ао - 1860 м, на западе - на ао - 1868 м, на северо-востоке (скв 72) - на ао - 1855 м, на юге (скв 104) - на ао - 1858 м.
В скв 178 ВНК на ао - 1882 м.
В целом, поверхность ВНК имеет очень сложную форму.
Самое вероятное объяснение: существование блочных (тектонически экранированных) флюидодинамически не сообщающихся залежей УВ.
Принято, что залежь - пластово-сводовая, литологически экранированная на южной и северо-западной периклиналях, размеры 33*13 км, высота 125 м, из них до 55 м - нефтяная оторочка.
Пластовое давление 17,8- 19,4 МПа, температура +53- 60 °С.
Эффективный газонасыщенный интервал 0 - 24,8 м, нефтенасыщенный - 0 - 27 м; Кп пород-коллекторов в среднем - 20 %; Кпр = 21,5*10-15 м2; Кг = 57 %.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НЩ (рис 3) открыта в интервале с ао - 1766... - 1870 м.
Опробована в 43 скважинах.
Дебиты газа достигают 348,1 тыс м3/сутки на 12,8-мм диафрагме (скв 85), дебиты нефти изменяются от 6,0 (скв 160, динамический уровень 870 м) до 147,1 м3/сутки (скв 85, диафрагма 8 мм).
Содержание стабильного конденсата 55,07 г/м3.
Самые низкие абсолютные отметки, из которых получен чистый газ, следующие: в скв 133 - 1840 м, в скв 50 - 1830 м, в скв 67 - 1825 м, в скв 114 - 1823 м, в скв 177 - 1936 м.
В то же время в скв 59 из интервала с ао - 1825... - 1833 м получена нефть дебитом 23,6 м3/сутки при динамическом уровне 1503 м.
В скв 144 в интервале с ао - 1834... - 1837 м получен приток нефти дебитом 8,1 м3/сутки при динамическом уровне 1057 м.
В скв 85, 111, 128, 132 получены смешанные притоки газа с нефтью в интервале с ао - 1820... - 1854 м.
ГНК на севере структуры принят на ао - 1820 м, на юге - 1840 м.
На востоке в районе скв 111 ГНК составляет - 1850 м.
ВНК в целом по залежи принят на ао - 1870 м.
Залежь пластово-сводовая, с севера и юга - литологически экранированная, размеры 24*12 км, высота - 104 м. Пластовое давление - 18,15- 19,27 МПа, пластовая температура - +55- 61°С.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 2,8 до 47,2 м, эффективный газонасыщенный интервал - 18,6 м, нефтенасыщенный - 18,6 м.
В северном и южном направлениях наблюдается уменьшение эффективных толщин.
В северо-западной части (район скв 115, 164, 180 и др.) отмечается зона глинизации; Кп пород-коллекторов в среднем - 20 %; Кпр = 47,4*10-15 м2; Кг = 57 %.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП5-6 открыта в интервале с ао - 1823... - 1875 м на южной периклинали поднятия.
Опробована в 14 скважинах.
Дебиты газа при опробовании изменяются в пределах от 66,8 (скв 172, диафрагма 10,0 мм) до 264,2 тыс м3/сутки (скв 129, диафрагма 16,0 мм), нефти - от 1,6 (скв 129, диафрагма 16,0 мм) до 82,0 м3/сутки (скв 83, диафрагма 16,0 мм).
Содержание стабильного конденсата 52,79 г/м3.
Притоки пластовой воды получены в 7 скважинах из интервалов с абсолютными отметками от - 1852 м (скв 146) до - 1875 м (скв 133).
В северной части опробование этого пласта не проводилось.
На западе (скв 73) вода получена с ао - 1872 м; на юго-западе (скв 144) - с ао - 1867 м, на юге (скв 177) - с ао - 1860 м.
Безводный газ получен в скв 53 до ао - 1854 м.
ГНК условно принимается на ао - 1845 м (этому значению противоречат результаты испытания скв 146, где чистая нефть получена из интервала с ао - 1838... - 1848 м).
ВНК принимается в интервале абсолютных отметок - 1858... - 1875 м.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 14,2*6,8 км, высота - 52 м.
Пластовое давление - 19,2 МПа, пластовая температура - +55- 62 °С.
Эффективный газонасыщенный интервал 2,6 - 18,4 м; нефтенасыщенный - 0,8 - 19,2 м; Кп коллекторов в среднем - 20 %; Кпр = 25,6·10-15 м2; Кг = 50 %.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП7 открыта в интервале с ао - 1846... - 1870 м на южной периклинали поднятия.
Севернее скв 83, 53, 91 пласт глинизируется.
В районе скв 147 выделяется небольшая зона замещения коллектора.
Залежь опробована в 5 скважинах.
В скв 78 получен приток газа, нефти и воды.
Дебит газа составил 65,0 тыс м3/сутки, нефти 16,4 м3/сутки и воды 17,6 м3/сутки на диафрагме 53 мм.
В скв 83 получен приток газа с нефтью. Дебит газа 28,6 тыс м3/сутки, нефти 30,9 м3/сутки на 6-мм диафрагме.
В скв 128 и 170 получены совместные притоки нефти (дебит 1,5- 3,9 м3/сутки) и воды; в скв 144 с ао - 1881 м получена пластовая вода.
ГНК залежи условно принимается на ао - 1858 м, ВНК - на ао - 1870 м.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 9*7 км, высота 24 м, нефтяной оторочкй 12 м.
Нефтяная оторочка неполнокольцевая, ширин - 1- 4,4 км.
Пластовое давление 19,8 - МПа, пластовая температура - +57- 61 °С.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 28,8 м, эффективный интервал 20 м; Кп пород-коллекторов составляет в среднем 20 %; Кпр - 25,6*10-15 м2; Кг = 50 %.
В пласте НП8 открыты 2 залежи: северная и южная.
Северная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП8 открыта в интервале с ао - 1838... - 1918 м на восточном погружении.
Опробована в 3 скважинах.
Скв 50 и 140 дали притоки газа дебитами 180,9 и 110,6 тыс м3/сутки на 15-ти и 8-мм диафрагмах соответственно.
В скв 64 получен приток нефти дебитом 3,4 м3/сутки при динамическом уровне 1199 м. ГНК условно принят на ао - 1882 м, ВНК на ао - 1918 м. Залежь пластовая, литологически экранированная, размеры 4,5*4 км, высота 80 м, нефтяной части - 36 м. Нефтяная оторочка крыльевого типа шириной около 1,5 км.
Эффективные газонасыщенные толщины в залежи достигают 3,5 м; нефтенасыщенные - 3 м.
Южная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП8 открыта в интервале с ао - 1869... - 1894 м. Опробована в 2 скважинах. В скв 78 в интервале с ао - 1881... - 1888 м получен совместный приток газа и нефти. Дебит газа составил 136,6 тыс м3/сутки, нефти 32,4 м3/сутки на 12-мм диафрагме. В скв 128 из интервала с ао - 1891- 1896 м получен приток нефти с пластовой водой. Дебит нефти 7,6 м3/сутки, воды 10,2 м3/сутки при динамическом уровне 367 м.
ГНК принят на ао - 1882 м, ВНК на ао - 1891... - 1894 м.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 7*4,8 км, высота - 25 м, нефтяной оторочки - 12 м.
Ширина нефтяной оторочки 0,2- 1,5 км. Пластовое давление 18,7- 19,0 МПа, температура - +54- 63 °С.
Эффективный газонасыщенный интервал 3 - 7,6 м; эффективный нефтенасыщенный интервал 2 - 4,8 м; Кп пород-коллекторов составляет в среднем 20 %; Кпр = 17,2·10-15 м2; Кг = 60 %.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП9 (рис 4) открыта в интервале с ао - 1905... - 1968 м на южном склоне поднятия.
Опробована в скв 146 в интервале с ао - 1913... - 1917 м, где получен газонефтяной фонтан.
Дебит газа составил 4,5 тыс м3/сутки, нефти 39,4 м3/сутки на 8-мм диафрагме.
Содержание стабильного конденсата в газе составляет 58.89 г/м3.
В скв 80, 111, 112, 133, начиная с абсолютной отметки - 1956 м, получены притоки воды - иногда с пленкой нефти.
Притоков безводной нефти не получено.
ГНК и ВНК залежи условно приняты на ао - 1915 и - 1968 м, соответственно.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 11*10 км, высота - 63 м, из которых 53 м - нефтяная оторочка.
Пластовое давление 19,2 МПа, температура - +55- 60 °С.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 3,2 - 17,2 м, эффективный интервал 0,4 - 15,2 м.
В районе скв 148, 79, 177, 166, 91 проходит зона глинизации пласта; Кп пород-коллекторов в среднем составляет 20 %; Кпр = 17,2·10-15 м2; Кг = 68 %.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП10 (рис 5) открыта в интервале с ао - 1893...- 1983 м на южной периклинали.
Пласт опробован в 25 скважинах.
В скв 53, 83, 152 получены притоки газа до ао - 1939 м дебитами до 237,0 тыс м3/сутки на 19-мм диафрагме (скв 53).
В скв 78, 82, 128, 149 в интервале абсолютных отметок - 1939...- 1960 м получены совместные притоки газа и нефти.
Дебиты газа составили от 62,5 (скв 149, диафрагма 12 мм) до 206,5 тыс м3/сутки (скв 78, диафрагма 12 мм), нефти от 18,4 (скв 82) до 43,2 м3/сутки (скв 149).
Содержание стабильного конденсата 58.89 г/м3.
В скв 79, 96, 114, 141, 144, 148, 171 в интервале с ао - 1939... - 1982 м получены притоки нефти дебитами в интервале 5,6 (скв 96, динамический уровень 609 м) - 22,6 м3/сутки (скв 171, динамический уровень 617 м).
В 6 скважинах получены притоки воды с ао - 1974 м.
По комплексу данных ГИС и опробований ГНК принят на ао - 1936... - 1941 м; ВНК на - 1974... - 1983 м.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 8,5*7 км, высота 90 м, в нефтяной части 44 м.
Нефтяная оторочка неполнокольцевая шириной 1,2 - 4,2.
Пластовое давление 19,9 МПа, температура - +58- 64 °С.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 48 м.
Эффективный газонасыщенный интервал 0,4 - 12,2 м, нефтенасыщенный 4,4 - 25,6 м; Кп пород-коллекторов составляет 20 %; Кпр = 17,2*10-15 м2; kг = 68 %.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП11 открыта в интервале с ао - 1947... - 1982 м на южной периклинали.
В районе скв 78, 81, 114, 171 к западу и северу наблюдается глинизация пласта.
Опробования выполнены в скв 78 и 170.
В скв 78 в интервале с ао - 1950... - 1956 м получен приток газа дебитом 80,84 тыс м3/сутки с нефтью дебитом 13,4 м3/сутки на диафрагме 19,1 мм.
В скв 178 в интервале ао - 1975... - 1982 м получен безводный приток нефти дебитом 14,3 м3/сутки при динамическом уровне 776 м.
ГНК условно принят на ао - 1953 м, ВНК на ао - 1982 м.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с северо-запада, размеры 3,7*3 км, высота 35 м, высота нефтяной части 29 м.
Пластовое давление и температура не измерялись.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 40 м, эффективный интервал - 37,4 м.
Газоконденсатная залежь пласта НП12 открыта в интервале с ао - 2017... - 2055 м на южной периклинали.
Опробована в скв 133 в интервале с ао - 2046... - 2051 м, где получен приток газа и воды с пленкой нефти.
Дебит газа составил 10,3 тыс м3/сутки, воды 105 м3/сутки на 16-мм диафрагме.
По данным ГИС ГВК условно принят на ао - 2055 м.
В районе скв 112 ГВК повышается до уровня ао - 2041 м.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры б,5*2,5 км, высота - 38 м.
Пластовое давление и температура не измерялись.
Эффективный газонасыщенный интервал по скв 133 и 177 составляет 9,6 и 16,4 м, соответственно.
Описание среднеюрских залежей УВ приведено в безразломном варианте.
В пласте Ю2-1 открыты 3 залежи: северная, центральная и периклинальная.
Северная газоконденсатная залежь пласта Ю2-1 вскрыта скв 124, где при испытании в интервале с ао - 1982... - 1993 м получен приток газа дебитом 19,9 тыс м3/сутки на диафрагме 16 мм с небольшим количеством воды.
Содержание конденсата 43,4 г/м3.
Залежь линзовидная, размеры 3,5*2,5 км.
Центральная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю2-1 открыта в интервале с ао - 1950... - 2030 м в южной сводовой части.
Пласт в этой зоне испытан в 8 скважинах. скв 53 и 146 в интервале с ао - 1957... - 1966 м дали притоки газа дебитами 117,0 и 42,6 тыс м3/сутки на диафрагмах 10,2 и 8 мм, соответственно.
Содержание газового конденсата 43,4 г/м3.
В скв 159 из интервала с ао - 2009... - 2013 м получен приток нефти дебитом 5,4 м3/сутки при динамическом уровне 1030 м.
В скв 109 из интервала с ао - 2025... - 2035 м получен совместный приток нефти и воды.
Скв 129, 161, 179 дали притоки воды. ГНК с учетом данных ГИС и опробований условно принят на ао - 1990 м, ВНК - на ао - 2030 м.
Залежь литологически экранированная, размеры 13,5*6,5 км, высота 80 м, в нефтяной части 40 м. Пластовое давление 19,76 МПа, температура +65 °С.
Эффективный газонасыщенный интервал 1,6 - 5 м, нефтенасыщенный - 1,2 - 3,2 м; Кп коллекторов = 18 %; Кп = 65 %.
Периклинальная нефтяная залежь пласта Ю2-1 открыта в интервале с ао - 1980... - 2030 м.
Испытана в скв 78, где из интервала с ао - 1998... - 2010 м получен приток нефти дебитом 3,6 м3/сутки при динамическом уровне 641 м.
ВНК условно установлен на ао - 2030 м.
Залежь литологически экранированная, размеры 3,3*1,6 км, высота - 50 м.
Эффективный нефтенасыщенный интервал 3,2 м.
В пласте Ю2-2 открыты 3 залежи: северная, центральная и южная.
Общая толщина пласта изменяется от 1,6 до 22,8 м, эффективный газонасыщенный интервал 0,4 - 12,8 м, эффективный нефтенасыщенный интервал 1,2 - 7,2 м.
Коллекторские свойства пласта - Кп и Кг аналогичны Ю2-1, однако коллекторы имеют большую площадь распространения.
Северная газоконденсатная залежь пласта Ю2-2 открыта в интервале с ао - 1910... - 1990 м в пределах сводовой части северного купола и полосообразно на северном погружении (скв 123, 124, 162 и др).
Пласт испытан совместно с пластом Ю1-2 в скв 124 в интервале с ао - 1982... - 1993 м, где получен приток газа с водой.
Дебит газа составил 19,9 тыс м3/сутки на 16 мм диафрагме. Залежь выделяется по данным ГИС в скв 87, 118, 119, 123, 162, 164, где не опробована. ГВК установлен на ао - 1990 м.
Залежь литологически экранированная, размеры 7*5,5 км, высота - 80 м.
Центральная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю2-2 открыта в интервале с ао - 1902... - 2030 м и приурочена к северной части южного купола и центральному куполу.
В прогибе между северным и центральным куполами наблюдается зона глинизации.
Она также протягивается от западного погружения (скв 73, ИЗ и др.) через сводовую часть (скв 129) на восток (скв 107, 138 и др.).
При испытании скв 72, 77, 132, 156, 158 в интервале с ао - 1946... - 2026 м получены притоки газа дебитом в интервале 26,9 (скв 156, диафрагма 8,8 мм) - 150 тыс м3/сутки (скв 72, диафрагма 53 мм).
В скв 159 получен приток нефти дебитом 4,8 м3/сутки при динамическом уровне 1160 м.
В скв 72 и 158 совместно с газом были получены притоки нефти дебитом 1,8 и 24,4 м3/сутки на диафрагмах 53 и 10 мм, соответственно.
Положение ГНК представляется наклонным.
На западе он принят на ао - 1990 м, на востоке на - 2005 м.
ВНК условно принят на ао - 2030 м. Залежь литологически экранированная, размеры 18*8 км, высота 128 м.
Южная (периклинальная) нефтяная залежь пласта Ю2-2 открыта в интервале с ао - 1973... - 2038 м.
Опробована в скв 79, 128, 144.
При этом получены притоки нефти дебитом в интервале 2,2 (скв 128, динамический уровень 480 м) - 5,0 м3/сутки (скв 144, динамический уровень 861 м).
Кроме того, по данным ГИС скв 79, 141, 148 до подошвы (ао - 2038 м) - продуктивны. ВНК по данным ГИС установлен на ао - 2038 м.
Залежь литологически экранированная, размеры 7*6 км, высота 65 м.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю3 открыта в интервале с ао - 1914... - 2065 м.
Опробования проведены в 50 скважинах.
На северном и южном куполах в интервале ао - 1945... - 1995 м получены притоки газа, в отдельных скважинах с водой.
В 16 скважинах получены притоки чистой нефти.
Из них на северном куполе нефть получена в интервале с ао - 1991... - 2027 м (дебит до 20,4 м3/сутки).
В пределах центрального купола нефть получена из интервала с ао - 1888... - 2029 м (дебит 3,8- 58.2 м3/сутки).
На южном куполе притоки нефти получены из интервала с ао - 1993... - 2039 м на западном погружении (дебит 3,6- 14,0 м3/сутки) и из интервала с ао - 1993... - 2062 м - на восточном погружении (дебит 5,3- 30 м3/сутки).
В скв 72, 84, 86, 158, 175 и 180 из интервала с ао - 1988...- 2005 м получены совместные притоки газа, нефти и воды.
Притоки чистой воды по периметру залежи получены в 15 скважинах, начиная с отметки - 1995 м.
ГНК в залежи северного купола условно принят на ао - 1980 м, среднего и южного куполов - на ао - 1990 м.
ВНК имеет очень сложную поверхность.
Вдоль западного погружения он принят на ао - 2030 м.
На севере и востоке ВНК установлен на ао - 2005 м с переходом до ао - 2020 м (скв 72) и 2030 м (скв 132).
Южнее в районе скв 171 ВНК принят на ао - 2065 м.
Залежь пластовая, сводовая, размеры 23*7,5 км, высота на северном куполе - 104 м, центральном - 116 м, южном - 111 м.
Высота нефтяной оторочки соответственно 15 - 40, 40 и 40 - 75 м.
Пластовое давление 19,76 МПа, температура +65 °С.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 11 - 37 м, эффективный газонасыщенный интервал 2,2 - 28,4 м, нефтенасыщенный - 1,2 - 24 м.
ФЕС пород-коллекторов: Кп = 18 %; Кпр = 20,5*10-15 м2; Кг = 65 %.
На северной периклинали (скв 125) и в зоне прогиба восточного погружения (скв 138) отмечается глинизация пласта.
В пласте Ю4 открыты 2 залежи: северная и южная.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 11,6 - 35,2 м, эффективный газонасыщенный интервал 1,2- 19,2 м, нефтенасыщенный - 0,8 - 22 м.
В прогибе между южным и центральным куполами, а также на западном погружении в зоне прогиба между центральным и северным куполами, отмечаются зоны глинизации.
Северная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю4 открыта в интервале с ао - 1939... - 2036 м.
В пределах северного купола опробована в 8 скважинах.
В скв 60 и 139 получены притоки газа дебитом 30 и 100,1 тыс м3/сутки на диафрагмах 53 и 10 мм, соответственно. В скв 119 и 143 получены притоки нефти дебитами 3,3 и 5,9 м3/сутки (совместное испытание с пластами Ю3 и Ю5) при динамических уровнях 1206 и 643 м, соответственно.
В скв 86 получен совместный приток газа, нефти и воды.
В скв 61 и 125 получены притоки воды.
ГНК принят на ао - 1990 м.
В пределах центрального купола пласт опробован в 7 скважинах.
В скв 134 и 140 до ао - 2000 м получены притоки газа дебитом 154,1 и 137,3 тыс м3/сутки на диафрагмах 8 мм.
В скв 85 и 134 в интервале абсолютных отметок - 2004... - 2024 м получены совместные притоки газа и нефти.
В скв 85 дебит газа составил 31,5 тыс м3/сутки, нефти 27,4 м3/сутки на диафрагме 8 мм.
В скв 134 дебит газа составил 246,6 тыс м3/сутки, нефти 158,9 м3/сутки на диафрагме 12 мм. Содержание стабильного конденсата 153 г/м3.
Чистые притоки нефти получены в скв 153 и 175 до ао - 2036 м.
В скв 153 дебит нефти равен 52 м3/сутки на диафрагме 8 мм.
В скв 175 дебит нефти равен 1,2 м3/сутки при динамическом уровне 1043 м.
ГНК в пределах купола принят на ао - 2000 м.
ВНК имеет наклон с запада (ао - 2030 м) на восток ( - 2036 м).
Залежь пластовая, сводовая, участками литологически экранированная, размеры 20 * 6,5 км, высота - 97 м.
Южная нефтяная залежь пласта Ю4 открыта в интервале с ао - 1982... - 2035 м.
Опробована в 6 скважинах.
В 5 получены притоки чистой нефти в интервале с ао - 1997... - 2037 м дебитами 0,9- 22.6 м3/сутки.
В скв 108 получен совместный приток нефти с водой. ВНК установлен в интервале с ао - 2030... - 2035 м.
Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 7,5 * 7,5 км, высота 53 м.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю5 открыта в интервале с ао - 1972... - 2042 м в пределах центрального и южного куполов.
В северной части наблюдается зона глинизации.
В южной части при опробовании скв 77 получен приток нефти дебитом 0,9 м3/сутки при динамическом уровне 1555 м.
По данным ГИС в скв 73 и 108 пласт ниже ао - 2042,2 м характеризуется как водонасыщенный.
В пределах центрального купола при испытании скв 180 притока не получено, а скв 88 дала воду с пленкой нефти.
По данным ГИС в скв 59, 85, 122, 134, 140 характер насыщения до ао - 2035 м - продукт, а в скв 140 до ао - 1962 м - газ.
В пределах этого купола ГНК принят на ао - 2000 м. ВНК залежи установлен на ао - 2040 м.
В районе прогиба ВНК возможно опускается до - 2065 м (скв 80).
Залежь пластовая, сводовая (центральный купол), размеры 21 * 6,5 км, высота 68 м (центральный купол) и 32 м (южный купол).
Общая толщина пласта изменяется в интервале 2 - 11 м, эффективный газонасыщенный интервал 1,6 - 7,6 м, нефтенасыщенный - 0,8 - 7,6 м.
Нижнеюрская газоконденсатная залежь открыта в интервале с ао - 2431... - 2615 м на востоке южного купола.
Опробована в 2 скважинах.
В скв 107 получен приток газа дебитом 138,8 тыс м3/сутки на диафрагме 12 мм.
В скв 129 получен приток газа дебитом 26,7 тыс м3/сутки на 8-мм диафрагме.
В других зонах лишь в скв 108 получен приток воды, остальные (66, 88, 91, 126, 136) притоков не дали.
ГВК принят по нижней дыре перфорации скв 107 на ао - 2615 м.
Залежь пластовая, литологически экранированная, размеры 10,5 * 7,7 км, высота -184 м.
Пластовое давление - 25,5 МПа, температура +79 °С.
Эффективный газонасыщенный интервал 2 - 10,4 м; Кп - 18; Кг = 60 %.
Газоконденсатные залежи в палеозойских отложениях установлены в 3 различных частях поднятия в интервале с ао - 2486... - 2940 м.
В восточной части южного купола палеозойские отложения опробованы в скв 107 и 129, где получены притоки газа дебитом 379,1 и 20,7 тыс м3/сутки на диафрагмах 14,8 и 11 мм, соответственно.
В скв 91 и 104 в этой части получены притоки воды, а скв 130 притока нет.
ГВК условно принят на ао - 2940 м. Размеры залежи 11 * 6,5 км, высота - 320 м.
В северной части при опробовании скв 124 получен совместный приток газа и воды.
Дебит газа составил 145,2 тыс м3/сутки, воды - 14,7 м3/сутки на диафрагме 8,6 мм.
ГВК условно принят на ао - 2500 м.
Пластовое давление - 26,9 МПа, температура +77- +80 °С.
В газоконденсатных залежах в палеозойских отложениях содержание стабильного конденсата в газе составляет 43,5 г/м3.
Особый интерес представляют результаты исследования скв 216 и 217, которые относятся к карбонатному массиву.
В скв 216 в интервале с ао - 2940... - 3308 м 10 интервалов дали приток газа (в отдельных с водой и нефтью) дебитом 582,1 тыс м3/сутки на 20,2-мм диафрагме.
В скв 217 в кровельной части также получен приток газа дебитом 496,6 тыс м3/сутки на 16,2-мм диафрагме.
Кроме вышеприведенных, на месторождении открыты другие залежи, строение и параметры которых в достаточной мере не изучены.
Залежь пласта ПК10 выявлена в присводовой части структуры.
При опробовании скв 49 в интервале с ао - 785,3... - 797,3 м получен приток газа дебитом 45 тыс м3/сутки на диафрагме 5 мм.
В скв 61 на северной периклинали получена вода. Закономерности строения пласта и залежи по площади не изучены.
Залежь пласта ХМ2 выявлена в присводовой части структуры.
При испытании скв 46 в интервале с ао - 895... - 898 м получен приток газа с нефтью.
Дебит газа составил 89,3 тыс м3/сутки, нефти 3,7 м3/сутки на диафрагме 19 мм.
В скв 47 и 123 из интервала с ао - 931... - 952 м получены притоки пластовой воды.
Пласт характеризуется низкими ФЕС.
Пластовое давление в залежи - 9,45 МПа, температура +24 °С.
Залежь пласта ТП2 выявлена одной скважиной.
При опробовании скв 108 в интервале с ао - 989... - 994 м получен приток газа дебитом 15,4 тыс м3/сутки и воды 127,8 м3/сутки на диафрагме 15 мм с небольшим количеством нефти (0,05 м3/сутки).
В северном направлении пласт постепенно глинизируется и в скв 48 представлен глинистыми алевролитами и глинами.
Залежь газовая, возможно с нефтяной оторочкой.
Запасы УВ не оценены.
Залежь пласта НП0 выявлена на южной периклинали и вскрыта скв 78, 81, 101, 112, 133, 144, 170, 177.
Общая толщина пласта изменяется в интервале 2 м (скв 144) - 10 м в скв 170.
При опробовании скв 177 в интервале с ао - 1754... - 1758 м получен фонтан газа дебитом 183,8 тыс м3/сутки на 14-мм диафрагме.
В скв 112 из интервала с ао - 1814... - 1816 м получена пластовая вода с пленкой нефти дебитом 27,8 м3/сутки при динамическом уровне 519 м.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.
Не исключается наличие в залежи нефтяной оторочки.
Размеры небольшие, запасы ее не оценены.
Принципиально новая концепция геологического строения и нефтегазоносности Новопортовского месторождения предполагает развитие в пределах этой части Ямала нескольких систем дизъюнктивных нарушений, рассекающих ее на ряд блоков, а также о сложной литолого-фациальной изменчивости отложений, прежде всего верхних горизонтов средней юры (Ю2-3).
Но значительное усложнение предлагаемых геологических моделей юрских и новопортовских залежей, отсутствие достоверных данных о контурах продуктивности и контактах (ВНК) в пределах некоторых блоков, а также добывных возможностях отдельных залежей, требуют проведения дополнительных объемов научных исследований в области структурно-литологического моделирования строения месторождения и дополнительной интерпретации имеющихся материалов детальных сейсмических работ.
Новый сорт нефти, который добывают на месторождении, получил название Novy Port.
