Тунгор месторождение

Тунгор месторождениеНефтяное месторождение Тунгор расположено на северо-восточном прибережье острова Сахалин, в месте разрабатываемых нефтяных месторождений Эхабинское, Восточно-Эхабинское, Гиляко-Абунан и газового – Эрри. В 28 км к югу от районного центра г.Охи. На территории месторождения расположен солидный пос. Тунгор. Недропользователь – ОАО НК «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». Лицензия № ЮСХ 12842 НЭ. 
Из нужных старых, помимо нефти и газа, присутствуют стройматериалы (песок, глина) и торф. Энергоснабжение района исполняется от Охинской ТЭЦ. По сейсмическим условиям район относится к зоне 7 балов по шкале Рихтера. Климат района жесткий с долгой в зиму и коротким в летний сезон. Среднегодовая температура минус 2.50С. Обращение ветров в основном с северо-запада на юго-восток.
В орографическом отношении район различают западную и восточную зоны. Предельные отметки местности составляют 100-120 м и связаны с восточной долью месторождения, являющей собой ряд оврагов и холмов. Холмы расчленены оврагами, по которым протекают ручьи. Местность с невысокими отметками в значительной степени заболочена. К западу происходит выполаживание рельефа, Тунгорской морщине соответствует пониженная гряда. Наибольшие отметки 30-40 м. Гидрографическая сеть представлена верхними притоками рек Эрри, Эхаби и Одопту. В северной части месторождения расположено озеро Тунгор, протяженностью 3.5 км. С юга в озеро впадает ряд ручьев, долины каких заболочены. На юге площади расположено озеро Одопту, шириной до 300 м. Помимо этого на площади присутствует ряд крошечных озер.
Вся территория месторождения покрыта таежной растительностью, представленной низкорослым стлаником, лиственницей. Иногда сталкивается пихта, осина, береза. В пониженных районах растет кустарник, вышние травы. Водоснабжение промысла исполняется из рек Эрри и оз. Тунгор. Взятая нефть транспортируется по магистральному нефтепроводу, идущему поблизости месторождения, в Комсомольск-на-Амуре. Натуральный газ в ход идет в промышленности и быту Охинского района. 
Наиважнейшие сведения о геологическом здании даны в 1907 году Анертом. В 1925 году проведена 1-я геологическая съемка пропорция 1:50 000, составлена геологическая карта. Во время с 1925 по 1945 год прошли геологические съемки всевозможных масштабов с рекомендацией под структурное бурение с заблаговременной постановкой электроразведочных работ.
С 1945 по 1952 год на площади осуществлены электроразведочные службы ВЭЗ (1945 г.), методом профилирования (1947 г.), гравиметрическая съемка. Сведущие сейсморазведочные службы проводились в 1949-1950 годы. В следствии обнаружена Тунгорская складка.
В 1964 году проведена геологическая съемка пропорция 1:10 000 Ерастовым Н.М., в следствии установлено западное крыло Эхабинской складки.
В 1956-1957 году на площади проведено структурное бурение, пробурена 181 скважина. В 1957 г. начато полное разведочное бурение.
В начале января 1958 года в скважине №1 получен индустриальный фонтан нефти из пласта из XX. Следовательно, месторождение Тунгор разрабатывается уже не меньше 49 лет. В следующие годы были неприкрыты газовые залежи в XII, XVII, XVIII, XIX пластах.
Во время 1959-1960 годы прошли тематические труды и осуществлен подсчет запасов нефти по XX пласту (Семенушкин Л.И.).
С 1960 по 1964 год на месторождении пробурено 38 разведочных и 40 эксплуатационных скважин; во время с 1964-1987 годы – 1 разведочная и 39 эксплуатационных скважин. После вычисления запасов, который был проведен в 1988 г. на месторождении было пробурено а также 5 эксплуатационных скважин.
Итого на 01.01.2007 г. – дату проектирования – на месторождении Тунгор пробурено 39 разведочных скважин, из них 23 в контуре нефтеносности, и 84 эксплуатационных – все в контуре нефтеносности; только лишь 123 полных скважин.
Эпопея проектирования месторождения включает 6 документов, заключительный из каких, «Анализ текущего положения разработки месторождений ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» и уточнение технико-экономических показателей разработки на время поведения лицензии» (протокол ЦКР МЭ № 2471 от 28.10.1999 г.)
Пройдено с отбором керна в результативных пластах 2691 м, вынос керна в полезных пластах – 910,2 м, или 33,восемь процентов. Количество расследований керна, применяемых в пользу обусловления пористости – 347 образцов, проницаемости – 96. Количество проб нефти только лишь 136, в т.ч. глубинных – 9, таблица 1.2.
Изученность месторождения вполне можно полагать довольной.
Тунгорская складка – ассиметричная, ненарушенная брахиантиклиналь, удлиненная в меридиальном направлении, размеров 6х2 км. Разрез неогеновых приостановлений, представленных терригенными породами, вскрыт разведочными скважинами до 3600 м.
Месторождение Тунгор являет из себя антиклинальную складочку почти не меридиональногопростирания, асимметричную: восточное крыло не меньше резкое, какими средствами западное. Сглубиной углы снижения пород на крыльях повышаются. Свод складки с глубинойсмещается на северо-запад. Около месторождения каких-либо дизъюнктивныхнарушений не было выявлено.
Индустриальные залежи нефти на месторожденииотнесены к XX кругозору. Он показан чередованием песчаных прослоев сглинистыми, пористость каких изменяется от 10,5 до 19,3 процента. Песчаникимелкозернистые, толстые, сильносцементированные; пески мелко- иразно-зернистые, толстые, слюдистые. Глубина залегания пласта в сводовой частиструктуры равна 2087 м.
Залежи нефти содержатся в требованиях среднегопластового теснения. Нефть имеет первоклассное газосодержание, что вполне можно объяснитьравенством влияний насыщения и пластового. Плотность нефти пониженная,вязкость бросовая.
Растопленный в нефти газ характеризуетсяотносительно низкой плотностью. Не меньше какими средствами наполовину (61%) он состоит изметана. Содержание гомологов метана и азота значительно ниже среднего.Содержание углекислого газа возвышенное (двадцать процентов).
Дегазированная нефть XX горизонта месторожденияТунгор малосмолистая, парафиновая (вид Ylz), отнюдь не тяжелая, с высоким выходом светлыхфракций.
Только лишь в перерезе месторождения  залегают 20 газовых, нефтяных и газоконденсатных залежей:
– газовые залежи в пластах M, II, III, IIIa, IV, на безднах (а.о. ГВК) от -489 м до -1008м;
– газоконденсатные в пластах XIIa, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIIa, XVIII, на безднах от -1475 м до -1991 м;
– нефтяные и газоконденсатно-нефтяные – в пластах XIX1-сев, XIX1-юг, XIX2, XX, XXж, 21, на безднах от -1998 м до -2271 м.
Из 20 залежей месторождения в настоящем отчете в проектирование вовлечены 5 нефтяных и газоконденсатно-нефтяных (XIX1, XIX2, XX, ХХж и 21) и 1 газоконденсатная залежь (XVII).

Интересные месторождения

0

Добавить комментарий

Войти с помощью: