Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского. Курсовой проект по дисциплине Разработка газовых и газоконденсатных месторождений На тему Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского месторождения

• Название: Курсовой проект по дисциплине Разработка газовых и газоконденсатных месторождений На тему Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского месторождения
• Дата: 06.04.2022
• Размер: 0.53 Mb.
• Имя файла: Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского .rtf
• Тип: Курсовой проект; #447673
• страница: 3 из 6

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.

Залежь 3 вскрыта разведочной скв.№101, тремя наблюдательными скважинами и 16 эксплуатационными скважинами на а.о. минус 2810 – 2860 м. Газонасыщенная толщина коллекторов меняется по скважинам от 0,4 м до 2,8 м. Газоносность залежи установлена только по данным ГИС. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, размеры залежи 6,8 х 4,0 км, высота 50 м.

Все залежи небольшие по размерам (площадью 0,42 – 1,6 км²) и высоте. Характер насыщения рассматриваемых линз, установленный по данным ГИС, условно принят газоносным, хотя одна из линз, расположенная в районе скв. 120, является нефтенасыщенной. При испытании скв. 120 из коллектора мощностью 1,2 м получен безводный приток нефти дебитом 9,4 м³/сут. на динамическом уровне 625,6 м.

Пласт БУ₇ в пределах Ямбургского поднятия развит в песчаных фациях в центральной части площади и образует полосообразное песчаное тело, вытянутое с северо-востока на юго-запад. К сводовой части пласта приурочена литологически экранированная газоконденсатная залежь. В контуре газоносности залежь вскрыта 26 скважинами, в т.ч. разведочными скв.№101, 105, наблюдательными скв.№413, 417 и эксплуатационными скв.№31709, 31804, 32406 и скважинами УКПГ-1В (кусты №102, 107, 108, 109, 106). Залежь установлена на глубине а.о. минус 2845 - 2885 м.

Толщина газонасыщенного коллектора по залежи варьирует в пределах от 0,8 м (скв. №10805) до 10,9 м (скв.№ 10703), в среднем составляя 4,7 м.

Залежь опробована в двух разведочных скважинах, расположенных в газоводяной зоне пласта. В скв.№101 получен приток газа 16,2 тыс.м³/сут. и воды 106,1 м³/сут. на диафрагме диаметром 14 мм. В скв.№105 при испытании получен слабый приток воды дебитом 1,2 м³/сут. на динамическом уровне 2067 м, по данным ГИС выделен газонасыщенный коллектор мощностью 3,6 м. При исследовании эксплуатационных скв.№10601, 10603, 10702, 10703 получены совместные (с БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³) притоки газа дебитами 365 - 595 тыс.м³/сут. на диафрагмах диаметром 17,0-22,0 мм. Дебит скважин по каждому из испытанных пластов не установлен.

ГВК принят на а.о. минус 2885,3 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, размерами 12,0 х 6,0 км и высотой 40 м.

Пласт БУ₈⁰ залегает под хорошо выдержанной глинистой покрышкой толщиной 3-5 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, 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 части на а.о. минус 3231 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, в которой на а.о. от минус 3211 до минус 3215 м получен безводный приток газа. Таким образом, положение ГВК принято на а.о. от минус 3213 до минус 3215 м. Залежь газоконденсатная, литологически экранированная, имеет размеры 38 х 59 км, высоту около 385 м.

Нижележащие песчаные пласты группы БУ₈ (БУ₈¹ – БУ₈³) и БУ₉ (БУ₉⁰ –БУ₉³) имеют резко выраженную литологическую неоднородность и характеризуются клиноформным строением, последовательно, от нижних к верхним, глинизируясь в западном направлении. Залежи являются сложнопостроенными толщинами, разнообразными дебитами УВ, наличием нефтяных оторочек, незакономерным поведением флюидных контактов. Широко распространены случаи получения газоводяных низкодебитных и чисто водяных притоков выше ГВК, из пластов с газонасыщением, уверенно установленным по ГИС.