Проект доразведки северной части газовой залежи горизонта БТ6-8 Заполярного месторождения. Проект доразведки северной части газовой залежи горизонта бт68 Заполярного месторождения
 Скачать 5.38 Mb.
|
1.6 НефтегазоносностьЗаполярное месторождение расположено в Западно – Сибирской НГП (рис.5), в Тазовском нефтегазоносном районе Пур – Тазовской нефтегазоносной области. Северо-западнее и юго-восточнее находятся два крупных месторождения: Тазовское и Русское. На западе Тазовский район примыкает к Уренгойскому нефтегазоносному району Надым-Пурской нефтегазоносной области. Запасы нефти: 20 млн тонн, газового конденсата: 60 млн тонн, газа: 3,5 трлн кубометров.  Рис.5 Тектоническая карта Западной Сибири [2] Запасы углеводородов Заполярного месторождения формируют два комплекса резервуаров: верхний – является преимущественно газоносным, приурочен к верхнемеловым отложениям; нижний – нефтегазоконденсатный, приурочен к валанжинским отложениям. Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманского яруса. Толща вскрыта на глубинах 1102,4 – 1343,6 м (абс.отм. – 1048,4 – 1306,9 м). Продуктивная толща сеномана представлена чередованием песчаных и алевролито – глинистых пластов различной толщины, неоднородных по составу. В разрезе преобладают песчано – алевритовые породы, являющиеся коллекторами газа. Толщина проницаемых пластов изменяется от 0,4 м до 30 м. Общая эффективная толщина по скважинам составляет 4,2 м (скв. 49) – 169,6 м (скв. 37). В газоносной части сеноманской залежи доля проницаемых пород составляет 72%. Таблица 4 Физико - химическая характеристика свободного газа [1]
Покрышкой для сеноманской газовой залежи являются глины туронского яруса. В верхней части туронских отложений залегает песчано – алевритовый пласт “Т”, толщиной 30 – 35 м, в котором в присводовой и сводовой частях структуры залегает газовая залежь. Сеноманская газовая залежь является массивной, водоплавающей. При разведке изучена по данным испытания в 20 скважинах. Испытывались, в основном, нижние приконтактные части разреза. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300 – 844 тыс.м3/ сут, на шайбе 22 – 25 мм, при депрессиях 0,02 – 1,70 МПа. Газоводяной контакт по комплексу геофизических исследований скважин прослеживается на отметках минус 1299,5 – 1317,9 м. Наблюдается погружение контакта в северо – восточном направлении. В нижнемеловых отложениях доказана промышленная газоносность следующих пластов: БТ2-3, БТ6-8, БТ10, БТ111, БТ112. О связи залежи газа в туронском пласте «Т» с сеноманской можно предположить по аномально высокому пластовому давлению, полученному при испытании туронского пласта в скв. № 3, а также по аналогичному составу природного газа. Статическое давление на устье остановленной скважины (интервал исыпатния 1054 – 1065 и 1074 – 1087 м) составило 115, 61 ат, а рассчитанное по нему пластовое – 126, 95 ат, в то время как гидростатическое давление на этой глубине должно находится в пределах 108 – 110 ат. Залежь газа в отложениях турона по типу является пластовой сводовой. Общая мощность пласта «Т» по всем пробуренным скважинам изменяется от 29,0 до 57,8 метров, эффективная мощность – от 4,0 до 18,2 метров, т.е. в пределах структуры содержание коллеторов составляет от 8,9 до 35,5 % от общей мощности пласта. На карте равных эффективных и газоносыщенных мощностей (рис. 6) видно, что увеличение мощностей коллекторов в составе пласта «Т» происходит в северо – восточной части структуры, так что максимальные мощности коллеторов находятся за пределами контура газоносности.  Рис. 6 – Структурные карты по кровле основных стратиграфических подразделлений Заполярного месторождения [2] В скв. № 3, гипсометрически самой высокой, газ получен при испытании пород в интервале отметок – 1011,8 – 1044,8 м. В скважинах №№ 2, 4, 5, 8, 10 отложения туронского пласта «Т» по каротажу явно газоносны и, таким образом, наиболее низкая отметка пласта, при которой он газоносен, по каротажу составляет – 1124,8 м (скв. №5). В скважине № 21 (отм. – 1126,8 – 1155,8) пласт «Т», возможно, также газоносен, однако из – за плохих коллекторских свойств по каротажу трудно об этом судить. В силу того, что сумарная мощность коллекторов туронского пласта «Т» невелика, а коллекторские свойства значительно хуже, чем в сеноманской продуктивной толще, при испытании платса в скв. № 3 получен сравнительно небольшой приток газа. Абсолютно – свободный дебит составляет 59,3 тыс. м3/ сут. Общая мощность туронского пласта изменяется от 30,2 – 35,6 м в скв. №№ 3 и 5 до 55,4 – 57,8 м в скв. №№ 15 и 25. Эффективные мощности в этих же скважинах соответственно изменяются от 6,9 – 10,6 м до 15, 2 – 18,2 м. Таким образом, по имеющимся данным как увеличения мощности пласта, так и возрастание мощностей прослоев коллекторов намечается от свода к крыльям структуры, в частности к восточному и северному крылу. Коллекторами туронского продуктивного пласта «Т» являются в основном алевролиты и меньше песчаники. Алевролиты имеют открытую пористость 20,0 – 21,2 %, проницаемость не определялась. Открытая пористость песчаников составляет 24,8 – 28,9 %, проницаемость не определялась. Таблица 5 Таблица мощностей коллекторов и плотных прослоев в продуктивной части разреза Заполярного месторождения [1]
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||