Нераспределенный фонд
1. Сергинское
Рис.1. Сергинское и Северо-Сергинское месторождения, пласт Ю100
Месторождение расположено в Октябрьском районе в 25 км к северо-востоку от г.Нягани и в 31 км северо-западнее от ближайшего Каремпостского месторождения. Месторождение находится в пределах Назымского нефтегазоносного района Фроловской нефтегазоносной области. На Сергинском поднятии пробурена скв.25, в которой выявлено три залежи в пластах Ю100 (залежь распространяется и на Северо-Сергинское месторождение), Ю4 и Ю1. В скважине 25 при испытании интервала 2380-2393 м (пласт Ю100) получен приток нефти дебитом 8.6 м3/сут при СДУ-1036 м. Открыто новое месторождение. Скважина вскрыла отложения пласта эффективной толщиной 2.2 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая с литологическим экраном на восточном крыле структуры. На Северо-Сергинском поднятии пробурена скв.28, в которой испытан интервал 2400-2404 м (Ю100), получен приток нефти дебитом 47 м3/сут при СДУ — 943.5 м. Эффективная толщина пласта равна 6.0 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь пластово-сводовая с литологическим экраном. По результатам строительства скважины 28 выявлено, что Сергинское и Северо-Сергинское месторождения объединяются по залежи пласта Ю100, извлекаемые запасы которой по категории С1 составляют 604 тыс.т, по категории С2 - 6764 тыс.т. В скважине 25 испытаны интервалы 2239-2242 м и 2242-2249 м (пласт Ю4), из обоих интервалов получены притоки нефти дебитами, соответственно, 5.6 м3/сут и 5.7 м3/сут при СДУ — 1012 м и 791 м. Эффективная толщина пласта Ю4 в скважине 25 составляет 5.6 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая, с извлекаемыми запасами нефти по категории С1 - 625 тыс.т, по категории С2- 3242 тыс.т. Залежь нефти в пласте Ю1 выявлена при испытании интервала 2153-2174 м в скважине 25, получен приток нефти с водой, дебит нефти составил 10.9 м3/сут, дебит воды — 1.2 м3/сут. Полученная пластовая вода, по-видимому, не своя, о чем косвенно свидетельствует частичное сцепление цементного камня с колонной по АКЦ. Эффективная толщина пласта составляет 1.2 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая. Извлекаемые запасы по категории С1 составляют 79 тыс.т, по категории С2 не оценивались, т.к. в соседней скважине 26 отложения пласта Ю1 продуктивны по ГИС, а при их испытании получена пластовая вода.
2. Северо-Сергинское
Месторождение расположено в Октябрьском районе в 35 км к северо-востоку от г.Нягань и в непосредственной близости от Сергинского месторождения. Месторождение приурочено к одноименному малоамплитудному куполу, выявленному сп 100/89-90 г. и 10/89-90 г., в пределах северной части Сергинского поднятия. Месторождение открыто скважиной 28, в которой при испытании отложений пласта Ю100 (интервал 2400-2404 м) получен приток нефти дебитом 47 м3/сут при СДУ — 943.5 м. Выявленная залежь нефти оказалась единой с залежью пласта Ю100Сергинского месторождения. Запасы нефти оценивались по единой залежи и поставлены на баланс как залежь Ю100 Сергинского месторождения. Скважиной 28, кроме залежи в пласте Ю100, выявлены залежи в отложениях пластов Ю9 и Ю2-3. Отложения пласта Ю9 в скважине 28 испытаны в интервале 2378-2382 м, получен приток нефти с водой. Дебит нефти составил 13.5 м3/сут, воды — 9.0 м3/сут при СДУ — 825 м. Отложения пласта по ГИС нефтенасыщены до подошвы, их толщина составляет 2.6 м. В соседней скважине 29 коллекторы пласта Ю9 интерпретируются по ГИС водонасыщенными, из них получен приток пластовой воды. По-видимому, в скважинах 28 и 29 вскрыты песчаные коллекторы, литологически изолированные друг от друга. Залежь нефти относится к пластово-сводовым с литологическим экраном. Извлекаемые запасы нефти оценены только по категории С2 - 917 тыс.т. Отложения пласта Ю2-3 испытаны в скважине 28 в интервале 2202-2225 м, получен приток нефти дебитом 6.4 м3/сут при СДУ — 1299 м. Эффективная толщина пласта равна 7.2 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти литологически-экранированная с извлекаемыми запасами по категории С1 - 1015 тыс.т, по категории С2 - 4575 тыс.т.
3. Чапровское
Рис.2. Чапровское месторождение, пласт АС111
Месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе, в 90 км к юго-востоку от г.Ханты-Мансийск, в 24 км северо-западнее поселка Горноправдинск, в непосредственной близости от разрабатываемого Приобского месторождения. В тектоническом отношении оно приурочено к Чапровской структуре III порядка. Месторождение открыто поисковой скважиной 170, в которой при испытании отложений пласта АС111 (испытаны два объекта: 2408-2422 м, 2418-2429 м) получены притоки нефти дебитами от 9.6 до 14 м3/сут при СДУ — 1098-1548 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 8.4 м. Отложения пласта нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти литологически-экранированная с запада и востока, с извлекаемыми запасами по категории С1 -758 тыс.т, по категории С2 - 1759 тыс.т.
4. Западно-Вандмторское
Рис.3. Западно-Вандмторское месторождение
Месторождение расположено в Октябрьском районе в 5 км к северу от г. Нягань, в 30 км северо-западнее северной части Красноленинского месторождения. Западно-Вандмторское поднятие меридионального простирания выявлено детальными сейсмо-разведочными работами сп 100/89-90 г. Месторождение открыто поисковой скважиной 30, при испытании в которой базальных отложений (интервал 2287-2289 м) получен приток нефти дебитом 6.1 м3/сут при СДУ — 1189.5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина базальных отложений в скважине составляет 1.0 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая с извлекаемыми запасами по категории С1 - 46 тыс.т. Так как коллекторы базального пласта прослеживаются, как правило, локально, то на остальной площади поднятия запасы по категории С2 не оценивались. В скважине 30 испытаны отложения пласта Ю2 в интервалах: 2182-2194 м, получена нефть с дебитом 1.37 м3/сут при СДУ — 1327 м; 2198-2204 м — нефть 2.4 м3/сут при СДУ — 1135.5 м. В связи с тем, что из отложений пласта Ю2 получены непромышленные притоки нефти, запасы залежи оценены только по категории С2 и извлекаемые запасы нефти составили 1381 тыс.т.
5. Западно-Эргинское
Рис.4. Западно-Эргинское месторождение
Месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе в 47 км южнее города Ханты-Мансийск, в 15 км юго-западнее Эргинского месторождения. Западно-Эргинское месторождение приурочено к одноименной локальной структуре. На месторождении пробурена поисковая скважина 10, в которой при испытании пласта Ю2-3 в интервале 2820-2841 м получен приток нефти дебитом 6.4 м3/сут при СДУ — 1314 м. Эффективная толщина пласта Ю2-3 в скважине составила 6.4 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая с извлекаемыми запасами категории С1 - 325 тыс.т, категории С2 - 1045 тыс.т. При испытании в скважине интервалов 2632-2653 м и 2656-2666 м (совместно) получен приток нефти дебитом 5.4 м3/сут СДУ — 1456 м. Скважиной 10 также вскрыта залежь нефти в пласте АС92. Отложения пласта нефтенасыщены до подошвы, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 6.4 м. Залежь нефти пластово-сводовая с извлекаемыми запасами категории С1 - 534 тыс.т, категории С2- 1798 тыс.т.
6. Северо-Тончинское
Рис.5. Северо-Тончинское месторождение
Месторождение расположено в Сургутском районе, в 65 км северо-западнее г. Сургут и в непосредственной близости от Тончинского месторождения. Месторождение открыто при испытании в скважине 2001 отложений пласта Ю2 (интервал 2797-2804 м), из которых получен приток нефти дебитом 5.6 м3/сут при СДУ – 1500 м. Эффективная толщина пласта в скважине 2001 равна 3.4 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь пластово-сводового типа, с извлекаемыми запасами по категории С1 - 295 тыс.т, по категории С2 - 808 тыс.т. При испытании пласта Ю11 в интервале 2740-2757 м получен приток нефти дебитом 7.4 м3/сут при СДУ — 1245 м. Скважиной вскрыты нефтенасыщенные до подошвы отложения пласта Ю11 с эффективной толщиной 4.4 м. Открыта пластово-сводовая залежь с извлекаемыми запасами по категории С1 - 238 тыс.т, по категории С2 - 588 тыс.т. В аномальном разрезе баженовской свиты скважиной 2001 выявлены две залежи нефти: в пластах Ю0к(1) и Ю0к(2). Коллекторы пласта Ю0к(2) вскрыты в интервале 2700-2714 м, при испытании их в скважине 2001 (интервал 2700-2715 м) получен приток нефти дебитом 20.8 м3/сут при СДУ — 816 м. Отложения нефтенасыщены до подошвы, эффективная толщина их составляет 5.0 м. Залежь нефти пластово-сводовая с извлекаемыми запасами по категории С1 - 672 тыс.т, по категории С2 - 1146 тыс.т. Залежь пласта Ю0к (1) испытана в скважине 2001 в интервале 2682-2695 м, получен приток нефти дебитом 14.4 м3/сут при СДУ — 806 м. Эффективная толщина пласта равна 5.6 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая с извлекаемыми запасами по категории С1 - 504 тыс.т, по категории С2 - 1241 тыс.т.
7. Встречное
Рис.6. Встречное месторождение
Месторождение расположено в Нефтеюганском районе в 10 км южнее Южно-Ефремовского месторождения, в 85 км юго-восточнее г. Нефтеюганск. Месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, подготовленной к глубокому бурению работами сп 4/87-88 г. Месторождение открыто поисковой скважиной 4044, в которой при испытании интервала 2540-2610 м (КИИ); пласт БС11, получен приток нефти дебитом 283.3 м3/сут при депрессии 9.3 МПа. Скважиной вскрыты нефтенасыщенные до подошвы отложения пласта БС11 эффективной толщиной 14.2 м. Залежь нефти пластово-сводового типа с извлекаемыми запасами по категории С1 - 1541 тыс.т, по категории С2 - 2163 тыс.т.
8. Западно-Чистинное
Рис.7. Западно-Чистинное месторождение
Месторождение открыто в Нижневартовском районе в 120 км юго-западнее г.Нижневартовск, в 54 км юго-восточнее поселка Угут и в 2 км юго-восточнее Ачимовского месторождения. По пласту Ю1выделяются две ловушки: структурная ловушка в районе скважин 500, 501 и структурно-литологическая ловушка, протягивающаяся через всю площадь от Чистинного месторождения. На Западно-Чистинном поднятии пробурена поисковая скважина 501, она явилась первооткрывательницей месторождения. В скважине 501 пласт Ю11 испытан в интервалах: 2872-2876 м получен приток нефти дебитом 5.9 м3/сут при депрессии 8.35 МПа; 2872-2878 м — нефти 9.0 м3/сут при депрессии 7 МПа; 2872-2883 м — нефти 7.0 м3/сут при депрессии 6.5 МПа; 2862-2866 м — нефти 8.2 м3/сут при депрессии 15 МПа.
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 9.2 м. Отложения пласта нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая, осложненная в южной части литологическим экраном. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 804 тыс.т, по категории С2 - 21594 тыс.т. Кроме пласта Ю11 скважиной вскрыты нефтенасыщенные отложения ачимовской толщи (Ач2). При испытании этих отложений в интервале 2724-2732 м получен приток нефти дебитом 5.6 м3/сут при депрессии 6.2 МПа. Отложения пласта Ач2 нефтенасыщены до подошвы, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.2 м. Залежь нефти литологическая, с извлекаемыми запасами нефти по категории С1 - 49 тыс.т.
9. Западно-Новомолодежное
Рис.8. Западно-Новомолодежное месторождение
Месторождение расположено в Нижневартовском районе в 100 км северо-восточнее г. Нижневартовск и в непосредственной близости от Новомолодежного и Северо-Новомолодежного месторождений. По результатам сп 5,18/88-89 г., проводивших работы на Новомолодежном месторождении, было установлено наличие разрывных нарушений, отделяющих блок Новомолодежного от Западно-Новомолодежного месторождения. На Новомолодежной тектонически-экранированной ловушке по пласту Ю11 в 3.5 км юго-западнее скв.12 пробурена поисковая скважина 52, которая явилась первооткрывательницей месторождения. При испытании пласта Ю11 в интервале 2488-2494 м получен приток нефти с водой дебитом 16.3 м3/сут (дебит нефти 5.7 м3/сут, 35%, воды — 10.6 м3/сут, 65%) на 4-мм штуцере, а при испытании интервала 2480-2485 м — нефти 5.5 м3/сут и воды 1.9 м3/сут на 4-мм штуцере. Залежь нефти тектонически-экранированная. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 1025 тыс.т, по категории С2 - 5405 тыс.т.
10. Малосикторское
Рис.9. Малосикторское месторождение
Месторождение расположено в Нижневартовском районе в 155 км северо-восточнее г.Нижневартовск, в 20 км юго-восточнее Вонтерского и в 9 км южнее Хохряковского месторождений. По результатам работ сейсмопартий 12/67-68 г., 72/87-88 г., 4/87-88 выявлена структурно-литологическая ловушка в пласте Ю1. Для опоискования ловушки была пробурена поисковая скважина 19, в которой при испытании пласта Ю11 получен фонтанный приток нефти. Скважина 19 явилась первооткрывательнецей Малосикторского месторождения нефти. При испытании пласта Ю11 в интервалах 2478-2480 м и 2484-2486 м получены притоки нефти дебитами 43.2 м3/сут на 6-мм штуцере и 2.7 м3/сут на 4-мм штуцере соответственно. Бурение скважины 19 позволило расширить на восток площадь структурно-литологической ловушки по пласту Ю11. Отложения пласта Ю11 нефтенасыщены до подошвы, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 19 составляет 3.6 м. Извлекаемые запасы нефти по категории С1составили 308 тыс.т, по категории С2 - 2561 тыс.т.
11.Нятлонгское
Рис.10. Нятлонгское месторождение
Месторождение открыто в Сургутском районе в 208 км севернее г. Сургут и в 12 км северо-западнее Малоимилорского месторождения. Месторождение приурочено к одноименной структуре, подготовленной к глубокому бурению работами сп 15/87-88 г. Бурением скважины 170 установлена нефтеносность отложений аномального разреза баженовской свиты (пласт Ю0к(2)). Скважина 170 пробурена на восточном склоне Нятлонгской структуры в перспективной по космофотоаномалиям зоне, она явилась первооткрывательницей месторождения. При испытании пласта Ю0к(2) в интервале 3050-3068 м получен приток безводной нефти дебитом 5.1 м3/сут при среднединамическом уровне 1239.5 м. Залежь нефти литологически экранированная. Отложения пласта нефтенасыщены до подошвы. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.8 м. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 равны 310 тыс.т, по категории С2 -360 тыс.т.
12. Воньеганское
Рис.11. Воньеганское месторождение
Месторождение открыто в Октябрьском районе в 40 км западнее г.Нягань и в 12 км южнее Восточно-Туровского месторождения. В тектоническом отношении Воньеганское месторождение связано с одноименным поднятием, расположенным в Казымском нефтегазоносном районе Фроловской нефтегазоносной области. В пределах Овального мини-проекта на Воньеганской структуре пробурена скв.1, ставшая первооткрывательницей месторождения. В скв.1 из пласта Ю2-3 (интервал 2225-2233 м) получен приток безводной нефти дебитом 6.53 м3/сут при депрессии 10.74 МПа. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 7.0 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь относится к типу пластовых сводовых. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 равны 404 тыс.т, по категории С2 - 6155 тыс.т.
13. Южно-Иусское (газовое)
Рис.12. Южно-Иусское и Верхнеиусское месторождения
Месторождение расположено в Советском районе в 120 км северо-западнее г.Урай и в 25 км юго-западнее Среднекондинского месторождения. В пределах Пулытьинского мини-проекта в своде Южно-Иусской структуры пробурена скв.8005, которая явилась первооткрывательницей месторождения. При испытании коры выветривания в интервале 1200-1207 м получен фонтан газа дебитом 205.1 тыс.м3/сут на 16-мм штуцере. Коллекторы коры выветривания имеют небольшую эффективную толщину и составляют 2.0 м. Залежь пластово-сводовая. Запасы газа по категории С1 составили 115 млн.м3, по категории С2 - 1130 млн.м3 (совместно с Верхнеиусским месторождением).
14. Верхнеиусское (газовое)
Месторождение расположено в Советском районе в 142 км северо-западнее г. Урай и в непосредственной близости от Южно-Иусского месторождения. В сводовой части Верхнеиусского поднятия пробурена поисковая скважина 8003, которая явилась первооткрывательницей месторождения. При испытании в скважине 8003 интервала 1308-1314 м (кора выветривания) получен фонтан газа дебитом 74.5 тыс.м3/сут (абсолютно свободный). Коллекторы коры выветривания имеют небольшую эффективную толщину и составляют 1.4 м. Отложения нефтенасыщены до подошвы. Месторождение вошло в состав Южно-Иусского и запасы обоих месторождений оценивались по категории С2 суммарно, запасы С1 составляют 55 млн.м3. С1 - 293 тыс.т, категории С2 - 762 тыс.т. Пласт АС112 испытан в скважине 16 (интервал 2642-2661 м), получен приток нефти дебитом 5.32 м3/сут при Нср.д. — 964 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 9.4 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая с извлекаемыми запасами категории С1 - 861 тыс.т, категории С2 - 2066 тыс.т. По итогам ГРР прошлых лет впервые на баланс поставлены три месторождения: Каюмовское, Лумутинское, Явинлорское.
15. Кондинское
Рис.13. Кондинское месторождение
Месторождение расположено в Сургутском районе, в 75 км к югу от г. Сургут. В тектоническом отношении оно приурочено к Северо-Ендырскому локальному поднятию, которое было подготовлено к поисковому бурению работами сп 12/92-93 г. Из скважины 16, пробуренной на северной периклинали Северо-Ендырского поднятия, получены промышленные притоки нефти из отложений пластов АС121 и АС112. Скважина 16 явилась первооткрывательницей месторождения. При испытании пласта АС121 в интервале 2706-2728 м был получен приток нефти дебитом 4.0 м3/сут при Нср.д. — 1296 м. Отложения пласта нефтенасыщены до подошвы, эффективная толщина их составляет 5.2 м. Залежь нефти по типу пластовая, сводовая с литологическим экраном на востоке. Извлекаемые запасы нефти составляют: по категории С1 – 293 тыс.т, категории С2 – 762 тыс.т. Пласт АС112 испытан в скважине 16 (интервал 2642-2661 м), получен приток нефти дебитом 5.32 м3/сут при Нср.д. – 964 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 9.4 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая с извлекаемыми запасами категории С1 – 861 тыс.т, категории С2 – 2066 тыс.т.
Распределенный фонд
16. Ульяновское
Месторождение расположено в Сургутском районе, в 130 км северо-западнее г.Сургут и в 10 км южнее Камынского месторождения, открыто АО “Сургутнефтегаз”. Поисковой скважиной №3202 вскрыты нефтенасыщенные отложения пластов Ю0 и АС11. Для испытания пласта Ю0 была спущена эксплуатационная колонна со щелевым фильтром. Фильтр установлен в интервале 2839-2890 м. При испытании интервала 2839-2890 м получен приток нефти дебитом 6 м3/сут на 6-мм штуцере. Скважина 3202 является первооткрывательницей месторождения. Залежь нефти литологически экранированная с извлекаемыми запасами нефти по категории С1 - 93 тыс.т. В скважине 3202 вскрыты нефтенасыщенные отложения пласта АС11. Из пласта подняты нефтенасыщенные песчаники. Отложения интерпретируются по ГИС как продуктивные, но не были испытаны. В связи с этим запасы нефти оценивались только по категории С2. Эффективная толщина пласта составляет 7.0 м, отложения нефтенасыщены до подошвы. Залежь нефти пластово-сводовая, с извлекаемыми запасами по категории С2 - 491 тыс.т.
