Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение занимает особое место среди других месторождений севера Западной Сибири прежде всего в силу весьма сложного геологического строения разреза и характера нефтегазоносности. Месторождение открыто в 1964 г. и расположено на юго-востоке полуострова Ямал в 30 км северо-западнее пос. Новый Порт и Обской губы Карского моря. Оно приурочено к одноименному поднятию, осложняющему Новопортовский вал в юго-восточной части Южно-Ямальского мегавала. По ОГ А (поверхность фундамента) поднятие оконтуривается изогипсой —2900 м и имеет амплитуду 250 м. Углы падения на крыльях составляют 1°30'—2°. По ОГ Б (верхняя юра) структура оконтуривается изогипсой — 2400 м и имеет амплитуду более 300 м. По кровле горизонта Ю_2-3 тюменской свиты по данным бурения поднятие имеет валообразную форму, вытянутую в северо-западном направлении. Сводовая часть поднятия осложнена тремя куполами. Наиболее приподнят центральный купол (скв. 122—140). Северный (скв. 123—129) и южный (скв. 77—15) купола соответственно ниже на 15 и 50 м. Поднятие оконтуривается изогипсой — 2100 м и имеет максимальную амплитуду 212 м. Угол падения западного крыла изменяется в пределах от 2°10' до 3°15', восточного — от 2° до 2°40'. Северная периклиналь пологая (1°12') по сравнению с южной (около 3°). Глубина прогиба между куполами окончательно не выяснена. По кровле вышележащих пластов поднятие сохраняет свою форму, но отчетливо выражен южный купол. По кровле пласта ТП₁ в сводовой части выделяются четыре купола, из них наиболее высокое положение занимает купол в районе скв. 85. По кровле сеномана происходят изменения структурного плана. Полностью сохраняется сводовая часть в расширенном виде. Центральный и северный купола представляют северное погружение.

В геологическом строении месторождения принимают участие в различной степени дислоцированные метаморфические и осадочные терригенные и карбонатные породы доюрского фундамента и песчано-глинистые, а также терригенно-кремнистые образования осадочного чехла юрско-мелового и кайнозойского возраста. Мощность чехла изменяется от 2500 м в осевой части Новопортовского вала до 3000 — 3600 м на западном погружении. К востоку и юго-востоку от Новопортовской структуры фундамент ступенчато по разломам погружается на глубину до 5000 м и более (рис. 4.20).

По данным сейсморазведочных работ на месторождении установлены тектонические нарушения субмеридиального и северо-западного простирания. Все они прослежены фрагментарно (см. рис. 4.20). Амплитуды их в разрезе различные и соизмеримы с толщинами глинистых экранов. Простирание нарушений по результатам одних и тех же сейсмических исследований интерпретируется по-разному, поэтому их достоверность в интервале продуктивных толщ (новопортовская, тюменская свита) вызывает определенное сомнение. Наличие предполагаемых тектонических нарушений подтверждается и данными бурения. Однако протрассировать их по площади пока не представляется возможным.


В настоящее время на месторождении и прилегающей зоне пробурено 145 скважин. Вскрыт разрез платформенного чехла и палеозойского фундамента. В разрезе месторождения установлена нефтегазоносность в интервале глубин 470—3000 м от сеномана до палеозоя. Наибольшее количество залежей установлено в пределах южной периклинали и южного купола. Далее в северном направлении новопортовская толща выклинивается и количество залежей уменьшается (табл. 4.7).


Газовая залежь пласта ПК₁ открыта в интервале с а.о. —412... —435 м. Опробование проведено в трех скважинах, одна из которых оказалась продуктивной. Приток газа, полученный в скв. 46 из интервала с а.о. —420...—424 м, составил 64,7 тыс. м³/сут на 10-мм диафрагме. В скв. 57 и 88 притоков не получено. ГВК по данным ГИС и опробования принят на средней абсолютной отметке —435 м. Залежь пластово-массивная, размеры 17,5х7,8 км, высота 23 м. Пластовое давление 4,36 МПа, температура не замерялась.

Общая толщина пласта изменяется от 14 до 29 м, эффективная газонасыщенная — от 2,8 до 9,6 м. Коэффициент пористости пород-коллекторов в среднем составляет 23 %, коэффициент газонасыщенности — 50 %. Литологически пласт неоднороден и представлен чередованием песчаников, крупнозернистых алевролитов и глинистых прослоев.

Покрышкой служат глинистые отложения кузнецовской свиты верхнего мела мощностью 33—38 м.

Газовая залежь пласта XM₁ открыта в интервале с а.о. —832... —855 м. Пласт опробован в восьми скважинах, из которых шесть оказались продуктивными. Притоки газа в скв. 46, 88, 129, 145, 172 из интервала с а.о. — 839... —853 м составили 91,6—181,0 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 49 из интервала с а.о. —851... —858 м приток газа составил 24,0 тыс. м³/сут на диафрагме 7 мм. В скв. 108 из интервала а.о. —850... —854 м получен совместный приток нефти с водой. Дебит нефти составил 0,1 м³/сут, воды 43 м³/сут. В скв. 140 из интервала с а.о. — 853,5... —856,5 м получена пластовая вода дебитом 20,2 м³/сут при динамическом уровне 355 м. Положение ГВК в западной части и на юге принято на а.о. —850 м, на восточном погружении — 855 м. Не исключается наличие нефтяной оторочки. Залежь пластовая, сводовая, размеры 13x7 км, высота 23 м. Пластовое давление 8,84 МПа, температура +25,2 °С.


Общая толщина пласта изменяется от 7 до 10 м, эффективная газонасыщенная — от 4,8 до 6,8 м. кп коллекторов в среднем составляет 25 %; k_г = 70 %. Литологически пласт неоднороден, проницаемые прослои чередуются с непроницаемыми разностями.

Покрышкой служат глинистые отложения марресалинской свиты верхнего мела мощностью 24 — 56 м.

Газонефтяная залежь пласта ТП₁ (рис. 4.21) открыта в интервале с а.о. —920... —950 м. Пласт опробован в 13 скважинах. В скв. 88 из интервала с а.о. —935... —946 м получен приток нефти с газом. Дебит нефти составил 21,27 м³/сут, газа 39,1 тыс. м³/сут на 8-мм диафрагме. В скв. 120 из интервала с а.о. —944,2... — 950,2 м получен приток нефти дебитом 6,07 м³/сут при динамическом уровне 320 м. В скв. 46 и 172 получены притоки газа дебитами 122,4 и 194,0 тыс. м³/сут на диафрагмах 8,92 и 114 мм соответственно. Пять скважин (47, 61, 122, 128, 140), начиная с абсолютной отметки —931,2 м, дали притоки воды. По комплексу данных ГИС и опробования ГНК принят на а.о. —939 м, ВНК — от —944 до —950 м. Залежь пластовая, сводовая. Нефтяная оторочка подстилающего типа. Размеры 16,2x6,5 км, высота 30 м (в нефтяной части до 11 м). Пластовое давление 9,69 МПа, температура +27 °С.

Общая толщина пласта колеблется от 17 до 44 м, эффективная газонасыщенная — от 1 до 8,8 м, эффективная нефтенасыщенная — от 0,8 до 10.4 м. Открытая пористость коллекторов 20—27 %, газонефтенасыщен-ность 60 %. Покрышкой служат глинистые отложения яронгской свиты мощностью 84—100 м.

В пласте НП₁ открыты две залежи: северная и южная, которые разделяются зоной литологического замещения в районе скв. 50, 52, 63, 122, 140, 160, 161, 175, 179.


Северная газоконденсатная залежь пласта НП₁ открыта в интервале с а.о. —1754... —1819 м. Опробована в пяти скважинах. В скв. 115, 131 и 143 получены безводные притоки газа дебитом до 76,6 тыс. м³/сут на 8-мм диафрагме (скв. 115). Самые низкие абсолютные отметки из которых получен безводный приток газа, — это —1819 м (скв. 143) и —1815 м (скв. 115). В скв. 59 из интервала с а.о. —1760... —1765 м получен приток газа с небольшим количеством воды. Дебит газа составил 199,8 тыс. м³/сут, воды 0,53 м³/сут на диафрагме 15,9 мм. Содержание стабильного конденсата — 44,77 г/м³. При опробовании скв. 178 в интервале с а.о. —1838... —1844 м был получен приток нефти дебитом 0,6 м³/сут при динамической уровне 1076 м. ГВК залежи условно принимается на а.о. — 1819 м. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 7,2x4,5 км, высота 65 м. Пластовое давление 17,9—18,7 МПа, температура +51—58 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 1 до 14.4 м; k_п коллекторов 22 %; k_пр = 33,5·10^-15 м²; k_г = 60 %.

Южная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП₁ открыта в интервале с а.о. —1714... —1855 м. Опробована в 14 скважинах. В девяти скважинах получены безводные притоки газа дебитами до 382,9 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме (скв. 77). Самая низкая отметка, с которой получен газ — 1845 м (скв. 55). Содержание стабильного конденсата 44,77 г/м³. В то же время в скв. 112 из интервала с а.о. —1841... —1846 м получен приток нефти дебитом 6,0 м³/сут при динамическом уровне 792 м, а в скв. 101 нефть получена из интервала с а.о. —1842... —1853 м. ГНК принят на а.о. —1843 м, ВНК на а.о. —1855 м. Залежь литологически экранированная, размеры 19,3x14,0 км, высота 140 м. Пластовое давление 18,27 МПа, температура +56 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 1,4 (скв. 153) до 16,4 (скв. 165).

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП_2-3 открыта в интервале с а.о. —1757... —1882 м. При опробовании в 25 скважинах получены притоки нефти, дебит которых изменяется от 3,6 до 73,5 м³/сут. Фонтаны газоконденсатной смеси получены в 31 скважине. Дебиты газа изменяются от 24,1 (скв. 86, диафрагма 10 мм) до 706 тыс. м /сут (скв. 132, диафрагма 10 мм). Содержание стабильного конденсата 44,3 г/м³. По большинству опробованных скважин ГНК устанавливается на а.о. —1815 м. Этой отметке противоречат данные опробования скв. 80 и 111. В первой из интервала с а.о. —1842... —1851 м получен смешанный приток газа, нефти и воды. Во второй безводный газ получен в интервале с а.о. —1828... —1832 м. В скв. 177 безводный газ получен до а.о. —1818 м. В скв. 159 из интервала с а.о. —1826... —1831 м получен газ с нефтью, а чистая нефть получена с а.о. —1834 м. Среднее значение ГНК составляет —1825 м. Однако его следует рассматривать как весьма условное. Вопрос положения уровня ГНК остается открытым. ВНК на северо-западе структуры (скв. 106) — на а.о. —1860 м, на западе — на а.о. —1868 м, на северо-востоке (скв. 72) — на а.о. —1855 м, на юге (скв. 104) — на а.о. —1858 м. В скв. 178 ВНК на а.о. —1882 м. В целом, поверхность ВНК имеет очень сложную форму. Самое вероятное объяснение: существование блочных (тектонически экранированных) флюидодинамически не сообщающихся залежей УВ. Принято, что залежь — пластово-сводовая, литологически экранированная на южной и северо-западной периклиналях, размеры 33x13 км, высота 125 м, из них до 55 м — нефтяная оторочка. Пластовое давление 17,8—19,4 МПа, температура +53—60 °С.


Эффективная газонасыщенная толщина горизонта изменяется от 0 до 24,8 м, нефтенасыщенная — от 0 до 27 м; k_п пород-коллекторов в среднем составляет 20 %; k_пр = 21,5х10-15 м2; k_г = 57 %.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НЩ (рис. 4.22) открыта в интервале с а.о. —1766... —1870 м. Опробована в 43 скважинах. Дебиты газа достигают 348,1 тыс. м³/сут на 12,8-мм диафрагме (скв. 85), дебиты нефти изменяются от 6,0 (скв. 160, динамический уровень 870 м) до 147,1 м³/сут (скв. 85, диафрагма 8 мм). Содержание стабильного конденсата 55,07 г/м³. Самые низкие абсолютные отметки, из которых получен чистый газ, следующие: в скв. 133 —1840 м, в скв. 50 —1830 м, в скв. 67 —1825 м, в скв. 114 —1823 м, в скв. 177 —1936 м. В то же время в скв. 59 из интервала с а.о. —1825... —1833 м получена нефть дебитом 23,6 м³/сут при динамическом уровне 1503 м. В скв. 144 в интервале с а.о. —1834... —1837 м получен приток нефти дебитом 8,1 м³/сут при динамическом уровне 1057 м. В скв. 85, 111, 128, 132 получены смешанные притоки газа с нефтью в интервале с а.о. —1820... —1854 м. ГНК на севере структуры принят на а.о. —1820 м, на юге —1840 м. На востоке в районе скв. 111 ГНК составляет —1850 м. ВНК в целом по залежи принят на а.о. —1870 м. Залежь пластово-сводовая, с севера и юга — литологически экранированная, размеры 24x12 км, высота 104 м. Пластовое давление 18,15—19,27 МПа, пластовая температура — +55—61°С.

Общая толщина пласта изменяется от 2,8 до 47,2 м, эффективная газонасыщенная достигает 18,6 м, нефтенасыщенная — также 18,6 м. В северном и южном направлениях наблюдается уменьшение эффективных толщин. В северо-западной части (район скв. 115, 164, 180 и др.) отмечается зона глинизации; k_п пород-коллекторов в среднем составляет 20 %; k_пр = 47,4·10^-15 м²; k_г = 57 %.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП_5-6 открыта в интервале с а.о. —1823... —1875 м на южной периклинали поднятия. Опробована в 14 скважинах. Дебиты газа при опробовании изменяются в пределах от 66,8 (скв. 172, диафрагма 10,0 мм) до 264,2 тыс. м³/сут (скв. 129, диафрагма 16,0 мм), нефти — от 1,6 (скв. 129, диафрагма 16,0 мм) до 82,0 м³/сут (скв. 83, диафрагма 16,0 мм). Содержание стабильного конденсата 52,79 г/м³. Притоки пластовой воды получены в семи скважинах из интервалов с абсолютными отметками от —1852 м (скв. 146) до —1875 м (скв. 133). В северной части опробование этого пласта не проводилось. На западе (скв. 73) вода получена с а.о. —1872 м; на юго-западе (скв. 144) — с а.о. —1867 м, на юге (скв. 177) — с а.о. —1860 м. Безводный газ получен в скв. 53 до а.о. —1854 м. ГНК условно принимается на а.о. —1845 м (этому значению противоречат результаты испытания скв. 146, где чистая нефть получена из интервала с а.о. —1838... —1848 м). ВНК принимается в интервале абсолютных отметок —1858... —1875 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 14,2x6,8 км, высота 52 м. Пластовое давление 19,2 МПа, пластовая температура — +55—62 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 2.6 до 18,4 м; нефтенасыщенные — от 0,8 до 19,2 м; k_п коллекторов в среднем равен 20 %; k_пр = 25,6·10^-15 м²; k_г = 50 %.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП₇ открыта в интервале с а.о. —1846... —1870 м на южной периклинали поднятия. Севернее скв. 83, 53, 91 пласт глинизируется. В районе скв. 147 выделяется небольшая зона замещения коллектора. Залежь опробована в пяти скважинах. В скв. 78 получен приток газа, нефти и воды. Дебит газа составил 65,0 тыс. м³/сут, нефти 16,4 м³/сут и воды 17,6 м³/сут на диафрагме 53 мм. В скв. 83 получен приток газа с нефтью. Дебит газа 28,6 тыс. м³/сут, нефти 30,9 м³/сут на 6-мм диафрагме. В скв. 128 и 170 получены совместные притоки нефти (дебит 1,5—3,9 м³/сут) и воды; в скв. 144 с а.о. —1881 м получена пластовая вода. ГНК залежи условно принимается на а.о. —1858 м, ВНК — на а.о. —1870 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 9x7 км, высота 24 м, нефтяной оторочкй 12 м. Нефтяная оторочка неполнокольцевая, имеет ширину 1—4,4 км. Пластовое давление 19,8 МПа, пластовая температура — +57—61 °С.

Общая толщина пласта достигает 28,8 м, эффективная 20 м; k_п пород-коллекторов составляет в среднем 20 %; k_пр — 25,6·10^-15 м²; k_г = 50 %.

В пласте НП₈ открыты две залежи: северная и южная.

Северная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП₈ открыта в интервале с а.о. —1838... —1918 м на восточном погружении. Опробована в трех скважинах. Скв. 50 и 140 дали притоки газа дебитами 180,9 и 110.6 тыс. м³/сут на 15-ти и 8-мм диафрагмах соответственно. В скв. 64 получен приток нефти дебитом 3,4 м³/сут при динамическом уровне 1199 м. ГНК условно принят на а.о. —1882 м, ВНК на а.о. —1918 м. Залежь пластовая, литологически экранированная, размеры 4,5x4 км, высота 80 м, нефтяной части — 36 м. Нефтяная оторочка крыльевого типа шириной около 1,5 км.

Эффективные газонасыщенные толщины в залежи достигают 3,5 м; нефтенасыщенные — 3 м.

Южная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП₈ открыта в интервале с а.о. —1869... —1894 м. Опробована в двух скважинах. В скв. 78 в интервале с а.о. —1881... —1888 м получен совместный приток газа и нефти. Дебит газа составил 136,6 тыс. м³/сут, нефти 32,4 м³/сут на 12-мм диафрагме. В скв. 128 из интервала с а.о. —1891—1896 м получен приток нефти с пластовой водой. Дебит нефти 7,6 м³/сут, воды 10,2 м2/сут при динамическом уровне 367 м. ГНК принят на а.о. —1882 м, ВНК на а.о. —1891... —1894 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 7x4,8 км, высота 25 м, нефтяной оторочки — 12 м. Ширина нефтяной оторочки 0,2—1,5 км. Пластовое давление 18,7—19,0 МПа, температура — +54—63 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3 до 7,6 м; эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 2 до 4,8 м; k_п пород-коллекторов составляет в среднем 20 %; k_пр = 17,2·10^-15 м²; k_г = 60 %.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП₉ (рис. 4.23) открыта в интервале с а.о. —1905... —1968 м на южном склоне поднятия. Опробована в скв. 146 в интервале с а.о. —1913... —1917 м, где получен газонефтяной фонтан. Дебит газа составил 4,5 тыс. м³/сут, нефти 39,4 м³/сут на 8-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата в газе составляет 58.89 г/м³. В скв. 80, 111, 112, 133, начиная с абсолютной отметки —1956 м, получены притоки воды — иногда с пленкой нефти. Притоков безводной нефти не получено. ГНК и ВНК залежи условно приняты на а.о. —1915 и — 1968 м соответственно. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 11x10 км, высота 63 м, из которых 53 м —нефтяная оторочка. Пластовое давление 19,2 МПа, температура — +55—60 °С.

Общая толщина пласта изменяется от 3,2 до 17,2 м, эффективная от 0,4 до 15,2 м. В районе скв. 148, 79, 177, 166, 91 проходит зона глинизации пласта; k_п пород-коллекторов в среднем составляет 20 %; k_пр = 17,2·10^-15 м²; k_г = 68 %.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП₁₀ (рис. 4.24) открыта в интервале с а.о. —1893...—1983 м на южной периклинали. Пласт опробован в 25 скважинах. В скв. 53, 83, 152 получены притоки газа до а.о. —1939 м дебитами до 237,0 тыс. м³/сут на 19-мм диафрагме (скв. 53). В скв. 78, 82, 128, 149 в интервале абсолютных отметок —1939...—1960 м получены совместные притоки газа и нефти. Дебиты газа составили от 62,5 (скв. 149, диафрагма 12 мм) до 206,5 тыс. м³/сут (скв. 78, диафрагма 12 мм), нефти от 18,4 (скв. 82) до 43,2 м³/сут (скв. 149). Содержание стабильного конденсата 58.89 г/м³. В скв. 79, 96, 114, 141, 144, 148, 171 в интервале с а.о. —1939... —1982 м получены притоки нефти дебитами от 5,6 (скв. 96, динамический уровень 609 м) до 22,6 м³/сут (скв. 171, динамический уровень 617 м). В шести скважинах получены притоки воды с а.о. —1974 м. По комплексу данных ГИС и опробований ГНК принят на а.о. —1936... —1941 м; ВНК на —1974... —1983 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры 8,5x7 км, высота 90 м, в нефтяной части 44 м. Нефтяная оторочка неполнокольцевая шириной 1,2 —4,2. Пластовое давление 19,9 МПа, температура — +58—64 °С.

Общая толщина пласта достигает 48 м, эффективная от 27 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 12,2 м, нефтенасыщенная от 4,4 до 25,6 м; k_п пород-коллекторов составляет 20 %; k_пр = 17,2·10^-15 м²; k_г = 68 %.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта НП₁₁ открыта в интервале с а.о. —1947... —1982 м на южной периклинали. В районе скв. 78, 81, 114, 171 к западу и северу наблюдается глинизация пласта. Опробования выполнены в скв. 78 и 170. В скв. 78 в интервале с а.о. —1950... —1956 м получен приток газа дебитом 80,84 тыс. м³/сут с нефтью дебитом 13,4 м³/сут на диафрагме 19,1 мм. В скв. 178 в интервале а.о. —1975... —1982 м получен безводный приток нефти дебитом 14,3 м³/сут при динамическом уровне 776 м. ГНК условно принят на а.о. —1953 м, ВНК на а.о. —1982 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с северо-запада, размеры 3,7x3 км, высота 35 м, высота нефтяной части 29 м. Пластовое давление и температура не измерялись. Общая толщина пласта достигает 40 м, эффективная — 37,4 м.

Газоконденсатная залежь пласта НП₁₂ открыта в интервале с а.о. — 2017... —2055 м на южной периклинали. Опробована в скв. 133 в интервале с а.о. —2046... —2051 м, где получен приток газа и воды с пленкой нефти. Дебит газа составил 10,3 тыс. м³/сут, воды 105 м³/сут на 16-мм диафрагме. По данным ГИС ГВК условно принят на а.о. — 2055 м. В районе скв. 112 ГВК повышается до уровня а.о. —2041 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры б,5x2,5 км, высота 38 м. Пластовое давление и температура не измерялись. Эффективные газонасыщенные толщины по скв. 133 и 177 составляют 9,6 и 16,4 м соответственно. Описание среднеюрских залежей УВ приведено в безразломном варианте.

В пласте Ю_2-1 открыты три залежи: северная, центральная и периклинальная.

Северная газоконденсатная залежь пласта Ю_2-1 вскрыта скв. 124, где при испытании в интервале с а.о. —1982... —1993 м получен приток газа дебитом 19,9 тыс. м³/сут на диафрагме 16 мм с небольшим количеством воды. Содержание конденсата 43,4 г/м³. Залежь линзовидная, размеры 3,5x2,5 км.

Центральная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю_2-1 открыта в интервале с а.о. —1950... —2030 м в южной сводовой части. Пласт в этой зоне испытан в восьми скважинах. Скв. 53 и 146 в интервале с а.о. — 1957... —1966 м дали притоки газа дебитами 117,0 и 42,6 тыс. м³/сут на диафрагмах 10,2 и 8 мм соответственно. Содержание конденсата 43,4 г/м³. В скв. 159 из интервала с а.о. —2009... —2013 м получен приток нефти дебитом 5,4 м³/сут при динамическом уровне 1030 м. В скв. 109 из интервала с а.о. —2025... —2035 м получен совместный приток нефти и воды. Скв. 129, 161, 179 дали притоки воды. ГНК с учетом данных ГИС и опробований условно принят на а.о. —1990 м, ВНК — на а.о. —2030 м. Залежь литологически экранированная, размеры 13,5x6,5 км, высота 80 м, в нефтяной части 40 м. Пластовое давление 19,76 МПа, температура +65 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина в пределах залежи изменяется от 1,6 до 5 м, эффективная нефтенасыщенная — от 1,2 до 3,2 м; k_п коллекторов = 18 %; k_п = 65 %.

Периклинальная нефтяная залежь пласта Ю_2-1 открыта в интервале с а.о. —1980... —2030 м. Испытана в скв. 78, где из интервала с а.о. —1998... —2010 м получен приток нефти дебитом 3,6 м³/сут при динамическом уровне 641 м. ВНК условно установлен на а.о. —2030 м. Залежь литологически экранированная, размеры 3,3x1,6 км, высота 50 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 3,2 м.

В пласте Ю_2-2 открыты три залежи: северная, центральная и южная. Общая толщина пласта изменяется от 1,6 до 22,8 м, эффективная газонасыщенная от 0,4 до 12,8 м, эффективная нефтенасыщенная от 1,2 до 7,2 м. Коллекторские свойства пласта — k_п и k_г аналогичны предыдущему — Ю_2-1, однако коллекторы имеют большую площадь распространения.

Северная газоконденсатная залежь пласта Ю_2-2 открыта в интервале с а.о. —1910... —1990 м в пределах сводовой части северного купола и полосообразно на северном погружении (скв. 123, 124, 162 и др.). Пласт испытан совместно с пластом Ю_1-2 в скв. 124 в интервале с а.о. —1982... —1993 м, где получен приток газа с водой. Дебит газа составил 19,9 тыс. м³/сут на 16 мм диафрагме. Залежь выделяется по данным ГИС в скв. 87, 118, 119, 123, 162, 164, где не опробована. ГВК установлен на а.о. —1990 м. Залежь литологически экранированная, размеры 7x5,5 км, высота 80 м.

Центральная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю_2-2 открыта в интервале с а.о. —1902... —2030 м и приурочена к северной части южного купола и центральному куполу. В прогибе между северным и центральным куполами наблюдается зона глинизации. Она также протягивается от западного погружения (скв. 73, ИЗ и др.) через сводовую часть (скв. 129) на восток (скв. 107, 138 и др.). При испытании скв. 72, 77, 132, 156, 158 в интервале с а.о. —1946... —2026 м получены притоки газа дебитами от 26,9 (скв. 156, диафрагма 8,8 мм) до 150 тыс. м³/сут (скв. 72, диафрагма 53 мм). В скв. 159 получен приток нефти дебитом 4,8 м³/сут при динамическом уровне 1160 м. В скв. 72 и 158 совместно с газом были получены притоки нефти дебитами 1,8 и 24,4 м³/сут на диафрагмах 53 и 10 мм соответственно. Положение ГНК представляется наклонным. На западе он принят на а.о. —1990 м, на востоке на —2005 м. ВНК условно принят на а.о. —2030 м. Залежь литологически экранированная, размеры 18x8 км, высота 128 м.

Южная (периклинальная) нефтяная залежь пласта Ю_2-2 открыта в интервале с а.о. —1973... —2038 м. Опробована в скв. 79, 128, 144. При этом получены притоки нефти дебитами от 2,2 (скв. 128, динамический уровень 480 м) до 5,0 м³/сут (скв. 144, динамический уровень 861 м). Кроме того, по данным ГИС скв. 79, 141, 148 до подошвы (а.о. —2038 м) — продуктивны. ВНК по данным ГИС установлен на а.о. —2038 м. Залежь литологически экранированная, размеры 7x6 км, высота 65 м.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю₃ открыта в интервале с а.о. — 1914... —2065 м. Опробования проведены в 50 скважинах. На северном и южном куполах в интервале а.о. —1945... —1995 м получены притоки газа, в отдельных скважинах с водой. В 16 скважинах получены притоки чистой нефти. Из них на северном куполе нефть получена в интервале с а.о. —1991... —2027 м (дебит до 20,4 м³/сут). В пределах центрального купола нефть получена из интервала с а.о. —1888... —2029 м (дебит 3,8—58.2 м³/сут). На южном куполе притоки нефти получены из интервала с а.о. —1993... —2039 м на западном погружении (дебит 3,6—14,0 м³/сут) и из интервала с а.о. —1993... —2062 м — на восточном погружении (дебит 5,3—30 м/сут). В скв. 72, 84, 86, 158, 175 и 180 из интервала с а.о. —1988...—2005 м получены совместные притоки газа, нефти и воды. Притоки чистой воды по периметру залежи получены в 15 скважинах, начиная с отметки —1995 м. ГНК в залежи северного купола условно принят на а.о. —1980 м, среднего и южного куполов — на а.о. —1990 м. ВНК имеет очень сложную поверхность. Вдоль западного погружения он принят на а.о. —2030 м. На севере и востоке ВНК установлен на а.о. —2005 м с переходом до а.о. —2020 м (скв. 72) и 2030 м (скв. 132). Южнее в районе скв. 171 ВНК принят на а.о. —2065 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 23х х7,5 км, высота на северном куполе — 104 м, центральном — 116 м, южном — 111 м. Высота нефтяной оторочки соответственно 15 — 40, 40 и 40 — 75 м. Пластовое давление 19,76 МПа, температура +65 °С.

Общая толщина пласта изменяется от 11 до 37 м, эффективная газонасыщенная от 2,2 до 28,4 м, нефтенасыщенная от 1,2 до 24 м. ФЕС пород-коллекторов: k_п = 18 %; k_пр = 20,5x10^-15 м²; k_г = 65 %. На северной периклинали (скв. 125) и в зоне прогиба восточного погружения (скв. 138) отмечается глинизация пласта.

В пласте Ю₄ открыты две залежи: северная и южная. Общая толщина пласта изменяется от 11,6 до 35,2 м, эффективная газонасыщенная 1,2—19.2 м, эффективная нефтенасыщенная 0,8—22 м. В прогибе между южным и центральным куполами, а также на западном погружении в зоне прогиба между центральным и северным куполами, отмечаются зоны глинизации.

Северная газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю₄ открыта в интервале с а.о. —1939... —2036 м. В пределах северного купола опробована в восьми скважинах. В скв. 60 и 139 получены притоки газа дебитами 30 и 100,1 тыс. м³/сут на диафрагмах 53 и 10 мм соответственно. В скв. 119 и 143 получены притоки нефти дебитами 3,3 и 5,9 м³/сут (совместное испытание с пластами Ю₃ и Ю₅) при динамических уровнях 1206 и 643 м соответственно. В скв. 86 получен совместный приток газа, нефти и воды. В скв. 61 и 125 получены притоки воды. ГНК принят на а.о. —1990 м.

В пределах центрального купола пласт опробован в семи скважинах. В скв. 134 и 140 до а.о. —2000 м получены притоки газа дебитами 154,1 и 137,3 тыс. м³/сут на диафрагмах 8 мм. В скв. 85 и 134 в интервале абсолютных отметок —2004... —2024 м получены совместные притоки газа и нефти. В скв. 85 дебит газа составил 31,5 тыс. м³/сут, нефти 27,4 м³/сут на диафрагме 8 мм. В скв. 134 дебит газа составил 246,6 тыс. м³/сут, нефти 158,9 м³/сут на диафрагме 12 мм. Содержание стабильного конденсата 153 г/м³. Чистые притоки нефти получены в скв. 153 и 175 до а.о. —2036 м. В скв. 153 дебит нефти равен 52 м³/сут на диафрагме 8 мм. В скв. 175 дебит нефти равен 1,2 м³/сут при динамическом уровне 1043 м. ГНК в пределах купола принят на а.о. —2000 м. ВНК имеет наклон с запада (а.о. —2030 м) на восток ( —2036 м).

Залежь пластовая, сводовая, участками литологически экранированная, размеры 20x6,5 км, высота 97 м.

Южная нефтяная залежь пласта Ю₄ открыта в интервале с а.о. —1982... —2035 м. Опробована в шести скважинах. В пяти получены притоки чистой нефти в интервале с а.о. —1997... —2037 м дебитами 0,9—22.6 м³/сут. В скв. 108 получен совместный приток нефти с водой. ВНК установлен в интервале с а.о. —2030... —2035 м. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 7,5x7,5 км, высота 53 м.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Ю₅ открыта в интервале с а.о. —1972... —2042 м в пределах центрального и южного куполов. В северной части наблюдается зона глинизации. В южной части при опробовании скв. 77 получен приток нефти дебитом 0,9 м³/сут при динамическом уровне 1555 м. По данным ГИС в скв. 73 и 108 пласт ниже а.о. —2042,2 м характеризуется как водонасыщенный. В пределах центрального купола при испытании скв. 180 притока не получено, а скв. 88 дала воду с пленкой нефти. По данным ГИС в скв. 59, 85, 122, 134, 140 характер насыщения до а.о. —2035 м — продукт, а в скв. 140 до а.о. —1962 м — газ. В пределах этого купола ГНК принят на а.о. —2000 м. ВНК залежи установлен на а.о. —2040 м. В районе прогиба ВНК возможно опускается до —2065 м (скв. 80). Залежь пластовая, сводовая (центральный купол), размеры 21х6,5 км, высота 68 м (центральный купол) и 32 м (южный купол).

Общая толщина пласта изменяется от 2 до 11 м, эффективная газонасыщенная от 1,6 до 7,6 м, эффективная нефтенасыщенная от 0,8 до 7.6 м.

Нижнеюрская газоконденсатная залежь открыта в интервале с а.о. —2431... —2615 м на востоке южного купола. Опробована в двух скважинах. В скв. 107 получен приток газа дебитом 138,8 тыс. м³/сут на диафрагме 12 мм. В скв. 129 получен приток газа дебитом 26,7 тыс. м³/сут на 8-мм диафрагме. В других зонах лишь в скв. 108 получен приток воды, остальные (66, 88, 91, 126, 136) притоков не дали. ГВК принят по нижней дыре перфорации скв. 107 на а.о. —2615 м. Залежь пластовая, литологически экранированная, размеры 10,5x7,7 км, высота 184 м. Пластовое давление 25,5 МПа, температура +79 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 2 до 10,4 м; k_п коллекторов — 18; k_г = 60 %.

Газоконденсатные залежи в палеозойских отложениях установлены в трех различных частях поднятия в интервале с а.о. —2486... —2940 м.

В восточной части южного купола палеозойские отложения опробованы в скв. 107 и 129, где получены притоки газа дебитами 379,1 и 20,7 тыс. м³/сут на диафрагмах 14,8 и 11 мм соответственно. В скв. 91 и 104 в этой части получены притоки воды, а скв. 130 притока нет. ГВК условно принят на а.о. —2940 м. Размеры залежи 11x6,5 км, высота 320 м.

В северной части при опробовании скв. 124 получен совместный приток газа и воды. Дебит газа составил 145,2 тыс. м³/сут, воды 14,7 м³/сут на диафрагме 8,6 мм. ГВК условно принят на а.о. —2500 м. Пластовое давление 26,9 МПа, температура +77—+80 °С.

В газоконденсатных залежах в палеозойских отложениях содержание стабильного конденсата в газе составляет 43,5 г/м³.

Особый интерес представляют результаты исследования скв. 216 и 217, которые относятся к карбонатному массиву. В скв. 216 в интервале с а.о. — 2940... —3308 м десять интервалов дали приток газа (в отдельных с водой и нефтью) дебитами 582,1 тыс. м³/сут на 20,2-мм диафрагме. В скв. 217 в кровельной части также получен приток газа дебитом 496,6 тыс. м³/сут на 16,2-мм диафрагме.

Кроме вышеприведенных, на месторождении открыт целый ряд других залежей, строение и параметры которых в настоящее время в достаточной мере не изучены.

Залежь пласта ПК₁₀ выявлена в присводовой части структуры. При опробовании скв. 49 в интервале с а.о. —785,3... —797,3 м получен приток газа дебитом 45 тыс. м³/сут на диафрагме 5 мм. В скв. 61 на северной периклинали получена вода. Закономерности строения пласта и залежи по площади не изучены.

Залежь пласта ХМ₂ выявлена в присводовой части структуры. При испытании скв. 46 в интервале с а.о. —895... —898 м получен приток газа с нефтью. Дебит газа составил 89,3 тыс. м³/сут, нефти 3,7 м³/сут на диафрагме 19 мм. В скв. 47 и 123 из интервала с а.о. —931... —952 м получены притоки пластовой воды. Пласт характеризуется низкими ФЕС. Пластовое давление в залежи 9,45 МПа, температура +24 °С.

Залежь пласта ТП₂ выявлена одной скважиной. При опробовании скв. 108 в интервале с а.о. —989... —994 м получен приток газа дебитом 15,4 тыс. м³/сут и воды 127,8 м³/сут на диафрагме 15 мм с небольшим количеством нефти (0,05 м³/сут). В северном направлении пласт постепенно глинизируется и в скв. 48 представлен глинистыми алевролитами и глинами. Залежь газовая, возможно с нефтяной оторочкой. Запасы УВ не оценены.

Залежь пласта НП₀ выявлена на южной периклинали и вскрыта скв. 78, 81, 101, 112, 133, 144, 170, 177. Общая мощность пласта изменяется от 2 м (скв. 144) до 10 м в скв. 170. При опробовании скв. 177 в интервале с а.о. —1754... —1758 м получен фонтан газа дебитом 183,8 тыс. м³/сут на 14-мм диафрагме. В скв. 112 из интервала с а.о. —1814... —1816 м получена пластовая вода с пленкой нефти дебитом 27,8 м³/сут при динамическом уровне 519 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Не исключается наличие в залежи нефтяной оторочки. Размеры небольшие, запасы ее не оценены.

Обширный фактический геолого-геофизический материал, накопленный за последние годы, позволил разработать принципиально новую концепцию геологического строения и нефтегазоносности Новопортовского месторождения, основой которой являются представления о развитии в пределах этой части Ямала нескольких систем дизъюнктивных нарушений, рассекающих ее на ряд блоков, а также о сложной литолого-фациальной изменчивости отложений, прежде всего верхних горизонтов средней юры (Ю_2-3). Вместе с тем, значительное усложнение предлагаемых геологических моделей юрских и новопортовских залежей, отсутствие достоверных данных о контурах продуктивности и контактах (ВНК) в пределах некоторых блоков, а также добывных возможностях отдельных залежей, требуют проведения дополнительных объемов научных исследований в области структурно-литологического моделирования строения месторождения и дополнительной интерпретации имеющихся материалов детальных сейсмических работ.

В настоящее время на месторождении начаты подготовительные работы для проведения опытно-промышленной эксплуатации основных залежей углеводородов.