Ямбургское месторождение

В зоне глинизации в восточной  части структуры выделена небольшая линза газа, вскрытая скв. 20609 (толщина газонасыщенного коллектора 0.8 м), 20604 (0.8 м), 20601 (0.8 м).

Выделенный по результатам  детальной корреляции пласт БУ₈^3-2  на основной площади месторождения заглинизирован и образует несколько песчаных тел, к одному из которых в северо-восточной части структуры приурочена залежь углеводородов.

Залежь пласта БУ₈^3-2 вскрыта всего 18 скважинами, в т.ч. разведочными скв. 106, 112, 158, 184, наблюдательными скв. 438, 427, 428, эксплуатационными скважинами кустов 206, 203, на глубине а.о. минус 3080 – 3164 м. Эффективная газонасыщенная мощность коллектора в среднем составляет 6.2 м, изменяясь по скважинам в диапазоне от 0.4 м (скв. 20306) до 10.8 м (скв. 20605). Характер насыщения установлен по данным ГИС и подтверждается освоением эксплуатационных скважин куста 206, по которым получены совместные с пластами БУ₆³- БУ₉² притоки газа дебитами 283 тыс.м³/сут (скв. 20606) до 488 тыс.м³/сут (скв. 20601) при диаметре диафрагмы 17.0 мм. ГВК принят в северной части залежи на а.о. минус 3109 м, на юго-востоке – минус 3164 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры  13.5 х 13.0 км и высоту 84 м.

Для пластов группы БУ₉ характерно еще более заметное действие латерального напора пластовых вод, поступающих через каналы транзита песчаников за пределами условной западной линии глинизации из дистальных линз ачимовских песчаников. Напор пластовых вод разгружается непосредственно в газовую часть данных пластов, поэтому данные залежи представляют собой смесь газа с водой, т.е. переходную зону по всему объему залежи.

Пласт БУ₉^1-1 представляет собой песчаное тело, вытянутое с северо-востока на юг. Залежь углеводородов в западной и восточной части пласта ограничивается по линиям глинизации, имеющим весьма сложный контур. Локальные зоны глинизации выделены в районе скв. 20903, районе скв. 21606 - 21308, районе скв. 12303 и районе скв. 165, 13004, 13006, 13008, 13009.

Основная залежь пласта БУ₉^1-1 вскрыта на а.о. минус 3020 – 3180 м в четырех разведочных (скв. 101, 113, 127, 168), пяти наблюдательных (скв. 413, 416, 418, 419, 438) и в 183 эксплуатационных скважинах УКПГ-1В, УППГ-2В. Эффективная газонасыщенная толщина коллектора по скважинам изменяется от 0.4 м (скв. 20304, 21604) до 13.0 м (скв. 10702, 10804), в среднем по залежи составляя 4.3 м.

Залежь опробована в  разведочной скв. 101, из которой получен  приток газа 106.2 тыс. м³/сут на диафрагме диаметром 10 мм, а также в скв. 174 при испытании совместно пластов БУ₉^1-1, БУ₉^1-2, БУ₉^1-3 получены притоки газа (113.8 тыс. м³/сут) вместе с водой (7.7  м³/сут) на штуцере 6 мм. При промышленном освоении 31 эксплуатационной скважины замеренные совместные (с пластами БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³) притоки газа варьируют в пределах от 191 тыс.м³/сут (скв. 10902) до 892 тыс.м³/сут (скв. 21102). В скв. 11002 интервал 3139.2 – 3141.6 м обводнен (газонасыщен по ГИС), в скв. 21405 получен приток пластовой воды (газонасыщен по ГИС), в скв. 10401, 10701, 10805, 10902 пласт изолирован.

ГВК по данным ГИС принят по южной части залежи на а.о. минус 3164 м, на северной - минус 3119.2 м. Залежь газоконденсатная, литологически и  гидродинамически экранированная, размерами 31.0 х 31.0 км и высотой 160 м.

В районе эксплуатационной скв. 32504 выделено литологически замкнутое, песчаное тело толщиной 4.2 м. Характер насыщения (газ) определен по ГИС. В районе разведочной скв. 118 вскрыта небольшая по размерам залежь углеводородов, экранированная литологически. При испытании скважины получен приток газоконденсата дебитом 343.8 тыс.м³/сут на диафрагме диаметром 15.3 мм.

Пласт БУ₉^1-2 Залежь углеводородов выделяется на восточном крыле структуры, ограничена с северо-запада линией глинизации пласта. Установлена 13 разведочными (скв. 104, 109, 111, 112, 114, 139, 142, 164, 165, 168, 169, 174, 184), 4 наблюдательными (скв. 426, 427, 428, 438) и 112 эксплуатационными скважинами УКПГ-1В, УППГ-2В на а.о. минус 3057 – 3290 м. В районе кустов 207, 208, 213, 209, 210, 203, 206 и разведочной скв. 106 выделена значительная полоса глинизации. Небольшие, локальные участки глинизации определены в районе скв. 12303 и районе скв. 129. Эффективная газонасыщенная толщина пласта меняется в интервале от 0.4 м (скв. 21104) до 9.2 м (скв. 12908), в среднем составляя 3.7 м.

Газоносность залежи установлена в результате испытания шести разведочных скважин (скв. 104, 111, 114, 142, 169, 174), часть которых (скв. 111, 142, 169, 174) испытана совместно с пластом БУ₉^1-2. По результатам испытания шести скважин получены притоки газа дебитами от 30 тыс.м³/сут (скв. 104, дебит воды 9.4 м³/сут) до 474.6 тыс.м³/сут (скв. 114, диафрагма диаметром 20.1 мм). В продукции пяти испытанных скважин присутствует вода (дебиты от 2.1 м³/сут в скв. 169 при дебите газа 134.7 тыс.м³/сут до12 м³/сут в скв. 111 при дебите газа 60.9 тыс.м³/сут).

По результатам испытаний  и данным ГИС определено весьма сложное  положение ГВК по рассматриваемой  залежи. ГВК принят по северной части  залежи - минус 3120 м, на юго-востоке залежи (район скв. 142) - на а.о. минус 3288 м. Залежь газоконденсатная, литологически и гидродинамически экранированная, размерами 35.0 х 29.0 км и высотой 240 м.

Пласт БУ₉^1-3 В сводовой части структуры пласт полностью заглинизирован. Линия замещения коллектора глинистыми породами, ограничивающая залежь с северо-запада, имеет достаточно сложную геометрию и определена в районе скв. 184, 158, 112, 173, 11001, 21509, 21105, 21604, 11801, 12909, 115. Залежь пласта БУ₉^1-3 вскрыта 65 скважинами, в т.ч. 15 разведочными (скв. 104, 106, 109, 110, 111, 114, 129, 130, 139, 142, 164, 165, 168, 169, 174, 427), тремя наблюдательными (скв. 427, 428, 438) и 47 эксплуатационными, на а.о. минус 3089 – 3299 м. Эффективная газонасыщенная толщина по залежи составляет в среднем 2.9 м, изменяясь в пределах 0.6 м (скв. 12301, 22005) – 9.8 м (скв. 22407). Газоносность залежи определена по данным ГИС и по испытаниям семи разведочных скважин, в пяти из которых (скв. 111, 109, 169, 142, 174)  пласт испытан совместно с пластом БУ₉^1-2. По результатам испытаний получены притоки газа дебитами 0.4 тыс.м³/сут (скв. 109, дебит воды 16.9 м³/сут, на динамическом уровне 1718 м, совместно с БУ₉^1-2) до 419.2 тыс.м³/сут (скв. 142, дебит воды 9.1 м³/сут, совместно с БУ₉^1-2). Максимальный приток воды из скважины, находящейся в пределах контура газоносности залежи пласта БУ₉^1-3,  получен в скв. 106  и составляет  62.8  м³/сут (дебит газа 2 тыс.м³/сут на штуцере 17.1 мм).

ГВК определен по данным ГИС с учетом результатов испытаний  скважин и принят наклонным. На северо-востоке  залежи (район скв. 124) принят на а.о. минус 3286.7 м., в районе скв. 142 – на а.о. минус 3299.4 м, в районе скв. 110 – на а.о. минус 3210 м. Залежь газоконденсатная, литологически и гидродинамически экранированная, размерами 36.0 х 25.0 км и высотой 210 м.

Пласт БУ₉^1-4 Аналогично пласту БУ₉^1-3 коллектора рассматриваемого объекта имеют распространение на восточном склоне структуры, в западном направлении замещаясь глинами. Залежь пласта БУ₉^1-4 вскрыта на а.о. минус 3160 - 3315 м 39 скважинами, из них 26 разведочные, три наблюдательные (скв. 427, 438, 440) и 10 эксплуатационных скважин. Эффективная газонасыщенная толщина коллектора варьирует от 0.6 м (скв. 22404) до 8.8 м (скв. 142), в среднем составляя 2.9 м. Характер насыщения объекта установлен по данным ГИС, а также в результате испытаний разведочной скв. 142, по которой получен приток газоконденсатной смеси дебитом 104.8 тыс.м³/сут (диафрагма 12 мм).

По данным ГИС характер насыщения в скв. 160 определяется неоднозначно. При испытании скв. 160 из интервала а.о. минус 3290.7 - 3296.3 м получен приток нефти дебитом 2.3 м³/сут и воды  дебитом 3.5  м³/сут.  ГНК принят  на  а.о.  минус 3290.7 м,  ВНК – на  а.о. минус 3293.1 м.

ГВК имеет наклонный  характер, принят в районе скв. 142 на а.о. минус 3315 м, в районе скв. 129 - 3265 м, в районе скв. 139 - минус 3215 м, в районе скв. 22407 - минус 3185 м. Залежь газоконденсатная с нефтяной оторочкой, литологически и гидродинамически экранированная, размерами 43.0 х 16.0 км и высотой 155 м.

Пласт БУ₉^1-5 содержит одну залежь углеводородов, которая вскрыта на юго-восточном крыле Ямбургского поднятия разведочной скв. 169. Глубина залегания залежи определена на а.о. минус 3215 – 3265 м. Толщина газонасыщенного коллектора в скв. 169 составляет 7.6 м. Пласт опробован в пределах залежи в скв. 169, где получен приток газа дебитом 6.6 тыс.м³/сут (диафрагма 10 мм). Положение ГВК принято на а.о. минус 3263.3 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, размерами 12.0 х 4.0 км и высотой 50 м.

Пласт БУ₉^1-6 на юго-востоке площади месторождения образует несколько песчаных тел, к одному из которых приурочена небольшая газоконденсатная залежь, выделенная на а.о. минус 3205 – 3280 м. Залежь вскрыта разведочной скв. 109, в которой эффективная газонасыщенная толщина составляет 9.4 м. Пласт опробован в пределах залежи в скв. 109, где получен приток газа дебитом 30.1 тыс.м³/сут диафрагма 24.4 мм). Положение ГВК принято на а.о. минус 3275 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, размерами 6.0 х 6.0 км и высотой 75 м.

Пласт БУ₉² заглинизирован на большей части поднятия. Залежь углеводородов приурочена к отдельной, литологически замкнутой линзе песчаника, определенной на глубине с а.о. минус 3360 – 3422 м. Залежь вскрыта тремя разведочными скв. 162, 164, 169, эффективная газонасыщенная толщина коллектора по залежи в среднем составляет 7.6 м, изменяясь от 2.6 м (скв. 169) до 12.6 м (скв. 164). Характер насыщения залежи определен по данным ГИС. При опробовании скв. 162 получен приток газа дебитом 18.3 тыс.м³/сут на диафрагме диаметром 6.4 мм. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры 13.0 х 9.5 км и высоту более 62 м.

 

2.4. Литология

 

Разрез нижнемелового  продуктивного комплекса сложен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.  Количество последних увеличивается вниз по разрезу.

Песчаники серые, светло-серые  мелкозернистые, крепкосцементированные глинистым и глинисто-карбонатным цементом, слоистые. Изменение коэффициента песчанистости показано на рис. 2.2.

Обломочный материал среднеотсортирован и составляет 65-95%. Породообразующие минералы: кварц - 30-50 %, полевые шпаты 40-55%, обломки пород - 5-25%, чешуйки слюды до 4%. Акцессорные минералы: циркон,  гранат,  турмалин, магнетит и ильменит.

 

Таблица 2.1.

Краткие сведения о залежах нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения

Пласт	Залежь	Тип залежи	Глубина залегания в своде, абс.отм., м.	ГВК, абс.отм., м.	Размеры залежи			Предел изменения эффективных  толщин, м.		Предел изменения дебитов скважин по газу, тыс.м3/сут
					длина, км	ширина, км	высота, м	общих	газона-сыщенных
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
БУ31	газоконденсатная	пластовая, сводовая	2469	2674.6	34.5	20.5	206	3.4-33.2	0.6-22.7	25-988
БУ41	газоконденсатная	пластовая, сводовая	2516	2629	15.2	11	113	0.4-11.4	0.6-11.0	3.5-144
БУ42	газоконденсатная	пластовая, сводовая	2536	2593	7.5	5.9	57	0.6-8.0	1.4-6.8	совм. притоки
БУ43	газоконденсатная	пластовая, сводовая	2555	2593	5.7	4.1	38	0.4-7.6	1.4-6.9	совм. притоки
БУ61	газоконденсатная	литологически ограниченная	2669	2820.5	17.0	14.0	152	0.4-9.0	0.6-9.0	15.1-728
БУ62	газоконденсатные							0.4-9.0	0.6-9.0	совм. притоки
	1 (скв. 21304-21601)	литологически экранированная	2906	2962.1	7.0	5.0	56	0.4-9.0	0.6-9.0	совм. притоки
	2 (скв. 174, 124)	литологически экранированная	2975	3113.3	10.5	7.0	138	1.6-3.4	1.6-3.4	68.8
	3 (скв.139, 145)	литологически экранированная	3041	3097.8	9.0	5.5	57	1.4-2.0	1.4-2.0	-
БУ63	газоконденсатные		2682	3090	48.0	43.0		0.4-11.7	0.4-11.7	15.4-949
	1 (скв. 131-114)	литологически экранированная	2952	3046.8	22.0	10.0	95	1.0-7.2	1.0-7.2	49.8-69.3
Продолжение табл. 2.1.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
	2 (скв. 1-125)	литологически ограниченная	2690	2984.3, 3084.5	48.0	43.0	395	0.4-11.7	0.4-11.7	15.4-949
	3 (скв. 101-31801)	литологически экранированная	2810	без ГВК	6.8	4.0	50	0.4-2.8	0.4-2.8
БУ7	газоконденсатная	литологически экранированная	2845	2885.3	12.0	6.0	40	0.6-10.9	0.8-10.9	16.2 - совм. притоки до 595
БУ80	газоконденсатные		2818	3220.1	60.0	38.0	402	0.4-17.2	0.4-17.2	22.2-351.0
	1 (основная)	литологически экранированная	2850	3220.1	59.0	37.5	370	0.4-17.2	0.4-17.2	22.2-351.0
	2 (линза) - куст 304	литологически экранированная	2818		5.3	2.0	40	0.6-5.0	0.6-5.0	совм. притоки
БУ81-0	газоконденсатная	литологически экранированная	3040	3068	13.0	10.0	28	1.0-3.2	1.0-3.2	36.9
БУ81	газоконденсатная	литологически ограниченная	2800	3239	46.0	45.0	439	0.4-20.6	0.4-20.6	15.6-413.4
БУ82-1	газоконденсатные
	осн. залежь 1	литологически экранированная	2910	3258.6, 3222.2	37.0	34.0	350	0.4-6.0	0.4-6.0	16.9-498.6
	залежь 2 (скв.112)	литологически экранированная	3058	3085	16.5	5.5	27	1.6-2.8	1.6-2.8	не испытан
БУ82-2	газоконденсатная	литологически экранированная	2910	3259	38.0	36.0	350	0.4-13.0	0.4-13.0	49.4-498.6
БУ83-1	газоконденсатная	литологически и гидродинамически экранированная	2840	3280	48.2	35.0	440	0.4-23.4	0.4-23.4	26.2-786
БУ83-2	газоконденсатная	литол. и гидродин. экранированная	3080	3164	13.5	13.0	84	0.4-10.8	0.4-10.8	совм. притоки
БУ91-1	газоконденсатная	литол. и гидродин. экранированная	3020	3180	31.0	31.0	160	0.4-13.0	0.4-13.0	106.2 - 343.8
Продолжение табл. 2.1.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
БУ91-2	газоконденсатная	литол. и гидродин. экранированная	3057	3288	35.0	29.0	240	0.4-9.2	0.4-9.2	30.0-474.6
БУ91-3	газоконденсатная	литол. и гидродин. экранированная	3089	3299	36.0	25.0	210	0.6-9.8	0.6-9.8	0.4-419.2 (совм)
БУ91-4	газоконденсатная	литол. и гидродин. экранированная	3160	3315	43.0	16.0	155	0.6-8.8	0.6-8.8	104.8-237.9
БУ91-5	газоконденсатная	литологически экранированная	3215	3265	12.0	4.0	50	7.6	7.6	6.6
БУ91-6	газоконденсатная	литологически экранированная	3205	3275	6.0	6.0	70	9.4	9.4	30.1
БУ92	газоконденсатная	литологически экранированная	3360	3422	13.0	9.5	62	2.6-12.6	2.6-12.6	18.3

 

Размеры обломков изменяются от 0,01 до 0,40 мм, преобладают - 0,15- 0,20 мм. Цемент песчаников составляет 5-35%, по типу: порово-пленочный, порово-базальный, реже базальный, а по составу: гидрослюдистый, хлоритовый, карбонатный. Поры выполнены каолинитом, встречаются пустые поры.

Алевролиты серые, песчанистые, аркозовые, слюдистые, слоистые. Обломочный материал среднеотсортирован    и   составляет 60-85%, цемент 15-40%. Размер обломков изменяется в пределах 0,03-0,2мм, преобладающий 0,05-0,10 мм. Песчаная фракция составляет до 30%. Породообразующие минералы: кварц - 35-40%, полевые шпаты - 40- 45%, обломки пород - 15-20%, слюды - 1-6%. Акцессорные минералы представлены единичными зернами граната, эпидота, турмалина, сфена, циркона,   магнетит-ильменита.    Цемент пленочно-поровый, порово-пленочный, пленочно-базальный, по составу хлорит-гидрослюдистый, гидрослюдисто-карбонатный, карбонатный.

Аргиллиты темно-серые, бурые, иногда почти черные, плотные, однородные,   слюдистые, плитчатые, хорошо отмученные, с примесью песчаного   и   алевритового   материала.   Состав   каолинит-хлорит-гидрослюдистый, с примесью тонкодисперсного пелитоморфного сидерита.

Глины аргиллитоподобные, зеленовато-серые, алевритистые, хорошо отмученные, со стяжениями сидерита. Основная масса глинистых пород имеет хлорид-гидрослюдистый состав.

По всему разрезу  встречаются зеркала скольжения,   трещины, заполненные кальцитом, что не исключает наличие тектонических нарушений.

 

 

 

2.5. Физико-химические свойства газа, конденсата и нефти

2.5.1. Результаты исследований скважин  на газоконденсатность

Состав и свойства пластовых углеводородных систем залежей  Ямбургского месторождения последовательно рассматривались и утверждались в ГКЗ СССР в 1985 г. (протокол № 9875), а затем в 1993 г. (протокол № 206-доп 17.12.1993 г). В 1993 г. на основе всех проведенных исследований  из 14 продуктивных пластов неокома в ГКЗ РФ были утверждены состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата, физико-химические свойства конденсата по пяти продуктивным пластам, содержащим основные запасы газа: БУ₃¹, БУ₄^1-3, БУ₈⁰, БУ₈ ^1-2 и БУ₉².

В таблице 2.2 представлены данные о величинах начального потенциального содержания конденсата в пластовом газе и мольных соотношениях пластового и «сухого» газов по всем рассмотренным продуктивным пластам нижнемеловых отложений.

2.5.2. Обоснование начального  состава пластового газа и  потенциального содержания конденсата