Нефтегазовое месторождение

п.Строение мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного осадочного чехла детально изучено по структурным картам по отражающим горизонтам, построенным в Сиб.

НАЦ при подготовке к подсчету запасов, а именно: А (кровля среднего палеозоя), Т1 (средняя юра), Б (кровля баженовской свиты), Н200 (неоком), Г (сеноман).Собственно Уренгойский мегавал осложнен в центре Центрально-Уренгойским малым валом субмеридионального направления, осложненный в свою очередь двумя куполами — южным и северным, оконтуренных изогипсой 5320 м. В восточной части мегавала цепочкой с юга на север выделяются приподнятые куполовидные поднятия: оконтуренное изогипсой 6200 м — Евояхинское к.п.; 6200 м — Восточно-Уренгойское I; 6400 м — Самбургское к.п.; полузамкнутой изогипсой 6440 м — Есетинское к.п.В восточной части структурного плана получил четкое морфологическое отображение Нижне-Пурский линейный прогиб, осложненный рядом впадин и котловин (Западно-Ярояхинская малая котловина, оконтуренная изогипсой 7280 м).В скважине СГ-6, пробуренной в восточной части рассматриваемой площади, в зоне развития мегапрогиба, на глубинах от 7309 до 7317 м установлены горизонтально залегающие пермские отложения морского генезиса. Из этого можно заключить, что рифтовый авлакогенный этап развития Нижне-Пурского мегапрогиба следует отнести к палеозойскому геологическому времени. Западная часть структурного плана по горизонту, А представлена в южной части Ягенетским малым прогибом, оконтуренным изогипсой 5600 м и отделяющимся от Западно-Уренгойского малого прогиба (оконтуривающая изогипса 6480 м) Восточно-Юбилейной седловиной, четко выраженной в плане. Северная часть — это наиболее погруженные участки по структурному отражающему горизонту, А (до 8 км).По данным обобщающих региональных сейсмических работ на породах нижне-среднепалеозойского осадочного комплекса Надым-Тазовской синеклизы залегает так называемый рифтогенный комплекс, сформировавшийся на этапе регенерации древних палеорифтовых систем. Основная часть данного района в это время дизъюнктивами не нарушена. В пределах склонов Уренгойского мегавала, где пробурено меньшее количество скважин, а поверхностные сейсмологические условия характеризуются повышенной сложностью, структурная ситуация зачастую определена недостаточно точно. Таким образом, основная структура на рассматриваемой территории — это Уренгойский мегавал, возникший как древняя межрифтовая структура и консолидировавшийся к концу меловой эпохи. На протяжении всего периода своего развития, включая и неотектонический этап, характеризуется высокой степенью унаследованности и значительной интенсивностью многофазного тектонического развития.

3.3 Нефтегазоносность.

Уренгойское месторождение расположено в Уренгойском нефтегазоносном районе (НГР) Надым-Пурской нефтегазоносной области (НГО) Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) (рисунок 2).Нефтегазоносность в пределах Уренгойского нефтегазоносного района установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от сеноманского яруса верхнего мела до тоарского яруса нижнеюрских отложений включительно. Самая нижняя залежь установлена на Уренгойском месторождении в пласте ЮГ10 в скважине 259 Уренгойской. Залежи в неокомских отложениях и ачимовской толще часто имеют нефтяные оторочки. В пределах Уренгойского района наибольший этаж нефтегазоносности установлен на Уренгойском месторождении, где глубоким бурением были вскрыты отложения всего осадочного чехла (в скважине 414 Уренгойской вскрыт палеозойский фундамент). Во многих скважинах вскрыты отложения ачимовской толщи, верхней, средней юры, а в отдельных и нижней юры, которые также оказались продуктивными. Этаж нефтегазоносности Уренгойского района охватывает толщу осадочных пород чехла, сформировавшихся с раннеюрского до верхнемелового времени. По сходству фациальных условий накопления осадков, формирования в них ловушек и залежей нефти, газа, газоконденсата, обладающих близкими свойствами и параметрами в пределах указанного стратиграфического диапазона в Уренгойском районе выделяется снизу вверх пять нефтегазоносных комплексов:

нижне-среднеюрский, верхнеюрский, ачимовский, неокомский, апт-сеноманский.Залежи углеводородов установлены на Уренгойском месторождении в 42 пластах в четырех нефтегазоносных комплексах (апт-сеноманский, неокомский, ачимовский, нижне-среднеюрский), а в верхнеюрском комплексе установлены только признаки нефтегазоносности. Ачимовский НГККомплекс выделяется в объеме одноименной толщи, залегающей в основании сортымской свиты. Ачимовские пласты по данным сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения имеют линзовидно-прерывистое распространение, образовались в условиях лавинной седиментации и представляют собой фондоформные части валанжинских клиноформных комплексов Ач6-БУ20, Ач60-БУ19, Ач5 — БУ18, Ач3−4 — БУ17, Ач1−2 — БУ16. Нефтегазоносный резервуар Ач6 развит на Восточно-Уренгойской+Северо-Есетинской, Есетинской и Ево-Яхинской площадях, на восточном склоне Уренгойского вала, Ач60 — восточном склоне Уренгойского вала, на Есетинской, Северо-Есетинской, Непонятной и Самбургской площадях, Ач5 — на восточном склоне Уренгойского вала, на Есетинской, Восточно-Уренгойской, Самбургской и Северо-Самбургской площадях, Ач3−4 преимущественно в сводовой части Уренгойского вала, на Самбургской и Северо-Самбургской площадях, Ач1−2 — на западном склоне Уренгойского вала, на Табъяхинской и Хадуттейской площадях. Нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные залежи в резервуарах ачимовской толщи контролируются литолого-тектоническими блоками (участками, ограниченными комбинированным развитием литологических и тектонических экранов). В пределах отдельных блоков распределение флюидов связано, в основном, с гипсометрией. Наибольшими размерами и повышенной продуктивностью характеризуются резервуары Ач3−4, Ач5. Средние дебиты газоконденсатной смеси при исследовании на различных режимах во многих скважинах превышает 300−400 тыс.

м3/сут, а дебиты стабильного конденсата варьируют от 80 до 150 м3/сут. В то же время отдельные участки и блоки характеризуются низкоэнергетическими свойствами и при испытании дают низкодебитные притоки газоконденсата. Рисунок 2 — Выкопировка из «Обзорной карты Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» под редакцией Брехунцова А. М., Шпильмана В. И., Нестерова И. И. (Зап.

СибНИГНИ, 1990 г.). Масштаб 1:3 500 000[6]Ачимовский нефтегазоносный комплекс является одним из наиболее сложнопостроенных объектов разреза. Песчано-алевритовые тела не выдержаны в широтном направлении, но довольно хорошо прослеживаются в меридиональном, образуя узкие зоны повышенных мощностей песчаников (до 40−60 м при общей мощности от 90 до 100 м), ориентированные с юга на север. Фильтрационно-емкостные свойства ачимовских коллекторов часто низкие, проницаемость составляет от 1−5 до 10 10−15м2, открытая пористость — от 16% до 20%, цемент коллекторов глинисто-карбонатный, по керну и данным испытания (дебиты газа >300 тыс.

м3/сут, дебиты конденсата >100 м3/сут) присутствует и трещинный тип коллекторов и смешанный порово-трещинный.Следует отметить наличие в ачимовских отложениях Уренгойского нефтегазоносного района аномально высоких давлений и температур. Песчано-глинистые отложения ачимовской толщи повсеместно перекрываются толщей морских нижневаланжинских глин большой мощности, на западе до 300 м, а в восточной части от 150 до 200 м.

3.4 Гидрогеологическая характеристика разреза.

Рассматриваемая территория в гидрогеологическом отношении приурочена к северу центральной части Западно-Сибирского мегабассейна. На основании принципов гидрогеологического районирования, изложенных в «Гидрогеологии СССР», т. XVI, в нем выделяются два этажа: верхний (кайнозойский) и нижний (мезозойско-палеозойский), представляющий основной интерес с точки зрения нефтегазоносности. Региональным водоупором, отделяющим этажи друг от друга, служит мощная (до 800 м) толща турон-нижнеолигоценовых глинистых пород[12]. Для изучения гидрогеологических условий месторождений УВ Уренгойской зоны было привлечено 194 анализа химического состава полученной при испытании воды и 49 анализов водорастворенного газа (исключая пробы, характеризирующие апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс и верхний гидрогеологический этаж). В процессе обработки данных отбраковано 81 анализ воды и 25 анализов водорастворенного газа. Нижний гидрогеологический этаж.

Доюрские водоносные отложения в данном районе изучены крайне слабо. Отложения полностью консолидированы и утратили свою первичную пористость. Формирование их гидрогеологической структуры связано с образованием вторичной трещиноватости выветривания и результатом последующих тектонических напряжений, т. е. палеозойский водоносный комплекс — это водонапорная система трещинных и трещинно-жильных вод с очень сложной гидравлической взаимосвязью. В изучаемом районе базальтовые породы фундамента и терригенные отложения триаса вскрыты без опробования скважиной 414 Уренгойского месторождения, в интервале глубин от 5130 до 5500 м. Мезозойские отложения, с которыми связана основная, выявленная в настоящее время, нефтегазоносность Западно-Сибирской геосинеклизы, включают юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский гидрогеологические комплексы. Пластовые воды этих комплексов находятся в условиях затрудненного, местами застойного режима. Юрский водоносный комплекс в рассматриваемом районе охватывает отложения нижней, средней и верхней юры, общей толщиной от 2600 до 2800 и более метров. Кровля комплекса вскрыта 83 скважинами на глубине от 3546 м (скв. 125 Уренгойской площади) до 4152 м (скв. 103 Северо-Самбургской площади).Нижне-среднеюрская часть комплекса включает в основном континентальные отложения (песчаники и алевролиты) береговой, ягельной, котухтинской и тюменской свит. Верхнеюрская часть комплекса представлена морскими и прибрежно-морскими трансгрессивными осадками баженовской, абалакской свит, преимущественно аргиллитами. На Уренгойском месторождении дебиты варьируют от 0,5 м3/сут.

при Нср.дин.=910,5 м до 41,6 м3/сут. при Нср.дин.=1265 м; на Ен-Яхинском — от 0,51 до 1,74 м3/сут. при Нср.дин.=1003−890,5 м; на Есетинской площади — 0,94 м3/сут. при.

Нср.дин.=1285 м; на Восточно-Уренгойской площади — от 1,22 до 2,10 м3/сут. при Нср.дин.= 894,5−597,5 м. Химический состав пластовых вод юрского комплекса представлен 34 пробами. Отбракованы пробы воды (13 анализов): из скважин 180 Есетинской площади, 281, 293, 294, 408 и 674 Уренгойской, 700 Непонятной, 336 Восточно-Уренгойской — в разной степени разбавлены фильтратом бурового раствора и технической водой. Тип вод гидрокарбонатно-натриевый. Минерализация водного флюида, приуроченного к пластам ЮГ2-ЮГ4, изменяется в пределах от 6,9 до 11,9 г/л. При этом наблюдается снижение ее величины с глубиной до 5,1−6,0 г/л в пластах ЮГ10-ЮГ13−15.Содержание основных солеобразующих ионов составило — %-экв: натрия и калия — от 92,0 до 99,5, кальция — от 0,4 до 5,0, магния — до 2, хлора — от 54,4 до 88,0, гидрокарбоната — от 5,4 до 43,3, сульфата — до 4. Из микрокомпонентов йод присутствует в количестве — от 1,3 до 7,6 мг/л, бром — от 8,1 до 22,9 мг/л, бор — от 3,1 до 24,6 мг/л. Содержание фтора — от 0,5 до 3,6 мг/л, нафтеновых кислот — от 0,3 до 1,0 мг/л.Состав водорастворенных газов метановый.

Содержание метана изменяется от 83,2% до -88,3%, этана и более тяжелых гомологов — от 10,78% до 15,04%. Азот присутствует в количестве от 0,22% до 1,30%, углекислота — от 0,12% до 0,79%, гелий — не более 0,009%, аргон — до 0,092%. Газонасыщенность фонтанирующих водяных объектов равна 3 м3/м3.Водоупором юрского водоносного комплекса служат верхнеюрские глинистые отложения толщиной от 70 до 180 м. На Ево-Яхинской и Ен-Яхинской площадях — это аргиллиты георгиевской и баженовской свит, на Уренгойской — абалакской и баженовской. Неокомский водоносный комплекс занимает наиболее значительную и хорошо изученную часть разреза Уренгойского района. По своему строению комплекс неоднороден. В основании разреза выделяется мощная (от 80 до 420 м) песчано-алевритовая ачимовская толща, отделенная от вышележащих водоносных горизонтов глинистыми отложениями сортымской свиты толщиной от 400 до 500 м. Ачимовская толща образует самостоятельную водонапорную систему, в которой выделяется ряд гидродинамически изолированных зон, наблюдаются АВПД с коэффициентом аномальности от 1,4 до 1,8 и повышенные пластовые температуры. Преобладающий тип вод ачимовских отложений согласно классификации В. А. Сулина — гидрокарбонатно-натриевый. Величина минерализации по результатам анализов варьирует от 5,3−6,3 до 10,0−13,8 г/л. Пластовые воды южной части территории, где наблюдаются тектонические нарушения с большой амплитудой смещения, характеризуются повышенной минерализацией до 23,8 г/л (скв. 359 на Южно-Уренгойской пл.).Состав водорастворенного газа метановый, содержание метана — от 84,62% до 92,58%, этана — от 3,57% до 7,35%, тяжелых углеводородов (в т.ч. С3, С4) — от 1,72% до 5,75%, азота — от 0,22% до 2,21%, углекислоты от 0,11% до 2,70%Верхний гидрогеологический этаж.

Кайнозойский этаж является типичной инфильтрационной геогидродинамической системой. На режим питания и условия движения вод наряду с геологическим строением, существенное влияние оказывают геоморфологические и климатические факторы, в т. ч. наличие многолетнемерзлых пород (ММП). В верхних частях разреза водообмен свободный, в нижних — несколько затруднен. На описываемой территории этаж включает один палеоген-четвертичный водоносный комплекс. Континентальные отложения комплекса представлены рыхлыми, неравномерно переслаивающимися песчано-глинистыми породами. Толщина комплекса в среднем составила от 344 до 608 м. В нижней части комплекса встречены хлоридно-гидрокарбонатно-магниевые воды (по классификации С.А. Щукарева) палеоценового горизонта, с минерализацией 3 г/л, непригодные для питьевого водоснабжения. Подземные воды олигоценовых отложений (атлымский водоносный горизонт) — это основной источник водоснабжения газовых промыслов в районе работ. Глубина залегания вод составляет от 15 до 60 м. Водовмещающие породы в интервале атлымской свиты (пески серые, темно-серые, кварцевые, разнозернистые, с примесью гравия) фациально выдержаны по всему району работ, характеризуются высокой водообильностью и хорошими ФЕС. Дебиты скважин достигают 10 л/с при динамическом уровне от 12 до 17 м. Водопроводимость по данным пробных откачек в среднем составляет 310 м2/сут.Воды ультрапресные и пресные, минерализация изменяется от 0,02−0,08 г/л до 0,10−0,50 г/л. По химическому составу преобладают воды гидрокарбонатно-хлоридно-натриево-кальциевые (классификация С.А. Щукарева), очень мягкие, величина общей жесткости не превышает 15 мг/л. Содержание железа превышает ПДК (от 0,3 до 3,8 г/л).

3.5 Запасы газа, конденсата и нефти.

По пластам Ач13-Ач22 потенциальное содержание С5+В составило 257,9 г/м3 пластового газа. По пластам Ач3 (основной блок) и Ач4 потенциальное содержание С5+В — 275 г/м3 пластового газа. Потенциальное содержание конденсата по блокам пласта Ач3, находящимся в приконтурной западной части залежи, принято на уровне 100,7 г/м3 (блок 1) и 128,6 г/м3 (блоки 2 и 3) пластового газа. Потенциальное содержание конденсата по пластам Ач51-Ач61 — на уровне 319,7 г/м3 пластового газа. Принятые к подсчету запасов значения потенциального содержания компонентов С5+В в пластовом газе приведены в таблице 1. Таблица 1 — Принятые значения потенциального содержания С5+В в газе пластов ачимовской толщи Уренгойской группы месторождений и коэффициенты извлечения конденсата.

ПластПотенциальное содержание С5+В, г/м3КИК, д.ед.на пластовый газна «сухой» газ.

Ач13 257,9273,50,600Ач15 257,9273,50,600Ач2257,9273,50,600Ач22 257,9273,50,600Ач3 (осн. блок).

275,0290,00,5301 блок (скв. 695).

100,7102,80,7982 блок (скв 255).

128,6132,00,7233 блок (скв 287).

128,6132,00,723Ач4275,0290,00,530Ач51 319,7339,00,500Ач52−3319,7339,00,500Ач60−2319,7339,00,500Ач61 319,7339,00,500Состав газа пластов ачимовской толщи Уренгойской группы месторождений принят по подсчету запасов с учетом утвержденных значений потенциального содержания конденсата. Принятый к подсчету запасов углеводородов состав газа приведен в таблице 2. Потенциальное содержание этана, пропана, бутанов принято исходя из утвержденных значений мольной концентрации данных углеводородов в пластовом газе. Принятые к подсчету запасов этана, пропана, бутанов значения потенциального содержания приведены в таблице 3. Таблица 2 — Потенциальное содержание этана, пропана, бутанов в газе пластов ачимовской толщи Уренгойской группы месторождений.

Пластэтанпропанi-бутанn-бутан% мольг/м3% мольг/м3% мольг/м3% мольг/м3Ач135,4067,502,3042,100,4310,400,4611,10Ач155,4067,502,3042,100,4310,400,4611,10Ач25,4067,502,3042,100,4310,400,4611,10Ач225,4067,502,3042,100,4310,400,4611,10Ач3 (осн. блок).

7,9499,304,0073,200,7317,701,0826,101 блок (скв. 695).

4,9762,101,3124,000,297,000,276,502 блок (скв 255).

4,9762,101,3124,000,297,000,276,503 блок (скв 287).

4,9762,101,3124,000,297,000,276,50Ач47,9499,304,0073,200,7317,701,0826,10Ач518,71 108,93,4763,500,7217,400,5413,10Ач52−38,71 108,93,4763,500,7217,400,5413,10Ач60−28,71 108,93,4763,500,7217,400,5413,10Ач618,71 108,93,4763,500,7217,400,5413,10Извлекаемые запасы конденсата рассчитаны исходя из принятых значений коэффициентов извлечения конденсата, взятых согласно протоколу ГКЗ. Таблица3 — Физические свойства и компонентный состав пластового газа ачимовской толщи Уренгойской группы месторождений.

Заключение

Утвержденные извлекаемые запасы ачимовских залежей Уренгойского и Северо-Самбургского месторождений (числящиеся на Государственном балансе) составляют:

по нефти: С1 — 56 181 тыс.

т, С2 — 488 466 тыс.

т.по конденсату: BС1 — 315 960 тыс.

т, С2 — 160 702 тыс.

т.по сухому газу: BС1 — 1 975 339 млн.

м3, С2 — 986 198 млн.

м3.Резведанность пластов ачимовских отложений Уренгойского месторождения по газу сильно различается, если основные по запасам пласты Ач3−4 и Ач52−3 подготовлены к промышленной разработке, то нижележащие пласты Ач602 и Ач61 подлежат дополнительному изучению. Эти пласты рассматриваются как объекты доразведки и вспомогательные для компенсации падения добычи газа по основным пластам и загрузки создаваемых промысловых объектов. Резведанность по нефти всех пластов ачимовских отложений Уренгойского месторождения очень низкая. Необходимы первоочередные мероприятия по доразведке нефтяных залежей, организации пробной эксплуатации разведочных скважин и опытно-промышленным работам по воздействию на пласт. Из структуры запасов видно, что 98% извлекаемых запасов углеводородного сырья промышленной категории (С1) в тоннах условного топлива приходится на запасы конденсатсодержащего газа. Разрез ачимовских отложений Уренгойского месторождения характеризуется следующими особенностями:

аномально высокое начальное пластовое давление — 59−61 МПа;высокая пластовая температура — 105−115 С;низкая проницаемость пород — 0,1−10,0 мД;высокое содержание конденсата в газе — 275−320 г/м3;одновременное залегание в пластах конденсат содержащего газа и нефти;

тектоническая разобщенность отдельных участков залежей. Уренгойский лицензионный участок, наибольший по площади распространения и запасам углеводородного сырья, условно разделен на шесть эксплуатационных участков, каждый из которых передан отдельному оператору для организации их обустройства, добычи и реализации углеводородного сырья. В настоящее время недропользователями на отдельных участках залежей реализуются локальные проекты опытно-промышленной эксплуатации, утвержденные Центральной комиссией по разработке месторождений полезных ископаемых МПР РФ. Список использованной литературы.

Клещев К.А., Шеин В. С. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири. М., ВНИГНИ, 2004, 214 с. Брехунцов А. М., Бочкарев В. С., Бородкин В. Н., Дещеня Н. П. Методология и опыт выделения главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири на современном этапе освоения месторождений нефти и газа // Геология и геофизика, 2001.

Бочкарев В.С., Брехунцов А. М. Генеральные тектонические модели Западно-Сибирской геосинеклизы // Горные ведомости, 2008, № 4/Пуртова С. И. Новые данные о нижней части разреза Тюменской скважины СГ-6. Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин. Пермь: Кам.

НИИКИГС, 2001." Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы", 1990 г. институт Зап.

СибНИГНИ под редакцией В. С. Бочкарева." Обзорная карта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции" под редакцией Брехунцова А. М., Шпильмана В. И., Нестерова И. И. (Зап.

СибНИГНИ, 1990 г.).Брехунцов А. М., Кекух С. Г. Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны. Материалы геолого — технического совещания. — Екатерининбург, 1999.

Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, — М., ВНИИОЭНГ, № 4−5, 2003.

Михайлова Н.А., Жидков А. В., Гришаев Д. С. и др. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата ачимовских отложений, залежей неокома. (БУ16, БУ17, БУ18), юры (пласты ЮГ2, ЮГ3, ЮГ4) Уренгойской группы месторождений — Тюмень, 2003.

Гвоздев Б.П., Гриценко А. И., Корнилов А. Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Справочное пособие. — М., Недра, 1988. — 575 с. Моисеев В. Д., Соломатин Е. Н., Фадеев А. М. и др. Обобщение и анализ данных исследования образцов керна ачимовских отложений Уренгойского и Северо-Самбургского месторождений. Отчет ООО Тюмен.

НИИгипрогаз — Тюмень, 2001.

Гидрогеология СССР. Том XVI. Западно-Сибирская равнина, Сидоренко А. В. М.: Недра, 1970. — 368 с.