Engineering

1. «Gazprom bureniye» LLC

1. Введение

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение является уникальным не только по запасам углеводородов, но и особенностям геологического строения и фазового состояния пластовых углеводородных систем. Особую сложность для разработки представляют залежи нижнемеловых отложений, которые представлены совместным залеганием в продуктивных пластах нефти и конденсатосодержащего газа.

Нижнемеловые продуктивные отложения на Уренгойском месторождении разрабатываются с 1985 года первоочередным вводом в разработку газоконденсатных залежей, а в 1987 году введены в эксплуатацию нефтяные оторочки продуктивных пластов. За истекший с начала разработки период, учитывая особенности и сложность геологического строения, а также реализации системы разработки объектов добычи углеводородного сырья, был принят ряд проектных документов. При этом каждому этапу проектирования были присущи свои специфические вопросы совершенствования системы их разработки. Особенностью настоящего этапа реализации проектных решений являются вопросы максимального использования пробуренного фонда нефтяных скважин для обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти из продуктивных пластов.

Запасы нефти на Уренгойском месторождении содержатся в нефтегазоконденсатных залежах пластов  – БУ₁₆ и рассредоточены практически по всей площади структуры.

Первоначально в соответствии с проектными документами предусматривалась организация добычи нефти на шести участках. На начальном этапе освоения запасов нефти в период 1987-1990 гг. введены в опытно-промышленную эксплуатацию 3 участка, по которым в настоящее время и продолжается добыча нефти. В соответствии с действующим проектным документом (Проект разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек нижнемеловых отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения на полное развитие. – Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008) ввод остальных трёх неразрабатываемых участков предусматривается в ближайшей перспективе. При их освоении будет учитываться накопленный опыт по разрабатываемым в настоящее время участкам. Поэтому задачи, определённые темой данной статьи, являются актуальными и своевременными.

2. Характеристика района работ

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение находится в северной части Западно-Сибирской низменности (рисунок 1). Административно месторождение располагается в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Рисунок 1 – Обзорная карта района работ

Непосредственно на Уренгойском месторождении ведётся добыча газа, конденсата и нефти из сеноманских и валанжинских отложений. Для подготовки газа и конденсата к транспорту построены установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Первичная переработка конденсата проводится на Уренгойском заводе (УЗПГК).

Транспорт газа осуществляется по системе Уренгой – Центр и Уренгой – Сургут – Челябинск, транспортировка нефти и конденсата производится по продуктопроводу Уренгой – Сургут.

Территория месторождения представляет собой сильно заболоченную, слабовсхолмленную равнину. Характерной гидрогеологической особенностью является обилие рек, ручьёв, озёр, при этом судоходство возможно по реке Пур. Реки и озёра покрываются льдом в начале октября, вскрываются ото льда в середине – конце мая и даже в начале июня. Около 50 % территории занимают болота, что делает её труднопроходимой, а местами и вовсе непроходимой.

Район работ находится в зоне распространения многолетнемёрзлых пород (ММП), температура которых понижается с юга на север примерно на 1 °С на 100 км. При этом первопричиной в формировании изменения геотермального поля является распределение атмосферных осадков.

На водораздельных участках температуры ММП выше в среднем на 2 °С и имеют величину в пределах от минус 2 °С до плюс 1,5 °С, в то время как на участках с малой мощностью снега могут быть низкие температуры (до минус 5 °С и ниже). На водоразделах образуются и существуют многочисленные надмерзлотные талики, мерзлота несливающегося типа, на подошве слоя годовых теплооборотов формируются талые породы с температурой от 0 °С до плюс 0,5 °С.

Криогенный фактор представляет особую сложность при освоении северных месторождений. Нарушение температурного равновесия приповерхностного слоя четвертичных отложений в результате хозяйственной деятельности сопровождается рядом негативных явлений – термокарста, криогенного пучения и т.д., выводящих из строя несущие фундаменты сооружений, свайные опоры, трубопроводы и др.

Возможны осложнения и в процессе бурения, например, замерзание промывочной жидкости в скважине, а также протаивание и потеря связности в рыхлых породах с образованием значительных по объёму каверн. В процессе эксплуатации скважин отмечается образование гидратных пробок, забивающих скважинное оборудование.

Таким образом, территория Уренгойского месторождения характеризуется неустойчивостью термодинамического равновесия геологической среды, обусловленной существованием многолетнемёрзлых пород.

Климат района резко континентальный, средняя температура июня составляет плюс 14 °С, в январе характерен минимумом до минус 56 °С.

3. История проектирования и освоения месторождения

Первоначальными проектными документами по разработке нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения после подготовки запасов углеводородов для промышленного освоения являлись:

· 1979 год – «Комплексный проект разработки» (протокол ЦКР Мингазпрома № 21/79 от 28.06.1979 г.).

· 1982 год – «Дополнение к Комплексному проекту разработки» (протокол ЦКР Мингазпрома № 7/82 от 02.02.1982 г.).

Промышленная эксплуатация нижнемелового продуктивного комплекса началась в январе 1985 года вводом в разработку газоконденсатных залежей пластов БУ₈ – БУ₁₄ в районе УКПГ-2В. В мае 1985 года введены в эксплуатацию газоконденсатные залежи пластов БУ₈ – БУ₁₄ в районе УКПГ-1АВ, в январе 1986 года – в районе УКПГ-5В, а в декабре 1986 года – газоконденсатные залежи пластов БУ₈ – БУ₁₂ в районе УКПГ-8В.

После ввода месторождения в эксплуатацию, в связи с уточнением продуктивной характеристики пробуренных эксплуатационных скважин, подготовлен новый проектный документ.

· 1986 год – «Проект комплексной разработки нижнемеловых залежей» (протокол ЦКР Мингазпрома № 10/86 от 05.05.1986 г.).

В «Проекте комплексной разработки …» приняты показатели промышленного освоения нефтяных оторочек, предусматривающие на первом этапе 1986-1990 гг. разработку трёх участков на истощение с максимальной добычей нефти в объёме 505 тыс. тонн/год, при фонде 165 добывающих скважин. В 1990 году за пределами предусматривалось поддержание пластового давления при площадном заводнении и закачке газа.

В последующий период по результатам доразведки залежей уточнено геологическое строение и запасы углеводородов, которые утверждены ГКЗ СССР (протокол ГКЗ СССР №10726 от 18.10.1989 г).

Изменение запасов вызвало необходимость в подготовке проектного документа, предусматривающего увеличение объёмов добычи углеводородного сырья из нижнемеловых отложений.

· 1988 год – «Коррективы проекта комплексной разработки нижнемеловых отложений» (протокол ЦКР Мингазпрома № 2/88 от 30.03.1988 г.).

Учитывая наличие значительных запасов нефти, в данном проектном документе предусматривалось снижение темпа отбора газа из объектов на участках с нефтяными оторочками до 1,5 % от запасов, в то время как на остальных участках темп отбора газа составлял около 3 % от начальных запасов.

В процессе эксплуатации залежей установлено, что при сложившемся отставании темпов освоения нефтяных оторочек принятые уровни отбора газа отрицательно отражаются на величинах нефтеотдачи, а также показателях добычи газа и конденсата. Поэтому в следующем проектном документе вновь пересмотрены перспективные уровни отбора газа.

· 1991 год – «Комплексный проект разработки нижнемеловых газоконденсатных и нефтяных залежей» (протокол ЦКР Мингазпрома № 22/91 от 15.10.1991 г.), в котором рассмотрены вопросы добычи углеводородной продукции при полном развитии.

Добычу нефти предусмотрено осуществлять на пяти участках на режиме истощения (для контактирующих газоконденсатных и нефтяных частей залежи) и с закачкой высоконапорного газа и углеводородных растворителей (для неконтактирующих залежей).

В данном проектном документе выход на максимальную добычу нефти в объёме 1586 тыс. тонн предусматривался в 1995 году при фонде 328 добывающих и 92 нагнетательных скважин.

С 1993 года на УКПГ-8В, а с 1996 года на УКПГ-1АВ начато освоение газоконденсатных залежей I объекта (пласты ПК₁₈ – ПК₂₁, АУ₉ – АУ₁₀, БУ₀ – БУ₆), не содержащих запасов нефти, переводом скважин, выбывших из эксплуатации нижележащих пластов.

В 1995 году ООО «Газгерс» выполнен пересчёт запасов газа, конденсата и нефти объёмным методом по разрабатываемым II, III и IV объектам (протокол Комиссии по месторождениям и ПХГ РАО «Газпром» № 1/95 от 20.11. 1995 г.). Суммарные начальные запасы пластового газа оказались меньше утверждённых ГКЗ СССР на 18 %, а запасы нефти сократились более чем на 30 %.

Следующий проектный документ составлен в связи с окончанием срока действия предыдущего и с учётом дополнительной информации, полученной в ходе эксплуатационного разбуривания нижнемеловых отложений.

· 1998 год – «Уточнённый проект разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек» (протокол Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» № 20-К-Р/98 от 22.06.1998 г.).

По нефтяным оторочкам «Уточнённый проект …» предусматривал разработку на истощение на трёх участках с максимальной добычей нефти в 1999 году – 0,7 млн. тонн при действующем фонде нефтяных скважин 180 ед. Освоение запасов нефти на четвёртом, пятом и шестом участках на данной стадии в связи с низкими технико-экономическими показателями признано нецелесообразным.

В связи с уточнением планов добычи газа, эксплуатационного бурения и капитального ремонта скважин на 2001-2005 гг. возникла необходимость в усовершенствовании принятой системы разработки.

· 2001 год – «Дополнения к уточненному проекту разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек» (протокол Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» № 52-Р/2001 от 23.11.2001 г.).

Проектные решения и уровни добычи нефти из нефтяных оторочек в «Дополнениях …» не пересматривались.

В связи с окончанием срока действия «Дополнений …» и отсутствием нового проектного документа на разработку нижнемеловых отложений в рамках авторского сопровождения уточнены технологические показатели разработки на 2006-2008 годы без пересмотра основных проектных решений.

· 2005 год – «Анализ разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек» (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ЯНАО № 25-05 от 16.12.2005 г; протокол Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» № 78-Р/2005 от 17.12.2005 г.).

По газоконденсатным залежам предусмотрено поддержание проектного уровня добычи газа в объёме 23,8 млрд. м³ в 2007-2008 гг. с доведением действующего фонда скважин до 384 ед. По нефтяным оторочкам предусмотрено снижение добычи нефти и действующего фонда с 417 тыс. тонн и 131 ед. в 2006 году до 372 тыс. тонн и 126 ед. в 2008 году.

В декабре 2008 года ЦКР Роснедра по ЯНАО рассмотрен и утверждён новый проектный документ «Проект разработки нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения на полное развитие» (протокол № 34-08 от 09.12.2008 г.), в соответствии с которым с 01.01.2009 г. осуществляется разработка нижнемеловых отложений месторождения. Проект выполнен на основе уточнения запасов углеводородного сырья и с использованием постоянно-действующей трёхмерной геолого-технологической модели эксплуатационных объектов и позволил принять решения по повышению эффективности извлечения углеводородного сырья из недр.

В настоящее время промышленная добыча нефти осуществляется на трёх участках (1, 2 и 3) с подготовкой на двух ЦПС. Прошедший период разработки нефтяных оторочек на месторождении по организационным условиям добычи нефти условно можно разделить на два этапа.

Первый этап (1987-1997 гг.). Начало освоения и наращивания добычи нефти характеризовался отсутствием опыта эксплуатации оторочек и относительно низкой достоверностью прогнозных показателей добычи нефти. В результате из-за неподтверждения принятой для расчётов исходной геолого-промысловой информации, а также несоответствия сроков ввода мощностей по добыче нефти отклонения между проектными и фактическими показателями достигали значительных величин. Большое количество скважин, пробуренных во исполнение принятых проектных документов, в течение короткого периода выбывали из эксплуатации. Так, в 1997 году из 328 пробуренных на трёх участках скважин в действующем фонде находилось только 131.

Второй этап (с 1998 года). Прогнозные показатели разработки нефтяных оторочек обоснованы с помощью технологии трёхмерного моделирования залежей, с учётом сложившегося состояния разработки оторочек, обустройства промыслов и современных экономических условий. Данный период, особенно последние три года, характеризуется внедрением новых технологий интенсификации притока и усилением работ по капитальному ремонту и выводу скважин из бездействия.

В соответствии с новым проектным документом на месторождении предусматривается дальнейшее развитие добычи нефти не только на разрабатываемых, но и вновь вводимых участках.

4. Литолого-стратиграфическая характеристика            продуктивного разреза

Геологический разрез района представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, залегающими на породах промежуточного структурно-формационного яруса и складчатом палеозойском основании.

Породы фундамента по данным бурения Тюменской сверхглубокой скважины № 6 представлены метаморфизованными алевритоглинистыми породами (сланцами). Они вскрыты на глубине, превышающей 6400 м.

Продуктивные пласты приурочены к отложениям сортымской и нижней части тангаловской свит нижнего мела и представлены чередованием песчаных алевролитовых и глинистых, иногда аргиллитоподобных, разностей.

Сортымская свита (K₁v) включает неокомские клиноформные комплексы БУ₁₈ – БУ₁₅, а также покровные шельфовые части комплексов БУ₁₀ – БУ₁₄.

В основании свиты залегает подачимовская толща, которая представлена глинами аргиллитоподобными, тёмно-серыми, обладающими горизонтальной микрослоистостью, прослоями слабобитуминозными. Средняя часть свиты представлена преимущественно глинистыми отложениями шельфового склона (клинотема клиноформного комплекса). Иногда в рассматриваемом интервале отмечаются тонкие, локально развитые пласты песчаников и алевролитов. Верхняя часть сортымской свиты представлена относительно ритмичным чередованием песчаников и глин. Общая толщина сортымской свиты около 500 м.

Тангаловская свита (K₁h + K₁в + K₁a) делится на три подсвиты. Нижняя состоит из глин серых, иногда аргиллитоподобных, чередующихся с песчаниками и алевролитами. Характерен обугленный растительный детрит, обрывки растений, корневидные растительные остатки. К нижней подсвите относятся пласты , БУ₈, БУ₉. Эта серия перекрывается пачкой «шоколадных» глин, являющейся надёжным флюидоупором и прекрасным репером при геолого-геофизических исследованиях.

Средняя подсвита тангаловской свиты представлена неравномерным чередованием песчаных и глинистых пластов.

Верхняя подсвита представлена песчаниками и алевролитами серыми, чередующимися в сложном сочетании с глинами серыми, иногда зеленовато-серыми, изредка комковатыми, с единичными зеркалами скольжения. Отмечаются редкие прослои аргиллитоподобных глин.

5. Тектоника

В соответствии с тектоническая картой мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы рассматриваемый район приурочен к Надым-Тазовской синеклизе, осложнённой структурами I и II порядка. Центрально-Уренгойский вал и Енъяхинское поднятие входят в состав Нижнепурского мегавала, граничащего с крупным Западно-Уренгойским прогибом и Западно-Ярояхинской котловиной. В пределах территории наиболее крупными замкнутыми положительными структурами III-IV порядка являются Южно-Уренгойское, Центрально-Уренгойское, Северо-Уренгойское ЛП, Табъяхинское, Самбургское, Восточно-Уренгойское поднятия, Северо-Есетинская, Евояхинская приподнятые зоны, на северо-западе – Енъяхинское куполовидное поднятие.

Уренгойский вал ограничен крупными рифтогенными зонами, наиболее известной из которых является Уренгойско-Колтогорский грабен-рифт. Согласно накопленной статистике по Западно-Сибирскому региону, вокруг крупных рифтовых систем сосредоточена основная доля запасов УВ.

Уренгойский вал замыкается изогипсой минус 3680 м. При этом длина вала по изогнутой под тупым углом оси составляет 100 км. Ширина вала изменяется от 15 км до 27 км. Вал сужается в районе северного купола (направление скважин №№ 279-760) и в пределах ЦПЗ, наиболее широкий участок расположен между центральной приподнятой зоной и южным куполом.

Максимальная амплитуда структуры относительно замыкающей изогипсы достигает 220 м (южный купол), в пределах ЦПЗ и на северном куполе амплитуда достигает 160 м. В поперечном сечении вал не симметричен – западный склон круче восточного. Углы падения кровли баженовской свиты на западном склоне вала достигают 2,3 градуса, на восточном – не превышают 2 градусов.

Южный и северный купола, а также два поднятия ЦПЗ замыкаются изогипсами минус 3560 м. По замыкающей изогипсе размеры южного купола составляют 24´10 км при амплитуде 110 м. Размеры южного поднятия ЦПЗ – 14´6 км, амплитуда – не более 40 м. Размеры северного поднятия ЦПЗ достигают 16´8 км, амплитуда – до 60 м. Длина северного купола составляет 22 км при ширине 9 км, амплитуда – около 50 м.

 

6. Нефтегазоносность

В пределах Уренгойского месторождения выделено четыре продуктивных комплекса: среднеюрский, неокомский, апт-альбский и сеноманский. Основные запасы углеводородов содержатся в пластах  – БУ₁₄ (рисунок 2). В разрезе нижнемеловых отложений выделяются 5 объектов (29 продуктивных пластов):

Рисунок 1 – Геологический разрез Уренгойского месторождения

I объект (пласты ПК₁₈, ПК₁₉, , ПК₂₁, АУ₉, , , БУ₀, БУ_1-2, БУ₅, БУ₆) – 20 газоконденсатных залежей;

II объект (пласты , БУ₈, БУ₉) – 17 залежей;

III объект (пласты , , , , , ) –38 залежей;

IV объект (пласты , БУ₁₃, , БУ₁₄^1-1, ) –21 залежь;

V объект (пласты , , , ) – 7 залежей.

Запасы нефти Уренгойского месторождения сосредоточены во II, III и IV разрабатываемых, а также планируемом к вводу V объектах разработки.

Ниже представлена краткая характеристика залежей, содержащих запасы нефти.

В пласте  выделено 7 залежей углеводородов: 3 – на Северном куполе месторождения, 1 – на севере ЦПЗ, 2 – в южной части ЦПЗ и 1 на Южном куполе месторождения.

Залежь пласта  на Северном куполе + север ЦПЗ, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой, развитой на северном и западном склонах структуры.

Залежь пласта  на Северном куполе, район скважины № 663 – пластовая тектонически экранированная. С восточной и южной стороны залежь экранирована разломами. По фазовому составу – нефтяная.

Залежь пласта  на Северном куполе, район скважины № 53 – пластовая тектонически экранированная. С севера, востока и с юга залежь ограничена разломами, а с запада водонефтяным контактом. По фазовому составу залежь нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на севере ЦПЗ, район скважины № 137 – пластовая тектонически экранированная. С севера, запада и с юга залежь экранирована разломами, а с востока водонефтяным контактом. По фазовому составу залежь нефтегазоконденсатная.

Всего в пласте БУ₈ выделено 6 залежей – 3 крупных и 3 мелких.

Залежь пласта БУ₈ на Северном куполе + ЦПЗ, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта БУ₈ на Северном куполе, район скважины № 663 – нефтяная, пластовая, тектонически экранированная.

Залежь пласта БУ₈ на Южном куполе, район скважины № 88 – пластовая тектонически экранированная. По составу флюидов – газоконденсатная с нефтяной оторочкой. С юга, запада и севера залежь ограничена тектоническими экранами, а с востока – внешним контуром нефтеносности.

Залежь пласта БУ₈ на Южном куполе, район скважины № 201 – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтяная. С юга, запада и севера залежь ограничена разломами, а с востока – внешним контуром нефтеносности.

Одной из особенностей пласта БУ₉ Уренгойского месторождения является наличие обширной нефтяной подушки, которая не имеет промышленного значения в связи с тем, что ни в одной из скважин при испытаниях не было получено притока чистой нефти. В настоящее время новых данных о нефтеносности пласта БУ₉ не получено ни в разведочных, ни в добывающих скважинах, поэтому нефтяная подушка включается в геологическую модель как переходная зона от водоносной части пласта к газоносной, но в газогидродинамической модели она не учитывается.

В связи с таким подходом к моделированию нефтяной подушки в пласте выделяется 4 залежи, 2 из которых являются чисто газоконденсатными, а 2 – нефтегазоконденсатными.

В пласте  выделено 3 крупных и 7 мелких залежей.

Залежь пласта  на Северном куполе + ЦПЗ, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ, район скважины № 590 – пластовая тектонически экранированная. Тектоническими экранами служат разломы, ограничивающие залежь с севера, юга и востока. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ, район скважины № 112 – пластовая структурная тектонически экранированная. Тектоническими экранами служат разломы, ограничивающие залежь с севера, юга и запада. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на Южном куполе, основная – пластовая структурная тектонически и литологически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на Южном куполе, район скважины № 212 – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на Южном куполе, район скважины № 205 – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на Южном куполе, район скважины № 232 – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

В пласте  выделено 3 крупных и 7 мелких залежей.

Залежь пласта  на Северном куполе + ЦПЗ, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. Тектоническими экранами служат разломы, ограничивающие залежь с севера и с юга. По фазовому составу газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ, район скважины № 590 – пластовая тектонически экранированная. Тектоническими экранами служат разломы, ограничивающие залежь с севера, юга и востока. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ, район скважины № 112 – пластовая структурная тектонически экранированная. Тектоническими экранами служат разломы, ограничивающие залежь с севера, юга и запада. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на Южном куполе, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на Южном куполе (район скважины № 212) – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная с нефтяной оторочкой.

Залежь пласта  на Южном куполе (район скважины № 205) – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтяная с газовой шапкой.

Залежь пласта  на Южном куполе (район скважины № 232) – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатонефтяная.

Залежь пласта  на Южном куполе (район скважины № 552) – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтяная с газовой шапкой.

В пласте  выделено 3 залежи.

Залежь пласта  на Северном куполе + ЦПЗ – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатонефтяная.

Залежь пласта  на Южном куполе, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на Южном куполе (район скважины № 413) – массивная структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтяная.

В пласте  выделено 6 залежей.

Залежь пласта  на Северном куполе, основная – пластовая структурная. По фазовому составу – газоконденсатонефтяная.

Залежь пласта  на Северном куполе (район скважин №№ 5327 и 6555) – массивная структурная. По фазовому составу – нефтяная.

Залежь пласта  на севере ЦПЗ – пластовая структурная тектонически ограниченная. По фазовому составу – нефтяная с газовой шапкой.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ, основная – пластовая структурная тектонически ограниченная. По фазовому составу – нефтяная с газовой шапкой.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ (район скважин №№ 86 и 569) – пластовая структурная тектонически ограниченная. По фазовому составу – нефтяная с газовой шапкой.

Залежь пласта  на Южном куполе – пластовая структурная. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

В пласте  выделено 2 залежи.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ – пластовая структурная. По фазовому составу – нефтяная.

Залежь пласта  на Южном куполе – пластовая структурная. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Пласт

В пласте  выделено 6 залежей.

Залежь пласта  на Северном куполе – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на севере ЦПЗ – массивная. По фазовому составу – газоконденсатная.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ – пластовая структурная тектонически экранированная. По фазовому составу – газоконденсатная.

Залежь пласта  на Южном куполе, основная – пластовая структурная тектонически экранированная. Залежь по фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на Южном куполе (район скважин №№ 555, 165 и 621) – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу залежь – нефтегазоконденсатная. С севера, запада и с юга залежь ограничена разломами, а с востока водонефтяным контактом.

Пласт БУ₁₃

Залежь пласта БУ₁₃ на Южном куполе, основная – пластовая сводовая тектонически экранированная. По фазовому составу является нефтегазоконденсатной.

Горизонт БУ₁₄

Залежь пласта  на ЦПЗ (в районе скважин №№ 176 и 137) является пластовой тектонически ограниченной с запада, по составу флюидов – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на севере ЦПЗ (в районе скважины № 176) – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтегазоконденсатная.

Залежь пласта  на севере ЦПЗ (в районе скважины № 137) – по типу является пластовой тектонически экранированной, по фазовому составу – нефтегазоконденсатной.

Залежь пласта  на юге ЦПЗ (в районе скважины № 112) – пластовая тектонически экранированная. По фазовому составу – нефтяная.

Пласт БУ₁₆

В пласте  выделены 2 нефтегазоконденсатные залежи: северная в районе скважин №№ 142, 711 и 504 Уренгойской площади и южная – в районе скважин №№ 736 и 178 Уренгойской площади и скважин №№ 337 и 338 Восточно-Уренгойской площади, в основном расположенные на лицензионной территории ООО «Уренгойгазпром».

Южная нефтегазоконденсатная залежь с запада ограничена линией глинизации песчаного тела, с востока – внешним контуром нефтеносности.

В пласте  выделена северная нефтяная залежь в районе скважины № 733 Уренгойской площади.

7. Параметры продуктивных пластов

Обобщённые характеристики пористости, проницаемости, насыщенности и толщин коллекторов продуктивных пластов нижнего мела Уренгойского месторождения изменяются в широком диапазоне не только при переходе от пласта к пласту, но и в пределах отдельных пластов.

По керновым данным наименее изменчивым из всех параметров пласта является коэффициент пористости. Максимальное значение коэффициента вариации для него составляет 0,177 (пласт ) или 17,7 %, в то время как для водоудерживающей способности коллекторов вариация достигает 36,2 % (пласт ), а для коэффициента проницаемости она достигает 215 % (пласт ).

Приведённые цифры по максимальным значениям коэффициента вариации не являются случайными аномалиями, а имеют закономерный характер, что видно из сравнения интервалов изменения коэффициента вариации по всем пластам. Для коэффициента пористости вариация изменяется от 7,5 % (пласт ) до 17,7 % (пласт ), для коэффициента водоудерживающей способности – от 15 % (пласт ) до 36,2 % (пласт ), а для коэффициента проницаемости от 79 % (пласт ) до 215 % (пласт ).

Похожая характеристика изменчивости ФЕС наблюдается и по данным ГИС. Вместе с тем, данная характеристика отличается по средним значениям параметров практически для всех пластов.

Оценки коэффициента пористости по данным ГИС для пластов ,  и  значительно выше, чем по данным исследований кернов. Эти различия объясняются недостаточной представительностью в керновом материале высокопористых разностей коллекторов, а также тем, что эксплуатационные скважины пробурены на участках развития коллекторов с повышенными ФЕС, а поэтому доля высокопористых коллекторов по данным ГИС возрастает. Для остальных пластов различия коэффициента пористости по данным ГИС и исследованиям керна не превышают 0,02.

Средние значения коэффициента пористости по керну для разных пластов варьируют в интервале от 0,143 (пласт ) до 0,165 (пласт БУ₉); по данным ГИС – от 0,150 до 0,170.

На рисунке 3 приведены данные о характеристике изменчивости эффективных и эффективных нефтегазонасыщенных толщин пластов по скважинам, не попавшим в зоны замещения коллекторов глинами. Этим и объясняется тот факт, что на разных пластах учитывалось разное количество скважин.

Коэффициенты вариации эффективных толщин изменяются от 37 % (пласт БУ₈) до 64% (пласт ). При этом средние значения эффективных толщин изменяются от 5,56 м (пласт БУ₁₃) до 25,87 м (пласт БУ₉).

Коэффициенты вариации эффективных нефтенасыщенных толщин изменяются от 49 % (пласт БУ₈) до 81 % (пласт ). При этом средние значения эффективных нефтенасыщенных толщин изменяются от 2,76 м (пласт БУ₁₃) до 10,30 м (пласт ).

 

 

 

Рисунок 3 – Средние значения и коэффициент вариации эффективных толщин

по пластам II-IV эксплуатационных объектов Уренгойского месторождения,

содержащих запасы нефти

 

8. Гидрогеологическая характеристика

Рассматриваемое месторождение территориально приурочено к северу центральной части Западно-Сибирского мегабассейна. На территории Западно-Сибирской равнины выделен артезианский бассейн с двумя гидрогеологическими этажами в разрезе, разделёнными толщей глин турон-датского возраста. В составе нижнего гидрогеологического этажа, включающего основные нефтегазоносные комплексы, большинством исследователей выделяется 3 гидрогеологических комплекса: апт-сеноманский, неокомский и юрский.

Верхний этаж включает 2 гидрогеологических комплекса: палеоген-четвертичный и олигоцен-туронский (последний имеет локальное распространение).

Верхний гидрогеологический этаж на территории Большого Уренгоя включает один олигоцен-четвертичный водоносный комплекс, особенностью которого является инфильтрация поверхностных вод, слабая минерализованность и в основном локальное распространение водоносных горизонтов.

Водовмещающие породы представлены песками, супесями, торфом. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатно-натриевые. Минерализация не превышает 0,05 г/л. Толщина горизонта достаточно изменчива и весьма неравномерна, но не превышает 2 м. Глубина залегания подошвы горизонта определяется глубиной сезонного протаивания, которая изменяется от 0,5 до 2-3 м. Питание происходит за счёт инфильтрации атмосферных осадков и поверхностных вод. Разгрузка – в местные реки и озёра. Практического значения водоносный горизонт не имеет. Воды участков с опущенной кровлей многолетнемёрзлых пород распространены преимущественно в южной части территории. Водовмещающие породы – пески тонко-крупнозернистые, супеси. Воды горизонта гидравлически связаны с водами сезонно-талого слоя (СТС) и имеют близкий с последними химический состав и минерализацию. Толщина горизонта в зависимости от глубины залегания многолетнемёрзлых пород может достигать 10 и более метров. Глубина залегания уровня вод данного горизонта соответствует глубине залегания уровня вод СТС и определяется теми же причинами. Водообильность отложений несколько выше, чем водообильность отложений СТС.

Верхний гидрогеологический комплекс в составе нижнего этажа на площади Уренгойского месторождения может быть ограничен апт-альб-сеноманскими отложениями, хотя на отдельных участках эта наиболее песчаная и проницаемая часть нижнемелового разреза имеет гидродинамическую сообщаемость с нижележащими проницаемыми пластами верхнего валанжина-баррема.

Химический состав пластовых вод изучен по 28 пробам, отобранным в ходе испытания водоносных пород. Пластовые воды сеномана хлоридно-натриевые относятся к хлоркальциевому типу rNa / rCl = 0,89-0,98 по Сулину. Наряду с преобладающими ионами Nа и Cl присутствуют ионы Са, Mg и НСО₃ (до 4,2 мг/экв.). NH₄ в пробе из скважины № 8 отсутствует, в остальных отмечен в небольших количествах (6-35 мг/л). Сульфат-ионы или отсутствуют, или отмечаются в незначительных количествах (до 12 мг/л). Микрокомпоненты присутствуют в следующих концентрациях: Br – 42,7-47,6 мг/л, J – 10,3-19,5 мг/л, НВО₂ – 0,9-77,9 мг/л. Нафтеновые кислоты отмечаются в виде следов.

Растворённый в пластовых водах газ имеет состав, аналогичный свободному газу. Содержание метана – 98,1 %, этана – 0,66 %, пропана – 0,02 %, бутана – 0,01 %. Негорючие газы составляют около 1 % (азот – 1 %, углекислый газ – 0,1 %). Инертные газы содержатся в следующих концентрациях: Не – 0,022 %, Аr – 0,07 %. Газосодержание пластовых вод изменяется в пределах 900-1500 м³/т. Состав растворённого газа близок к свободному. Упругость растворённого газа, рассчитанная по пробе из скважины № 8, составляет 4,180 МПа. Дефицит упругости составляет порядка 4,5 МПа.

Нижний водоносный комплекс нижнего гидрогеологического этажа в разрезе Уренгойского месторождения остается наиболее слабо изученным.

9. Физико-химические свойства пластовых нефтей

Физико-химические свойства пластовых нефтей определялись исследованием глубинных проб. Пласты  –  глубинными пробами не охарактеризованы. Отбор глубинных проб проводился пробоотборниками ВПП-300 и ПД-3 после отработки скважины в режиме с минимальной депрессией на пласт.

Отобранные пробы подвергались термодинамическим исследованиям с определением параметров пластовых нефтей и физико-химические исследованиям сепарированной нефти с определением компонентного состава растворённого газа дегазации. Всего по месторождению проанализирована 131 глубинная проба пластовой нефти по 59 скважинам.

В таблице 1 приведены усреднённые термодинамические свойства проб пластовых нефтей по пластам и объектам разработки. По пластам БУ₈, БУ_10-11 и БУ₁₁ массив исследованных скважин достаточно большой – от 7 до 22 скважин и, соответственно, термодинамические свойства пластовых нефтей можно считать установленными достаточно надёжно. Пласты БУ₁₂ и БУ₁₄ охарактеризованы одной-двумя скважинами, и информация по ним достоверной считаться не может. Обращает на себя внимание практическое постоянство средней плотности разгазированной нефти по пластам БУ₈ – БУ₁₂ – в пределах от 841 кг/м³ до 844 кг/м³. Это говорит о постоянстве фракционного состава стабильной части нефти для всех пластов месторождения.

 

1. Otchyot o NIR «Utochnyonnyj proekt razrabotki gazokondensatnyh zalezhej i neftyanyh otorochek Urengojskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya» / ruk. YUshkov YU.F. – Tyumen': TyumenNIIgiprogaz, 1997.
2. Podschyot zapasov uglevodorodnogo syr'ya po mestorozhdeniyam RAO «Gazprom» (Urengoj, II-IV ob"ekty) / Morgunov N.S., Fedorcova S.A, ZHardeckij A.V. i dr. – Moskva-Tver'-Kimry: GAZGERS, 1995.
3. Dopolneniya k utochnyonnomu proektu razrabotki gazokondensatnyh zalezhej i neftyanyh otorochek Urengojskogo mestorozhdeniya: otchyot o NIR; otv. isp. Maslov V.N., YUshkov YU.F. – Tyumen': TyumenNIIgiprogaz, 2001 (fondy OOO «TyumenNIIgiprogaz»).
4. Proekt razrabotki gazokondensatnyh zalezhej i neftyanyh otorochek nizhnemelovyh otlozhenij Urengojskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya na polnoe razvitie. – Tyumen': OOO «TyumenNIIgiprogaz», 2008.
5. Tryohmernye cifrovye geologicheskie i gidrodinamicheskie modeli ekspluatacionnyh ob"ektov nizhnemelovyh otlozhenij Urengojskogo mestorozhdeniya, adaptirovannye po istorii razrabotki: otchyot o NIR / OOO «TyumenNIIgiprogaz»; rukovoditel' Turenkov N.A. – Tyumen': OOO «TyumenNIIgiprogaz», 2006.
6. «Obosnovanie prognoznyh pokazatelej dobychi nefti i gaza po razrabatyvaemym uchastkam do 2020 goda» / ruk. Lyutomskij S.M., YUshkov YU.F. – Tyumen': OOO «TyumenNIIgiprogaz», 2006.
7. Aliev V.K., Savenok O.V., Sirotin D.G. Ekologicheskaya bezopasnost' pri razrabotke severnyh neftegazovyh mestorozhdenij. – M.: Infra-Inzheneriya, 2019. – 128 s.
8. Bulatov A.I., Voloshchenko E.YU., Kusov G.V., Savenok O.V. Ekologiya pri stroitel'stve nef-tyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya studentov vuzov. – Krasnodar: OOO «Prosvesh-chenie-YUg», 2011. – 603 s.
9. Bulatov A.I., Savenok O.V. Kapital'nyj podzemnyj remont neftyanyh i gazovyh skvazhin: v 4 tomah. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2012-2015. – T. 1-4.
10. Bulatov A.I., Savenok O.V. Praktikum po discipline «Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin»: v 4 tomah: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2013-2014. – T. 1-4.
11. Bulatov A.I., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Nauchnye osnovy i praktika osvoeniya nef-tyanyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 576 s.
12. Bulatov A.I., Kachmar YU.D., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Osvoєnnya naftovih і gazovih sverdlovin. Nauka і praktika: monografіya. – L'vіv: Spolom, 2018. – 476 s.
13. Savenok O.V. Optimizaciya funkcionirovaniya ekspluatacionnoj tekhniki dlya povysheniya ef-fektivnosti neftepromyslovyh sistem s oslozhnyonnymi usloviyami dobychi. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2013. – 336 s.
14. Savenok O.V. Povyshenie effektivnosti bazovyh i informacionno-upravlyayushchih tekhnologij pri razrabotke mestorozhdenij uglevodorodov s trudnoizvlekaemymi zapasami: dissertaciya na soiskanie uchyonoj stepeni doktora tekhnicheskih nauk. – Moskva, 2013. – 432 s.
15. Savenok O.V., Kachmar YU.D., YAremijchuk R.S. Neftegazovaya inzheneriya pri osvoenii skvazhin. – M.: Infra-Inzheneriya, 2019. – 548 s.
16. Savenok O.V., Ladenko A.A. Razrabotka neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij. – Krasnodar: Izd. FGBOU VO «KubGTU», 2019. – 267 s.
17. Alhashman V.H. Geologiya nefti // Bulatovskie chteniya: materialy I Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2017 g.): v 5 t.: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – T. 1: Prognoz, poisk i razvedka mestorozhdenij nefti i gaza. Neftegazopromyslovaya geologiya. Razvedochnaya i promyslovaya geofizika. – S. 28-29.
18. Bobkova K.YU., Sirotin D.G., Savenok O.V. Sistema podgotovki gaza na Urengojskom gazokondensatnom mestorozhdenii (na primere UKPG-15) // Sbornik tezisov YUbilejnoj 70-oj Mezhdunarodnoj molodyozhnoj nauchnoj konferencii «Neft' i gaz - 2016», priurochennoj k III Nacional'nomu neftegazovomu forumu (18-20 aprelya 2016 goda, g. Moskva). Sekciya 3 Proekti-rovanie, sooruzhenie i ekspluataciya sistem truboprovodnogo transporta. – M.: RGU nefti i gaza imeni I.M. Gubkina, 2016. – T. 1 – S. 363.
19. Galkin V.I., Koltyrin A.N. Prognozirovanie effektivnosti geologo-tekhnicheskih meropriyatij // Bulatovskie chteniya: materialy III Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2019 g.): v 5 t.: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2019. – T. 2: Razrabotka neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij. – S. 42-51.
20. Kusov G.V., Savenok O.V. Modernizaciya nizkotemperaturnyh separatorov na Urengojskom gazokondensatnom mestorozhdenii // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – № 2. – S. 179-197.
21. Kusov G.V., Savenok O.V. Analiz sistemy podgotovki gaza na Urengojskom gazokondensat-nom mestorozhdenii (na primere UKPG-15) // Sbornik nauchnyh trudov po materialam Vserossijskoj nauchno-prakticheskoj konferencii «Teoreticheskie i prikladnye issledovaniya v oblasti estestvennyh, gumanitarnyh i tekhnicheskih nauk» (17 iyunya 2016 goda, g. Prokop'evsk). – Prokop'evsk, 2016. – S. 84-95.
22. Kusov G.V., Savenok O.V., Odunlami Kazim Alan Sistema sbora i podgotovki gaza na primere UKPG-13 Urengojskogo gazokondensatnogo mestorozhdeniya // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – № 4. – S. 120-133
23. Petrushin E.O., Arutyunyan A.S., Sezar Linu Andre, Ganga Ivanov Adrianu Tabita. Analiz gi-drodinamicheskih issledovanij skvazhin na Urengojskom neftegazokondensatnom mestorozhdenii // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasno-dar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 1. – S. 51-76.
24. Povarova L.V., YAkovina A.S., Danielyan G.G. Podschyot zapasov nefti i rastvoryonnogo gaza Kovalevskogo mestorozhdeniya // Bulatovskie chteniya: materialy II Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii (31 marta 2018 g.): v 7 t.: sbornik statej / Pod obshch. red. d-ra tekhn. nauk, prof. O.V. Savenok. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2018. – T. 2 v 2 ch.: Razrabotka neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij. – CH. 2. – S. 89-100.