USD 71.2298

+0.35

EUR 80.2689

-0.14

BRENT 43.27

0

AИ-92 43.26

+0.05

AИ-95 47.33

+0.05

AИ-98 52.88

+0.01

ДТ 47.8

+0.02

1229

Новогоднее газонефтяное месторождение

Новогоднее газонефтяное месторождение расположено в Пуровском районе ЯНАО

Новогоднее газонефтяное месторождение

Новогоднее газонефтяное месторождение расположено в Пуровском районе ЯНАО.

Приурочено к Вынгапякутинскому поднятию, которое представляет собой складку северо-западного простирания и оконтуривания изогипсой 2825 м.


Промышленные скопления нефти выявлены в отложениях нижнего мела (пласты БВЗ, БВ1/3, БВ4, А4) и верхней юры (пласты Ю11, Ю21 , Ю2).

В отложениях сеноманской толщи (пласт ПК1) выявлена газовая залежь.

Запасы нефти и газа по 5 подсчетным объектам (пласты БВ0З, БВ1З, Ю11, Ю21 , Ю2) утверждены ГКЗ СССР в октябре 1991 г.

Балансовые запасы свободного газа в пласте ПК1 утверждены в объеме 9327 млн м3 по категории С1.


Пласт Ю2, залегающий на глубине 2924-3034 м, характеризуется низкими коллекторскими свойствами.

Нефтенасыщенные толщины изменяются в интервале 1,2-7,6 м.

Притоки нефти, полученные из скважин, небольшие - 0,7 - 8,9 м3/сутки.

Плотность нефти в пластовых условиях - 0,594 г/см3, объемный коэффициент - 1,816, газосодержание - 371,9 м3/т.

Размеры залежи составляют 18,9-4,5 км, высота 103,5 м.

Нефтенасыщенные песча­ники пласта Ю21 вскрыты на глубине 2877,2-3014,8 м.

Эффективные толщины изменяются в интервале 1,2-4,2 м. 

Пласт характеризуется низкими емкостно-фильтрационными свойствами.


Дебиты нефти изменяются от 1,5 м3/сутки при динамическом уровне 1220 м до 28 м3/сутки на штуцере 6 мм.

Плотность пластовой нефти составляет 0,573 г/см3, сепарированной - 0,8 г/см3, объемный коэффициент - 2,045, газосодержание - 468,65 м3.

Выше пласта Ю21 расположен пласт Ю11, раздел между пластами представлен глинистой перемычкой толщиной 19-29 м.

Коллекторские свойства улучшаются в юго-западном направлении.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 13,8 м (скважина 152р) до 1,4 м (скважина 164р).

Максимальный приток получен при испытании скважины 152р, пробуренной на юге залежи и равен 150,5 м3/сутки на штуцере 8 мм характеристика нефти идентична по объекту Ю21.

Размеры залежи составляют 26,5-20,5 км высота 170,2 м.

Выше по разрезу залегает продуктивный горизонт БВЗ, в котором выделены 2 самостоятельные залежи нефти: основная БВ1/3 и литологически экранированная БВО/З.

Размер залежи пласта БВО/З небольшой и составляет 6,0 4-4,8 км, высота 38 м, относится к пластово-сводному типу.

Отметка ВНК изменяется в диапазоне 2181-2224 м.

Средняя нефтегазонасыщенная толщина по ЧНЗ-10,-5 м, а по ВНЗ-7,8 м.

В юго-западной части пласта характеризуются наиболее высокими значениями альфа ПС 0,9-0,8, коэффициентов песчаности: 0,71 -0,61. 

Средняя проницаемость - 41,2 м, пористость - 21%.


По состоянию на 1 января 2015 г. геологические запасы нефти по категории С2составляют 29 млн т, извлекаемые - в 8,1 млн т.

В разработке находятся 3 объекта - пласты БВ0З, БВ1З, Ю1

Основным объектом разработки является пласт БВ1З.

Пробурено 5 скважин на пласт ОБВЗ, которые в настоящее время находятся на консервации из-за отсутствия промышленных притоков не­фти. 

На объекте Ю1 создан 9-точечник опытно-промышленной эксплуатации.

Залежь Ю1 введена в эксплуатацию в 1987 г. оценочной скважиной 500р.

К концу 1994 г по залежи Ю1 добыто более 200 тыс. т нефти, разработка залежи осуществляется на естественном режиме.

На пласт БВ1З пробурено 119 скважин, в том числе 97 добывающих, 21 нагнетательная и 1 контрольная.

На залежи сформирована 3-рядная система разработки, усиленная к тому же уплотняющими скважинами, расположенными между стягивающими и первым добывающим рядом.


Максимальная добыча нефти достигнута в 1990 г. и составляет 706 тыс. т. 

По состоянию на 1 ноября 1994 г. по пласту БВЗ добыто 2829,6 тыс. т нефти, воды 1675,8 тыс. т, текущий коэффициент нефтеотдачи (КИН) - 0,04%, что составляет 4,1% от извлекаемых запасов.

Закачка воды в пласт БВЗ с целью поддержания пластового давления начата в 1987 г.

Формирование приконтурной системы заводнения с 2мя разрезающими рядами почти полностью завершено.

С начала заводнения в пласт закачано 7526,1 тыс м3 воды. 

Текущая компенсация отборов жидкости закачкой на 1 января 1994 г. составляет 97,8%, накопленная - 715,8%. 

Средневзвешенное давление по пласту БВЗ - 236 атм. при первоначальном 227 атм.


Кроме вышесказанного предусматривается бурение 30 дополнительных уплотня­ющих скважин, расположенных в зоне стягивания, что должно обеспечить накопленную добычу нефти на конец разработки в объеме 5871 тыс. т.


Лицензия на разработку месторождения выдана Газпром нефти.

В августе 2015 г. лицензию продлили до 2119 г.

Разбуривание газовых залежей Новогоднего месторождения Газпром нефть начала летом 2010 г.





Система Orphus