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 БВ_З, 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 БВ⁰_З, БВ¹_З, 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 БВ^З, 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 БВ⁰_З, БВ¹_З, Ю¹

Основным объектом разработки является пласт БВ¹_З.

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 БВ¹_З 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 БВ^З с целью поддержания пластового давления начата в 1987 г.

Формирование приконтурной системы заводнения с 2^мя 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 БВ^З - 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.