USD 71.2379

-0.93

EUR 80.4062

-1.06

BRENT 43.18

-0.13

AИ-92 43.16

+0.03

AИ-95 47.24

+0.03

AИ-98 52.84

+0.06

ДТ 47.74

+0.02

4469

Нивагальское месторождение

Говорят, Нивагальское месторождение получило название от сложения имён трех девушек-геофизиков участвовавших в разведке, Нины, Вали и Г

Нивагальское месторождение

Neftegaz.RU. Нивагальское нефтяное месторождение расположено на землях Культ - Еганского лесхоза, в Ханты-Мансийском АО, в 114 км к северо-западу от г. Нижневартовск.

Открыто в 1982 г. скважиной № 85 Главтюменьгеологии.

Говорят, что имя Нивагальское месторождение получило от сложения имен 3х девушек-геофизиков, участвовавших в геологоразведке, Нины, Вали и Гали.

Относится к распределенному фонду недр.

Площадь горного отвода 56467,23 га.

Лицензия выдана ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь.

Освоение началось в 1985 г.

Ближайшие месторождения: Урьевское, Лас-Еганское, Южно-Покачевское, Покачевское, Ключевое, Кечимовское и Поточное.

Энергоснабжение - Сургутская ГРЭС.

Тектонически приурочено к западному склону Нижневартовского свода , представляющему собой структурный нос, в пределах которого по отражающему горизонту «Б» отмечаются малоаплитудные локальные поднятия, состоящиее из 2 куполов: северный (Шаманное поднятие) и южных (Нивагальское поднятие) с амплитудой -10 +20 м, Средне-Обской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

Шаманное поднятие по сейсмоизогипсе - 2650 м, имеет площадь 5 км2; Нивагальское поднятие по сейсмоизогипсе - 2675 м, имеет площадь 130 км2.

Тектонически месторождение связано с Нижневартовским сводом, представляющим собой структуру 1го порядка с размерами 300*200 км2 и амплитудой более 300 м. 

Свод осложнен рядом структур 2го порядка(валы, поднятия), с которым связаны залежи в нижнемеловых и юрских отложениях.

Регионально граничит на востоке и юго-востоке с Урьевским куполовидным поднятием, на севере - Покачевским, на западе - с Ярсомовским мегапрогибом, на юге- с зоной погружения Локосовского куполовидного поднятия.

Структурное поднятие района месторождения представляет собой брахиантиклиналь, вытянутую в меридиальном направлении.

По результатам сейсмических исследований МОГТ в кровле палеозойских и в разрезе отложений низов тюменской свиты зафиксированы тектонические нарушения.

Вверх по разрезу тюменской свиты эти нарушения затухают.

Кровля доюрского фундамента представляет собой сложно построенную поверхность, разбитую рядом тектонических нарушений с амплитудой продолжительностью 20-50 м.

Чередование приподнятых и опущенных, сглаженных размывом, блоков, обусловило последующую тектонику мезозойских структур.

Фундамент не вскрыт.

Стратиграфически месторождение представлено отложениями 2х структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.

Доюрские отложения вскрыты поисковыми скважинами 204п, 210п, 211п.

Расчленение разреза произведено по схеме, принятой на совещании в ЗапСибНИГНИ Главтюменьгеологии в феврале 1986 г.

Основной платформенный разрез сложен юрскими и меловыми отложениями.

Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом.

Толщина четвертичных отложений достигает 45 м.

Породы фундамента (доюрские образования) представлены эффузивными породами зеленовато-серого и бурого цвета, крепкими. Трещины заполнены кальцитом, аргиллитами, метаморфизированными, красно-бурыми, крепкими с раковистым изломом.

В скважинах 210п и 211п вскрыта кора выветривания, представленная гравелитом кварцево-полевошпатовым, светло-серым, массивным, среднесцементированным, песчаником светло-серым крупно- и среднезернистым, сцементированным, массивным, слюдистым с включениями окатанной мономиктовой гальки, гравия и брекчий.

Глины темно-серые, тонкоотмученные, плитчатые, излом раковистый.

Юрская система.

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах коры выветривания. Осадки нижнего и среднего отделов представлены континентальной толщей горелой и тюменской свит, а верхнего - породами преимущественно морского происхождения.

Горелая свита (нижняя юра) делится на 2 подсвиты и представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми с прослоями песчаников в нижней пачке, к которой приурочены пласты ЮВ11-12.

Они перекрываются тогурской глинистой пачкой тонкоотмученных глин мощностью 20-30 м.

Выше залегает пачка глин с прослоями песчаников, к которой приурочен пласт ЮВ10.

Верхняя часть горелой свиты завершена пачкой радомских глин.

Тюменская свита (преимущественно средняя юра) делится на 3 подсвиты и представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями сидеритов и бурых углей.

В составе верхней юры выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Васюганская свита (келловей-оксфорд) в нижней части представлена аргиллитами, а в верхней - песчаниками, к которым приурочены продуктивные пласты ЮВ10 и ЮВ11. Общая толщина свиты 77-91 м.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами черными с включениями глауконита. Толщина свиты 0 - 2 м.

Баженовская свита сложена аргиллитами почти черными, плотными битуминозными (отражающий горизонт «Б»). Толщина 18-35 м.

Меловая система.

Меловая система представлена нижними и верхними отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.

Нижнемеловые отложения представлены породами мегионской, ванденской (вартовской), алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита (барриас-валанжин) в нижней части сложена аргиллитами, на них залегает ачимовская толща - переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. На Нивагальском месторождении обнаружена залежь нефти в нижней части ачимовских отложений.

Толщина ачимовской толщи достигает 140 м.

Разрез мегионской свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются песчаные пласты БВ8-12.

Промышленная нефтеносность выявлена в пласте БВ8. Толщина мегионской свиты 415-485 м.

Ванденская (вартовская) свита разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты пачкой глин, которая разделяет пласты на группы пластов АВ и БВ. Сложена ванденская свита переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В разрезе верхней подсвиты выделяются продуктивные пласты АВ2-8, в разрезе нижней - БВ0-7.

В пределах Нивагальского месторождения промышленно нефтеносны пласты АВ2, БВ5, БВ6.

Толщина свиты до 440 м.

Алымская свита подразделяется на 2 подсвиты. Нижняя подсвита сложена в нижней части песчаниками, в верхней части преобладают аргиллиты темно-серые алевритистые. Встречаются алевролиты «рябчиковыве», слюдистые с примесью карбонатного материала.

К нижней подсвите приурочен продуктивный горизонт АВ1, который в пределах Нижневартовского свода состоит из трех пластов АВ11, АВ12, АВ13. В пределах Нивагальского месторождения промышленно нефтеносным является пласт АВ13 и в редких скважинах встречаются нефтенасыщенные песчаники в пласте АВ12.

Верхняя подсвита алымской свиты делится на 2 пачки.

Нижняя пачка - «кошайская» сложена аргиллитами темно-серыми до черных.

Толщина алымской свиты достигает 156 м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин.

Толщина свиты от 730 до 784 м.

Вышезалегающая часть разреза меловой системы представлена преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, толщина 725-787 м.

Палеогеновая система.

В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Толщина осадков 616-707 м.

Четвертичная система.

Четвертичная система представлена аллювиальными и озерноаллювиальными песками, глинами, супесями и суглинками. Толщина 80 м.

Подошва многолетнемерзлых пород залегает на глубине 290 м, кровля - на глубине 120 м.

В пределах месторождения выявлены 8 нефтяных залежей пластово-сводового и литологически экранированного типов.

Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоями глин, имеющих различные пористость и проницаемость.

 

Запасы нефти Нивагальского месторождения составляют 350 млн т.

На Нивагальском месторождении залежи нефти выявлены в пластах ЮВ11, ЮВ10, в нижней пачке ачимовской толщи, в пластах БВ8, БВ6, БВ5, АВ2, АВ13 и АВ12.

Основными объектами разработки и соответственно содержащими основную долю запасов нефти месторождения являются залежи пластов АВ2 и АВ13.

Залежь пласта ЮВ10.

Выявлена в юго-западной части месторождения (район скважин 189р,190р, 221р).

Пласт вскрыт 7 скважинами на глубинах 2760-2802 м. Общая толщина - 1,2 - 5,4 м, эффективная - 0-5,4 м, нефтенасыщенная - 0 - 3 м.

Промышленный приток нефти получен в скважине 189р, дебит - 56,6 м3/сут на 6 мм штуцере из интервала перфорации 2793-2798 м (-2742,5-2747,5 м).

ВНК принят по материалам ГИС скв. 221р. Здесь он четко отбивается на отметке - 2751 м.

Залежь по типу структурно-литологическая, ее размеры составляют 15*10 км2, высота - 36 м.

Залежи пласта ЮВ11.

На площади выявлено 2 залежи - залежь 1 (северная) на Шаманной структуре и залежь 2 (южная) на Нивагальской.

Залежь 1 сливается с залежью аналогичного пласта соседнего Лас-Еганского месторождения.

Границей является линия, по которой утверждены запасы ГКЗ в 1984 г. по Нивагальскому и в 1993 г. по Лас-Еганскому месторождениям.

По этой разделяющей линии практически проходит лицензионная граница между этими месторождениями.

Залежи почти полностью разбурены по эксплуатационной сети скважин, разрабатываются с 1987 .

Залежь ачимовской толщи.

Залежь нефти в толще ачимовских отложений приурочена к нижней пачке коллекторов, при испытании которых в скважине 105р получен дебит 4,1 м3/сут при депрессии 16,9 МПа и в скважине 135р - 6,0 м3/сут при депрессии 17,5 МПа.

В процессе эксплуатационного разбуривания разрабатываемой залежи 1 пласта ЮВ11 скважины этого объекта транзитом вскрыли всю площадь ачимовской залежи.

В результате размеры залежи существенно сократились за счет структурных перестроений и изменений в толщинах.

В восточном направлении коллекторы нижней пачки замещаются на более близком расстоянии, чем предполагалось ранее.

В скважине 135р нефть получена с отметки -2622 м, а в скважине 84р по ГИС ВНК на отметке -2625,2 м.

Однако, при сильной расчлененности и линзовидном строении коллекторов ачимовской толщи насыщение их нефтью слабее, часто линзы в подошвенной части насыщены водой.

Контур залежи проведен по скважинам, где коллекторы водонасыщены с кровли, независимо от абсолютных отметок.

Размер залежи 7,0*5,0 км2, высота - 40 м. Тип залежи литологически экранированный.

Залежи пласта БВ8.

Вскрыт скважинами на глубинах 2370-2650 м, распространен повсеместно, как и на соседних месторождениях.

Представлен песчаниками, в основном водонасыщенными, с прослоями аргиллитов. В отличии от соседних месторождений, где пласт БВ8 является одним из основных продуктивных пластов, на Нивагальском месторождении установлены лишь 2 небольшие по размерам залежи.

Залежь 1 расположена в северной части месторождения и вскрыта только 1й разведочной скважиной 181р. Пласт в скважине залегает на глубинах 2405,2 м (абс. отм. -2357,4-2376,8 м).

По материалам ГИС характер насыщения «нефть» интерпретируется до абс. отм. -2367,0 м, «вода» - с абс. отм. -2367,8 м.

Пласт опробован в интервале абс. отм. -2357,2-2366,2 м, получено 16,8 т/сут нефти и воды 2,7 т/сут при депрессии 4,8 МПа.

ВНК залежи принят на абс. отм. -2367,0 м по материалам ГИС и результатам опробования скважины 181р. Эффективная толщина пласта в скважине - 10,6 м, нефтенасыщенная - 7,4 м.

Геометризация залежи проведена с учетом сейсмической карты. Размеры ее составляют 3,0*1,75 км2, высота - 9,6 м.

Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежь 2 расположена на Шаманном поднятии к северо-востоку от разведочных скважин 125р и 134р, вскрыта скважинами 2098, 2114, 2724 и 2734 в процессе эксплуатационного разбуривания.

По материалам ГИС нефть интепретируется в этих скважинах до абс. отм. -2358,9; 2362,4; 2358,0; 2362,0 м, а «вода» - абс. отм. -2366,4; 2262,4; 2361,2 и 2363,0 м, соответственно. Среднее значение отметки ВНК по этим данным составляет -2361,8 м (2362,0 м).

Опробование пласта в этих скважинах не проводилось.

Контур залежи проведен по ближайшим водонасыщенным скважинам, кровля пласта в которых по материалам ГИС отмечается на абс. отм. -2352,0-2362,0 м.

Эффективные толщины по скважинам изменяются от 6,5 до 10,2 м, нефтенасыщенные - от 3,0 до 4,0 м.

Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой. Размеры ее составляют 1,75*1,0 км2, высота - 9,0 м.

Кроме вышеотмеченных залежей в отдельных скважинах, расположенных в различных частях месторождения, отмечается по ГИС нефтенасыщение в песчаниках пласта БВ8 с толщиной не более 2 м. Запасы нефти по ним не подсчитывались.

Залежи нефти пласта БВ6.

Пласт БВ6 распространен по всей площади месторождения, вскрыт скважинами на глубинах 2320-2500 м, представлен песчаниками с прослоями алевролитов.

На соседних месторождениях запасы нефти в этом пласте утверждены ГКЗ и подтверждены эксплуатационным разбуриванием.

На Нивагальском месторождении выявлено 3 залежи небольших размеров. Эффективные толщины пласта изменяются в интервале 4,0 - 14,0 м.

Залежь 1 выявлена по материалам ГИС 20 скважин (район скважин 125р, 145р). Характер насыщения «нефть» в этих скважинах интерпретируется до абс. отм. -2256,6-2268,4 м, вода - с абс. отм. -2256,6-2270,2 м. Контур залежи проведен по водонасыщенным скважинам, кровля пласта в которых находится на абс. отм. -2251,0-2274,0 м.

Высокие отметки кровли водонасыщенного пласта в некоторых скважинах объясняются, по-видимому, ошибкой в замеренной кривизне скважин.

Опробованных скважин по залежи нет. Отметка ВНК по материалам ГИС в среднем составляет -2262,0 м. Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,6 до 4,7 м.

Размеры залежи 5,0*1,25 км2, высота - 6,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежь 2, расположенная в районе разведочных скважин 84р, 124р, 134р, вскрыта довольно большим количеством скважин (66), в которых по материалам ГИС характер насыщения «нефть» интерпретируется до абс. отм. -2254,2-2268,6 м, «вода» - с абс. отм. -2255,4-2271,1 м.

Кровля водонасыщенного пласта в скважинах, по которым проведен контур залежи, отмечается на абс. отм. -2254,0-2275,0 м.

Среднее значение ВНК по материалам ГИС составляет -2262,0 м.

Скважины 1363, 2275, 3103, 6602, 6606, 6607 после перфорации пласта были пущены в эксплуатацию.

Во всех скважинах получена нефть с водой, дебиты которых изменяются от 0,5 (скв. 3103) до 14,0 т/сут (скв. 6607). Абсолютные отметки нижнего отверстия перфорации в этих скважинах изменяются от -2254,5 до -2259,3 м.

В скважине 84р при опробовании водонасыщенного пласта (интервал с абс. отм. -2261,6-2273,4 м) по материалам ГИС, в интервале перфорации на абс. отм. -2261,4-2265,4 м, получена вода 6,2 м3/сут с пленкой нефти.

Эффективные толщины в пределах залежи изменяются от 4,0 до 11,0 м, нефтенасыщенные достигают 6,0 м(скв. 2274).

Размеры залежи составляют 3,75*1,75 км2, высота - 6,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежь 3 расположена в районе скважины 123р.

По материалам ГИС характер насыщения «нефть» интерпретируется в скважинах 2221, 2222, 2762, 2775 до абс. отм. -2284,6; 2290,7; 2291,3; 2290,7 м, а «вода» - с абс. оти. -2286,4; 2290,7; 2292,0; 2290,7 м, соответственно.

Опробование в скважинах не проводилось. Контур залежи проведен по водонасыщенным скважинам с абс. отм. Кровли пласта -2284,0-2287,0 м. Среднее значение отметки ВНК по материалам ГИС составляет -2286 м.

Эффективные толщины составляют 9,0-11,7м, нефтенасыщенные -1,6-3,3м.

Размеры залежи составляют 1,25х1,25 км, высота - 7,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежи нефти пласта БВ5.

Пласт БВ5 распространен повсеместно в пределах месторождения, представлен песчаниками и алевролитами.

Выявлены 2 залежи в районе разведочных скважин 84р, 123р, 124р, 125р, 126р, 135р.

Залежь 1. По материалам ГИС характер насыщения «нефть» отмечается в скважинах 2152, 2153, 2154, 2173, 2191, 2740, 2754 до абс. отм. -2250,4; 2244,2; 2237,4; 2249,6; 2240,9 м, «вода» - с абс. отм. -2251,8; 2245,9; 2239,7; 2245,7; 2238,6; 2251,4; 2241,5 м, соответственно.

Контур залежи проведен по водонасыщенным скважинам с абс. отм. Кровли пласта -2227,0-2245,0 м.

Среднее значение отметки ВНК по материалам ГИС составляет -2242,0 м.

В скважине 2152 перфорирована верхняя часть пласта в интервале абс. отм. -2247,9-2249,8 м, при эксплуатации получена нефть с водой (нефти 2,0 т/сутки).

Северо-западная часть залежи не разбурена. Эффективные толщины в пределах залежи составляют 4,6-7,7 м, нефтенасыщенные достигают 3,1-3,4 м.

Размеры залежи 2,0*2,0 км2, высота - 3,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежь 2. По материалам ГИС в скважинах 1363, 2137, 2219, 2220, 2253, 2254, 2272, 2273, 2274, 2275, 2275б, 2781, 2782, 3103, 6602, 6604, 6607 характер насыщения «нефть» интерпретируется до абс. отм. -2225,0-2233,7 м, «вода» - с абс. отм. -2229,2-2234,9 м. Контур залежи проведен по водонасыщенным скважинам с абс. отм. кровли пласта -2228,0-2234,0 м. Среднее значение отметки ВНК по материалам ГИС составляет -2232,0 м. В скв. 6604 при интервале перфорации абс. отм. -2227,5-2229,8 м (интервал пласта - абс. отм. -2227,2-2264,3 м) получена нефть с водой (нефти 2,8 т/сут).

Эффективные толщины в пределах залежи составляют 3,6-7,0 м, нефтенасыщенные - в редких скважинах достигают 4,0-5,8 м.

Размеры залежи составляют 2,25*1,25 км2, высота - 7,0 м. Залежь пластовая сводовая, с подошвенной водой.

Залежи пласта АВ2.

В пределах лицензионного участка выделено 11 залежей, в том числе 5- в границах залежи пласта АВ2, апробированной ГКЗ в 1984 г., как единой на данной площади, а остальные 6 выявлены вне этой границы по результатам доразведки и эксплуатационного бурения. Залежи, располагающиеся в районах единичных скважин и имеющих небольшую площадь и нефтенасыщенную толщину коллекторов 3 м и менее, в подсчет запасов не включены.

Это водоплавающие залежи в районах скважин 131р (1,8 м), 132р (1,0 м), 2344 (2,3 м), 3131 (3,0 м), и скважин 5171 (2,0 м), 2874 (3,0 м).

По остальным 6 произведен подсчет запасов. Наиболее крупные - залежи 1 и 2, которые разрабатываются с 1988 г.

Залежь 1. Ее северная граница принята по естественному прогибу, подтвержденному эксплуатационной сеткой (скважины 8650, 8129, 8130, 229р), далее на запад - по границе лицензионного участка, до естественного прогиба, подтвержденного скважинами 228р, 8155, 8156, 8157, 8198, 8199, 8200.

Восточная граница проходит по контуру нефтеносности к югу от района скважин 8650, 155р, 150р, 9025 и далее до границы замещения коллекторов пласта, установленной в пределах Лас-Еганского лицензионного участка Нивагальского месторождения.

Западная граница залежи 1 проходит по контуру нефтеносности.

Ее площадь в западной части существенно сократилась (по отношению к утвержденной ранее ГКЗ) по материалам эксплуатационных скважин.

В южной части она отделяется от залежи 2 по прогибу, фиксируемому между Шаманным и Нивагальским поднятиями.

Залежь 1 эксплуатационным бурением разбуривается на 2х участках - в северной части, на границе Нивагальского и Покачевского месторождений и в южной - на Шаманном поднятии.

Здесь контур нефтеносности имеет сложную изометрическую форму с полями замещения коллекторов и прогибами, где коллекторы водонасыщенны.

На Шаманном поднятии залежь не имеет чисто нефтяной зоны и полностью подстилается подошвенной водой.

Нефтенасыщенная толщина не превышает 6 м. Залежь разрабатывается.

ВНК залежи за счет сложного строения пласта АВ2 имеет значительные колебания отметок от -1813 м (скважина 184р) до -1832 м (скважина 128р). Использованы только разведочные скважины, имеющие практически вертикальные стволы. Этот диапазон отметок колебания уровня ВНК отмечается и при предыдущем пересчете запасов (1984 г.).

Размеры залежи составляют 20,5*11,0 км2, высота не превышает 14 м. Тип залежи - пластовый сводовый.

Залежь 2 - южная относится к собственно Нивагальскому поднятию. Сокращение площади нефтеносности, по отношению к утвержденным границам ГКЗ, произошло по всему ее периметру, существенно - в северной и северо-западной частях, юго-восточной. Залежь полностью подстилается водой. В северной и восточной частях она разбурена эксплуатационным бурением. Нефтенасыщенная толщина достигает 10,5 м. Залежь разрабатывается.

ВНК залежи изменяется в пределах абс. отм. -1815 м (скв. 85р) -1823 м (скв. 101).

Размеры залежи составляют 12,0*7,0 км2, высота - 10 м. По типу является пластово-сводовой.

Залежь 3 расположена к северо-востоку от залежи 2. В пределах контура залежи пробурены две разведочные скважины (197р и 198р) и 11 эксплуатационных. Ни одна из пробуренных скважин не опробована. Нефтенасыщенность пластов выделена по материалам ГИС. ВНК предполагается на отметках -1820-1825 м. Нефтенасыщенные толщины небольшие, максимальная зафиксирована 6,8 м (скв. 2682).

Размеры залежи составляют 3,0*0,75 км2, высота - 12,0 м, тип залежи - пластовая сводовая, полностью подстилается водой.

Залежь 4 расположена в 250 м южнее залежи 3.

Вскрыта эксплуатационной скв. 2874 (3,0 м). Скважина не испытана. Нефтенасыщение оценено по ГИС. Залежь полностью подстилается водой.

Размеры ее составляют 0,5х0,5 км, высота - 5,0 м.

Запасы не подсчитывались.

Залежь 5 выявлена при доразведке месторождения. Вскрыта 5 разведочными скважинами 157р, 189р, 194р, 221р и 226р, 3 из которых испытаны.

Получены притоки нефти в 3х скважинах: в 157р приток нефти 16 мз/сут при депрессии 5,4МПа, 189р -  26,8 мз/сут ки на 4мм штуцере, 226р - 28,8 мз/сут на 6 мм штуцере, испытаны совместно пласты АВ13 + АВ2.

В восточной части залежи коллекторы пласта АВ2 замещены глинистыми породами (скважина 224р).

ВНК погружается в северном направлении. Отметки -1816 м (скв. 221р) и -1818 м (скв. 226р) зафиксированы в южной части залежи -1828 м (скв. 157р) -1828 м (скв. 194р) - в северной.

Размеры залежи составляют 6,5*4,5 км2, высота - 16 м. По типу она является структурно-литологической, на всей площади подстилается водой. 

Залежь 6 вскрыта единственной скважиной 231р при доразведке. Скважина испытана, приток нефти составил 122 мз/сутки на 8 мм штуцере, испытаны совместно пласты АВ13 + АВ2. Залежь полностью подстилается водой, из 8,6 м эффективной толщины 3,8 м представлены нефтенасыщенным песчаником.

ВНК уверенно отбивается на отметке -1811 м. Размеры залежи составляют 2,0*1,75 км2, высота - 4,0 м.

Вышеописанные 4 залежи 3, 4, 5 и 6 являются выявленными при эксплуатационном разбуривании (залежи 3 и 4) или доразведке дополнительными разведочными скважинами.

Залежь 7 располагается в районе скважины 99р не испытанной, в границах ранее утвержденных запасов. Однако, при эксплуатационном разбуривании, эту часть площади нефтеносности выделена в самостоятельную залежь на основании скважин, вскрывших полностью водонасыщенный коллектор (скважина 4653) или его уменьшения до значений нефтенасыщенных толщин в 0,8 м (скважина 1377), 1,7 м (скважина 1404), 1,2 м (скв. 4603), свидетельствующих о нахождении последних вблизи уровня ВНК по основной залежи 1.

Площадь нефтеносности залежи 7 составляет 1,5*1,0 км2, высота 3,0 м соответствует нефтенасыщенной толщине пласта АВ2, выделенной по материалам ГИС.

Залежь пласта АВ13.

Пласт является одним из основных промышленно продуктивных пластов месторождения.

Вскрыт всеми пробуренными скважинами.

Залежь нефти, приуроченная к этому пласту, распространена на значительной площади и объединяет по контуру нефтеносности Нивагальскую, Шаманную, Южно-Покачевскую, Покачевскую, Лас-Еганскую и Кечимовскую площади.

Самые низкие отметки получения нефти в разведочных скважинах имеют значения: скважина 152 -1819,2 м, скважина 194 -1820,7 м, скважина 227 -1820,2 м, скв. 228 -1819,9 м, скв. 235 -1821,9 м, все эти скважины пробурены к западу от Нивагальской и Шаманной структур и на Северо-Беляевской структуре.

В результате на западе месторождения ВНК несколько понижается по сравнению с утвержденным ГКЗ. Кроме того, бурение новых скважин позволило изменить структурные построения месторождения, что повлекло за собой прирост и списание утвержденных площадей нефтеносности.

В скважине 159 по ГИС ВНК -1818,9 м, по опробованию получена нефть с водой. В скважине 187 по ГИС граница нефть-вода имеет абс. отм. -1812,6 -1813,8 м. В скважине 230 по ГИС ВНК -1819,5 м при испытании пласта получена нефть с водой, абс. отм. интервала перфорации -1812,7 -1822,7 м.

На юго-западе месторождения по данным вновь пробуренных разведочных скважин 238р, 210р, 211р и эксплуатационных 2898, 2675, 2676 произошло подтягивание контура залежи и сокращение площади нефтеносности.

По восточному крылу Шаманной структуры залежь пласта АВ13 контролируется литологическим экраном, который принят за границу между Нивагальским и Лас-Еганским месторождениями.

Границей между Нивагальским и Южно-Покачевским месторождениями явился структурный прогиб.

На севере за границу с Покачевским месторождением принята лицензионная граница. По восточному крылу Нивагальской структуры оконтуривание залежи произведено по данным эксплуатационного разбуривания. ВНК колеблется -1820 +3 м.

Размер залежи пласта АВ13 с юга на север 35 км, ширина 22,5 км. Высота - 20 м.

Тип залежи структурно-литологический.

Залежь пласта АВ12.

Пласт испытан в скважине 122 - получено 5,1 мз/сут нефти при депрессии 4,3 МПа, где он имеет максимальную нефтенасыщенную толщину - 6,2 м.

По ГИС пласт нефтенасыщен в скважинах 85, 130, 126. При опробовании пласта в скважинах 84, 138, 210, 2632, 2692, 5719 получена пластовая вода.

В скважине 2692 из интервала пласта АВ12 вынесен керн, представленный аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаника водонасыщенного.

Пласт АВ12 вскрыт большим количеством эксплуатационных скважин, но только в двух - 5164 и 2649, по ГИС, отмечается слабая нефтенасыщенность, во всех остальных пласт водоносный.

В скважине 3550б притока не получено. В связи с этим в подсчет запасов включена небольшая залежь, выделенная вокруг скв. 122.

Поскольку залежи АВ13 и АВ12 эксплуатируются совместно, графические построения по ним выполнены как для единой нефтяной залежи.

 

Плотность нефти - 0,854 г/см3 или 34° API, содержание серы - 0,92%.

Добыча нефти на месторождении в 2009 г. - составила 1,366 млн т.

В 2013 г. на на Нивагальском и Лас-Еганском месторождениях введены в эксплуатацию 5 горизонтальных скважин с разветвленными стволами (многоствольные скважины), что позволило увеличить дебит нефти.

Относится к распределенному фонду недр.

Лицензия выдана ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь.

 

Относится к классу крупных.

Проектированием объектов при обустройстве месторождения занимался проектный научно-исследовательский институт Гипротюменнефтегаз.





Система Orphus