Средне-Харьягинское месторождение

Средне-Харьягинское месторождение характеризуется довольно сложным геологическим строением, когда помимо структурного, одним из основных факторов, контролирующим формирование и сохранение залежей нефти, является литофациальный, а также тектонический. Покрышкой на всех поднятиях являются глинисто-карбонатные отложения верхнефранского возраста. Высокими перспективами характеризуются ловушки, образовавшиеся при активных проявлениях рифогенных процессов. Коллекторы месторождения характеризуются высокой фациальной неоднородностью, которая сопровождается большим разнообразием литотипов. Изученность, как отдельных залежей, так и месторождения в целом, является неравномерной, но все же достаточной, для подсчета запасов по промышленным категориям. К настоящему времени на месторождении пробурено порядка 23 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. На стадии проведения ГРР испытано 26 объектов в колонне, в т.ч. ряда перспективных, с целью исключения пропуска залежей. В 2001г выполнены полевые исследования рассматриваемого месторождения сейсморазведкой 3Д на площади 83.5 км2 , а затем материалы были обработаны и проинтерпретированы. Полученные данные позволили существенно дополнить представления о геологическом строении месторождения и уточнить пространственное положение границ рифового тела. По результатам выполненных исследований более детально определено развитие нефтеносности в разрезе месторождения и величина запасов УВ. Нефтеносность месторождения изучена в стратиграфическом диапазоне сирачойской свиты франского яруса. Проведены работы по геометризации границ залежей и уточнены подсчетные параметры по всем поднятиям месторождения. Создана база данных по результатам геолого-промысловых, геофизических, петрофизических, гидродинамических исследований, а также по материалам эксплуатации месторождения. На основе имеющихся фактических данных и материалов исследований с использованием современных компьютерных технологий проведено геолого-геофизическое моделирование резервуаров залежей нефти основных пластов и выполнены картопостроения по подсчетному объекту. Был выполнен подсчет запасов по двум методам: 2D и 3D. Полученные величины геологических запасов нефти соответствуют сложившимся условиям разработки продуктивного пласта, текущим и накопленным показателям добычи нефти по эксплуатационным объектам. Однако проведенные исследования позволили выявить и определить некоторые проблемные вопросы геологического строения месторождения, поскольку освоенность месторождения в настоящее время остается сравнительно невысокой. Отсутствуют качественные пробы флюидов по Восточному поднятию, что является особенно принципиальным при определении параметров в условиях высокого газонасыщения нефтей, когда давление насыщения приближается к пластовому. Исходя из этого, параметры по Восточному поднятию приняты по аналогии с Центральным поднятием. Нуждаются в уточнении физико-гидродинамические характеристики коллекторов, а также их фильтрационно-емкостные свойства, для чего необходим дополнительный отбор керна, и проведение на этой основе соответствующих исследований. Необходимо продолжить уточнение границ залежей, особенно тех из них, которые контролируются литологическими и тектоническими экранами. Следует провести эксперименты на образцах керна с целью поиска эффективных технологий увеличения КИН и полноты выработки запасов УВ. Вновь подсчитанные геологические запасы по сравнению с числящимися на Госбалансе в целом по месторождению изменились: категории С1 увеличились до 19170 тыс.т. или на 2306 тыс.т.(13.7%), категории С2 уменьшились с 2391 тыс.т. до 1003 тыс.т. или на 1388 тыс.т. (58.1%). Отмеченное уточнение произошло в результате бурения новых скважин и проведения сейсморабот 3Д, по результатам которых структурные очертания поднятий были скорректированы.

Колвинское месторождение

По результатам геологоразведочных работ в 1997 году произведен подсчет запасов нефти по двум залежам в карбонатных отложениях нижнего девона (лохковский ярус «основная» и «верхняя» пачки) и одной залежи в карбонатных отложениях верхнего девона (кочмесская свита). Запасы утверждены ЦКЗ Минприроды РФ. Согласно карты нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Колвинское месторождение относится к восточной части Колвависовского нефтегазоносного района (HГР) Хорейверской нефтегазоносной области (HГО). Колвависовский HГР отличается широким стратиграфическим диапазоном нефтеносности и многообразием типов залежей нефти в палеозойских отложениях. По геологическому строению и характеру нефтеносности месторождение относится к категории сложных, по величине извлекаемых запасов - к средним, по спепени изученности - к разведанным и предварительно оцененным. Государственным балансом учтены запасы УВ по трем залежам, приуроченным к карбонатным отложениям верхнего девона - D3dm и карбонатным отложениям нижнего девона – D1 по категориям С1 и С2. Доля запасов категории С2 составляет по месторождению 66 процентов. На месторождении проводилась опытно-промышленная эксплуатация, за период которой из «основной» залежи добыто 2 тысячи тонн нефти. На Колвинском месторождении в пределах лицензионного участка пробурены 18 скважин, в том числе 1 параметрическая, 11 поисковых и 6 разведочных . В пределах участка подсчета выявлены две залежи нефти в отложениях овинпармского горизонта нижнего девона и одна залежь в доманиковых отложениях верхнего девона. Восточный борт Хорейверской впадины Колвависовского НГР относится к числу наиболее нефтеперспективных земель. Существование на месте современной впадины приподнятого Большеземельского палеосвода, к восточному склону которого приурочена рассматриваемая территория, позволяет считать ее (территорию) обширной зоной накопления мигрировавших с юго-востока и востока УВ, а на более поздних этапах, начиная с поздней перми - как территорию, способную не только накапливать, но и генерировать УВ флюиды. Как показывают немногочисленные палеотектонические исследования, локальные структуры в пределах впадины развивались конседиментационно и характеризуются древним заложением. Наряду с развитием в верхнедевонских отложениях рифовых массивов, а также структурно-стратиграфических ловушек в зонах выклинивания нижнедевонских образований, можно прогнозировать здесь открытие месторождений и в других нефтегазоносных комплексах. Согласно планам геолого-разведочных работ, в 2007 году выполнены сейсмо-разведочные работы ЗD в объеме 130 квадратных километров, которые покрывают южную часть лицензионного участка. На основании полученных данных в 2008 году планируется бурение разведочной скважины, а в 2009 году – бурение эксплуатационных скважин и ввод месторождения в эксплуатацию. Открытое акционерное общество «Печоранефть» выступает оператором по разработке Колвинского месторождения на основании агентского договора между ОАО «Печоранефть» и ООО «НордОйл» (держатель лицензии).

Лекхарьягинское месторождение

Анализ геологического строения, изученности и нефтеносности, оценка ресурсной базы показывает, что перспективы прироста запасов нефти на Лекхарьягинском месторождении еще значительны. Общая оценка запасов и ресурсов нефти Лекхарьягинского месторождения составляет 13,5 миллиона тонн, из них учтено по категории С1 только 2,15 миллиона тонн, то есть менее 20 процентов. Таким образом, месторождение является недоразведанным, и требуется проведение геологоразведочных работ. В программу работ, намеченную до 2010 года, входят сейсморазведочные работы 3D, бурение разведочных и поисковых скважин. Уже в 2007 году, согласно намеченным планам, выполнены геолого-разведочные работы в объеме 70 квадратных километров полевых сейсморазведочных работ 3D, которые покрывают весь лицензионный участок. В результате выполнения трехлетней программы бурения ожидается получить прирост запасов нефти в объеме 9,3 миллиона тонн. Учитывая достаточно высокие перспективы Лекхарьягинской площади, ее местоположение, предлагаемые мероприятия по доразведке позволят получить необходимые данные для пересчета и прирастить запасы нефти месторождения. Работы будут осуществляться за счет инвестиций ОАО «Печоранефть». Лицензия на право пользования недрами НРМ 13404 НР на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Лекхарягинского участка недр в НАО зарегистрирована 13.12.2023 года. Открытое акционерное общество «Печоранефть» выступает оператором по разработке Лекхарьягинского месторождения на основании агентского договора между ОАО «Печоранефть» и ООО «Хвойное» (держатель лицензии).

Северо-Харьягинское месторождение

В результате проведения поисково-детальных сейсморазведочных работ, переобработки и переинтерпретации материалов сейсморазведки МОГТ прошлых лет, поисково-оценочного и разведочного бурения на Северо-Харьягинском участке должны быть решены геологические задачи, направленные на выявление новых залежей. Уже в 2007 году, согласно планам геологоразведочных работ, выполнены сейсморазведочные работы 3D в объеме 130 квадратных километров, которые полностью покрывают лицензионный участок и позволят разместить на территории участка поисково-разведочные скважины. В настоящее время идет обработка и интеграция полевых данных сейсморазведочных работ. По предварительным данным, ожидаемые балансовые запасы нефти категории С1+С2 в целом по месторождению ориентировочно составят 84756 тысяч тонн. Следовательно, весь прирост запасов нефти по месторождению категории С1+С2 с учетом уже имеющихся на балансе 28,4 миллиона тонн составит 56,3 миллиона тонн. Лицензия на право пользования недрами НРМ 13405 НР на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Северо-Харьягинского участка недр в НАО зарегистрирована 13.12.2005г. Открытое акционерное общество «Печоранефть» выступает оператором по разработке Северо-Харьягинского месторождения на основе агентского договора между ОАО «Печоранефть» и ООО «Хвойное» (держатель лицензии).