Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения

Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г. В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов на Тазовском полуострове Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями, связанными с наличием мощной толщи многолетнемезлых с поверхности пород.

Месторождение представляет собой многопластовую залежь, продуктивные горизонты которой приурочены к сеноманским и нижнемеловым валанжин отложениям. Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170 х 50 км, этаж газоносности 220 м. Общая площадь газоносности - 4655 км2, залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь- сводовая, пластово - массивного типа, водоплавающая.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчаноалевритовыми, глинистоалевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей. В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости , 30 , cреднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм2 680 мДарси и 0,54 0,69 мкм2 540 690 мДарси по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 . По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири.

Состоит на 99 из метана. Работами последних лет установлено, что сеноманская толща Ямбургского месторождения имеет сложное строение, характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью, слоистой неоднородностью, повышенной глиностостью. Начальное пластовое давление 11,73МПа 117,3ата, пластовая температура 296 303 К 2330 ОС у газоводяного контакта ГВК . Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г в объеме более 4 трл.м3. По нижнемеловым залежам была установлена газоносность 15продуктивных пластов БУ13 , БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35, БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.

В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов БУ13 , БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35 в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39 имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В,2В,3В. Наибольшие запасы конденсатосодержащего газа первого эксплуатационного объекта сконцентрированы в залежах пластов БУ3 около 80 от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта и второго эксплуатационного объекта в залежах пластов БУ1-28 50 от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта. Залежь в пласте БУ13 находится в сводовой части поднятия, имеет размеры 24 х 31 км, высоту 167м, вскрыта на глубинах 2500-2700м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем по площади составляет около 10 м. Залежь -пластовая, сводовая. Залежь пластов БУ1-28 распространена по всей площади Ямбургского месторождения, вскрыта на глубинах 28003300м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем составляет немногим более 10м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 42 х 56 км, высота 433м. Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость,1050 .Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3.6до 15.1 х 10-3 мкм2 3,6-15,1 мДарси, значение газонасыщенности по керну 5760 , по ГИС 6670 . Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90 метана, более 3 углеводородов С5 , азот, углекислый газ. Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г м3, по второму эксплуатационному объекту 109112г м3. Коэффициент извлечения конденсата- 0,68. Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа 267,2 ата, пластовая температура 344 К 71ОС . Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40МПа 324,0ата . пластовая температура 355359 К 8286 ОС . Утвержденные в 1985г. в ГКЗ начальные запасы газа нижнемеловых залежей около 1,5 трл . м3, конденсата более 200 млн.т. 1.1.