Общие сведения о месторождении

Общие сведения о месторождении. Ямбургское газокондесатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове в бассейне реки Пойловояха.

По административно-территориальному делению северная территория месторождения является частью Тазовского, южная - Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа. На территории месторождения отсутствуют населенные пункты.

Редкие и малонаселенные пункты сосредоточены на побережье Обской и Тазовской губ Садай-Харвута, Епоко, Ямбург, Юрхарово. Территория месторождения представляет собой полого-увалистую равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозонным расчленеием. Летом район месторождения является непроходимым для обычного транспорта и труднопроходим даже для специального транспорта.

Основным сухопутным транспортным путем являются зимники.

Наиболее крупная река Пойловояха, протекающая в пределах месторождения, не имеет практического значения для судоходства.

Ведущими траспортными артериями в летнее время являются Обская и Тазовская губы, но время функционирования этих водных путей ограничено поздним освобождением от ледяного покрова в конце июня - начале июля и ранним наступлением ледостава в первых числах октября. Абсолютные отметки рельефа поверхности изменяются от 0-5м побережье Обской губы до 60м и более юг месторождения. Наивысшие отметки характерны долинам крупных рек. Гидрографическая сеть представлена реками Пойловояха и Хадуттэ с их многочисленными притоками, впадающими в Тазовскую губу. Характерной особенностью территории месторождения является наличие многочисленных озер и болот, особенно в центральной его части.

Большинство озер имеет термокарстовое происхождение.

Это часто небольшие по площади мелководные озера, разбросанные по территории месторождения или расположенные группами.

Глубина их обычно не превышает 2-4 метров. Кроме того, в долине реки Пойловояха и ее притоков широко развиты пойменные озера, глубиной до 2 м. Суровость континентального климата района месторождения определяется холодной и продолжительной зимой до 9-9.5 месяцев. Лето короткое и прохладное. Средняя температура воздуха зимой -24 -26оС минимум температур достигает -59оС. Средняя летняя температура воздуха 6.5 9оС. Средняя годовая температура воздуха составляет -10 -11оС. Осадков выпадает 300-500мм в год, около 70 их приходится на летние месяцы. Появление устойчивого снежного покрова отмечается уже в конце сентября и первой декаде октября.

Среднегодовая скорость ветра 5-7 м сек, максимальные скорости могут превышать 40 м сек. Национальный состав населения ханты, ненцы, русские и др. Основным занятием населения является оленеводство, рыболовство, звероводство, охота в районе в большом объеме проводились геолого-разведочные работы, развивается газодобывающая промышленность. Ближайшим относительно крупным населенным пунктом является райцентр Тазовское, который расположен в 120-140 км от месторождения.

Расстояние от райцентра до Салехарда по воздуху составляет 600 км. Основными видами сообщения в летнее время являются водный и воздушный транспорт и наземный транспорт. Доставка грузов осуществляется по железной и автомобильной дорогам от г. Н.Уренгой.

В период навигации основные грузы доставляютя по Обской губе. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа УКПГ . Транспорт газа осуществляетя по системе магистральных газопроводовЯмбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой. 1.1.1.Краткие сведения о геологическом изучении и истории открытия месторождения Широкое изучение территории Западно-Сибирской низменности геологическими и геофизическими методами началось в 50-х годах.

До этого времени геолого-геофизические работы носили случайный характер и серьезных результатов для оценки перспектив нефтегазоносности не имели. Для проведения планомерных нефтегазопоисковых работ в пределах исследуемой территории в Новосибирске, Томске, Тюмени были созданы специальные организации, которые и начали проводить детальное геолого-геофизическое изучение региона. Так в 1949-1953 годах трестом Сибнефтегеофизика проведенааэромагнитная съемка масштаба 1 1000 000, по результатам которой было проведено районирование территории.

Более значительными по объему и результатам явились совместные исследования, проведенные в 1952-1954гг. институтами ВСЕГЕИ и НИИГА на значительной территории севера Тюменской области. В этот период выполнена геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1 1000 000, по материалам которой разработана стратиграфия четвертичных отложений, получены сведения о распространении многолетней мерзлоты. В 1954-1955гг. проведена аэромагнитная съемка масштаба 1 1000 000, а позднее в 1958-1959гг. масштаба 1 20. В 1959 г. в селе Тазовском пробурена колонковая скважина глубиной 538м по результатам которой были получены сведения о литологии четвертичных, третичных и меловых отложений.

В этом же году в южной части Тазовского полуострова проводилась геологическая съемка масштаба 1 200 000, и с учетом данных предыдущих исследований составлена геологическая карта территории. С 1959 по 1961г. в пределах Надымского, Пуровского и Тазовского районов партиями Ямало-Ненецкой экспедиции проведена региональная аэрогравиметрическая съемка масштаба 1 1000 000. В результате этих работ выполнено тектоническое районирование фундамента.

Первые площадные сейсморазведочные работы МОВ на территории севера Тюменской области стали проводиться с 1959 года. По результатам данных работ к юго-востоку от Тазовского полуострова выявлены и оконтурены Тазовская и Заполярная положительные структуры. Ямбургская структура впервые была выделена на тектонической схеме, составленной партией оперативного анализа Тюменского геологического управления в 1963г. Смирнов и др. Она предполагалась по данным качественной интерпретации аномалий гравитационного и магнитного полей и названа Посрангским куполовидным поднятием.

С 1965 по 1971 годы на площади проведены детальные сейсморазведочные работы МОВ. По результатам этих работ Посрангское поднятие перешло в разряд выявленных структур, названо Ямбургским и подготовлено к глубокому бурению.

Первая поисковая скважина 2 на структуре была заложена в присводовой части и начата бурением 27 июля 1969 года. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс.м3 сут. Таким образом, первая поисковая скважина N2 явилась первооткрывательницей Ямбургского месторождения. С 1969 года по 1973 на месторождении была пробурена 21 скважина в том числе 2 скважины NN1,24 глубокие, до вскрытия неокомской части разреза. По результатам бурения указанных скважин в 1973 году были подсчитаны запасы сеноманской залежи и утверждены ГКЗ СССР в количестве 2810,4млрд.мЗ по категорииС2. Результаты бурения и исследования дополнительных скважин явились основой вторичного пересчета запасов, которые в 1976 году и были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд.мЗ по категориям В C1 и 260 млрд.мЗ по категории С2. Однако, и по результатам 29 скважин оставались недоизученными Северо-Ямбургское малоамплитудное поднятие и Южно-Ямбургский купол.

В 1976-1982гг на площади производилось интенсивное изучение нефтегазоносности нижележащих неокомских отложений.

В этот период было пробурено 38 глубоких поисково-разведочных скважин, а также проводились высокоточные сейсмические исследования МОВ ОГТ. В результате этих работ, в неокомских залежах пласты БУ3-БУ11 открыто многопластовое газоконденсатное месторождение и установлено продолжение сеноманской залежи в пределы Харвутинского поднятия. Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.83г т.е. по результатам бурения 67-ми скважинами, его результаты были приняты за основу к составлению проекта разработки.

В то же время на глубинах 2500-3300м выявлено 7 крупных газоконденсатных залежей с общими запасами газа по категории В С1 1193 млрд.м3, С2 585 млрд.м3, конденсата соответственно 102 млн.т. и 50 млн.т. 1.2.Краткая геологическая характеристика зоны дренирования УКПГ-2 Сеноманская продуктивная толща УКПГ-2 представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин приуроченных к верхней части покуской свиты. Песчаники серые, слюдистые седне-серые, арказовые, кварц-полевошпатов ые, слюдистые, средне-мелклзернистые, сцементирование глинистым, в редких случаях карбанатным цементом. Алевролиты серые, темно-серые, слюдистые глинистые, крепкоцементированные с прослоями глин. Глины темно-серые до черных, слюдистые, плотные, алевритистые. Вр азрезе часто встречается углистый детрит.

Детальная коррекция разрезов скважин эксплуатационных кустов позволила выделить три основных трансгрессивно- регрессивных цикла в формировании продуктивной толщи. Циклы выделены как первый, второй и третий снизу вверх.

Первый цикл представлен трансгрессивным и регрессивным подциклами. Трансгрессивный подцикл представлен пачкой глин с прослоями алевролитов и песчаников. В юго-западном направлении количество пропластков песчаников и алевролитов сокращается и в районе куста скважин N270 cокращается до 0.Мощность подцикла изменяется с 30 м до 18 и в юго-западном направлении.

Регрессивный подцикл представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Коэффициент песчанистости этой части разреза изменяется от 70 до 45 . Характерной особенностью подцикла является наличие глинистых пропластков мощностью 1-1,5 м прослеживающихся не только в пределах отдельных кустов, но и далеко за их пределами, что свидетельствует о формировании их в мелководно-морских условиях осадконакопления. Песчаные тела имеют менее устойчевые параметры. Мощность их изменяется в пределах куста незначительно, однако уже на расстоянии несколько километров они претрпевают значительные изменения.

Их мощность колеблется от 1-2м до 27м. Средняя мощность подцикла составляет 60 м. Второй цикл характеризуется несколько меньшей мощностью. Трансгрессивный подцикл представлен глинами с прослоями алевролитов и песчаников. В северном направлении их количество резко сокращается до 0.Мощность подцикла изменяется от15м до17м. Регрессивный подцикл представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Коэффициент песчанистости изменяется от 50 до 70 .Следует отметить, что в кровле подцикла приурочен песчаный пласт мощностью 10-15м, представляющий основную часть резервуара и характеризующийся повышенными коллеторскими свойствами. Ниже залегают песчаники с прослоями глин, мощность которых изменяется от 0,5м до 5м. Отдельные прослои глин прослеживаются на всех кустах. Мощность подцикла в среднем составляет 30м. Третий цикл отличается от двух предыдущих условиями формирования.

Трансгрессивный подцикл представлен пачкой глин с прослоями алевролитов и песчаников, количество которых уменьшается в южном напралении.

Мощность подцикла изменяется от 12 до 14м. Трансгрессивный подцикл представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Коэффициент песчанисости составляет 59-61 .Песчаные тела характеризуются невыдержанностью как по латерали так и по вертикали. Мощность прослоев составляет от 10м в редких случаях до 1 м. Мощность подцикла увеличивается от 56 м до 71 м в северном направлении.

Анализ мощностей этой части разреза позволяет предположить наличие размыва кровельной части сеноманских отложений, к кровле которых приурочены песчаный горизонт с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами ФЕС и являющейся базальным горизонтом туронской трансгрессии. Несмотря на общие черты строения кусты эксплуатационных скважин характеризуются собственными особенностями геологического строения. Рассмотрим особенности геологического строения УКПГ-2 на примере кустов 207,210 и 211. Куст скважин N207.В пределах этого куста были пробурены скважины N274,272,271,270,273.На основании данных промыслово-геофизических исследований скважин ПГИ построен геологический разрез продуктивной части сеноманских отложений. За стратотип принята скважина N274. Отложения первого цикла выделяются в интервале 1265-1186 м, регрессивного подцикла - 1248-1186 м. ГВК уверенно выделяется на глубине 1205 м. В продуктивной части коэффициент пористости коллекторов изменяется в широких пределах от 17,8 до 32,6 все значения пористости взяты по данным интерпретации ГИС выполненным Надымской ПГЭ треста Севергазгеофизика. Средние значения пористости закономерно увеличивются от скв. N274 к скв. N273 от 20,8 до 32,1 . В разрезе часто встречаются пропластки глин мощностью от 0,5 м до 1,5 м. Отложения II - цикла выделяются в интервале 1186-1141м, регрессивного подцикла 1180-1141м. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 12,2 до 33 . Среднее значение пористости закономерно увеличиваются от скв. N274 к скв. N273 от 20,6 до 29,5.В кровельной части развиты песчаники, мощность которых увеличивается в этом же направлении, что и пористость от 11м до 24м. Нижняя часть представлена частым чередованием песчаников и глин. Отдельные прослоии глин прослеживаются в пределах всего куста.

Отложения III-го цикла выделяются в интервале 1141-1069 м, регрессивного подцикла 1127-1069 м. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 7,4 до 33 . Средние значения пористости, аналогично выявленным закономерностям в предыдущих подциклах, изменяются от 16,5 до 23,9 .Суммарная мощность подцикла уменьшается в том же направлении.

Куст скважин N210.В пределах этого куста были пробурены скважины NN 2108,2101,2103,2104,2105,2106 и 2107.Из них скв. NN2101,2102 и 2104 вертикальные. По данным ПГИ построен блоковый разрез продуктивной части куста.

За стратотип принята скважина N 2101. Во вскрытом разрезе выделяются три цикла осадконакопления.

Отложения I-го циела выделяются в интервале 1253-1178 м, регрессивного подцикла -1240-1178 м. ГВК на глубине 1205м а.о 1163м. Определение ФЕС проведено в двух скважинах NN2101 и 2106.Коэффициент пористости изменяется от 22,8 до 31,7 и в среднем составляет 27,3 .Однако, если учесть, что разрез скважины N2101 более заглинизирован относительно других скважин, то среднее значение пористости фактически будет больше.

Для всего раздела характерно обилие пропластков глин небольшой мощности 0,5-1,0 . Отложения II-го цикла выделяются в интервале 1178-1125 м, регрессивного подцикла -1164-1125 м. Коллектора характеризуются повышенными значениями пористости, которые увеличиваются от 29,3 до 37,6 в направлении от скв. N2107 к скв. N2108 и в среднем составляет 31,9 .В этой части разреза развиты преимущественно песчаники.

Редко встречаемые прослои глин, в основном, приурочены к подшве подцикла. В целом, по направлению от скв. N2108 к скв.2107 отмечается опесчанивание разреза.

Отложения III-цикла выделяются в интервале 1125-1044 м, регрессивного подцикла-1108-1044м. Коэффициент пористости коллекторов изменяются от 26,5 до 36 и в среднем составляет 32 .В основном коллектора получили развитие в подошвенной части подцикла. В целом наблюдается опесчанивание разреза в направлении от скв.2108 к скв. N2107.Отдельные глинистые прослои уверенно прослеживаются в пределах всего куста. Куст скважины N211.В пределах этого куста пробурены скважины N2111,2112,2113,2114,2115,2116,2117,2118 и 2119.По данным ПГИ построен блоковый разрез куста.

За стратотип принята скважина N2112. Отложения I-цикла выделяются в интервале 1241-1151м, регрессивного подцикла 1213-1151м. ГВК отбивается на обсолютной отметке - 1163м. Впродуктивной части коэффициент пористости изменяется от 15,1 до 28 и в среднем составляет 22,1 .В районе этого куста отмечается значительная глинизация кровельной части резервуара. Мощность, охватываемая глинизацией, достигает 30м, а так как забои эксплуатационных скважин остановлены преимущественно в кровельной части цикла, то и характеристика пористости приведена только для верхней части разреза. В разрезе часто встречаются пропластки глин мощностью до 1 м. Отдельные прослои прослеживаются в пределах всего куста.

Отложения II-го цикла выделяются в интервале 1151-1106 м, регрессивного подцикла 1134-1106 м. Коэффициент пористости коллекторов в широких пределах от 27,2 до 33,2 и в среднем составляет 29,2 . В сравнении с другими кустами, коллектора этого подцикла отличаются незначительным содержанием глинистых прослоев, получивших развитие преимущественно в подошвенной части и прослеживаюшиеся в пределах всего куста.

Отложения III-го цикла выделяются в интервале 1106-1031 м, регрессивного подцикла 1087-1031 м. Cледует отметить значительное опесчанивание отложений трансгрессивного подцикла, в подошве которго получил развитие песчаный пласт мощностью до 6 м, а в верхней части отмечается 5-6 пропластков алевролитов и песчаников мощностью 0,4-1м. Тем не менее в пределах всего куста эксплуатационных скважин уверенно прослеживаются кровля и подошва подцикла, представленные глинами.

Регрессивный подцикл представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Мощность прослоев песчаников изменяется от 0,5 м до 20 м. В направлении от скв. N2111 к скв. N2117 отмечается опесчанивание разреза. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 21,6 до 33,2 и в среднем составляет 27,8 .Проведенный анализ фактического материала свидетельствует о цикличности формирования продуктивной части сеноманских отложений. Коллектора трех основных циклов отличаются по своим характеристикам. Лучшими ФЕС обладают песчаники II-го цикла, которые в отличие от других характеризуются довольно равномерным распространением по площади. Детальная корреляция разрезов эксплуатационных скважин показала, что глинистые прослои небольшой мощности имеют значительную протяженность, а пачки глин трансгрессивных подциклов уверенно прослеживаются в пределах исследуемого месторождения. Таким образом установлено цикличное строение продуктивного разреза УКПГ-2. С целью выявления распространения установленных закономерностей цикличного строения продуктивной толщи в пределах всего свода проведена детальная корреляция разрезов скважин и отстоено два геологигических разреза широтного направления. 1.3.Отличительные особенности зоны дренирования УКПГ-2 На основании анализа всего фактического материала и проведенных исследований установлено, что распространение глинистых пачек трансгрессивных продциклов охватывает по зону УКПГ-2,хотя внутренняя их часть в некоторых районах значительно опесчанивается. Тем не менее кровельная и подошвенная части пачек глин уверенно следятся по всей площади. Однако не исключается возможность наличия литологических окон, образовавшихся за счет эррозионного вреза вышележащих песчаников. Дальнейшие исследования позволят установить отсутствие либо наличие таковых. Отложения регрессивных подциклов характеризуются изменением песчанисости по площади. Западнее оси складки отмечается значительная глинизация. Разрез в этой части структуры представлен песчаниками с обилием глинистых прослоев мощностью 1-2 м, реже 5 м. В восточном направлении преобладают пески, прослои глин частично или полностью замещаются песками.

В пределах 216 и 208 кустов скважин закономерности распространения коллекторов и глинистых прослоев выражены более ярко. На блоковых разрезах хорошо выделяется резкая литологическая изменчивость продуктивной толщи.

Если основные трансгрессивно-регрессивные подциклы выделяются уверенно, то внутри этих горизонтов на небольших расстояниях происходят существенные изменения, обусловленные условиями формирования этих отложений. 2.Анализ показателей разработки в зоне дренирования УКПГ-2 2.1.