Ямбургское месторождение

К пласту БУ₆³ приурочена небольшая нефтенасыщенная линза, вскрытая скв. 120, где при испытании получен приток нефти 9.4 м³/сут на динамическом уровне 625.6 м из коллектора толщиной 1.2 м.

Залежь пласта БУ₇ приурочена к полосообразному песчаному телу вытянутому с северо-востока на юго-запад. Залежь вскрыта на глубинах 2895 –2919.8 м разведочными скв. 101 и 105 и несколькими эксплуатационными скважинами кустов 317В и 318В УППГ-3В и скважинами кустов 102В – 109В УКПГ-1В. Толщина газонасыщенного коллектора по залежи составляет 1.0 – 8.6 м, средневзвешенная по площади – 3.15 м. Обе разведочные скважины, вскрывшие залежь, опробованы. В скв. 101 получен приток газа 16.2 тыс. м³/сут и воды 106.1 м³/сут на шайбе 14 мм. В скв. 105 получен слабый приток воды дебитом 1.2 м³/сут, хотя по результатам ГИС пласт при толщине коллектора 5.2 м до подошвы газонасыщен. Вода могла поступать из заколонного пространства, так как по данным АКЦ цемент за колонной в интервале перфорации отсутствует.

Положение ГВК принято  на а.о. минус 2892.2 м, что соответствует  утвержденному ГКЗ по подошве газонасыщенного коллектора в скв. 101. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры 8.0 х 13.5 км, высоту 51.2 м.

Залежь пласта БУ₈⁰ залегает под хорошо выдержанной глинистой покрышкой толщиной 3 – 15 м на глубинах 2828 – 3254 м. Южная и западная части поднятия полностью заглинизированы и зона глинизации простирается по северо-восточному крылу, захватывая район скв. 128, 125, 173 и 121. По результатам эксплуатационного бурения были выявлены обширные зоны глинизации в районе УКПГ-1В. В пределах залежи пласт опробован в 13 разведочных скважинах (14 интервалов), получены притоки газа дебитами 21.14 – 358.69 тыс. м³/сут на шайбах 8 – 19.1 мм, дебиты конденсата 15.82 – 41.63 м³/сут.

ГВК был принят в северо-восточной  частях на а.о. минус 3213 м, что соответствует утвержденному ГКЗ по материалам ГИС и испытания скв. 124, 136, 138 и 154 в приконтактной зоне. В юго-восточной части ГВК установлен на а.о. минус 3215 м по материалам ГИС и опробования скв. 162, пробуренной после подсчета запасов 1985 г., в которой на а.о. от минус 3211 до минус 3215 м получен безводный приток газа. Таким образом, положение ГВК принято на отметках от минус 3213 до минус 3215 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры 38.0 х 59.0 км, высоту около 385м.

Пласт БУ₈¹ В пределах границ пласта БУ₈¹ выделяется три ритма осадконакопления - пласты БУ₈^1-0, БУ₈^1-1, БУ₈^1-2. Учитывая поведение контактов пластов БУ₈^1-1, БУ₈^1-2, представляется возможным выделить два подсчетных объекта – залежи пластов БУ₈^1-0 и БУ₈¹.

Пласт БУ₈^1-0 распространен только на северо-востоке площади, продуктивен в шести скважинах. Залежь пласта БУ₈^1-0 вскрыта разведочными скв. 112, 131, 146, 158 и наблюдательной скв. 427 на а.о. минус 3040 – 3068 м. Эффективная газонасыщенная толщина в среднем по залежи составляет 2.2 м, изменяясь в пределах от 1.0  до 3.2 м. Газоносность залежи установлена по данным  ГИС, получен приток газа дебитом 36.9 тыс.м³/сут на диафрагме диаметром 10 мм, содержание конденсата не замерено. ГВК принят на а.о. минус 3068 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры 13.0 х 10.0 км и высоту 28 м.  

Пласт БУ₈¹ распространен по всей площади поднятия, зона глинизации ограничивает залежь на западном и северном крыльях поднятия (район скв. 151, 102, 150, 128, 125, 173, 112, 136).

Залежь пласта БУ₈¹ вскрыта 41 разведочными, 19 наблюдательными и 342 эксплуата-ционными скважинами на а.о. минус 2800 - 3239 м. Толщина газонасыщенного коллектора по скважинам изменяется от 0.4 м (скв. 158) до  20.6 м (скв. 13007), составляя в среднем 7.1 м. Зона максимальных газонасыщенных толщин расположена в районе кустов 130, 224, разведочной скв. 165. Пласт характеризуется резкой литологической изменчивостью, особенно в районе скважин УППГ-2В.

Промышленная газоносность залежи установлена по результатам  освоения разведочных и эксплуатационных скважин, а также по данным ГИС-контроля. Минимальный приток газоконденсатной смеси, полученный при испытании 29 разведочных скважин, равен 4.5 тыс.м³/сут (скв. 24), максимальный - 413.4 тыс.м³/сут (скв. 104) на диафрагмах диаметрами, соответственно, 10.9 и 15.9 мм. При промышленном освоении 174 эксплуатационных скважин замеренные совместные (с пластами БУ₈², БУ₈³) притоки газа варьируют в пределах от 128 (скв. 11705) до 917 тыс.м³/сут (скв. 10201).

ГВК  по  данным  ГИС  и  испытаниям  скважин  принят  горизонтальным   на  а.о.  минус 3239 м. Залежь газоконденсатная, литологически ограниченная, размерами 46.0 х 45.0 км и высотой 439 м.

Пласт БУ₈² В пределах границ пласта БУ₈² выделяется два ритма осадконакопления - пласты БУ₈^2-1, БУ₈^2-2, представленных единым подсчетным объектом БУ₈². С учетом поведения флюидальных контактов выделены два подсчетных объекта – залежи пластов БУ₈^2-1 и БУ₈^2-2.

Пласт БУ₈^2-1 разделен линиями глинизации на несколько отдельных песчаных тел, к которым приурочены залежи углеводородов.

В сводовой части структуры  наблюдается весьма сложная конфигурация песчаных тел, выделено три линзы  газа, вскрытые в районе скв. 32108 - 32107 (газонасыщенная толщина линзы 0.8 – 1.0 м) и в районе скв. 30502 (0.8 м), 30504 (0.8 м).

Основная залежь пласта БУ₈^2-1 в пределах контура газоносности вскрыта 172 скважинами, в т.ч. в 18 разведочных, двух наблюдательных, 152 эксплуатационных скважинах, на а.о. минус 2910 - 3260 м. Толщина газонасыщенных коллекторов по скважинам изменяется от 0.4 м (скв. 11001, 32501) до 6.0 м (скв. 10602, 12103, 12105), в среднем по залежи составляя 2.8 м. Зона максимальных эффективных газонасыщенных толщин по залежи определена в районе кустов 126, 129 и в районе разведочных скв. 142, 114. Локальные зоны глинизации выделены в районе скв. 12503, 22403, 22003.

Промышленная газоносность залежи установлена по результатам  испытания семи разведочных скважин, а также по данным освоения и ГИС-контроля по 92 эксплуатационным скважинам. В  разведочных скважинах получены притоки газоконденсатной смеси до 335.8 тыс.м³/сут (скв. 104, диаметр диафрагмы 18 мм, совместно с БУ₈^2-2), минимальное значение дебита газа при испытании – 26.0 тыс.м³/сут (скв. 109, диаметр диафрагмы 8.0 мм).

ГВК по данным ГИС и  испытаниям скважин принят по залежи на а.о. минус 3222.2 м с некоторым понижением на востоке, в районе скв. 142, до а.о. минус 3258.6 м. Разница контактов объясняется условиями заполнения газом структурно-литологической ловушки. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, размерами 37.0 х 34.0 км и высотой 350 м.

Рядом с основной залежью  на востоке структуры вскрыто  несколько линз газа в районе эксплуатационных скв. 20904 – 20802 (толщина газонасыщенного  коллектора 0.4 м), 21607-21603-21601 (0.8 – 1.4 м), 21405 (1.0 м), 22007 (0.6 м).

Зона глинизации, проходящая по северо-восточному склону структуры (район скв. 125, 173, 427, 135), отделяет от основной залежи относительно небольшую  по размерам залежь 2, вскрытую тремя  разведочными скважинами – 112, 146, 158. Толщина газонасыщенного коллектора по скважинам варьирует в пределах от 1.6 м (скв. 146) до 2.8 м (скв. 158). Характер насыщения установлен по данным ГИС. ГВК принят на а.о. минус 3085 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры  16.5 х 5.5 км и высоту 27 м.

Пласт БУ₈^2-2 имеет покровное распространение по всей площади месторождения. В наиболее гипсометрически высокой части структуры (район кустов 307, 308, 309, 310) наблюдается глинизация пласта БУ₈^2-2, выделяется несколько линз газа, в частности, в районе скв. 32206 (толщина газонасыщенного пропластка 0.8 м), в районе скв. 31012 (0.6 м), в районе скв. 30908 (0.8 м) - 30906 (0.8 м) - 30901 (1.6 м).

Залежь пласта БУ₈^2-2 вскрыта 263 скважинами, в т.ч. 29 разведочной скважиной, 4 наблюдательными и 230 эксплуатационными скважинами, на а.о. минус 2910 - 3260 м. Региональная линия глинизации экранирует залежь в западной и, частично, северной части (район скв. 411, 103, 159, 1, 128, 146, 131, 133). Локальные линии глинизации определены в районе эксплуатационных скв. 10901, 10804, 10803, 11601, 21302, 21303, 22007, 12205 - 12207, 22001 – 22404 - 22409, 10407 – 10406 - 10404, 31802 – 31803. Эффективная газонасыщенная толщина по залежи в среднем составляет 3.5 м, изменяясь от 0.4 м (скв. 10802, 12002, 12403) до 13.0 м (скв. 114). Зона максимальных газонасыщенных толщин выделяется в районе скв. 114 – 438 – 427, 21704, 20702.

Промышленная газоносность рассматриваемой залежи установлена  по данным испытания 13 разведочных  скважин, в которых получены притоки газоконденсатной смеси дебитами 16.9 тыс.м³/сут (скв. 174, диаметр диафрагмы 8.8 мм) - 498.6 тыс.м³/сут (скв. 114, диаметр диафрагмы 16 мм). Притоки газа получены при испытании 102 эксплуатационных скважин.

При определении положения  ГВК необходимо отметить достаточно сложное поведение контакта в пределах рассматриваемой залежи, что объясняется условиями заполнения газом структурно-литологической ловушки со сложной конфигурацией линий глинизации. ГВК принят в северной части залежи на а.о. минус 3061.4 м, в восточной части – на а.о. минус 3258.6 м (скв. 142), локально поднимаясь к югу (район скв. 145) до а.о. минус 3228.2 м, в южной части залежи (район скв. 134) ГВК принят на а.о. минус 3193.2 м.  Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры 38.0 х 36.0 км и высоту 350 м. 

Нефтеносность залежи установлена  при освоении разведочной скв. 162, расположенной  на  юго-востоке  структуры,  в  которой  при  испытании  коллектора  толщиной 7.2 м получен приток нефти дебитом 18 м³/сут на штуцере диаметром 14 мм.

К пласту БУ₈^2-2 приурочена небольшая по размерам песчаная нефтенасыщенная линза, вскрытая в северной части площади одной разведочной скв. 125, при испытании которой из коллектора мощностью 2.4 м получен приток нефти дебитом 1.6 м³/сут и воды дебитом 6.6 м³/сут на динамическом уровне 749 м.

Пласт БУ₈³ является основным на месторождении по толщинам коллекторов и запасам углеводородов и имеет покровное распространение на большей площади структуры.

По результатам детальной  корреляции выделены два литологически обособленных седиментационных ритма - БУ₈^3-1 и БУ₈^3-2, имеющие разные отметки флюидных контактов, и далее рассматриваются как самостоятельные объекты.

Основная залежь пласта БУ₈^3-1 вскрыта в 363 скважинах, в т.ч. в 27 разведочных, 10 наблюдательных и 326 эксплуатационных скважинах, на а.о. минус 2840 - 3280 м. Локальные зоны глинизации определены в районе скв. 13009, 13006, 13004, в районе скв. 21102 и в районе разведочной скв. 109. Линия замещения коллекторов глинистыми породами ограничивает залежь на северо-западе (район скв. 150, 24) и на северо-востоке (район скв. 112, 21106, 174, 119).  Диапазон  изменения эффективных газонасыщенных толщин по скважинам от 0.4 м (скв. 20306, 20308) до 22.9 м (скв. 21706), в среднем 10.7 м.

Пласт БУ₈^3-1 испытан в 31 разведочной и 208 эксплуатационных скважинах.

Промышленная газоносность рассматриваемой залежи установлена  по данным испытания 16 разведочных  скважин, в которых получены притоки  газа дебитами 26.2 тыс.м³/сут (скв. 167, диафрагма 8.3 мм) – 786.0 тыс.м³/сут (скв. 1, диаметр диафрагмы 28 мм). Продуктивность залежи подтверждается также при освоении 184 эксплуатационных скважин, по которым дебиты газа варьируют от 224 тыс.м³/сут (скв. 20301, диаметр диафрагмы 15 мм) до 935 тыс.м³/сут (скв. 30906, диаметр диафрагмы 19.2 мм) непосредственно по рассматриваемому объекту.

Нефтеносность пласта установлена  по данным ГИС и доказана испытаниями  в скв. 145, при которых получен  приток нефти дебитом 1.66 м³/сут на динамическом уровне 769 м. ВНК установлен по данным интерпретации ГИС и испытания на а.о. минус 3251.2 м (подошва нефтенасыщенного коллектора).

Залежь пласта БУ₈^3-1 характеризуется сложным поведением контактов, определяемым гидродинамическим напором пластовых вод с северной части структуры, а также конфигурацией линий фациального замещения пород – коллекторов. Северо-западная и северо-восточная области глинизации пласта являются надежными флюидоупорами, препятствующими разгрузке аномально высокого пластового давления (АВПД) водонапорного бассейна в латеральном направлении. Поэтому ГВК на севере структуры поднимается до гипсометрической отметки минус 3070 м, соответствующей пережиму структуры - самому высокому положению подошвы коллекторов в районе скв. 20307. ГВК, по-видимому, может подняться несколько выше отметки минус 3070 м, и в этом случае начинается переток воды через пережим на южное крыло структуры. Существование подобного перетока подтверждается совместными притоками газа и воды в разведочных скв. 103, 104, 110, 142, 168, расположенных на южном крыле, в которых по результатам испытаний получены притоки газа с водой дебитами от 2.8 тыс.м³/сут (скв. 168, дебит воды 2.4 м³/сут) до 410 тыс.м³/сут (скв. 104, дебит воды 36.0 м³/сут, штуцер диаметром 10.0 мм).

Кроме того, в эксплуатационных скважинах кустов 116, 118, 120 - 126, 129, 130, распо-ложенных в центральной части структуры гипсометрически выше литологического барьера, по линии скв. 13009 - 109  по  результатам ГИС-контроля выявлены притоки воды из пласта БУ₈^3-1, которые привели к полной остановке скважин.

 Таким образом,  по результатам испытаниям скважин  в пласте БУ₈^3-1 выявляется обширная зона недонасыщения с совместными притоками газа и воды высотой до 150 - 180 м. Существование такой зоны недонасыщения для газовой залежи представляется чрезвычайно важным с точки зрения разработки. Вместе с тем эта особенность строения является совершенно неизученной специалистами, хотя подобное строение нижних неокомских пластов на всех соседних месторождениях порождает аналогичные проблемы и на многих других месторождениях Западной Сибири.

В восточной части  структуры ГВК принят горизонтальным на а.о. минус 3251.6 м, в районе скв. 142 доходит  до а.о. минус 3280 м. В южной части  структуры ГВК принят горизонтальным на а.о. минус 3191 м с локальным подъемом на западе до а.о. минус 3163.7 м. Залежь газоконденсатная с нефтяной оторочкой, гидродинамически экранированная и литологически ограниченная, размерами 48.2 х 35.0 км и высотой 440 м.