Ямбургское месторождение

Основные по запасам  газа залежи (БУ₃¹, БУ₆³, БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³, БУ₉¹) охарактеризованы газоконденсатными исследованиями, включающими определение компонентных составов пластовых газов. На основе принятых по залежам составов пластовых газов выполнены расчеты по определению 

 

Рис.2.2. Изменение коэффициента песчанистости в объеме пластов  БУ₆ - БУ₉

 

Таблица 2.2.

Потенциальное содержание конденсата

Пласт	С5+, г/м3 пластового газа	С5+, г/м3 «сухого» газа	Мольное соотношение «сухого» и пластового газа
БУ31	124	128	0.971
БУ41-3	124	128	0.971
БУ61- БУ63	107	110	0.975
БУ7	107	110	0.975
БУ80	107	110	0.975
БУ81	112	115	0.974
БУ82	112	115	0.974
БУ83	114	117	0.974
БУ91-1, БУ91-2	113	116	0.974
БУ91-3	113	116	0.974
БУ91-4, БУ91-5, БУ91-6, БУ92	113	116	0.974

 

потенциального содержания в них этана, бутанов и пропана, а также относительной плотности  пластовых газов, и критических  параметров.

Пластовые смеси состоят  в основном из метана, содержание которого составляет 88.30–89.06 (% мол.). Содержание компонентов С₂ и С₄ находится в диапазоне, соответственно, 4.16-6.38 и 1.80-2.44 (% мол.). Количество конденсатообразующих компонентов фракции С₅₊ варьирует от 2.51 до 2.85 % мол. или в весовом выражении 110 – 126 г/м³ пластового газа. Содержание негорючих компонентов N₂ и СО₂ в сумме не превышает 1.5 % мол.

Составы пластовых газов и их критические параметры по залежам месторождения представлены в таблице 2.3.

2.5.3. Физико-химические  свойства нефти 

Изучение физико-химических свойств пластовых флюидов проводилось в соответствии с существующими методиками и ГОСТами. Для исследования и изучения физико-химических свойств пластовых флюидов были отобраны семь поверхностных проб нефти из скв. 24 (три пробы), 160 (две пробы), 120 и 162 (по одной пробе).

Нефть легкая, плотность  в поверхностных условиях 0.845 - 0.850 г/см³. Вязкость нефти в пластовых условиях 0.54 мПа^.с. Величина давления насыщения не определялась. Содержание смол до 8.01 % вес, серы - до 0.7 % вес, парафина 5.6 % вес. Объемный выход фракций с температурой начала кипения до 200 ^oC – 30.1 %. Данные о фракционном составе и физико-химических свойствах нефти приведены в таблице 2.4.

Согласно ОСТ 38.01197-80 по товарным свойствам нефть имеет  индекс 1.1.2.3.3. Исследований PVT-свойств не проводилось.

 

Таблица 2.3.

Составы пластовых газов по залежам месторождения (% мол./г/м³) и критические параметры

Залежь	С1	С2	С3	iС4	nС4	С5+	N2	CO2	Мольн. доля сух.газа	Отн. плотн.	Критическое
											давление МПа	темпе-ратура, К
БУ31	88.02	4.16 52.0	2.44 44.6	0.62 15.0	0.53 13.0	2.80 124.0	1.31	0.12	0.971	0.704	4.58	213.27
БУ41-3	88.12	4.16 52.0	2.44 44.6	0.62 15.0	0.53 13.0	2.80 124.0	1.31	0.12	0.971	0.704	4.58	213.27
БУ61- БУ63	88.54	5.23 65.3	2.18 39.9	0.39 9.4	0.50 12.1	2.60 107.0	0.06	0.50	0.975	0.693	4.59	211.86
БУ7	88.54	5.23 65.3	2.18 39.9	0.39 9.4	0.50 12.1	2.60 107.0	0.06	0.50	0.975	0.693	4.59	211.86
БУ80	88.54	5.23 65.3	2.18 39.9	0.39 9.4	0.50 12.1	2.60 107.0	0.06	0.50	0.975	0.693	4.59	211.86
БУ81	87.92	6.38 79.8	1.84 33.4	0.34 8.3	0.40 9.7	2.60 112	0.26	0.26	0.974	0.700	4.58	212.76
БУ82	88.53	5.79 72.3	1.92 35.1	0.28 6.8	0.35 8.5	2.51 112.0	0.03	0.69	0.974	0.698	4.58	212.50
БУ83	88.78	5.15 68.7	1.80 32.9	0.29 7.0	0.40 9.7	2.62 114	0.14	0.82	0.974	0.700	4.58	212.76
БУ91-1, БУ91-2	88.86	5.52 69.0	1.91 35.0	0.29 7.0	0.36 8.7	2.61 113.0	0.03	0.42	0.974	0.697	4.58	212.37
БУ91-3	88.86	5.52 69.0	1.91 35.0	0.29 7.0	0.36 8.7	2.61 113.0	0.03	0.42	0.974	0.697	4.58	212.37
БУ91-4, БУ91-5, БУ91-6, БУ92	88.86	5.52 69.0	1.91 35.0	0.29 7.0	0.36 8.7	2.61 113.0	0.03	0.42	0.974	0.697	4.58	212.37

 

 

Таблица 2.4

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной  нефти залежей Ямбургского месторождения

Параметры	Единицы измерения	Количество исследованных		Среднее значение
		скважин	проб
Пластовое давление	МПа
Пластовая температура	oC	4	7	84
Давление насыщения	МПа
Газосодержание	нм3/т
Объемный коэффициент пл. нефти	д. ед	4	7	1.25
Плотность нефти в пл. условиях	г/см3	4	7	0.85
Плотность нефти в станд.  условиях	г/см3	4	7	0.886
Вязкость в пл. условиях	мПа.с	4	7	0.54
Содержание:	% вес.
- парафина		2	4	0.71
- смол селикагелевых		3	4	нет
- серы		4	7	нет
Фракционный состав (по Энглеру), при  температуре:
до 100  oC	% об.	4	7	0.5
до 150  oC	% об.	4	7	3.2
до 200  oC	% об.	4	7	30
до 300  oC	% об.	4	7	58

 

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

3.1. Основные проектные решения по разработке газоконденсатных залежей

 

Эксплуатация газоконденсатных залежей на месторождении началась в марте 1991 г. в соответствии с выполненным институтами ВНИИГаз и ТюменНИИГипрогаз «Проектом разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения» (протокол 12/86 ЦКР Мингазпрома от 04.04.86)

Проектирование разработки осуществлялось на геологической основе и запасах углеводородов, утвержденных ГКЗ по результатам бурения 55 разведочных скважин.

Начальное потенциальное   содержание конденсата и коэффициент  его извлечения при утверждении  запасов приняты для всех продуктивных пластов нижнемелового комплекса 150 г/м³ и 0,68, соответственно.

Основные проектные  решения предусматривали группировку  всех газоконденсатных залежей в два эксплуатационных объекта:

I объект – залежи пластов БУ₃¹, БУ₄^1-3;

II объект – залежи пластов БУ₆, БУ₈⁰, БУ₈^1-2, БУ₈³, БУ₉¹ и БУ₉² .

Максимальный отбор пластового газа из газоконденсатных залежей принят на уровне 21 млрд.м³ в год. По площади месторождения в пределах условно выделенных зон УКПГ (УППГ), отборы газа распределены равномерно по 7 млрд.м³/год из каждой, по объектам эксплуатации – пропорционально запасам газа, содержащихся в них – 3,7 млрд.м³/год из I и 17,3 млрд.м³/год из II объекта.

Предусматривалось в  основной период разработки (20 лет) добычу товарного газа (газ сепарации) поддерживать на постоянном уровне – 20 млрд.м³/год , а добыча нестабильного конденсата должна была достигнуть максимального значения 3,7 млн.т/год в начальный период, после чего, вследствие ретроградных пластовых потерь снизиться до 1,6 млн.т/год к концу периода постоянных отборов газа. Для выхода на планируемые объемы добычи газа и конденсата предлагалось пробурить и ввести 281 эксплуатационную скважину (I очередь), а в последующий период довести их количество до 662 ед. Контроль за разработкой залежей предусматривалось осуществлять посредством 38 специальных наблюдательных скважин.

На площади газоносности эксплуатационные скважины размещались  по равномерной сетке в сводовой части структур и зонах максимальных газонасыщенных толщин. Способ проводки скважин   - наклонно-направленный с расстоянием между забоями в объекте – 1000 м и концентрацией в одном кусте до 16 скважин обоих объектов. Учитывая близость фильтрационно-емкостных параметров предусматривалось вскрытие в скважинах всех пластов входящих в объект и одновременная их эксплуатация.

Эксплуатационное разбуривание газоконденсатных залежей началось в 1987 году, а в 1989 году, учитывая возникшие  технические трудности с проводкой наклонно-направленных скважин, расстояние между забоями сокращены до 700 м по I объекту и до 900 м по II объекту. При этом границы зоны размещения скважин не претерпели изменения.

В ходе разбуривания залежей  на основе материалов ГИС и результатов испытания эксплуатационных скважин установлено, что геологическое строение продуктивных пластов имеет более сложный характер, чем принятое при проектировании разработки залежей.

Подсчетные модели продуктивных пластов при проектировании базировались на построениях по разведочным скважинам, расстояние между которыми составляло более 5-7 км. Данное обстоятельство, как показали результаты эксплуатационного разбуривания, оказалось явно недостаточным для установления деталей геологического строения и принятия решений по системе размещения проектных эксплуатационных скважин и вскрытию пластов. Отмечалась резкая неоднородность фильтрационно-емкостных параметров даже в пределах одного куста, а также наличие зон вклинивания и недонасыщения коллекторов. Особенно это характерно для южной части зоны размещения скважин УКПГ-1В и северной района УКПГ-2В

В 1993 году по результатам  исследования скважин в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и начального периода разработки залежей уточнена начальная газоконденсатная характеристика по основным продуктивным пластам. После рассмотрения в ГКЗ приняты следующие значения потенциального содержания конденсата и коэффициенты его извлечения (табл.3.1.):

Таблица 3.1

Потенциальное содержание конденсата и коэффициенты его извлечения.

Экспл. объект	Пласт	ПС5+, г/м3	К извл.
I	БУ31, БУ32, БУ41-3	128	0.64
II	БУ80	110	0.68
II	БУ81-2	112	0.68
II	БУ83	109	0.68

 

В 1996 году институтами  ВНИИГаз и ТюменНИИгипрогаз с  учетом дополнительных данных, полученным при бурении эксплуатационных скважин, выполнен пересчет запасов углеводородов, в результате которого начальные геологические запасы сухого газа в нижнемеловом комплексе уменьшились на 19%, а балансовые и  извлекаемые запасы конденсата соответственно на 39%.