Нефтегазоносность

Звёздное нефтегазоконденсатное месторождение согласно схеме нефтегазоносного районирования Западной Сибири, принятой в 2002 г., расположено в Большехетском нефтегазоносном районе Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) рисунок 2.6.3.1.

Большехетский нефтегазоносный район граничит на северо-западе с Мессовским НГР Гыданской НГО, на западе с Уренгойским НГР Надым-Пурской НГО, на юге с Тазовским НГР, на востоке с Сузунским НГР. На территории Большехетского нефтегазоносного района открыт ряд месторождений: Пякяхинское, Хальмерпаютинское, Северо-Хальмерпаютинское, Южно-Мессояхское и Перекатное.

Нефтегазоносность в пределах Болшехетского НГР установлена в широком стратиграфическом диапазоне от верхнемеловых до нижнемеловых отложений.

Строение Звёздного месторождения представлено на геологических разрезах и схемах корреляции (приложения M.2-М.3).

По сходству фациальных условий накопления осадков, формирования в них ловушек нефти, газа, конденсата, обладающих близкими свойствами и параметрами в пределах указанного стратиграфического диапазона в Большехетском районе, выделены снизу вверх пять нефтегазоносных комплексов: нижне-среднеюрский, верхнеюрский, ачимовский, неокомский, апт-альб-сеноманский. На Южно-Мессояхском месторождении продуктивными являются отложения газ-салинской пачки, что позволяет выделить и туронский НГК. Нефтегазоносные комплексы в разрезе осадочного чехла представляют резервуар или группу резервуаров, контролируемых региональным флюидоупором (покрышкой).

Открытые залежи в пределах Большехетского нефтегазоносного района имеют различный характер насыщения: чисто газовые, нефтяные и газоконденсатные, газонефтяные и газоконденсатнонефтяные.

На Хальмерпаютинском месторождении, расположенном в 35 км к юго-востоку от Звёздного, залежи газоконденсата выявлены в пластах БТ₈ – БТ₁₂¹.

В пределах Южно-Мессояхского месторождения, расположенного в 20 км к северо-западу от Звёздного, залежи углеводородов выявлены в пластах: Т, ПК₁, БУ₁₃^1-2, БУ₁₄, БУ₁₅¹.

На Звёздном месторождении в интервале глубин 2150 – 3404 м открыты залежи в пластах: ПК₁₈⁰, ПК₁₈, ПК₁₉, ПК₂₀, ПК₂₁, АУ₆, АУ₇, АУ₁₀, БУ₁, БУ₅¹, БУ₆¹, БУ₆², БУ₁₀, БУ₁₂, БУ₁₃, БУ₁₄, БУ₁₅⁰², БУ₁₅¹, БУ₁₅², БУ₁₆⁰, БУ₁₆, БУ₁₇, БУ₁₈¹, БУ₁₈² и БУ₂₀.

Нефтесодержащими являются залежи пластов ПК₁₈, ПК₁₉, ПК₂₀, БУ₆¹, БУ₆², БУ₁₅¹, БУ₁₅², БУ₁₆⁰ и БУ₁₆.

Пласт БУ₁₅¹залегает в средней части сортымской свиты на глубинах 3043.6 -3131.8 м (абс. отм. -2960-3060.4 м) в скважинах 2005 и 2010 и в песчаных фациях распространен на всей площади месторождения (приложение М.21).

Пласт вскрыт в 31 скважине, пробуренной на месторождении, характеризуется невыдержанностью толщин по площади и разрезу. Общая толщина пласта изменяется от 20.7 до 40.2 м, эффективная - от 16.8 (скважина № 2009) до 36.8 м (скважина № 2004), газонасыщенная - от 14.0 (скважина № 2001) до 16.0 м (скважина № 2005), нефтенасыщенная - от 1.2 (скважина № 2010) до 22.4 м (скважина № 2020_2). Характеристика неоднородности пласта: коэффициент песчанистости – 0.82 д.ед., расчлененность – 7.8; пласт не прерывист.

Залежь опробована в 6 скважинах и охарактеризована испытанием практически по всей высоте залежи. Газонасыщенная часть опробована в скважине № 2005, при испытании которой в интервале глубин 3062-3068 м (абс. отм. -2992-2998 м) и 3046 -3061 м (абс. отм. -2976 -2991 м) получен фонтан газоконденсата с нефтью и водой дебитами соответственно газа сепарации 123.4 тыс.м³/сут, стабильного конденсата с нефтью 67.5 м³/сут и воды 14.5 м³/сут на 8.3 мм штуцере.

В скважине № 2009 из интервала глубин 3093-3100 м (абс. отм. -3023.5-3030.5 м) получен фонтан нефти дебитом 6.0 м³/сут на 8 мм штуцере, из интервала глубин 3093 -3110 м (абс. отм. -3023.5-3040.5 м) - фонтан нефти дебитом 9.1 м³/сут на 8 мм штуцере.

При опробовании скважины № 2015 в интервале глубин 3084-3100 м (абс. отм. -3013.3-3029.3 м) получен фонтан нефти дебитом 47.0 м³/сут на 8 мм штуцере, в интервале глубин 3071-3077 м (абс. отм. -3000.3-3006.3 м) - фонтан нефти дебитом 26.2 м³/сут на 8 мм штуцере.

При опробовании скважины № 2016 из интервала глубин 3071-3077 м (абс. отм. -3001.4-3007.4 м) получен фонтан нефти дебитом 46.0 м³/сут на 8 мм штуцере, из интервала глубин 3071-3077 м (абс. отм. -3001.4 -3007.4 м) совместно с интервалом 3084 – 3093 м (абс. отм. -3014.4 -3023.4 м) - фонтан нефти дебитом 53.0 м³/сут на 8 мм штуцере.

При опробовании скважины № 2020_2 в интервале глубин 3095 – 3106 м (абс. отм. -3016.2 -3027.2 м) получен фонтан нефти дебитом 46.1 м³/сут на 8 мм штуцере.

В результате опробования скважины № 304 в интервале 3590 – 3600 м получен фонтан нефти дебитом 192 м³/сут на 10 мм штуцере, при совместном опробовании интервалов 3577 - 3587 м и 3590 - 3600 м получен фонтан нефти с газом. Дебит нефти 115.2 м³/сут на 10 мм штуцере, дебит газа не определялся. При опробовании интервала 3570 - 3576 м притока не получено.

Характеристика коллекторов: по газонасыщенной части пористость – 0.15 д.ед., проницаемость – 22.4 мД, коэффициент газонасыщенности – 0.71 д.ед., по нефтенасыщенной части пористость – 0.14 д.ед., проницаемость – 11.5 мД, коэффициент нефтенасыщенности – 0.68 д.ед.

ГНК в залежи принят на абс. отм. -2991 м (по подошве газонасыщенного коллектора в скважине № 2005) (приложение М.22).

ВНК принят на абс. отм. -3062 м (приложение М.23). Его положение установлено в восточной части залежи в скважине 2010 по кровле водоносного коллектора на абс. отм. -3062.2 м, что не противоречит ВНК, установленному в скважине № 2004 на абс. отм. -3062.8 м внутри коллектора.

В соответствии со структурными построениями и принятым положением ГНК и ВНК размеры залежи составляют 15.3х7.4 км, высота залежи 102 м. При этом размеры газовой шапки составляют 5.8х3.1 км, высота - 31.0 м, нефтяной оторочки 15.3х7.4 км, высота – 102 м.

Залежь пласта БУ₁₅¹газоконденсатнонефтяная, пластовая, сводовая.

Ранее на Госбалансе запасы газовой шапки по пласту БУ₁₅¹ не числились, впервые запасы газа и конденсата подсчитаны ОАО «СибНАЦ» при подготовке отчета по подсчету запасов Звёздного месторождения.