1 Общие сведения о районе работ, месторождении
 Скачать 158.14 Kb.
|
|
1 Общие сведения о районе работ, месторождении Уренгойское НГКМ располагается на севере Западно-Сибирской НГП, приуроченной к одноименной Западно-Сибирской плите – крупной асимметричной впадине, выполненной терригенными отложениями. Геологический разрез Западно-Сибирского бассейна представлен мезозойско-кайнозойскими песчано-глинистыми отложениями осадочного чехла и метаморфизованными породами фундамента палеозойского возраста. Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирская НГП подразделяется на десять нефтегазоносных областей, которые выделяются по основным местам скопления нефти и газа, связанным с региональными положительными структурами (мегавалами, поднятиями и пр.) (рисунок 1). Одной из богатейших НГО с точки зрения суммарных запасов УВ является Надым-Пурская нефтегазоносная область. В ее строении выделяется ряд крупных поднятий, валов (Уренгойский, Ямбургский, Танловский) и сводов, с которыми связано большинство месторождений УВ данной территории. Строение положительных структур осложнено локальными поднятиями, значительная часть которых также является нефтегазоносными. Уренгойское месторождение правильнее всего было бы называть Уренгойскимгазоскоплением. Оно приурочено к Уренгойскомумегавалу – крупной (180 на 30 км) пологой брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания, которая является частью еще более крупного Нижнепурскогомегавала. Строение Уренгойского вала осложнено рядом локальных поднятий, которые буквально насыщены газовыми залежами. В строении Уренгойского месторождения участвуют породы от юрского до палеогенового возраста. Палеозойский фундамент фиксируется геофизическими методами на глубине около от 5 до 7 км. Отложения юрской системы залегают на фундаменте несогласно и представлены нижним (тюменская свита), средним (абалакская свита) и верхним отделами (нижняя часть баженовской свиты). Тюменская свита представлена преимущественно угленосными континентальными отложениями – переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. В абалакской и баженовской свитах преобладают темно-серые аргиллиты.  Рисунок 1 – Обзорная карта района 2 Геологический раздел 2.1 Тектоника Залежи УВ Уренгойского месторождения имеют очень сложное геологическое строение. В разрезе выделяются три этажа нефтегазоносности: сеноманский, неокомский, ачимовский (рисунок 2). Самый верхний сеноманский этаж находится на глубинах от 1030 до 1260 м. Это самая главная по запасам газовая залежь месторождения. Ее мощность составляет 230 м. Продуктивные отложения представлены плохосортированными песчаниками с линзовидными прослоями алевролитов и глин покурской свиты. Пористость пород-коллекторов высокая – от 25 до 35%. Песчаники сложены кварцем (от 50 до 70процентов), полевыми шпатами (от 25 до 35%) и обломками пород. Матрикс – глинистый. Региональной покрышкой для сеноманской залежи являются глинистые породы верхнего мела и палеоцена. Сеноманская залежь представляет собой залежь пластового типа. ГВК находится на абсолютных отметках от 1230 до 1141 м .  Рисунок 2 - Геологический профиль Уренгойского месторождения Неокомский этаж (валанжинские залежи) включает в себя 22 продуктивных пласта и находится на глубинах от 1700 до 3100 м. Некоторые залежи имеют нефтяные оторочки. Мощность неокомского этажа составляет около 160 м. Продуктивные породы сложены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Залежи пластового типа, подстилаются подошвенной водой. Нижний ачимовский этаж нефтегазоносности бурением изучен слабо. Он залегает на глубинах от 3500 до 4000 м. Формирование газовых залежей произошло в неогене. Строение Уренгойского месторождения осложняется тремя локальными поднятиями – северным, центральным и южным. Уренгойское месторождение является действительно уникальным, оно относится к числу крупнейших газовых месторождений в мире, уступая по запасам только газовому гиганту Северное/Южный Парс (Катар/Иран). Его извлекаемые запасы оцениваются до 10 трлн м3 газа, что в 5 раз превышают разведанные запасы газа Алжира, Мексики, Канады, Великобритании и Нидерландов вместе взятых. Уренгойское НГКМ было открыто в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 1966 году разведочной скважиной, которая прошла сеноманскую газовую залежь на 89 м. Месторождение введено в эксплуатацию в 1978 году. Протяженность месторождения с севера на юг (от 65° до 68°с. ш.) составляет 220 км Площадь месторождения – более 6 тыс. км2. Газовые залежи Уренгойского месторождения характеризуются как метановые (CH4 – от 81 до 94%). Содержание N2 и CO2 не превышает 1процент. Нефть из оторочек легкая (от 766 до 799 кг/м3),малосернистая. Уренгойская площадь. Приурочена к четко выраженной антиклинальной структуре субмеридианального простирания. Максимальная амплитуда поднятия составляет 225 м. Устанавливается 2 купола: – южный, в пределах южной переклинали (УКПГ-1АС) и основной, с максимумом поднятия в районе УКПГ-8. На севере площади установлено продолжение переклинального погружения структуры в северном направлении. Это погружение выделено в отдельный Таб-Яхинский участок. По новым данным бурения по сравнению с 1979 установлено наличие расширения перешейка между Уренгойской и Ен-Яхинской структурами, в отдельных местах расширение достигает 10 – 15 км. Ен-Яхинская площадь. В отличие от Уренгойской газоносной площади Ен-Яхинское поднятие представляет собой плоскую изометрическую структуру, близкую к квадратной форме. Крыльевые ее погружения отличаются изрезанностью границ, нередко причудливых очертаний. Максимальная амплитуда поднятия достигает 80 м. Плоский свод структуры, по данным последних построений, несколько увеличился в широтном направлении. Уменьшился этаж газоносности (на 20 м) северо-восточного купольного осложнения, хотя размеры его увеличились. По существу это осложнение представляет собой северо-восточное погружение плоского свода Ен-Яхинской структуры, отделенное от него седловиной до 10 м глубины. На северо-западном крыле выделено небольшого размера погружение внутри газонасыщенной площади, где кровля сеномана опускается ниже газоводяного контакта. Разрывных нарушений по сеноману не установлено. Строение Уренгойского вала в осадочном чехле прослежено по опорным отражающим горизонтам «Б» и «Г», а также по данным бурения. По кровле пласта БУ80Уренгойский вал имеет меридиональное простирание и по замыкающей изогипсе 2700 м имеет длину 95 км и ширину 15 – 21 км. Амплитуда вала 160 м. В пределах вала выделяются наиболее приподнятые северный (скв. 80) и южный (скв. 56) купола, а также более пологая центральная приподнятая зона с двумя вершинами (скв. 104, скв. 58). Северный купол по изогипсе – 2600 м имеет размеры 25 ´ 9 км, амплитуду – 58 м. Центральная зона оконтуривается изогипсой 2610 м, имеет размеры 29 ´ 5,5 – 10,5 км и амплитуду 29 м. Южный купол по изогипсе 2640 м имеет размеры 22,5 ´ 9,5 км амплитуду 71 м. Углы падения западного крыла вала (один-два градуса) более крутые по сравнению с восточным крылом (один градус – один градус 20 минут). По кровле сеномана вал представляет меридионално вытянутую структуру и по оконтуривающей изогипсе – 1200 м имеет размеры 120´31 км и амплитуду 240 м. Северный купол и центральная приподнятая зона объединяются в единую структуру, а южный купол выделяется самостоятельно. Падение западного крыла по сравнению с восточным более крутое. Структура Уренгойского вала в меловых отложениях носит «унаследованный» характер. Ось вала в нижнемеловых отложениях практически совпадает с осью вала по сеноманским отложениям. Единственно, в интерале нижнемеловых отложений Уренгойский вал более узкий и с меньшей амплитудой. 2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Разрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса. Палеозойский фундаментНа Уренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ – 6 отложения палеозойского фундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизированными аргиллитами и алевролитами. Скважиной 414 породы фундамента вскрыты на глубине 5385 м и представлены серыми миндалекаменными базальтами типа андезита. Триасовая система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний. Отложения триасового возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивные песчаники, в верхней – переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Среднетриасовый отдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижней части варенгаяхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами. Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включающей варенгаяхинскюу и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовых отложений составляет 4-6 км. Юрская система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний. Тюменская свита представляет мощную толщу прибрежно-континентальных отложений, литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников. Абалакская свита литологически делится на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной 49 — 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя – аргиллитами. Меловая система состоит из песчано-глинистых отложений мегионской, вартовской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Мегионская свита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно-балыкскую и чеускинскую пачки. Ачимовская толща – это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной 43-157 м. К толще приурочены залежи углеводородов. Очимкинская (539-690 м) и южно-балыкская (62-103 м) пачки по каратажу и керну представлены песчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песчаных пластах БУ12, БУ13, БУ14 имеются углеводороды. В южно-балыкской пачке выделяются продуктивные горизонты БУ10-11. Чеускинская пачка является репером при корреляции разрезов; сложена хорошо отмученными плитчатыми глинами толщиной 14-33 м. Вартовская свита подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижневартовская свита состоит из 3-х литологических пачек: правдинской, усть-балыкской и пимской, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами. В составе правдинской пачки выделено 4 пласта БУ7, БУ80, БУ8, БУ9, три из которых продуктивны. По всей площади над пластом БУ80четко прослеживается реперные «шоколадные» тонкоплитчатые аргиллиты 131 – 215 м. Усть-Балыкская пачка – это переслаивание мощных песчано-алевролитовых и глинистых пластов. В составе пачки из 6 песчаных пластов 2 продуктивны БУ1-2 и БУ5-6. Толщина пачки 181 – 336 м. Пимская пачка толщиной 23 – 58 м – это алевритистые аргиллиты. Верхневартовская подсвита толщиной 231 – 424 м — переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников. Покурская свита (апт-альб-сеноман) – чередование алевритопесчаных и глинистых пород различной толщины, плохо выдержанных по площади. К верхней части покурской свиты приурочена уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной 300 – 350 м. Общая мощность отложений свиты 812 – 978 м. Кузнецовская свита сложена аргиллитоподобными морскими глинами толщиной 32 – 80 м. Березовская свита – глины монтмориллонитового состава с прослоями глинистых и известковистых алевролитов толщиной 213 – 314 м. Ганькинская свита толщиной 234 – 350 м представлена морскими глинами с прослоями алевролитов. Палеогеновая система объединяет отложения тибейсалинской, люлинворской, чеганской и атлымской свит. Тибейсалинская свита сложена глинами с маломощными прослоями песчаников и алевролитов 165 – 301 м. Люлинворская свита представлена опоковидными и диатомовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитов толщиной 49 –95 м. Атлымская свита объединяет песчаные отложения континентального генезиса толщиной 17 – 75 м. Четвертичная система представлена песками, глинами, супесями с включением гравия и галек. Толщина 18 – 140 м глинами, диатомитами. 2.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов В пластовых условиях нефть и газ обычно заполняют пустоты (поры) в горных породах. Породы, содержащие нефть (газ, воду), называются коллекторами. Основные свойства коллектора: пористость, проницаемость, насыщенность,трещиноватость. Пористость – это свойства горной породы содержать в себе поры, пустоты. Оценивается коэффициентом пористости.  , где Vп – объем всех пор, V – объем образца.Единица измерения: в % или доля единиц. Пористость бывает: открытой (сообщающиеся поры), закрытой (замкнутые поры), эффективной. Эффективной – отношение объема пор занятых нефтью или газом к объему образца. Проницаемость – это свойства горных пород пропускать через себя жидкости, газы за счет перепада давления. Оценивается через коэффициент проницаемости, единица измерения: м2 или мкм2. Промысловая единица измерения – это Д (Дарси) или мД. Таким образом коэффициент проницаемости характеризует площадь фильтрации. Трещиноватость – это свойства пород содержатьв себе трещины. Трещиноватость присуще в основном для плотных горных пород, для пород карбонатного типа. Лценивается через коэффициент трещиноватости: это отношение всех пустот трещин к объему образца. Оценивается густотой и длиной трещин и раскрытостью. Изучается в лабораторных условиях с использованием образца породы с применением ультрозвуковых методов и ренгеноскопии. Насыщенность – это свойство горных пород содержать нефть, газ в пустотном пространстве. Оценивается через коэффициент нефтенасыщенности, газонасыщенности, водонасыщенности. Коэффициент нефтенасыщенности – это объем всех пор образца к объему образца. Сумма всех трех коэффициентов равна 1. Если насыщенность коллектора зависит от двух фаз, то: коэффициент водонасыщенности+коэффициентнефтенасыщенности=1. То есть это говорит о том, что все пустотное пространство, которое мы берем за единицу имеет 100% насыщенность либо газа, воды, нефти, либо многофазной средой. Это позволяет, зная коэффициент водонасыщенности определять коэффициент нефтенасыщенности. Водонасыщенность определяется в лабораторных условиях методом Дина и Старка, центрифугированием. Кроме того пористость и насыщенность определяют также с помощью ГИС. Эти исследования проводят в открытом стволе с помощью прибора (зонда) спускаемого в скважину. Для оценки пористости используют БК (боковой каротаж), НГК (нейтронно-гамма каротаж), плотностной гамма-гамма каротаж, акустический каротаж по скорости, ядерномагнитный каротаж. Для оценки насыщенности: нейтроно-гамма каротаж, нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым и над тепловымнейтроном, ядерно-магнитный каротаж. Проницаемость: по данным ГИС оценивать гораздо сложней и единственным методом, который может оценить проницаемость является ядерно-магнитный каротаж. Кроме того проницаемость можно оценить с использованием графиков регриссивных уравнений. Например: керн - ГИС. То есть для этого в лаборатоных условиях по керновым образцам характерным для данного участка залежи определяется и пористость и проницаемость. Кроме того пористость определяется также и по результатам ГИС. Строится график по регрессивному уравнению керн - ГИС зависимость пористости от проницаемости. Тогда в дальнейшем определяя пористость с помощью этого графика, определяют проницаемость. На основании ГДИ определяют при неустановившейся фильтрации снимают кривую восстановления давления и уровня. Наиболее информативной является кривая восстановления давления. Для этого работающую скважину останавливают, спускают глубинный манометр и измеряют давление на определенный период времени до полного восстановления. На основе интепритации индикаторной диаграммы определяются коэффициенты фильтрационного сопротивления, коэффициент гидропроводности  , k- коэф.проницаемости, h- толщина пласта, μ- динамическая вязкость.Анизотропия коллекторов характеризует неоднородность коллектора, т.е. различие геологофизических свойств его в горизонтальном и вертикальном направлении по пласту. Оценивается через коэффициент анизотропии – величина выраженная квадратным корнем из частного деления значения проницаемости пласта в горизонтальном направлении на проницаемость его по вертикали 2.4 Химический состав и физические свойства пластовых флюидов Пласты первого эксплуатационного объекта принципиально отличаются составом и свойствами пластовых газов (таблица 1). Пластовые системы I эксплутационного объекта делятся на три группы: Пласт ПК18 Пластовое давление изменяется от 17,73 до 18,85 МПа, пластовая температура составляет 51 - 52ºС. Стабильный конденсат залежи имеет ярко выраженный нафтеновый тип: - ароматических углеводородов – 2,95%; - нафтеновых – 72,75%; - метановых – 24,3%; - плотность конденсата от 776 до 779 кг/м3; - выход легких фракций до 100 ºС порядка 13 %масс. Таблица 1 – Термобарические условия и конденсатный потенциал пластов I объекта
Пластовый газ имеет очень низкое содержание пропана от 0,09 до 0,15% мольных и бутанов от 0,16 до 0,24% мольных. Потенциал С5+ в пластовом газе от 7,8 до 8,3 г/м3. Пласты АУ9, БУ1 - БУ5 Пластовое давление залежей составляет от 21,28 до 24,42 МПа, температура от 57 до 65 ºС. Стабильный конденсат залежей имеет стандартный для валанжинских залежей Уренгойского месторождения метано–нафтеновый углеводородный состав: - ароматических углеводородов – от 7 до %; - нафтеновых - от 28 % до 33%; - метановых - от 62 % до 66%; - плотность конденсата - от 712 до 725 кг/м3; - выход легких фракций до 100 ºС порядка - от 38 до 41%. Пластовый газ имеет стандартное для валанжинских залежей содержание пропана и бутанов: - пропана – от 1,6 до 5,4 % мольных; - бутанов – от 0,9 % до 2,4 % мольных. При этом нормальный бутан представлены примерно в равных концентрациях. Потенциал С5+ в пластовом газе от 93 до 113 г/м3. В целом пластовый газ залежей по составу и физико–химическим свойствам аналогичен газам более глубоко залегающих залежей валанжинских горизонтов. Пласт ПК21 Плотность конденсата составляет 742 кг/м3, что меньше, чем у конденсата пласта ПК18, но больше, чем у глубоко залегающих залежей. Коэффициент усадки нестабильного конденсата составляет от 0,803 до 0,833. В целом в нестабильных конденсатах пласта ПК21 содержание углеводородов от пропана до пентанов носит промежуточный характер относительно нестабильных конденсатов пластов ПК18 и более глубоко залегающих пластов группы БУ. Пластовый газ пласта ПК21 содержит пропана 0,19 % мольных, бутанов – 0,28 процента. Потенциал С5+вв пластовом газе составляет 56 г/м3. Плотность конденсата залежей II объекта изменяется от 749 до 751 кг/м3, молекулярная масса от 101 до 108, НК – от 46 до 52оС, выход фракций, процент объемные: НК-150оС – 56%, от 150 до 200оС – от 17 до 18%, 200-ККоС – от 19 до 20,6%. Содержание серы – от 0,013 до 0,015%, парафинов от 0,17 до 0,406%. В углеводородном составе ароматических углеводородов от 9,4 до 10,7%, нафтеновых от 34,4 до 36% и метановых от 52,3 до 58,1%. Параметры физико-химической характеристики конденсата, залежей третьего объекта разработки характеризуются следующими значениями: плотность – 748кг/м3, молекулярная масса – 106, НК-47 оС, выход фракций НК-150оС –60%, от 150 до 200оС – 16,7%, 200-КК – 19,2%, КК – 332 оС. Содержание серы – 0,016, парафинов – 0,309%, ароматических углеводородов – 9,22%, нафтеновых – 33,5% и метановых – 56,58% массовых. Свойства проб конденсата, отобранных при испытании залежей четвертого эксплуатационного объекта, характеризуются следующими значениями: плотность от 735 до 756 кг/м3, молекулярная масса 100-112, НК – от 34 до 52 оС, выход фракций, проценты объемные: НК-150оС – от 55 до 60%, от 150 до 200оС – от 13 до 17 процентов, 200-КК оС – от 18 до 25%, КК- от 327 до 359 оС. Содержание серы составляет от 0,015 до 0.066%, парафинов от 0,11 до 0,705% массовых. В составе конденсата содержится: ароматических углеводородов от 10,7 до 11,67%, нафтеновых от 23,62 до 34,18% и метановых от 55,09 до 64,71%. По V эксплуатационному объекту цвет конденсатов изменяется от желтого до темнокоричневого. Коричневые оттенки говорят о возможном наличии в их составе некоторого количества нефти. Плотность конденсата изменяется от 0,751 до 0,783 г/см3 при средней молекулярной массе дебутанизированного конденсата 118, вязкость конденсата определена в интервале от 0,982 до 1,481 *10-2 см2/сек. Конденсат имеют метано-нафтеновый тип. |