Заполярное нефтегазоносное месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ:

Введение

1. Физико-географический очерк

2. Геокриологические условия месторождения

3. Геологическое строение

3.1 Стратиграфия

3.1.1 Юрская система

3.1.1.1 Верхний отдел

3.1.2 Меловая система

3.1.2.1 Верхний отдел

3.1.2.2 Нижний отдел

3.1.3 Палеогеновая система

3.1.4 Четвертичная система

3.2 Тектоника

4. Нефтегазоносность

4.1 Сеноманская залежь

4.2 Неокомская залежь

Заключение



ВВЕДЕНИЕ

На протяжении последних 20-ти лет основные объемы газодобычи России обеспечиваются развитием газопромысловых и газотранспортных систем севера Западной Сибири. Эта тенденция сохранится и в ближайшие четверть века, так как более 90% доказанных запасов газа страны сосредоточено в этом регионе, причем основная часть этих запасов приурочена к сеноманским отложениям и имеет близкие значения как термогазодинамических характеристик залежей, так и фракционного состава пластовой продукции. Большая отдаленность основной газодобывающей провинции от главных потребителей ее продукции, а также сложные геолого-промысловые и суровые климатические условия этого региона обусловили повышенные требования к кондиции товарного газа, которые нашли отражение в отраслевых стандартных образцах качества всех основных видов продукции газовой промышленности.

Заполярное месторождение находится в эксплуатации всего 7 лет и в настоящее время вступает в период.

Для сбора газа на УКПГ Заполярного месторождения, согласно проекту обустройства, была принята коллекторно-кустовая схема. Скважины куста работают в единый газопровод - шлейф Ш 530 мм, при этом имеются как короткие (1-2 км), так и очень длинные шлейфы (до 12 км). Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия марки АД-1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод Ш57 мм. В начальный период разработки давление газа составляло 9,4-9,8 МПа при температуре 10-16?С на устье скважин. Заметим, что температура начала гидратообразования при этих давлениях составляет 12-13?С, следовательно, часть шлейфов (главным образом, длинные) работало в режиме гидратообразования.

Для обеспечения бесперебойной работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) необходима своевременная подача газа с кустов газовых скважин на установку, что осложнено образованием газовых гидратов в шлейфах газовых скважин. Для борьбы с отложением гидратов в условиях ЗГКМ используется раствор метанола подаваемый на устье скважин.



1. ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

Заполярное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого автономного округа в северо-западной части Пур-Тазовского междуречья, в 80 км к юго-востоку от районного центра Тазовское (рис.1).

Населенным пунктом является вахтовый п. Новозаполярный, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Заполярного месторождения. Ближайший поселок - Самбург, находится в 60 км на западе, а на северо-западе в 85 км находится районный центр - пос. Тазовский.

Территория Пур-Тазовского междуречья представляет собой полого-холмистую равнину, поверхность которой наклонена в северо-восточном направлении к долине реки Таз.

На данной территории много озер, которые занимают 60% площади водораздела. Размеры отдельных озер до 3-5 км в поперечнике, глубина до трех метров. Сильному заболачиванию почвы способствует наличие слоя вечной мерзлоты.

Реки, пересекающие площадь с юго-востока на северо-запад (Малая Хэяха, Большая Хэяха, Юридейяха), несудоходны. Русла их извилисты, берега обрывисты. Ледостав на реках и озерах заканчивается в октябре, однако передвижение гусеничного транспорта по водным преградам возможно лишь в конце ноября. Освобождение рек ото льда происходит в конце мая - начале июня.

Климат района резко континентальный с продолжительной суровой зимой. Лето короткое, прохладное и ветреное с похолоданиями и заморозками.

Среднегодовая температура минус 10⁰С. Устойчивые морозы держатся 210 дней. Самые холодные месяцы - январь, февраль. Морозы достигают минус 45-50⁰С. Самый теплый месяц - июль, его средняя температура 15-17⁰ С.

Количество атмосферных осадков колеблется от 337 до 635 мм в год и в среднем составляет 460 мм.

Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность - 1 человек на 6 км². Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.



2. ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Месторождение расположено в северной части геокриологической зоны в пределах Тазовской геокриологической области, где толща многолетнемерзлых пород (ММП) имеет сплошное распространение по площади и монолитное строение по разрезу. Это, в основном, эпикриогенные породы, залегающие непосредственно ниже слоя сезонного протаивания. Глубина последнего зависит от литологического состава и льдистости пород и их геоморфологической приуроченности. В пределах водоразделов, речных террас, осложненных минеральными породами, глубина кровли ММП колеблется от 0,5 до 1,2 м.

В заторфованных и торфяных грунтах кровля ММП расположена ближе к поверхности - от 0,3 до 0,6 м. На залесенных и заливаемых участках пойм довольно часто встречается несливающаяся мерзлота с глубиной кровли ММП до 2-5 м. При этом глубина сезонного промерзания в районе несливающейся мерзлоты достигает 1,2-1,8 м.

Под руслами рек Юридейяха, Большая и Малая Хэяха и прирусловыми отмелями возможны инфильтрационные талики. Кровля мерзлой толщи на таких участках может погружаться от 10-20 м до 50 м и более. Под руслом реки Таз возможен сквозной талик. Глубина залегания ММП в пределах структуры месторождения изменяется от 380 до 495 м.

Среднегодовая температура грунтов на подошве слоя годовых теплооборотов (8-15 м) на большей части территории Заполярного месторождения изменяется от минус 1,5 до минус 3⁰С и ниже.

Разрез толщи ММП в криогенном отношении не является однородным и представляет собой сложное чередование различных по степени льдистости и криоструктур отложений. Наибольшей льдистостью обладают поверхностные отложения в интервале слоя годовых теплооборотов: от 20-60% до 100-200% в минеральных и заторфованных породах до 500% - в торфе.

Для пород суглинисто-глинистого состава салехардской и казанцевской свит характерны слоистые текстуры с постепенным уменьшением вниз по разрезу суммарной объемной льдистости от 40-55% до 35-45%.

В песчаных отложениях этих свит распределение льдистости по глубине относительно равномерно и практически не превышает 30-35%, криогенная структура этих пород массивная.

Максимальная объемная льдистость 85-90% характерна торфяным озерно-болотным отложениям с базальной и массивной, реже слоистой текстурой. В этих породах существуют, как правило, законсервированные полигональножильные льды наибольшей толщины.

Особую сложность при освоении месторождения имеют мерзлотный рельеф и песчано-глинистые породы с высокой объемной льдистостью в приповерхностной части (8-15 м) разреза четвертичных отложений, естественное состояние которых отчетливо изменяется под воздействием техногенных факторов. Практически под каждым инженерным сооружением происходит в той или иной степени непосредственное тепловыделение в грунт, либо теплопоглощение. Наиболее интенсивно это происходит около теплотрасс и в основании теплых цехов без проветриваемых подвалов. За 10 лет формируется чаша протаивания глубиной 8-10 м и более.

На территории месторождения возможны осложнения при проходке мощных толщ буровыми скважинами, которые могут быть вызваны, с одной стороны, протаиванием и потерей связанности льдов рыхлых пород (образование каверн) с другой - замерзанием промывочной жидкости в скважине за счет теплообмена с мерзлым грунтом.



3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

В геологическом строении Заполярного месторождения принимают участие породы мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и палеозойского фундамента. Непосредственно на Заполярном месторождении СКВ.83 вскрыты отложения средней юры на глубине 3935 м.

Разрез осадочного чехла в контуре продуктивности неокомских шельфовых пластов вскрыт на максимальную глубину 4515 м (скв. 83).

Отложения палеозойского фундамента на территории Надым-Пурского междуречья вскрыты единичными скважинами (Тюменская сверхглубокая СГ-6; Уренгойская площадь, скв. 414; Надымская, скв. 7; Юбилейная, скв. 200; Комсомольская, скв. 198, 199 и др.

3.1 Стратиграфия

3.1.1 Юрская система

Представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с редкими прослоями и пластами углей. Кровля свиты перекрывается трансгрессивными морскими осадками верхней юры и соответствует отражающему горизонту “Т”. Толщина свиты до 1370 м.

3.1.1.1 Верхний отдел

В составе верхней юры выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Васюганская свита представлена аргиллитами с тонкими прослоями песчаников и алевролитов. Толщина свиты 67-74 м.

Георгиевская свита сложена песчаниками, алевролитами с прослоями песчаника. Толщина свиты 22-75 м.

Баженовская свита сложена аргиллитами и является надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом “Б”.Толщина свиты 10-11 м.

3.1.2 Меловая система

3.1.2.1 Нижний мел

В составе нижнемеловых отложений выделяется три свиты: мегионская, заполярная, малохетская и нижняя часть покурской свиты.

Мегионская свита сложена аргиллитами темно-серыми до серых с прослоями серых алевролитов и песчаников. К песчаным пластам БТ₁₀, БТ₁₁¹, БТ₁₁² приурочены промышленные запасы газоконденсата и нефти.

Ранневаланжинский возраст свиты установлен по фауне и споровопыльцевым комплексам. Толщина свиты составляет 353-538 м.

Преимущественно сероцветными песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями глин представлена заполярная свита (cуходудинская).

По литологическому составу свита разделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита характеризуется преобладанием в разрезе песчаных разностей (около 70%). Наиболее мощные пласты (до 90 м и более) приурочены к нижней и верхней частям подсвиты. Промышленные скопления газоконденсата и нефти содержатся в горизонте БТ_6-8 и пласта БТ_2-3. Валанжинский возраст определен по фораминиферам. Толщина подсвиты изменяется от 400 до 485 м.

Верхняя подсвита более заглинизирована. В нижней части разреза встречены “шоколадные” глины. Толщина подсвиты - 103-145 м.

Толщина свиты 409-485 м.

Малохетская свита несогласно залегает на различных слоях заполярной свиты. Представлена, в основном, песчано-алевритовыми сероцветными породами с прослоями серых алевролитов и зеленовато-бурых углистых глин. Толщина свиты 390-480 м.



3.1.2.2 Верхний мел

Покурская свита представлена породами континентального и прибрежно-морского генезиса. По литологическим особенностям разделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита сложена глинистыми породами альб-аптского возраста. Толщина подсвиты 510-550 м.

Верхняя подсвита представлена песками, песчаниками серыми, зеленовато-серыми и алевритистыми глинами. Отсутствие выдержанных глинистых пластов в отложениях верхнепокурской подсвиты способствовало образованию огромных резервуаров, что явилось одним из важнейших факторов формирования сеноманского газоносного комплекса. Толщина подсвиты 140-200 м.

Отложения сеноманского возраста заканчивает разрез прибрежно-континентальных осадков.

Туронские отложения начинают цикл морских осадков верхнего мела.

Кузнецовская свита представлена глинами темно-серыми, часто со слабым зеленоватым оттенком, в нижней части битуминозными, тонко и гидрослюдистыми, алевритистыми, с незначительной примесью каолинита, содержащими обугленные растительные остатки и обломки раковин пелиципод. Толщина свиты 75-140 м.

Часельская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена глинами темно-серыми, опоковидными, в различной степени обогащенными алевритовым материалом гидрослюдисто-хлоритового состава. Толщина подвиты 100-150 м.

Верхняя подсвита представляет собой чередование глин темно-серых прослоями слабоопоковидных, алевритистых и алевролитов серых, глинистых, слюдистых, плотных, иногда с обуглившимися растительными остатками. Толщина подcвиты 500-600 м.

Литология маастрихт-датских отложений (танамская свита) довольно однородна. Весь разрез представлен опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком. В верхней части - глины алевритистые, сильнослюдистые, с прослоями сидерита. Толщина свиты 89-151 м.

3.1.3 Палеогеновая система

Палеогеновые отложения представлены континентальными песчаными осадками нижнего палеоцена и эоцена.

Отложения палеоцена (тибейсалинская свита) сложены песками серыми и светло-серыми, кварцевыми и кварцево-полевошпатовыми, каолинизированными, преимущественно мелкозернистыми. Толщина тибейсалинской свиты 150-250 м.

Отложения эоцена (люлинворская свита) имеют неповсеместное распространение вследствие их размыва. Представлены они опоковидными глинами серыми, пепельно-серыми и голубовато-серыми, участками алевритистыми. Толщина свиты 30-49 м.

3.1.4 Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений. Разрез представлен песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пластами торфа. Толщина отложений 60-145 м.

3.2 Тектоника

В тектоническом отношении Заполярное месторождение расположено в пределах Надым-Тазовской синеклизы, Хадырьяхинской моноклинали, осложненной валами (Западно-Заполярным, Ярояхинским и др.), куполовидными поднятиями (Заполярным, Тазовским) и разделяющими их прогибами (Призаполярным и др.) и котловиной (Ярояхинской).

Заполярная структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами осей 54 х 108 км и амплитудой более 250 м. Сводовая часть поднятия находится в районе скв.3, 90. Западное крыло складки более пологое.

По кровле нижнехетской свиты Заполярное поднятие оконтуривается изогипсой минус 3025 м и представляет собой одновершинную складку северо-восточного простирания с амплитудой более 250 м и размерами осей 47 х 25 км.

Аналогичная характеристика структурного плана по отложениям сухо-дудинской, малохетской и др. свит.

По кровле суходудинской свиты поднятие оконтуривается изогипсой минус 2450 м с амплитудой более 240 м, размером 45 х 26 км.

По кровле малохетской свиты структура оконтуривается изогипсой минус 2025 м с амплитудой более 250 м и размерами 45 х 26 км.

По кровле сеноманских отложений месторождение оконтуривается изогипсой минус 1300 м с амплитудой около 210 м, размерами 48 х 30 км и имеет более сглаженные очертания складки.

По кровле туронского яруса структурный план имеет унаследованный вид, оконтуривается изогипсой минус 1260 м с амплитудой около 145 м, размерами 38 х 20 км.

Отмечается закономерность в уменьшении амплитуды продуктивных горизонтов вверх по разрезу.

Структурная карта по кровле продуктивного плата представлена на рисунке 1.

заполярный нефтегазоносный геокриологический литологический



Рис. 1. Контуры структур: 1 - надпорядковых (синеклиз, моноклиз); 2 - I порядка - крупных (поясов, мегавалов, мегапрогибов, мегавыступов, моноклиналей, мегаседловин); 3 - I порядка - средних и малых (сводов, мегавалов, впадин, мегапрогибов, выступов, моноклиналей); 4 - II порядка крупных (валов, прогибов, малых впадин, котловин, малых выступов, малых моноклиналей, мезоседловин и др.); 5 - II порядка средних и малых (малых валов, малых прогибов, купольных поднятий, структурных мысов, седловин и др.); 6 - орогидрография; 7 - контур площади работ [32].

Список тектонических элементов к рис. 1.

В₁ - Надым-Тазовская синеклиза

В₁^Б - Медвежье-Ямбургский пояс мегавалов

В₂^А - Мессояхский пояс мегавалов

XV - Каменномысская мезоседловина

XXXV - Хадуттейская малая впадина

XL - Ямбургский крупный вал

XLI - Юрхаровско-Находкинская мезоседловина

XLII - Западно-Большехетский крупный прогиб

57 - Харвутинский малый вал

58 - Парусный малый вал

63 - Юрхаровский структурный мыс

64 - Лымберасейский малый прогиб

66 - Ямбургское КП

67 - Оликуминский малый вал

547 - Антипаютинский малый вал

697 - Без названия малая котловина

700 - Южно-Оликуминский малый прогиб

701 - Эдейский структурный нос

797 - Западно-Харвутинский малый прогиб

800 - Северо-Ямбургский структурный мыс

959 - Верхнехойпаетинский малый прогиб

1027 - Восточно-Каменномысский малый прогиб

1106 - Парусный малый вал

1107 - Без названия структурный мыс

- Без названия малая котловина

1199 - Без названия структурный мыс

1293 - Северо-Харвутинская седловина



4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Заполярное месторождение расположено в Тазовском нефтегазоносном районе Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Северо-западнее и юго-восточнее находятся два крупных месторождения: Тазовское и Русское. На западе Тазовский район примыкает к Уренгойскому нефтегазоносному району Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Запасы углеводородов Заполярного месторождения формируют два комплекса резервуаров: верхний - является преимущественно газоносным, приурочен к верхнемеловым отложениям; нижний - нефтегазоконденсатный, приурочен к валанжинским отложениям.

Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманского яруса. Толща вскрыта на глубинах 1102,4-1343,6 м (абс.отм.-1048,4-1306,9 м). Продуктивная толща сеномана представлена чередованием песчаных и алевролито-глинистых пластов различной толщины, неоднородных по составу. В разрезе преобладают песчано-алевритовые породы, являющиеся коллекторами газа. Толщина проницаемых пластов изменяется от 0,4 м до 30 м. Общая эффективная толщина по скважинам составляет 4,2 м (скв. 49) - 169,6 м (скв. 37).

В газоносной части сеноманской залежи доля проницаемых пород составляет 72%.

Покрышкой для сеноманской газовой залежи являются глины туронского яруса. В верхней части туронских отложений залегает песчано-алевритовый пласт “Т”, толщиной 30-35 м, в котором в присводовой и сводовой частях структуры залегает газовая залежь.

Сеноманская газовая залежь является массивной, водоплавающей. При разведке изучена по данным испытания в 20 скважинах. Испытывались, в основном, нижние приконтактные части разреза. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300-844 тыс.м³/ сут, на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,02-1,70 МПа.

Газоводяной контакт по комплексу геофизических исследований скважин прослеживается на отметках минус 1299,5-1317,9 м. Наблюдается погружение контакта в северо-восточном направлении.

В нижнемеловых отложениях доказана промышленная газоносность следующих пластов: БТ_2-3, БТ_6-8, БТ₁₀, БТ₁₁¹, БТ₁₁².

В настоящее время ведутся подготовительные работы к промышленной эксплуатации неокомских нефтегазоконденсатных залежей, и в пробной эксплуатации находится 4 скважины куста №24. газоконденсатная смесь подается на установку подготовки моторных топлив, где из смеси выделяется конденсат, а газ сепарации подается на установку подготовки сеноманского газа для реализации потребителям.

Рисунок 2. Структурная карта по кровле продуктивного пласта

4.1 Cеноманская залежь

Основным объектом добычи является сеноманская газовая залежь, которая содержит основные запасы газа месторождения в ловушке размером 50-32 км, вскрыта на глубинах 1113-1377 м, массивного типа, водоплавающая, высотой более 250 м. пласты имеют сложное геологическое строение со значительной изменчивостью литологического состава горных пород. Коллектора газоносных пластов имеют пористость до 38%, проницаемость до 8 дарси, газонасыщенность до 85%. Начальное пластовое давление 12,87 МПа, пластовая температура изменяется от 21⁰ в куполе залежи до 27⁰С у ГВК. Газ состоит на 99%из метана с незначительным содержанием, до 0,15 г/м³, конденсата плотностью 870 кг/м³.

При разведке залежь изучена по данным испытания продуктивных пластов в 20 скважинах. Испытывались в основном нижние приконтактные части разреза залежи. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300-844 тыс. м³/сут, на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,024-1,74 МПа. (Рис. 2 из геологии)

Пористость изменяется от 17,1-22,2% в плотных алевролитах и слабо сцементированных мелкозернистых песчаниках до 30,0-37,5% в слабосцементированных песчаниках и алевролитах. Наиболее часто встречаются значения пористости 30-36% (72% от общего количества). Среднезвешенное значение пористости по керну равно 32,2%. Проницаемость газоносных пластов достигает 8 дарси.

Продуктивная толща сеномана представлена хаотичным переслаиванием песчано-алеврролитовых и глинистых пород различной толщины. Для определения коллекторских свойств из сеноманских отложений отобрано 838,94 м керна. (Рис. из геологии)

Сеноманская газовая залежь Заполярного НГКМ введена в промышленную разработку в сентябре 2001 г. пуском скважин УКПГ-1С. По состоянию на 28.09.2005 г., введены в эксплуатацию все 446 запроектированных эксплуатационных газовых скважин месторождения. С начала разработки на 01,01,2006 г. отобрано более 300 млрд. м³ газа, что составляет 11,5% от начальных балансовых запасов. Среднее пластовое давление за этот период с 133,1 ата снизилось на 14,9 кгс/см², что составляет 11,2 % от начального давления газа в залежи и соответствует темпам отбора газа из залежи.

Продуктивные отложения вскрывались перфорацией в буровом или солевом растворе на репрессии давления в 128 скважинах.

Коллективом авторов ООО «Ямбурггаздобыча» разработан эффективный способ вторичного вскрытия газоносного пласта, на который подано заявление на рационализаторское предложение №22 от 03.07.2001 г. и права способа защищены патентом на изобретение №2235195. приоритет изобретения 25.12.2002 г.

Решением ОАО «Газпром» (протокол от 12.10.2001 г. №Д-1-1013) способ внедрен при освоении 318 газовых скважин УКПГ-2С и 3С Заполярного НГКМ. На всех скважинах увеличился дебит и продуктивность. Уменьшилось на 24 ч. время вывода скважины на режим. Не сожжено около 1 млн. м³ газа при освоении каждой скважины и сэкономлено более 300 млн. м³ газа на ЗНГКМ. Экономический эффект при освоении 318 скважин достиг 177 млн. руб., расчет которого представлен в материалах на соискание единовременной премии ОАО «Газпром» за 2005 г.

В процессе разработки на многих скважинах выявлены межколонные давления (МКД). Методами ГИС выявлены заколонные перетоки газа из газсалинской и сеноманской залежей газа и его скопления в межколонном пространстве скважин. Выявлялись также выходы газа за кондуктором при наличии воды на устье в первый год эксплуатации многих скважин.

По состоянию на 01.11.2005 г. на 216 скважинах Заполярного месторождения фиксируются МКД от 0.1 до 10 МПа. В 165 скважинах, где давления превышают 0,5 МПа, проведены геофизические исследования скважин (ГИС) с целью определения источников поступления газа в межколонное пространство. В 127 скважинах методами ГИС выявлены перетоки газа по зацементированному пространству скважин от кровли сеноманских и газсалинских газонасыщенных отложений вверх к устью скважин. На этих скважинах также выявлены скопления газа за колонной и загазованность их заколонного пространства.

4.2 Неокомская залежь

Для опробования неокомских (валанжинских) нефтегазоконденсатных залежей на нижнемеловые отложения на Заполярном месторождении пробурено 65 разведочных скважин (Рис. 3). В этих скважинах опробовано около 200 продуктивных объектов. Доказана промышленная газоносность пластов: БТ_6-8, БТ₁₀, БТ₁₁¹, БТ₁₁².

Пробурены 4 эксплуатационные скважины, в трех из которых освоен горизонт БТ₁₀ и в одной БТ_6-8. В двух скважинах выявлены МКД в верхнем и нижнем межколонных пространствах по сальниковым уплотнениям колонной головки, и в настоящее время проводятся работы по ликвидации МКД путем ревизии этих сальниковых уплотнений. Методами ГИС в этих скважинах выявлены также перетоки газа за технической колонной из сеноманских отложений по зацементированному пространству к устью скважин. Это вызывает серьезную озабоченность по повышению качества строительства неокомских скважин в связи с выявленными утечками газа по заколонному пространству технических колонн из сеноманских отложений и уменьшения их пластовой энергии, которые приводят к потерям газа из сеноманской залежи.

Пористость и проницаемость продуктивных пластов определены по керну на 972 образцах, из них 533 - отобраны из газонасыщенных коллекторов.

Неокомские отложения Заполярного месторождения имеют сложное строение и представлены чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников. Встречаются маломощные прослои карбонатизированных вышеперечисленных литотипов. Песчаники серые, средне-мелкозернистые, нередко известковистые, плотные, встречаются мелкопятнистые с примесью цеолитов.

Проницаемость коллекторов неокомской толщи изменяется от единиц до тысяч 10^-3 мкм². Наиболее часто встречаются коллекторы с проницаемостью 560-3200 10-3 мкм².

Средневзвешенное по толщине значение проницаемости равно 1,576 мкм² (323 определения). Средневзвешенное по толщине осадочной водонасыщенности (методом центрифугирования) равно 26,5%.

По материалам бурения 46 разведочных, 13 доразведочных и 4 эксплуатационные скважины в неокомском разрезе охарактеризовано пять подсчетных объектов, нефтегазоносных по данным опробования и геофизических исследований скважин (ГИС): БТ_6-8, БТ₁₀¹,БТ₁₁¹,БТ₁₁² и БТ₁₁³.

ПЛАСТ БТ_6-8.

Залежь пласта БТ_6-8 по типу является массивной газоконденсатной с нефтяной оторочкой подстилающего типа. На севере, юге и западе залежи оторочка отсутствует, изменение толщины оторочки по площади незакономерно, максимальную высоту (до 26 м) пласт имеет в районе скважин 1,34,56,57 и 109. Размеры газоконденсатной части залежи 28х15 км, высота в своде 130 м.

Залежь в контуре нефтегазоносности вскрыта 25 скважинами, в том числе 13 разведочными, 8 доразведочными и 4 эксплуатационными скважинами. Притоки нефти в смеси с газовым конденсатом и водой получены в шести СКВ: 1, 7, 34, 37, 56, 57. чисто нефтяные притоки не получены в связи с плохими коллекторскими свойствами пласта. По 22 объектам испытания получена вода с пленкой или незначительной примесью нефти (менее 2м³/сут), по 16 объектам получены притоки пластовой воды без признаков углеводородов.

В интервале нефтяной оторочки в доразведочных скважинах опробовано 17 объектов, из них качественными следует признать испытания в 2 скв.: 90 и 91. Кондиционными можно назвать испытания четырех СКВ.:89, 103, 104, 105. во всех объектах получены притоки пластовой воды с пленкой нефти. В двух объектах СКВ.103 и 106 притока получить не удалось. При дальнейшем испытании СКВ.106 интервал опробования был расширен вверх и захватил как нефтяную, так и газоносную части залежи (а.о.интервала испытания - минус 2757, 5-2776,5 м). При этом получен приток газа с конденсатом дебитом 58,04 тыс. м³/сут на 15 мм шайбе.

Фонтаны газоконденсата получены по 12 объектам в семи скважинах: СКВ.1 (2 объекта), СКВ.34 (2 объекта), СКВ.41 (1 объект), СКВ.42 (3 объекта), СКВ.56 (1 объект), СКВ.57 (2 объекта), СКВ.70 (1 объект). Дебиты газа по скважинам составили от 27 до 574,8 тыс. м³/сут.

Фонтаны газа с нефтью получены по 4 объектам: СКВ.1 (2784 - 2793 м), СКВ.7 (2785 - 2799 м), СКВ.34 (2802 - 2810 м), СКВ.44 (2822 - 2827 м). В СКВ.1 дебит газоконденсатной смеси составил 51 тыс.м³/сут, в том числе и жидкой фазы (нефть + конденсат) - 9,67 м³/сут.

Кроме СКВ.56 газоводонефтяные притоки получены в СКВ.57 (интервал 2832 - 2840 м, а.о. минус 2779,4 - 2787,4 м) и 37 (интервал 2797 - 2808 м, а.о.минус 2779,3 - 2790,3 м). эти интервалы находятся ниже уровня ГНК, в продукции скважины нефть в значительной степени разбавлена конденсатом (плотность, соответственно, 0,797 и 0,792 г/см³) и их испытания следует считать непредставительными.

По 22 объектам получена вода с пленкой или незначительной примесью нефти (менее 2 м³/сут), по 16 - пластовая вода без признаков углеводородов, по двум объектам притока не получено. Чистого притока нефти или нефти с водой без примеси конденсата получено не было.

Положение ГВК и ГНК изменяется от а.о. минус 2762,9 м в районе СКВ.103 и 104 до минус 2771 м в районе СКВ.41. Диапазон вариации абсолютных отметок ВНК - от минус 2768 м до минус 2793,7 м. Устанавливается явное закономерное увеличение толщины нефтяной оторочки от 0 до 26 м в направлении на восток. На западе и севере залежи БТ_6-8 нефтяная оторочка отсутствует в СКВ. 47, 48, 50, 59, 70, 103, 105. в этих скважинах установлено наличие только ГВК. Нефтяная оторочка установлена в центральной и восточной частях залежи в СКВ.1, 7, 34, 37, 44, 56, 57 с явными наклонами на восток до отметок минус 2793,7 м.

ПЛАСТ БТ₁₀¹

Пласт БТ₁₀^, единый по подсчету запасов 1987г., разделен на два объекта: пласты БТ₁₀¹ и БТ₁₀². наиболее выдержан верхний пласт БТ₁₀¹, который по испытаниям характеризуется более высокой продуктивностью. Газоконденсатная залежь пласта БТ₁₀¹ является пластовой сводовой с нефтяной оторочкой козырькового типа. На севере и западе залежи оторочка отсутствует, максимальную высоту (23 м) имеет в районе скважин 45 и 102. Размеры газоконденсатной части залежи пласта БТ101 составляют 31х17 км, высота - 163 м.

Общая толщина пласта БТ₁₀¹ в среднем по площади составляет 29,3 м. Эффективная газонасыщенная толщина в скважинах изменяется от 11 до 30,2 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах от 0,8 м (СКВ.50) до 15,8-21,4 м (район СКВ.102 и 45). Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составляет 9,2 м.

Песчанистость пласта изменяется от 36% (СКВ.55) до 90% (СКВ.44, 89). В среднем коэффициент песчанистости составляет 69%.

Результаты испытания СКВ.102 (фонтан нефти дебитом 62,4 м³/сут. на 8 мм штуцере из интервала 3052-3056 м, воды - 19,2 м³/сут.) впервые показали промышленную ценность нефтяной оторочки пласта БТ₁₀¹ на востоке залежи.

В пределах газовой залежи получены притоки и проведены газодинамические и газоконденсатные исследования в СКВ.90, 91, 102, 103, 104. Этими скважинами залежь пласта БТ101 исследована по всей высоте от свода до ГНК.

По уточненной интерпретации данных ГИС и результатам испытаний скважин, расположенных равномерно по всей площади залежи, положение ГНК принято на а.о. минус 2985 м. исключение составила СКВ.102, в которой получен фонтан газа с более низкой отметки нижних дыр перфорации - минус 2988,7 м. ВНК по данным испытаний и ГИС в районе СКВ.102 и 45 принимается на а.о. минус 3008,6 м.

Таким образом, в результате проведенных работ промышленная нефтегазоносность пласта БТ₁₀¹ доказана материалами интерпретации данных ГИС и результатами поинтервальных испытаний скважин. Пласт БТ ₁₀² промышленной значимости не имеет, т.к. по данным ГИС и результатам испытаний во всех скважинах является водоносным.

ПЛАСТ БТ₁₁¹

На основе уточненной корреляции пласт БТ₁₁¹ разделен на два объекта: пласт БТ₁₁⁰ и горизонт БТ₁₁¹. они изолированы друг от друга выдержанным глинистым разделом толщиной 5-15 м.

Для пласта БТ₁₁⁰ характерно покровное распространение по всей площади месторождения, существенно глинистый тип слагающих пород, толщина пласта составляет 20-30 м. Маломощные в целом прослои коллекторов пласта БТ₁₁⁰ имеют прерывисто-линзовидный характер распространения.

В пласте БТ₁₁¹ выделено две залежи: северная газоконденсатная и южная газоконденсатнонефтяная.

Общая толщина пласта БТ₁₁¹ изменяется в пределах от 3 до 16 м. эффективная толщина пласта в среднем составляет 5,4 м. Увеличение эффективных толщин происходит к востоку до 12,6 м (СКВ.7). На севере и в центральной части площади с запада на восток происходит замещение коллекторов пласта глинистыми образованиями.

Эффективные газонасыщенные толщи по скважинам изменяются в пределах северной залежи от 4,4 до 12,6 м, а в пределах южной залежи - от 2,6 до 7,4 м. Средневзвешенные по северной и южной залежам значения газонасыщенных толщин составляют 8 и 4,8 м соответственно.

Эффективная нефтенасыщенная толщина по южной залежи варьирует в пределах от 2,0 (СКВ.51) до 10,4 м (СКВ.43), а средневзвешенное по площади значение нефтенасыщенной толщи равно 4,8 м.

Песчанистость пласта изменяется от 38 (СКВ.65) до 100% (СКВ.50,101). В среднем коэффициент песчанистости составляет 69%, коэффициент разчлененности - 1,46.

В пласте Пласт БТ₁₁¹ выделено две самостоятельных залежи: северная - газоконденсатная и южная - нефтегазоконденсатная.

Чистый приток газа с конденсатом дебитом 265,5 тыс. м³/сут на 16 мм штуцере получен в СКВ.59 из интервала 3108 - 3118 м (а.о. минус 3064,7 - 3074,7 м), в СКВ.54 получено 449 тыс .м³/сут газа с конденсатом на 14 мм штуцере (совместно с БТ₁₁^1-2) из интервала с а.о. минус 3074,9 - 3086,9 м. Самый высокий гипсометрический уровень притока нефти отмечается в скважине 79, в которой из интервала а.о. минус 3118,2 - 3128,2 м получено 176 м³/сут нефти на штуцере 9 мм.

По типу южная залежь пласта БТ₁₁¹ является нефтегазоконденсатной литологически ограниченной. Размеры газоконденсатной части залежи 17,6х7,6 км, высота 93 м.

ПЛАСТ БТ₁₁²

Пласт БТ₁₁² делится зоной глинизации на две литологически экранированные нефтегазоконденсатные залежи: северную и южную.

Общая толщина пласта БТ₁₁² изменяется в среднем от 16 до 57 м.

Толщина глинистых прослоев изменяется от 0,4 до 7,2 м.

Анализируя характер изменения эффективных толщин, можно отметить тенденцию к их возрастанию к центру и югу южной залежи (СКВ.101,54, 110, 51) и уменьшению их на крыльях структуры (СКВ.79,56).

Эффективные газонасыщенные толщины пласта БТ₁₁² в пределах залежей совпадают с эффективными толщинами в южной залежи, изменяются в пределах от 2,0 до 29,4 м. В северной залежи газонасыщенные толщины в двух скважинах составляют 5,0 и 7,4 м.

Средневзвешенные по площади залежей значения газонасыщенных толщин составляют 6,2 и 10,2 м соответственно.

Эффективная нефтенасыщенная толщина по южной залежи варьирует от 1,8 м (СКВ.79) до 7,8 м (СКВ.110), по северной - от 4,2 до 6,4 м. Средневзвешенное по площади значение нефтенасыщенной толщины по пласту составляет 5,7 м. Песчанистость пласта изменяется от 5 (СКВ.56) до 72 % (СКВ.101). В среднем коэффициент песчанистости составляет 35%, коэффициент расчлененности - 7,056.

На площади северной залежи пласт БТ₁₁² существенно заглинизирован, его продуктивная характеристика требует дополнительного изучения. Этот пласт испытан только в СКВ.41 (интервал 3097 - 3104 м), при этом получена нефть дебитом 0,3 м³/сут без воды. На этом основании водонефтяной контакт принимается условно на а.о. минус 3079,2 м по нижней границе коллектора в СКВ.41. Газонефтяной контакт установлен также условно на отметке минус 3066 м, по аналогии с пластом БТ₁₁¹.

По типу залежь является нефтегазоконденсатной литологически ограниченной. Размеры северной залежи пласта БТ₁₁^1-2, 11,7 х 0,5-1,4 км, высота газоконденсатной залежи 56м.

ПЛАСТ БТ₁₁³

В южной залежи пласта БТ₁₁³ залежи значительно изменился уровень газонефтяного контакта. Это способствовало заложению бурения доразведочной СКВ.110, в которой из интервала с а.о. минус 3119,2-3136,2 м получен приток газа с конденсатом дебитом 303 тыс. м³/сут и стабильного конденсата 101,5 м³/сут на шайбе 11 мм.

На основании проведенного анализа по результатам испытания на приток из неокомских залежей Заполярного ГНКМ можно заключить:

· Литологическое строение продуктивных горизонтов очень сложное, имеющейся информации по геологоразведочным скважинам недостаточно для получения полной картины о строении залежей;

· Литологическая неоднородность пластов по латерали, их выклинивание и разрывы сплошности предполагают наличие большого количества литологически экранированных ловушек по всей продуктивной толщи месторождения;

· Сложное литологическое строение пластов может быть причиной пропуска части продуктивных пластов в процессе испытаний разведочных скважин;

· Породы неокомского продуктивного горизонта гидрофильны, в связи с чем при испытаниях значительная часть объектов оказалась либо «сухой», либо с притоками фильтрата бурового раствора (ФБР).

Проведенный совместно с РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина анализ показал, что дебиты неокомских скважин явно занижены и в 50% испытаний из потенциально продуктивных отложений приток не получен из-за несовершенства вскрытия пластов перфорацией при репрессии и кольматацией пласта жидкостью, на которой проводилось вскрытие.

Размещено на Allbest.ru