Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского месторождения

Меловая система

Отложения нижнего мела подразделяются на сортымскую, тангаловскую и покурскую (нижнюю часть) свиты.

-Сортымская свита (К1 берриас-валанжин). Верхняя часть свиты, вскрыта  почти всеми разведочными скважинами, а в скв. 113, 180, 184, 441, 500 она вскрыта  на полную толщину. Свита, сложена преимущественно глинами темно-серыми, алевритистыми, слюдистыми, плотными, часто карбонатными, с прослоями и включениями сидерита и пирита. В основании свиты залегает ачимовская толща (скв. 500, интервал 3445 - 3616 м), представленная чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород. Общая толщина свиты 450 - 550 м.

-Тангаловская свита (К1 валанжин-готерив) вскрыта всеми разведочными скважинами и подразделяется на три подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами серыми, темно-серыми с зеленоватым или коричневатым оттенком, алевритистыми, с прослоями песчаников и алевролитов (пласты БУ80 – БУ9). На западном и северо-западном погружениях Ямбургского поднятия разрез подсвиты полностью представлен глинами.

Средняя подсвита, сложена чередованием пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчаные пласты БУ1-2, БУ3, БУ4 более выдержаны по площади, а нижние пласты - БУ5, БУ6, БУ7 - характеризуются резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Подсвита, завершается глинистой пачкой (ямбургской) толщиной до 50 м. Верхняя подсвита, представлена песчаниками, алевролитами и глинами, невыдержанными по площади. Песчаным пластам присвоены индексы от АУ4 до АУ11. Наиболее выдержанными являются пласты АУ6 – АУ7 в средней части верхней подсвиты. Общая толщина тангаловской свиты на Ямбургском месторождении составляет 1150 - 1310 м.

-Покурская свита (баррем-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными  скважинами, представлены неравномерным  переслаиванием алевролито –  песчаных и глинистых пластов  различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие – либо закономерности Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826 - 887м.

-Кузнецовская свита (турон) представлена глинами темно-серыми с коричневатым оттенком, вязкими, слюдистыми, глауконитовыми, с остатками раковин двустворок, стяжениями пирита. Толщина свиты 47 -88 м.

Палеогеновая система

В палеогеновых отложениях выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская, люлинворская свиты.

-Ганькинская свита (маастрихт-палеоцен) сложена глинами серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, плотными, прослоями известковыми. Толщина свиты 204 - 255 м.

-Тибейсалинская свита (палеоцен), подразделяется, на две подсвиты. Нижняя подсвита, сложена глинами серыми, темно-серыми, алевритистыми, с включениями растительных остатков, с прослоями светло-серых песков и алевритов в верхней части. Верхняя подсвита, представлена песками серыми, желтовато-серыми, мелкозернистыми, каолинизированными, с многочислен-ными растительными остатками, с прослоями алевритовых глин. Толщина свиты 226 - 274 м.

Люлинворская свита (эоцен-олигоцен) подразделяется на три подсвиты: нижняя подсвита, сложена опоковидными глинами и опоками синевато-серыми, глинистыми; средняя подсвита, представлена диатомитами светло-серыми, слабоглинистыми, легкими; верхняя подсвита, сложена диатомовыми глинами серыми, желтовато-серыми, алевритистыми, с линзами алевролитов. Общая толщина свиты до 230 м.

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.

2.2. Тектоника

В тектоническом строении района принимают участие три структурно – тектонических этажа: нижний – фундамент, промежуточный и верхний – платформенный чехол. Согласно тектоническому районированию Ямбургское месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо-восточном направлении. Мегавал на севере и западе граничит с Северо-Ямбургским мегапрогибом, на востоке – с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддуттейским мегапрогибом, на юге – Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. Общая длина мегавала 150 км, максимальная ширина 65 км. В пределах мегавала с юга на север установлены структуры III порядка: Северо-Анерьяхская, Лымбарская, Анерьяхская, Мало-Ямбургская, Ямбургская, Хосырейская, Южно-Ямбургская, Северо-Харвутинская и без названия. Мало-Ямбургское, Ямбургское, Хосырейское поднятия осложняют Ямбургское куполовидное поднятие.

Эти поднятия по горизонту «Б» оконтуриваются изогипсой минус 3850 м, общая амплитуда структуры 250 м. По морфологическим признакам можно заключить, что Ямбургское поднятие относится к типичным антиклинальным структурам севера Западной Сибири, имеющим длительную историю тектонического развития и испытавшим неотектоническую активизацию (воздымание).

Одной из особенностей геологического строения Ямбургской структуры является наличие в нижней части разреза дизъюнктивных дислокаций. Дизъюнктивы прослеживаются преимущественно в доюрском разрезе платформенного чехла, хотя не исключено, что отдельные из них, возможно, проникают в меловые отложения. По данным сейсморазведки было выделено четыре системы дизьюнктивных нарушений с преобладанием систем А (юго-восток – северо-запад) и Г (юго-запад – северо-восток), проникновение разломов вверх по разрезу до горизонта «С» (кровля нижней подсвиты березовской свиты). По этим данным наибольшая тектоническая дислоцированность характерна для сводовой части структуры. Эксплуатационным разбуриванием сводовой части не подтверждено наличие дизъюнктивных нарушений, и при дальнейшем изучении Ямбургского месторождения влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность не учитывалось, а все несоответствия положения флюидных контактов и характера насыщения пластов гипсометрическому контролю объяснялись влиянием литологического фактора.

2.3. Нефтегазоносность

Ямбургское месторождение расположено в пределах северной части Надымского нефтегазоностного района Надым-Пурской нефтегазоносной области. В пределах района развиты нижнесреднеюрский, ачимовский, неокомский и апт-сеноманский нефтегазоносные комплексы (НГК). На месторождении в неокомском комплексе выявлены залежи углеводородов (УВ) в отложениях тангаловской свиты в пластах от БУ31 по БУ92. Залежи газоконденсатные, в нижней части продуктивной толщи – газоконденсатные с нефтяными оторочками, сложнопостроенные. Ниже приводится краткая характеристика залежей.

Пласт БУ31 вскрыт на абсолютных отметках минус 2469 – 2675 м в сводовой части поднятия 13 разведочными скважинами, 14 наблюдательными и 206 эксплуатационными скважинами. Толщина газонасыщенных коллекторов по скважинам изменяется в пределах 0.6 м – 22.7 м, в среднем составляя 11.8 м. Увеличение толщин установлено в восточном направлении, максимальные значения (16 – 22 м) приурочены к зоне кустов УКПГ-1В (скв. 10203, 10405, 10702, 10703, 10802, 10904).

Испытанием в пределах залежи пласт охарактеризован в десяти разведочных и 69 эксплуатационных скважинах, практически по всей высоте залежи, при этом получены притоки газа дебитами от 25.4 до 988 тыс. м3/сут на диафрагмах диаметрами 8.6 – 22.9 мм.

Положение ГВК принято на а.о. минус 2674.6 м. Залежь газоконденсатная пластовая, сводовая, имеет размеры 34.5 х 20.5 км, высоту 206 м.

Ниже пласта БУ31 выделен пласт БУ32, водоносный по характеру насыщения коллекторов.

Пласт БУ41 представляет собой песчаное тело, вытянутое с северо-востока на юго-запад, и содержит одну залежь, приуроченную к своду структуры.

В пределах контура газоносности залежь пласта БУ41 вскрыта шестью разведочными (скв. 1, 24, 120, 141, 150, 500) и 91 эксплуатационной скважиной УППГ-3В на а.о. минус 2516 – 2629 м. Толщина газонасыщенных коллекторов меняется от 0.6 до 11.0 м, наибольшие значения приурочены к сводовой части (кусты 309, 310), более изученной по данным бурения. Средняя газонасыщеная толщина по залежи 5.9м.

Залежь охарактеризована испытаниями в четырех разведочных скважинах, из которых получены притоки газа дебитом от 3.5 (скв. 24) до 144 тыс.м3/ сут (скв. 1, совместно с БУ42) на диафрагмах 24.1 – 14.1 мм. Пласт БУ41 испытан также в 16 эксплуатационных скважинах совместно с пластами БУ31, БУ42, БУ43. Газоносность разреза подтверждена испытаниями практически на всю высоту залежи.

ГВК принят на а.о. минус 2629 м. Залежь газоконденсатная, по типу пластовая, сводовая, размерами 15.2 х11.0 км, высотой 113 м.

Пласт БУ42 представляет собой песчаное тело меридионального направления, проходящее через свод структуры.

Залежь вскрыта двумя разведочными (скв. 1, 24) и 28 эксплуатационными скважинами УППГ-3В на а.о. минус 2536 - 2593 м. Западная присводовая часть залежи эксплуатационным бурением не изучена.

 Толщина газонасыщенных коллекторов меняется в  диапазоне от 1.4 м (скв. 30901) до 6.8 м (скв. 30908), в среднем по залежи составляя 4.5 м. Зона максимальных газонасыщенных толщин относится к наиболее изученной части залежи (УППГ-3В).

Самостоятельно рассматриваемый объект не был испытан, совместные притоки газа дебитом от 3.5 (скв. 24, совместно с БУ41) до 400 тыс.м3/ сут (скв. 30805, совместно с БУ31, БУ41) получены по 12 скважинам. Газонасыщенность залежи подтверждена освоением эксплуата-ционных скважин кустов 302, 307, 308, 309.

По данным ГИС и результатам исследования залежи ГВК принят на а.о. минус 2593 м. Залежь газоконденсатная пластовая, сводовая высотой 57 м, ее размеры 7.5 х 5.9 км.

Ниже подошвы пласта БУ42 прослеживается пачка глинисто-алевролитовых пород толщиной 6 – 10 м, отделяющая нижележащий пласт БУ43 с небольшой залежью, приуроченной к своду структуры.

Пласт БУ43. В пределах контура газоносности залежь пласта БУ43 вскрыта 16 скважинами (разведочной скв. 1 и 15 эксплуатационными скважинами УППГ-3В, кусты №302, 308, 307, 309). По западной части залежи данных бурения нет.

Средняя толщина газонасыщенных коллекторов залежи составляет 3,9 м, изменяясь по скважинам от 1,4 м (скв.№30908) до 6.9 м (скв.№30804). Доля коллекторов в разрезе скважин составляет в среднем 14 %, изменяясь от 2 до 44 %.

Приток газа дебитом 835 тыс.м3/сут получен в скв. 30202 на диафрагме диаметром 24.4 мм, исследованной совместно с БУ31, БУ41, БУ42.

ГВК принят на а.о. минус 2593 м. Залежь газоконденсатная пластовая, сводовая высотой 38 м, ее размеры 5,7 х 4,1 км.

Горизонт БУ5 является полностью водоносным. Общая  толщина горизонта в среднем 99.6 м, изменяясь в пределах 87,8 – 124,0 м.

Пласт БУ61 был вскрыт шестью разведочными, тремя наблюдательными и 19 эксплуационными скважинами УППГ -3В на а.о. минус 2669 – 2820,6 м. Пределы изменения газонасыщенных толщин составляют 0,6 (скв.№30301) – 9.0 м (скв.№113), в среднем по залежи - 2,7 м. Максимальные значения эффективных газонасыщенных толщин наблюдаются в районе скв.№113, расположенной на восточном склоне структуры.

В пределах залежи пласт опробован в трех разведочных скважинах. В скв. №122 получен фонтан газа дебитом 728,2 тыс.м3/сут. на диафрагме диаметром 22,1 мм, а в скв.№141 - приток газа дебитом 15,1 тыс.м3/сут. на диафрагме диаметром 7,3 мм. В скв.№120 притока не получено, возможно, пласт оказался недоосвоенным из-за незначительной толщины коллектора (2,6 м), который мог остаться неперфорированным. По результатам освоения шести эксплуатационных скважин получены притоки газа по скв.№30204 (409 тыс.м3/сут., совместно с БУ83), 30501 (644 тыс.м3/сут., совместно с БУ81, БУ83), 30703 (648 тыс.м3/сут., совместно с БУ81, БУ83), 30903 (840 тыс.м3/сут., совместно с БУ80, БУ83), 31702 (697 тыс.м3/сут., совместно с БУ82, БУ83), 31706 (460 тыс.м3/сут., совместно с БУ80- БУ83). Доля пласта БУ61 в дебите скважин не определена.

ГВК принят на а.о. минус 2820.5 м. Залежь газоконденсатная пластовая, сводовая, литологически ограниченная, высотой 152 м, размеры 17,0 х 14,0 км.

К пласту БУ62 приурочены три небольшие по размерам литологических залежи, на остальной части пласта коллектор полностью замещается глинами.

Залежь 1, вскрыта 16 эксплуатациоными скважинами УППГ -2В на а.о. минус 2906 – 2962 м. Толщина газонасыщеных коллекторов меняется от 0,6 м до 9,0 м, в среднем составляя 2,5 м. Продуктивность залежи доказана результатами освоения трех эксплуатационных скважин: №21601 (по ГИС-контролю все интервалы пласта БУ62 работают газом, при освоении скважины получен совместный с БУ83 приток газа дебитом 414 тыс.м3/сут. на диафрагме диаметром 17 мм), 21603 (1100 тыс.м3/сут., совместно с БУ82, БУ83), 21607 (приток газа дебитом 1219 тыс.м3/сут., совместно с БУ81, БУ82, БУ83). ГВК принят на а.о. минус 2962,1 м. Залежь по типу литологически экранированная, размерами 7.0 х 5.0 км и высотой 56 м.

Залежь 2 вскрыта двумя разведочными  и двумя эксплуатационными скв. на а.о. минус 2975 – 3113.3 м. Толщины газонасыщенных коллекторов по скважинам в пределах рассматриваемой залежи меняются от 1,6 м  до 3,4 м. Продуктивность залежи установлена по данным ГИС и порезультатам испытания скв.№124,в которой получен приток газа дебитом 68,8 тыс.м3/сут на диафрагме диаметром 10 мм. В разведочной скв. №174 по результатам ГИС пласт при толщине коллектора 2,4 м до подошвы газонасыщен, при испытании получен слабый приток фильтрата бурового раствора дебитом 2,7 м3/сут. на динамическом уровне 1250 м. ГВК принят на а.о. минус 3113,3 м. Залежь газоконденсатная, по типу литологически экранированная размерами 10,5 х 7,0 км, высотой 138 м.

Залежь 3 вскрыта разведочными скв. 139, 145 на а.о. минус 3041 – 3098 м. Пределы изменения толщины газонасыщенных коллекторов составляют 1,4 (скв.№139) – 2,0 м (скв.№145). Продуктивность залежи установлена только по данным ГИС. ГВК принят на а.о. минус 3097,8 м. Залежь  газоконденсатная,  по типу  литологически  экранированная,  размеры  9,0 х 5,5 км, высота 57 м.

Пласт БУ63 вскрыт на значительной территории, но разделен зонами глинизации на три отдельные залежи.

Залежь 1 вскрыта семью разведочными скважинами на а.о. минус 2952 – 3046.8 м. Максимальная газонасыщенная толщина 7,2 м по залежи вскрыта скв. 108, минимальное значение толщины 1.0 м определено в скв.№132. Продуктивность залежи подтверждена испытаниями скв.№131 и 133, в результате получены притоки газа дебитами, соответственно, 49,8 и 69,3 тыс.м3/сут. на диафрагмах диаметрами 14,2 – 15,3 мм. ГВК принят на а.о. минус 3046,8 м. Залежь газоконденсатная, с юго-запада литологически экранированная, размеры залежи 22,0 х 1,.0 км, высотой 95 м.

Залежь 2 наиболее крупная по размерам и сложная по конфигурации, вскрыта 18 разведочными, 2 наблюдательными и эксплуатационной скважинами. Толщина газонасыщенных коллекторов изменяется по залежи от 0,4 м до 11,7 м. Залежь газоконденсатная, на основной площади литологически ограниченная. В северной части залежи ГВК принят на а.о. минус 2984,3 м, в юго-восточной части - минус 3084.5 м. Залежь имеет размеры 48.0 х 43,0 км и высоту 395 м.