ГКМ / 05.07.2011 / Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение
Карта месторожденРис. 1. Районирование Западно-Сибирской платформы. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская
Рис. 2. Газовые месторождения Приобской Губы
Рис. 3. Структура месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысское
Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение (ГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской платформы, в пределах Гыданской нефтегазоносной области (рис. 1).
Месторождение находится в акватории Обской Губы Карского моря (рис. 2). Представления о геологии и литологическом составе отложений шельфа Карского моря еще очень скудны.
Они основываются главным образом на данных сейсмического профилирования, реже бурения параметрических и поисковых скважин.
Складчатый фундамент Карского моря обнажается на Таймыре, островах Новая и Северная Земля, где в его строении участвуют раннепротерозойские и палеозойские породы. Для фундамента характерно развитие крупных линейно вытянутых валов и прогибов субмеридионального и северо-восточного простирания. Строение осадочного чехла во многом наследует структурные особенности фундамента.
Контакт складчатого фундамента и осадочного чехла пока не вскрыт бурением. Судя по близко расположенным разрезам полуострова Ямал, к самым древним образованием чехла района, относятся палеозойские породы, широко развитые на этой территории.
Триасовые отложения устанавливаются только сейсморазведочными данными в узких линейных прогибах. Возраст их установлен по аналогии с разрезами на соседних территориях. Нижне-среднеюрскую толщу, вскрытую бурением, слагают чередующиеся морские и прибрежно-континентальные отложения большехетской серии общей мощностью до 2,5 км.
Серия разделяется на следующие свиты: малышевскую (песчаники), леонтьевскую (алевролиты, аргиллиты), вымскую (песчаники с прослоями алеролитов), лайдинскую (аргиллиты с прослоями песчаников и множеством растительных остатков), джангодскую (песчаники, алевролиты, аргиллиты), левинскую (аргиллиты с прослоями песчаников, конгломератов) и зимнюю (песчаники, алевролиты, аргиллиты с прослоями конгломератов).
Верхнеюрский комплекс представлен мелководно- и прибрежно-морской песчано-глинистой сероцветной формацией, изучен он очень слабо. На сопредельных территориях отложения его выделяются в составе даниловской, абалакской и баженовской свит.
Меловая часть разреза вскрыта бурением в акватории Обской и Тазовской губ. Отложения меловой системы очень изменчивы по простиранию и образованы чередующимися морскими, солоноватоводными и пресноводными толщами.
Сортымская свита (берриас-валанжин) сложена преимущественно серыми аргиллитами с тонкими прослоями известковистых алевритов и песчаников. В нижней части сортымской свиты выделяется ачимовская толща, представленная линзовидными песчаниками, серыми алевролитами с прослоями аргиллитоподобных глин.
Тангаловская свита (валанжин-апт) представляет собой переслаивание песчаников, зеленовато-серых алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин.
В Уренгойском районе тангаловская свита перекрывается покурской свитой (апт-сеноман), завершающей разрез нижнего мела. Последняя сложена преимущественно отложениями мелководных опресненных бассейнов и континентальными песчаниками, глинами, алевролитами. Мощность свиты – до 600 м.
Покурская свита трансгрессивно перекрыты породами кузнецовской свиты (турон), состоящей из серых, зеленовато-серых глин с примесью алевритового материала, зерен глауконита и пропластками глауконитовых песков. Мощность свиты 7–100 м.
Кузнецовская свита перекрыта отложениями березовской свиты (коньяк-кампан), которая представлена серыми и зеленовато-серыми глинами с отдельными прослоями и пачками опоковидных глин в верхней части, и серыми и светло-серыми опоками и опоковидными глинами в нижней. Мощность свиты составляет 80–200 м.
Меловой разрез завершается ганькинской свитой (маастрихт), которая трансгрессивно перекрывает нижележащие отложения. Она образована зеленовато-серыми алевритистыми, известковыми глинами с прослоями глинистых известняков и мергелей, стяжениями сидерита и пиритизированными растительными остатками. Мощность свиты составляет 50–120 м.
Отложения палеогена трансгрессивно залегают на меловых. В нижней части они представлены серыми глинами и глинистыми алевролитами талицкой свиты (палеоцен), мощность ее составляет 70–150 м.
Перекрывающие талицкую свиту песчаные отложения отнесены к тибейсалинской свите (палеоцен), сложенной светло-серыми глинистыми песками с кремнистыми и сидеритовыми стяжениями. Мощность свиты достигает 300 м.
Вышележащая люлинворская свита (эоцен) состоит из морских опоковидных глин, опок, диатомитов с прослоями глауконитовых песчаников и алевролитов, последние локализуются в верхней части разреза свиты. Выше по разрезу обособляется песчаная корликовская толща (олигоцен). Общая мощность этих отложений составляет 350–400 м.
Четвертичные отложения развиты практически повсеместно и представлены озерно-аллювиальными, озерно-болотными и прибрежно-морскими отложениями.
Осадочные образования Обской Губы вскрыты лишь до глубин
3000 м (месторождение Обское). На месторождениях Северо-Каменномысское, Каменномысское-море разрез отложений известен до глубин
1000 м, что отвечает верхам сеномана.
Северо-Каменномысское месторождение является первым на шельфе Обской Губы, оно открыто в 2000 году. К настоящему времени на месторождении пробурены восемь поисково-разведочных скважин. Установлена промышленная газоносность сеноманских отложений. ГВК находится на глубине 1053 м. Месторождение Северо-Каменномысское и расположенное южнее Каменномысское-море относятся к Каменномысской зоне нефтегазонакопления (ЗНГН). Они приурочены к Каменномысскому валу, расположенному Южно-Ямальско-Мессояхинской седловине.
Вал имеет субмеридиональное простирание, что выявлено поисково-профильными сейсморазведочными работами. В этой структуре перспективны для поисков газа и конденсата сеноманские и нижнемеловые отложения (рис. 3).
Северо-Каменномысское месторождение располагается в 50 км от действующего Ямбургского месторождения. Глубина моря в районе месторождения составляет 11– 4 м.
Запасы свободного газа на Северо-Каменномысском месторождении по категории С1+С2 составляет 253,9 млрд. м 3. по категории С1 – 22,7 млрд. м 3. По величине геологических запасов газа Северо-Каменномысское месторождение классифицируется как крупное.
Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Н. В. Безносова и др. М. Недра, 1987, 336 с.
Холодилов В.А. Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей. Диссертация на соискание ученой степени д.г.-м.н.
Москва. 2006.
Гидрогеология нефтегазоносных отложений Пякупурского куполовидного поднятия
Гидрогеологические исследования Западно-Сибирской плиты, Пякупурского куполовидного поднятия. Установление гидрогеологических закономерностей бассейна: зональность, формирование ионно-солевого состава, особенности вод нефтяных и газовых месторождений.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже.
Cтуденты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны
Подобные работы
Подземные воды подразделяются на грунтовые, пластовые напорные, тектонические, связанные и технические. Предмет и задачи палеогидрогеологии. Понятие о гидрогеологических циклах.
Гидрогеологические наблюдения и исследования.
контрольная работа [12,0 K], добавлена 05.01.2004
Геолого-геофизическая изученность района. Тектоническое строение и стратиграфия участка исследований. Методика и техника полевых работ, обработка и интерпретация данных. Стратиграфическая привязка и корреляция отражающих границ.
Построение карт.
курсовая работа [2,5 M], добавлена 10.11.2012
Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин.
Техника безопасности.
отчет по практике [2,0 M], добавлена 20.03.2012
Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле.
Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
отчет по практике [4,5 M], добавлена 23.10.2011
Cхема нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Фрагмент региональной стратиграфической схемы нижней и средней юры Западной Сибири. Примеры временных седиментационных моделей средне-верхнебатского комплекса.
презентация [17,3 M], добавлена 09.07.2011
Запасы нефти и основные показатели разработки Тэдинского месторождения. Расчёт экономической эффективности мероприятий по применению диспергатора парафиновых и асфальтеновых отложений для нефтяных и газовых месторождений и применению щелевых фильтров.
дипломная работа [928,6 K], добавлена 17.12.2012
Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.
презентация [259,8 K], добавлена 30.03.2010
Гидрогеологические исследования при поисках, разведке и разработке месторождений твердых полезных ископаемых: задачи и геотехнологические методы. Сущность и применение подземного выщелачивания металлов, выплавки серы, скважинной гидродобычи рыхлых руд.
реферат [28,8 K], добавлена 07.02.2012
Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ.
Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
отчет по практике [1,0 M], добавлена 22.10.2012
Изучение и оценка ресурсов углеводородного сырья в статическом и динамическом состоянии; геологическое обеспечение эффективной разработки месторождений; методы геолого-промыслового контроля. Охрана недр и природы в процессе бурения и эксплуатации скважин.
курс лекций [4,4 M], добавлена 22.09.2012
Гидрогеология нефтегазоносных отложений Пякупурского куполовидного поднятия
Новиков Д.А.
Гидрогеологическим исследованиям Западно-Сибирской плиты посвящены работы крупнейших российских исследователей Б.П. Ставицкого, М.С. Гуревича, Н.М.
Кругликова, А.Э. Конторовича, В.В. Нелюбина, С.В. Егорова и многих других.
Результатом их явилось установление основных гидрогеологических закономерностей бассейна, в частности его зональности, специфики формирования ионно-солевого состава, особенностей вод нефтяных и газовых месторождений и других. Тем не менее, несмотря на существование ряда сводных работ по гидрогеологии и гидрогеохимии Западно-Сибирского мегабассейна [1-5], гидрогеология подземных вод нефтегазоносных отложений северных районов остаётся слабо изученной, поскольку большинство исследований последних десятилетий касались гидрогеологии осадочного чехла южной половины мегабассейна. Поэтому любые новые данные по гидрогеологии и гидрогеохимии севера Западной Сибири представляют несомненный научный интерес.
Последняя четверть 20-го века была ознаменована бурным развитием нефтегазового комплекса Западной Сибири, вследствие этого здесь накоплен обширный фактический материал по составу подземных вод и гидрогеологии в целом. В настоящей работе использованы данные по гидрогеологии и гидрогеохимии подземных вод нефтегазоносных отложений Пякупурского куполовидного поднятия, преимущественно структур приуроченных к Комсомольскому, Барсуковскому, Известинскому и Вьюжному месторождениям.
Пякупурское куполовидное поднятие является структурой второго порядка осложняющей структурный план Северного свода, который расположен в северной зоне центральной части бассейна (рис.1) и по седиментологическим, фациальным, тектоническим и другим характеристикам является типичной структурой этого региона. В нефтегазоносной части данного региона, как и Западно-Сибирского бассейна в целом, выделяется три основных водоносных комплекса: апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский. Некоторые общие сведения о водоносных горизонтах приведены в таблице 1. Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс представлен отложениями покурской свиты, сложенными в верхней части уплотнёнными песками, серыми, зеленовато-серыми песчаниками, тёмно-серыми, серыми алевритистыми глинами с прослоями ракушечников, гравелитов и конгломератов.
Нижняя часть комплекса сложена преимущественно серыми, тёмно-серыми песчаниками, чередующимися с тёмно-серыми глинами и алевролитами.
Подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса относятся к хлоридному натриевому или хлоридно-гидрокарбонатному натриевому типам с минерализацией 6,5-20,3 г/л (табл.2). В катионном составе доминирующее положение занимает Na+, составляя до 7,1 г/л. Среди анионов преобладает Cl-, концентрации которого достигают 11,7 г/л. Газонасыщенность подземных вод изменяется в широком интервале и составляет 1-3 л/л.
Какой либо закономерности в изменении газонасыщенности вод апт-альб-сеноманского комплекса по латерали или глубине не отмечено, поскольку даже в пределах одного пласта она непостоянна и может меняться в два и более раз. ВРГ имеют метановый состав с содержанием метана до 98 об.%, среднее содержание азота составляет 1,5 об.%, водорода 0,03 об.%, гомологов метана до 0,6 об.%.
Термобарические условия рассматриваемого комплекса изменяются значительно. Так, температура подземных вод возрастает с глубиной от 25 до 58 °С, а пластовые давления от 8,5 до 17,0 МПа.
Неокомский гидрогеологический комплекс имеет сложное формационное строение и включает проницаемые пласты группы А и группы Б. Первые представлены верхней подсвитой тангаловской свиты, сложенной серыми глинами, иногда зеленовато-серыми, чередующимися с серыми песчаниками и алевролитами; вторые - средней, нижней подсвитами тангаловской свиты и отложениями сортымской свиты, сложенными преимущественно серыми глинами, чередующимися с серыми песчаниками и алевролитами с линзовидными прослоями песчаников. В нижней части сортымской свиты выделяется ачимовская глинисто-алеврито-песчаная толща, имеющая клиноформное строение.
Подземные воды неокомского комплекса относятся к хлоридному натриевому или хлоридно-гидрокарбонатному натриевому типам с минерализацией 3,2-24,0 г/л (табл.2). Среди катионов, как и в апт-альб-сеноманском комплексе, доминирующее положение занимает натрий до 9,1 г/л. В анионном составе резко преобладает хлор до 14,2 г/л, при среднем значении 7,1 г/л. Но, в хлоридно-гидрокарбонатно-натриевом типе существенно возрастает роль гидрокарбонат-иона, концентрации которого достигают в некоторых точках 2,4 г/л. Газонасыщенность подземных вод изменяется довольно широко, интервал колебаний составляет от 0,3 до 3,2 л/л, причём как и в апт-альб-сеноманском комплексе не отмечено каких-либо закономерностей её изменения.
ВРГ комплекса имеют метановый состав, причём доля его гомологов увеличивается по сравнению с вышезалегающим комплексом и достигает 5-7 об.%. В то же время на смежных площадях их содержания ещё выше, достигают в среднем 10 об.%, а средние в отдельных точках до 35 об.% [6].
Таблица 1.
Гидрогеологическая характеристика водоносных комплексов
Тема: Исследование разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Ижевск - 2009
Введение
Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале. Объектом рассмотрения настоящей работы является сеноманская газовая залежь (пласт ПК1). Запасы газа по пласту ПК1 впервые утверждены ГКЗ СССР по категории С1 в объеме 352,62 млрд.м3 (протокол ГКЗ №5095, 1967г.).
В 1998г. с учетом дополнительных данных, полученных по результатам разведочного и эксплуатационного бурения и переинтерпретации имеющихся материалов, предприятием ЗапСибГеоНАЦ проведен пересчет начальных запасов газа. Запасы утверждены Комиссией по запасам ОАО «Газпром» в объеме 399,1 млрд.м3 (протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г).
По состоянию на 01.01.2002 г. из месторождения отобрано 33,308 млрд.м3, что составляет 8,35 % от начальных балансовых запасов газа.
В проекте разработки месторождения от 1995 г. рассматривалось три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями годовой добычи газа 10, 13 15 млрд.м3 на период постоянной добычи. В качестве основного был предложен вариант с уровнем годовой добычи 13 млрд.м3, число эксплуатационных скважин 73 единицы (25 кустов) на южном, более крупном по запасам, и 15 скважин (5 кустов) - на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов.
Средний проектный дебит скважин на южном участке - 500 тыс.м3/сут, на северном - 580 тыс.м3/сут.
В настоящей работе на основе анализа геолого-промысловых параметров, анализа геологической и геологогазогидродинамической моделей разработки сеноманской залежи будут проанализированы прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения и даны коррективы по совершенствования системы разработки.
1. Геологический раздел
.1 Общие сведения о месторождении
Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале.
Ближайшими крупными месторождениями являются Западно-Таркосалинское (20 км на северо-восток), Комсомольское (17 км на юго-запад), Тарасовское (в 30 км на восток). Наиболее крупными населенными пунктами на рассматриваемой территории являются: районный центр Тарко-Сале (в 35 км к востоку) и железнодорожная станция Пурпе. Поселок Тарко-Сале связан воздушным транспортом с Тюменью (1120 км), Сургутом (465 км), Салехардом (550 км). Железнодорожная станция Пурпе расположена в непосредственной близости от базы ОАО "Пурнефтегаз" и Губкинского месторождения и является базой круглогодичного действия, позволяющей постоянно принимать и отправлять поступающие грузы.
Непосредственно в районе месторождения построен город Губкинский, население которого на 1.01.2001г. составляет 19,2 тыс. жителей.
Сравнительно недалеко от месторождения проходят трасса автомобильной дороги Новоаганск - Тарко-Сале. В 9 км к востоку от Губкинского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, южнее - ветка нефтепровода Харампурское-Тарасовское-Восточно-Тарасовское месторождения. Электроснабже-ние осуществляется по ЛЭП от Сургутской ГРЭС.
Население, в основном русскоязычное, занято в строительной, газо- и нефтедобывающей промышленности. Местное население - ненцы, селькупы-малочисленно и занимается, в основном, охотничьим и рыбным промыслами и оленеводством.
В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой полого-холмистую равнину, в значительной степени переработанную эрозионными и криогенными процессами. Абсолютные отметки рельефа составляют +30 ¸ +72м. Значительная часть территории заболочена и покрыта озерами.
Существенная заболоченность района работ объясняется выровненностью рельефа местности и широким распространением слоя многолетнемерзлых пород, препятствующих циркуляции поверхностных вод в летнее время года.
Болотные ландшафты представлены плоско-бугристыми мерзлыми болотами, имеющими кустарниково-лишайниково-моховый покров на буграх и травяно-моховый в понижениях. Северо-таежные ландшафты представлены редкостойными сосново-лиственными лесами, а вдоль рек Пяку-Пур и Пур-Пе произрастают долинные сосново-кедрово-еловые и лиственные леса в сочетании с ивняками и лугами.
Гидрографическая сеть представлена реками Пяку-Пур, Пур-Пе и их притоками. Реки типично равнинные с медленным течением и извилистым руслом. В период весеннего паводка являются практически судоходными. Уровень воды в них в паводок поднимается на 0,5-3,5 м.
Пуровский район богат месторождениями строительных материалов. В пяти километрах от пос.Тарко-Сале разведано Таркосалинское месторож-дение кирпичных глин. Утвержденные запасы глин 1117,1 тыс.м3 по категориям А+В+С1.
Нерчинское месторождение кирпичных глин расположено в 20 км западнее пос.Тарко-Сале. Глины пригодны для производства кирпича марки 200 .
В 4 км к северо-востоку от пос.Тарко-Сале находится Таркосалинское место-рождение песков. Пески пригодны для приготовления строительных растворов и строительства дорог. Средняя толщина песчаной толщи 14,5 м, запасы составляют 7,6 млн.м3.
Для водоснабжения используются пресные подземные воды олигоцен-четвертичного водоносного комплекса распространенные на месторождении повсеместно на глубинах 30-150м.
Поисково-разведочное бурение Губкинского месторождения осуществляла Таркосалинская НГРЭ объединения "Пурнефтегазгеология", основная база которой расположена в пос. Тарко-Сале. С 1982 г. поисково-разведочные работы проводила Северная НГРЭ объединения "Удмуртгеология", база которой располагалась в пос.
Пурпе.
1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения
В исследовании геологического строения района использовались результаты маршрутных сейсморазведочных работ МОВ по рекам Пур и Таз (сп 5/60-61), Пяку-Пур (сп 30/61-62), Пурпе (сп 31/62), Вэнгапур и Айваседопур (сп 24/63). По данным этих работ выделен ряд антиклинальных перегибов по отражающим горизонтам в платформенном чехле плиты. Они послужили основанием для постановки детальных сейсморазведочных работ.
По данным маршрутных исследований был выделен крупный тектонический элемент в платформенном чехле - Северный свод, а в его пределах - Пурпейский вал.
По состоянию на 01.01.1995 г. совместно на двух площадях было пробурено 130 скважин общим метражом 304098 м, в т.ч. 31 скважина - на сеноман (26516 м).
Большинство выявленных залежей Губкинского месторождения по нижнемеловым отложениям в плане перекрываются контуром сеноманской залежи, а продуктивные пласты Северо-Губкинского месторождения распространены за пределами сеноманской залежи (рис. 2, 3). Положение в плане залежей неокомских пластов повлияло на размещение глубоких скважин.
Часть их пробурена за контуром сеноманской залежи.
Геологический разрез по линии скважин 60-68-57-15-26-20-17-609-608-25-640-633-24-1-2
Геологический разрез по линии скважин 628-641-611-633-1201-627
При подсчете запасов ЗапСибГеоНАЦ по состоянию на 01.01.1995 г. учтены данные по 102 скважинам, 77 из которых пробурены в пределах сеноманской залежи. Скважины 38, 48, 59сг, 76сг, 617, 644, 802сг бурились без каротажа сеноманской залежи, в скв. 41 и 42 проведен только радиоактивный каротаж.
Пробурены две специальные скважины (60, 611) со сплошным отбором керна из сеноманских продуктивных отложений и с переменной минерализацией бурового раствора.
Отбор керна произведен в 23 сеноманских скважинах. Значительную долю из всего вынесенного керна составляет керн из специальных скважин 60 и 611.
По состоянию на 01.01.2006 г. по Губкинскому участку месторождения пробурены 74 из 79 проектных эксплуатационных скважин, проведены геофизические и промысловые исследования в скважинах. В большинстве разведочных и во всех эксплуатационных скважинах проведена оцифровка материалов ГИС в интервале пласта ПК1. В газонасыщенной части пласта во всех скважинах проведена интерпретация данных ГИС.
К недостаткам проведенных исследований следует отнести практическое отсутствие информации в водоносной части сеномана, в т.ч. в законтурных скважинах.
Палеозойский фундамент [1].
Доюрские отложения вскрыты на ряде площадей Пуровского района. На ближайшей Западно-Таркосалинской площади в скважине 99 фундамент вскрыт на глубине 4502 м (забой 4723 м) и представлен базальтами зелеными и коричневатыми, миндалекаменными и хаотически трещиноватыми (по трещинам развит кальцит), слабо выветрелыми до состояния коры выветривания. Встречаются также туфогенные толщи, представленные чередованием туфопесчаников, туфоалевролитов и туффиттов, с редкими зеркалами скольжения и микросдвигами. Породы пестроокрашенные.
Эта вулканогенно-осадочная толща отнесена с определенной долей условности к нижнему-среднему девону.
Скважина Таркосалинская 299 вскрыла палеозойские отложения на глубине 4911-4923 м. Последние представлены бобово-оолитовыми бокситами (6.6 м), очень крепкими, возможно на кремнистом цементе, верхние 0.5 м сильно выветрелые, оолиты имеют размер от 1.0-1.5 мм до 5-6 мм, плотно упакованы. Межоолитовое пространство (цемент) в обилии содержит ярко-зеленый до изумрудного цвета минерал (хлорит). Порода кавернозная (за счет выщелачивания первичного цемента).
При испытании пород палеозойского возраста на территории Губкинского месторождения притоков пластового флюида не получено.
Юрская система
Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Отложения нижнего и среднего отделов юры представлены терригенными породами котухтинской свиты и континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно породы морского происхождения, подразделяющегося на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.
Разрез свиты сложен чередованием песчаников серых, зеленовато-серых с алевролитами и уплотненными аргиллитами. Породы иногда каолизированы. Характерен растительный детрит, корневые системы, сидерит.
Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, иногда битуминозные, с прослоями алевролитов и песчаников, со следами оползания. Встречаются растительный детрит, остатки листовой флоры.
Тюменская свита. На рассматриваемом месторождении тюменская свита вскрыта в 16 скважинах на глубинах 2966-3129 м.
Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Для пород свиты характерны обломки углефицированной древесины, тонких прослоев углей. В нижней части разреза породы более грубозернистые, иногда переходят в гравелиты и конгломераты. Свита охарактеризована керном в 7 скважинах.
По керну это аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, участками слабоалевритистые, в основном, с пологоволнистой и линзовидной слоистостью.
Нижняя часть свиты представлена аргиллитами темно-серыми, с буроватым оттенком. Породы плотные, крепкие, слабослюдистые, преимущественно тонкоотмученные, участками слабоалевритистые, реже слоистые за счет алевритового материала и аттрита, с прослоями алевритов и песчаников, встречаются вкрапления пирита, остатки аммонитов, двустворок, флоры.
Песчаники светло-серые, мелко-, среднезернистые, крепко-сцементированные, однородные, с глинисто-карбонатным цементом, с разнообразными типами слоистости за счет алевритового материала, растительного детрита.
Аргиллиты темно-серые до черных, крепкие, участками слабоалевритистые, с неровным сколом, неясной слоистостью. Алевролиты серые, крепкоуплотненные, слюдистые. Породы в значительной степени биотурбированы.
Характерен пирит.
К кровле свиты приурочен продуктивный пласт Ю1.
Георгиевская свита. Отложения георгиевской свиты вскрыты на глубинах 2884-3034 м. Литологически свита представлена аргиллитами темно-серыми, иногда черными, преимущественно тонкоотмученными, реже алевритистыми, неравномерно глауконитовыми. Среди пород встречаются остатки аммонитов, двустворок, реже лингул и онихитов.
Отложения представлены аргиллитами буровато-черными до черных, битуминозными, крепкими, плотными, местами тонкослоистыми. В породе присутствуют включения макрофауны (ростры белемнитов, отпечатки аммонитов и онихитов, остатки раковин пелеципод).
На диаграммах РК отмечается повышенное значение естественной радиоактивности. Баженовская свита является надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом.
Меловая система
Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел включает в себя отложения трех свит (снизу вверх): сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты; верхний - верхнюю часть покурской свиты, кузнецовской, березовской и нижнюю часть ганькинской свит.
На битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегают терригенные породы сортымской свиты на глубинах 2136-2452 м, включая в себя осадки берриасского и валанжинского времени. В основании сортымской свиты залегает подачимовская толща. Толщу слагают аргиллиты темно-серые, с горизонтальной слоистостью.
В самой нижней части отмечаются прослои слабобитуминозных аргиллитов.
Выше по разрезу залегает регионально невыдержанная ачимовская толща, представленная песчаниками серыми, мелкозернистыми, крепкими, слюдистыми, часто известковистыми с прослоями темно-серых аргиллитов.
Выше залегает довольно мощная толща преимущественно глинистых пород. Это аргиллиты серые, темно-серые, алевритовые, нередко тонкоотмученные с разнообразными типами слоистости, с линзообразными прослоями песчаников.
Верхняя часть сортымской свиты представлена песчаниками серыми с прослоями аргиллитов, аналогичных описанным выше. В этой части свиты песчаные прослои группируются в пласты, самым верхним из которых является БП7. Пласт БП7 и ниже залегающие горизонты являются продуктивными. К кровле сортымской свиты приурочена чеускинская пачка. Пачку слагают аргиллиты серые, темно-серые, тонкоотмученные, в разной степени алевритистые, с единичными прослоями песчаников.
Встречается обугленный растительный аттрит. Толщина сортымской свиты 583-671 м.
Тангаловская свита согласно залегает на отложениях сортымской свиты и вскрыта в интервале глубин 1754-2064 м на полную мощность практически всеми пробуренными скважинами. Свита имеет трехчленное строение и подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита, отвечающая валанжинским отложениям и охватывающая продуктивные пласты БП6, БП5 представлена чередованием пластов и пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчано-алевритовые породы представлены песчаниками и алевролитами светло-серыми, мелкозернистыми, обычно слюдистыми и хорошо отсортированными. Глинистые породы сложены аргиллитами серыми, плитчатыми, в различной степени алевритистыми с намывами углефицированного детрита.
Средняя подсвита, охватывающая пласты БП4-БП1, представлена глинами серыми, иногда зеленовато-серыми, хорошо уплотненными, редко комковатыми, с прослоями аргиллитоподобных разностей, чередующихся в сложном сочетании с серыми песчаниками и алевролитами.
Покурская свита. К отложениям верхов нижнего и низов верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.
На Губкинской площади покурская свита вскрыта на глубинах 665-1001 м и условно подразделяется на три части - нижнюю и среднюю (верхи нижнего отдела меловой системы) и верхнюю (низы верхнего отдела меловой системы).
Граница между отделами меловой системы из-за отсутствия резкой смены характерных комплексов практически не устанавливается.
В основании покурской свиты несогласно залегает евояхинская толща, сложенная песчаниками серыми, мелкозернистыми и алевролитами с единичными прослоями серых алевритовых глин. Мощность толщи 246-383м.
Породы с разнообразными типами слоистости. Характерен растительный детрит, остатки растений, стяжения сидерита, углистые прослои, отмечаются пирит, окатыши глин.
К данной части разреза условно приурочены пласты ПК16-ПК7. Отложения верхней части покурской свиты являются регионально газоносными. Залежь пласта ПК1, объединяет Пурпейскую и Северо-Пурпейскую площади.
Нефтегазоносными являются также пласты ПК22-ПК10.
Разрез сеноманских отложений изучен достаточно подробно в связи с тем, что к ним приурочена газовая залежь.
Сеноманский возраст верхней части покурской свиты устанавливается на основании спорово-пыльцевого комплекса, который в отличие от апт-альбского комплекса характеризуется преобладанием пыльцы голосеменных растений.
Кузнецовская свита начинает цикл морских осадков верхнего мела, продолжающийся вверх до палеогена, глинистая толща туронского-маастрихт-датского возраста является региональной покрышкой для газоносных пород сеномана. Кузнецовская свита трангрессивно залегает на морских и континентальных образованиях покурской свиты. Вскрыта на глубинах 642-972 м. Сложена свита глинами серыми и зеленовато-серыми, с зернами глауконита.
В глинах кузнецовской свиты содержатся остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, редкие зерна глауконита.
Березовская свита залегает согласно с подстилающими осадками кузнецовской и перекрывающими отложениями ганькинскои свит. Вскрыта на глубинах 535-828 м. Подразделяется на две подсвиты (нижнюю - опоковидно-глинистую и верхнюю- глинисто-алевритистую).
Нижняя подсвита сложена преимущественно глинами от серых до темно-серых и черных, монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными. Возраст подсвиты определяется по находкам скоплений двустворок, комплексам фораминифер и радиолярий как позднеконьяк-сантонский. Толщина нижнеберезовской подсвиты изменяется от 63 до 97 м.
Верхнеберезовская подсвита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Встречаются включения пирита. Отложения верхнеберезовской подсвиты по возрасту относятся к кампанскому ярусу. Толщина верхнеберезовской подсвиты изменяется от 31 до 88 м.
Отложения ганькинской свиты завершают разрез меловых отложений. Свита залегает на глубинах 364-520 м и представлена толщей серых, реже светло-серых, с зеленоватым оттенком глин, известковистых. Глины содержат пиритизированные водоросли, обломки раковин моллюсков.
Возраст свиты по комплексам фораминифер и микрофауне определяется как позднекампанский-маастрихт-датский. Толщина свиты колеблется от 160 до 221 м.
Палеогеновая система
Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом, олигоценом. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях, и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения. В составе палеогеновых отложений выделяются верхи ганькинской, талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская свиты.
Талицкая свита вскрыта на глубинах 268-391 м и представлена преимущественно глинистыми породами. Глины темно-серые с буроватым оттенком, алевритистые, с мелкими линзами кварцево-глауконитовых песчаников. Палеоценовый возраст свиты устанавливается по характерному комплексу фораминифер. Толщина свиты изменяется от 90 до 129 м.
Люлинворская свита вскрыта на глубинах 115-216 м и объединяет морские глинистые осадки нижнего, среднего и верхнего эоцена. Нижняя часть свиты представлена глинами опоковидными, опоками, с редкими прослоями глауконитовых песчаников. Средняя часть сложена глинами серыми, с прослоями диатомитов.
Заканчивается свита глинами желтовато-зелеными, тонкоотмученными, оскольчатыми, изредка слабо опоковидными с прослойками глинистых алевритов. Толщина свиты изменяется от 128 до 177 м.
Тавдинская свита. Отложения тавдинской свиты приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену. Сложена глинами зеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевритов.
Отложения свиты формировались в морских условиях. Встречаются единичные песчанистые и известковитые фораминиферы. Толщина свиты до 29-38 м.
Атлымская свита. Континентальные отложения атлымской свиты сложены песками с прослоями алевритов и глин. На основании спорово-пыльцевого комплекса отложения атлымской свиты приурочены к нижней и средней части олигоцена.
Новомихайловская свита сложена глинами, алевритами с прослоями песков и бурых углей. Встречаются отпечатки листьев, семена и макроспоры. Возраст свиты олигоценовый. Толщина атлымской и новомихайловской свит 61-74 м.
Четвертичная система
Четвертичная система представлена песками, супесями, суглинками, глинами, в нижней части с привносом грубообломочного материала, состоящего из гравия, галечников и мелких валунов. Мощность отложений системы 40-60 м.
В геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты выделено три структурно-тектонических этажа.
Нижний этаж - складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время. Он представлен эффузивными, интрузивными и осадочными, сильно дислоцированными и метаморфизированными породами. Многочисленные разломы, установленные в фундаменте, обусловили блоковый характер строения его поверхности.
Блоковое строение фундамента подтверждено региональными профилями МОГТ и МОВ, площадных МОГТ 59/86-87, 60/86-87, 43/86-87, 48/86-87 и других сейсморазведочных работ. Отдельным блокам фундамента соответствуют поднятия II и III порядков в платформенном чехле. Глубина залегания поверхности фундамента составляет 3200-3300 м в сводовых частях Пурпейского поднятия, достигая 4200-4500 м на его погруженных участках.
Промежуточный структурный этаж сопоставляется с отложениями пермско-триасового возраста. На данной площади осадочные отложения триасового возраста присутствуют не повсеместно. Они практически отсутствуют на территории Северного мегавала и врезаются узкими языками в южной части Танловско-Пурпейского крупного прогиба, а также в пределах Восточно-Пурпейского малого прогиба.
Отложения бурением не изучены, однако характер сейсмической записи указывает на то, что они сложены терригенными отложениями, в целом сходными с нижнеюрскими.
Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей мезозойских и кайнозойских образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол плиты, изучен наиболее полно. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород.
Согласно тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплат-форменного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (Бочкарев В.С. Боярских Г.К. 1990 г.) Губкинское месторождение расположено в пределах Пурпейской крупной брахиантиклинали Пурпейского малого вала Северного крупного вала.
Северный крупный вал - структура II порядка - находится в пределах Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур - крупной антиклинальной зоны I порядка.
С запада Северный вал ограничен Танловско-Пурпейским, с востока - Восточно-Пурпейским крупными прогибами. Пурпейский малый вал представляет собой приподнятую зону неправильной формы, вытянутую в северном направлении и осложненную структурами III порядка. В его южной части находится Пурпейская брахиантиклиналь, а в северной - Северо-Пурпейское локальное поднятие.
Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Губкинского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области и относится к числу первых месторождений, открытых в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В пределах Пурпейского вала расположены Губкинское, Северо-Губкинское и Присклоновое месторождения. Залежь газа пласта ПК1 перекрывает Губкинское, большую часть Северо-Губкинского и Присклонового месторождений.
Граница месторождения по неокомским залежам условно принимается по скважине 38.
Этаж нефтегазоносности Надым-Пурской нефтегазоносной области охватывает преимущественно глубины 750-3500 м. По насыщению и фазовому состоянию выявленные залежи углеводородов разнообразны, но преобладают газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками небольшой высоты.
Диапазон нефтегазоносности меловых отложений Губкинского месторождения распространен от ганькинской свиты (песчанистые глины) до тюменской свиты (пласт Ю2), что соответствует интервалу глубин 350-3100 м.
По состоянию изученности на 1.01.2001 г. в пределах месторождения пробурено 143 поисково-разведочных и 74 эксплуатационных скважин. В изученной части разреза месторождения установлены залежи в следующих резервуарах: дат-компанском (глины песчанистые) - газовые залежи; сеноманском (пласты ПК1 - ПК10) - газовые залежи; альбском (пласты ПК11 - ПК15) - преимущественно газовые залежи; аптском (пласты ПК16 - АП11) - преимущественно газонефтяные залежи; баррем-готеривском (пласты БП0 - БП7) - преимущественно газоконденсатно-нефтяные залежи; берриас-валанжинском (пласты БП8 - Ач) - преимущественно нефтегазо-конденсатные залежи; юрском (пласты Ю1 - Ю2) - преимущественно нефтяные залежи.
Залежь газа сеноманской продуктивной толщи по своему строению в основных чертах идентична одновозрастным залежам не только Надым-Пурской, но и других нефтегазоносных областей севера Тюменской области. Все аналогичные залежи контролируются лишь структурным фактором и являются по типу массивными.
Сеноманский резервуар представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород с подчиненной ролью последних. Сверху он перекрыт мощной толщей турон-датских глин морского генезиса, мощностью 500-800 м, что определяет высокие экранирующие свойства покрышки, позволившие сформироваться гигантским газовым залежам. Несмотря на экранирующие свойства турон-датских глин, при проходке скважин отмечались незначительные газопроявления внутри глинистой толщи. С целью изучения характера насыщения этих отложений была пробурена скважина 40 глубиной 650 м, вскрывшая нижнеберезовские отложения.
При испытании интервала 614-622 м получен незначительный приток газа. Вторым объектом испытания был интервал 378-398 м, представленный песчанистыми глинами. Дебит газа на штуцере 8 мм составил 1296 м3/сутки.
В пределах Губкинского месторождения мощность песчанистых газоносных глин достигает 200 м. Эта толща имеет значение не только при решении задач прогноза, но и является дополнительным объектом газа, ресурсы которого при определенных условиях могут быть освоены.
Пластовое давление в сеноманской залежи газа соответствует гидростатическому на уровне ГВК, поскольку песчано-алевролито-глинистая толща апт-сеномана представляет собой единую гидродинамическую систему, к верхней части которой приурочена залежь газа.
Мощность прослоев газонасыщенных коллекторов составляет 0.4-36.4 м, а глинистых разностей - 0.4-12.0 м. В среднем проницаемые породы составляют 78.8% от общей мощности продуктивного разреза.
Дебиты газа достигают 927 тыс. м3/сут. на 35 мм шайбе, по большинству объектов они составляют 250-450 тыс. м3/сут, при депрессиях 0.1-0.3 МПа.
Сеноманская газовая залежь на Губкинском месторождении является массивной, ее объем определяется двумя поверхностями: кровлей сеноманских отложений и уровнем газоводяного контакта. Достоверность положения кровли пласта ПК1 не вызывает сомнений, так как базируется на данных сейсморазведки и бурения. Наличие единой залежи, объединяющей Пурпейскую и Северо-Пурпейскую структуры, подтверждено наличием единого ГВК для северной и южной частей месторождения.
Соединяющий структуры прогиб имеет незначительную глубину (недостаточную для разделения на отдельные залежи). Ширина залежи в пределах перегиба составляет 3.3 км, высота не превышает 10 м. Исходя из этого, сеноманская газовая залежь рассматривается как единая.
По данным ГИС ГВК отбивается в однородном коллекторе в 43 скважинах. В остальных скважинах этот раздел проходит внутри заглинизированного прослоя, в интервале между подошвой самого нижнего газонасыщенного коллектора и кровлей залегающего ниже коллектора со слабым газонасыщением. Положение ГВК в разрезе сеноманской продуктивной толщи определено по данным ГИС достаточно надежно.
В пределах контура ГВК единая газовая залежь Губкинского месторождения имеет размеры 70.5 км х 7-14.5 км, высота 116 м, в том числе в пределах собственно Губкинского участка размеры залежи составляют 36.5 км х 10-14.5 км. Краткие сведение о залежи ПК1 месторождения приведены в табл. 1 Результаты глубокого бурения на Пурпейском валу свидетельствуют о высоких потенциальных возможностях неокомской и юрской частей разреза. Отличительной чертой нижней части разреза является достаточно сложный характер развития песчано-алевролитовых пластов в пределах всей площади Пурпейского вала.
Кроме того, большую роль в формировании этажа нефтегазоносности играют разрывные нарушения, которые в сочетании с существующими пластовыми и аномально высокими пластовыми давлениями создают благоприятные условия для межрезервуарной миграции углеводородов.
Таблица 1 Характеристика геолого-геофизической изученности пласта ПК1
№№НаименованиеХарактеристики1.Число разведочных скважин, штвсего130в контуре газоносности772.Число эксплуатационных скважин, штвсего74в контуре газоносности743.Объем проходки с отбором керна в продуктивных пластах, м1196.84.Вынос керна из продуктивных пластов, м426.85.Количество исследований керна, участвующих в построении модели, штпористости854проницаемости76водонасыщенности150остат.нефтенасыщенности7коэф. вытеснениякривых ОФП
1.3 Характеристика пластов коллекторов
Продуктивная толща сеномана на Губкинском месторождении, как и на других аналогичных месторождениях севера Западной Сибири, представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчаных и алевролитовых разностей. Продуктивной является верхняя (примерно 120 м) толща сеноманских отложений, соответствующая максимальным газонасыщенным толщинам. Максимальное значение газонасыщенных толщин (123.4 м) и эффективных газонасыщенных толщин (121.1 м) отмечается в скважине 1153.
Рисунок 4 а
Рисунок 4 б
Песчаные и глинистые прослои в большинстве невыдержанны по площади вследствие частой литологической изменчивости. Распределение толщин проницаемых прослоев, выделенных в газонасыщенной части разрезов скважин, приведено на рис.4А, непроницаемых разделов - на рис. 4Б. Толщины отдельных проницаемых прослоев изменяются от 0.4 до 36.4 м, непроницаемых от 0.4 до 14.4 м. Среди проницаемых преобладают прослои толщиной от 0.4 до 2 м, их доля в общем числе проницаемых прослоев составляет 65.1%.
Доля прослоев, толщина которых превышает 10 м составляет 5.3%. Среди непроницаемых наиболее часто встречаются прослои толщиной 0.4 - 1 м (63.8%). Четких закономерностей в изменении песчанистости по площади не наблюдается.
Средняя песчанистость сеноманских отложений на месторождении составляет 77.9%. Статистическая характеристика общих и эффективных толщин по скважинам, вскрывшим газовую часть пласта, а также характеристика неоднородности газовой части залежи приведена в таблице 2.
Песчаники и алевролиты, слагающие продуктивную толщу сеномана преимущественно серые и светло-серые, иногда с желтоватым и зеленоватым оттенком; встречаются темно-серые разности. Породы обычно слабосцементированные и на поверхность из скважин часто поднимается рыхлый песок. Песчаники и алевролиты слюдистые иногда с прослоями углистого.
Таблица 2 Характеристика толщин и неоднородности пласта ПК1
Параметр ПоказателиГВЗГубкинский участокОбщаяСреднее77.84толщина,Коэффициент вариации36.20мИнтервал от11.0изменениядо123.42ЭффективнаяСреднее61.97газона-Коэффициент вариации36.60сыщеннаяИнтервал от9.4толщинаизменениядо121.05Среднее80.53КоэффициентКоэффициент вариации12.24песчанистости,Интервал от42.21д.ед.изменениядо100.0Среднее34.95КоэффициентКоэффициент вариации40.84расчлененности, Интервал от3.0д.ед.изменениядо51.0Северо-Губкинский участокОбщаяСреднее45.69толщина,Коэффициент вариации157.85мИнтервал от5.6изменениядо294.0ЭффективнаяСреднее21.88газона-Коэффициент вариации36.29сыщеннаяИнтервал от4.8толщинаизменениядо32.6Среднее84.64КоэффициентКоэффициент вариации10.78песчанистости,Интервал от72.5д.ед.изменениядо100.0Среднее8.15КоэффициентКоэффициент вариации49.80расчлененности, Интервал от4.0д.ед.изменениядо15.0 При этом характерен непрерывный и постоянный переход из одной разности в другую. Разделяющие песчаные прослои глины темно-серые до черных, слюдистые, плотные, часто алевритистые или песчанистые, иногда вязкие. Наряду с ними встречаются алевролиты темно-серые, глинистые, плотные и серые известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические или мелкозернистые.
По керну часто отмечается тонкая горизонтальная и линзовидная слоистость в песчаниках за счет прослоек до 2-3 мм глинистого, углисто-глинистого и алевролитового материала.
Согласно описаниям шлифов, приведенным в отчете по подсчету запасов 1966г. минералогический состав пород коллекторов сеноманской залежи Губкинского месторождения аналогичен коллекторам сеноманских отложений других месторождений севера Тюменской области. Минеральный скелет пород составляют кварц (30-85 %), полевые шпаты (20-45 %), обломки пород (до 10-20 %) и слюда (5-7 %). Обломки пород преимущественно кремнистого состава.
Из акцессорных минералов в породах встречаются гранат, сфен, апатит, эпидот, ильменит и магнетит. Из аутигенных - сидерит, лейкоксен, пирит и кальцит.
Цементирующий материал в количестве 5-20 % представлен гидрослюдой, хлоритом, реже каолинитом. Тип цемента преимущественно поровый и пленочно-поровый.
Для коллекторов сеноманского продуктивного комплекса минеральный состав обломочной части оказывает слабое влияние на коллекторские свойства пород. Фильтрационно-емкостные свойства прямо зависят от содержания песчаной фракции.
По результатам анализов гранулометрического состава пород в коллекторах преобладают обломки размером от 0.01 до 0.25 мм, при этом в песчаниках и крупнозернистых алевролитах в большинстве случаев преобладает фракция 0.1-0.25 мм, а в мелкозернистых алевролитах и тонкозернистых песчаниках - 0.01-0.1 мм. Наблюдается увеличение содержания песчаной фракции (0.25-0.1 мм) вниз по разрезу 100-метровой толщи, что связано с прибрежно-морским генезисом верхней части сеноманских отложений и континентальным - нижней. О таком делении сеноманских отложений говорили уже многие исследователи: Ежова А.В. (1971 г.), Саркисян С.Г. и Комардинкина Г.Н. (1971 г.), Пантелеев Г.Ф. (1984 г.) и др.
Статистическая характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1 по данным керна, ГИС и гидродинамических исследований приведена в табл.3..
Коэффициенты пористости и проницаемости коллекторов определялась соответственно на 302 и 36 образцах (с учетом скважины 611). Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах от 28.6 до 49 %. Наиболее часто встречаются значения открытой пористости 33 - 36 %. Средневзвешенное по газонасыщенной толщине значение пористости составило 36.2 % .
Проницаемость пород меняется в еще более широких пределах от 35 до 5257 фм2. Средневзвешенное значение проницаемости составило 1291.6 фм2. По классификации А.А.Ханина коллекторы пласта ПК1 преимущественно I класса, реже встречаются коллекторы II и III класса.
Покрышкой сеноманской газовой залежи служит толща морских отложений турон-датского возраста, сложенная глинами и опоками кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Общая толщина этих отложений на месторождении порядка 300-350 м.
Таблица 3 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1
МетодПоказатели ПараметрыПорис-Прони-Газона-Водона-определениятость,цаемость,сыщенность,сыщенность,д.ед.мкм2 10-3д.ед.д.ед. Губкинский участок Количество образцов102848По кернуСреднее0.341239.58Коэффициент вариации14.11104.93Интервал от0.231.4изменениядо0.455257Количество интервалов4262364039663966По ГИССреднее0.35953.280.710.29Коэффициент вариации10.14143.8514.7536.10Интервал от0.251.970.210.08изменениядо0.439450.390.920.79Количество объектов70По ГДИСреднее640.00Коэффициент вариации101.42Интервал от98.00изменениядо4996.4 Северо-Губкинский участокКоличество образцов3610По кернуСреднее0.36894.80Коэффициент вариации8.5365.2Интервал от0.29272.00изменениядо0.411980.00Количество интервалов1066868По ГИССреднее0.350.620.38Коэффициент вариации9.1421.0634.36Интервал от0.280.300.10изменениядо0.430.900.70Количество объектовПо ГДИСреднееКоэффициент вариацииИнтервал отизменениядо
1.4 Физико-химические свойства пластового газа, воды
Компонентный состав свободного газа определялся в центральной лаборатории Главтюменьгеологии. В отчете 1966 г. состав газа охарактеризован 19 пробами из 18 скважин. Охарактеризованность залежи анализами свободного газа, а также его средний состав приведены в таблице 4.
Таблица 4
№ скв Интервал испытания, м Состав газа в объемных процентах Плотность отн. по воздуху Н2S СО2 N2 Не Аг H2 СН4 С2Н6 С3Н8 iС4Н10 1 740-750 н/обн 1..21 н/опр н/опр н/опр н/опр 98.79 следы 0 следы 0.565 2738-745.2*0.011.723.01 н/опр н/опр 0 95.11 0.15 0 н/обн 0.583 2 738-745.2* 0.01 1.67 5.04 н/опр н/опр 0 92.57 0.15 0 н/обн 5 737-771 н/обн 0.51 0.02 н/опр н/опр 0 99.12 0.33 0.02 н/обн 0.560 7 720-730 н/обн 0.63 0.04 н/опр н/опр 0 98.98 0.33 0.02 н/обн 0.561 8 715-730 н/обн 0.54 0 н/опр н/опр 0 99.21 0.23 0.02 н/обн 0.560 9 769-772 н/обн 0.30 0.19 н/опр н/опр 0 99.25 0.24 0.02 н/обн 0.558 12 772-782 н/обн 0.44 1.65 0.02 н/опр 0.02 97.87 следы следы н/обн 0.570 13 777-787 н/обн 0.22 1.20 0.02 н/опр 0 98.56 следы следы н/обн 0.560 15 767-777 0.01 0.90 2.15 0.01 н/опр 0.17 96.76 следы следы н/обн 0.560 17 765-770 н/обн 0.65 0.50 н/опр н/опр 0 98.70 0.15 следы н/обн 0.562 20 778-783 н/обн 0.67 1.36 0.02 н/опр 0.03 97.93 0 0 н/обн 0.570 790-794 21 750-753 н/обн 0.22 1.03 0.01 н/опр 0.01 98.73 0 0 н/обн 0.560 22 739.5-744.5 н/обн 0.68 1.18 0.02 н/опр 0 98.12 0 0 н/обн 0.570 24 672-745 н/обн 0.61 н/опр н/опр н/опр н/опр 99.19 0.20 следы н/обн 0.560 24 672-745 н/обн 0.51 н/опр 0.02 0.02 н/опр 99.20 0.27 0.02 н/обн 0.560 27 775-780 н/обн 0.44 1.43 0.02 н/опр 0.01 98.10 следы следы н/обн 0.570 30 758-765 н/обн 0.26 1.22 0.01 н/опр 0 98.51 следы 0 н/обн 0.560 769-776 36 770-776 н/обн 0.45 1.15 0.01 н/опр следы 98.39 следы следы н/обн 0.560 37 763-771 н/обн 0.22 1.57 0.02 н/опр 0.01 98.19 0 0 н/обн 0.560 Среднее значение н/обн 0.53 0.98 0.01 н/опр 0.02 98.53 0.16 0.01 н/обн 0.563 Примечание: *- анализы не учитывались при подсчете средних значений
Средний состав газа с увеличением количества анализов не изменился. Газ метановый: содержание метана в пробах изменяется от 96.76 до 99.25% (в среднем 98.53%). Из гомологов метана в отдельных пробах присутствуют этан (следы - 0.33%, в среднем 0.16%) и пропан (следы - 0.02%). Тяжелые углеводороды отсутствуют.
Из неуглеводородных газов основными являются углекислый газ (0.22-1.21%, в среднем 0.53%) и азот (0-2.15%, в среднем 0.98%).
В связи с повышенным содержанием углекислого газа (более 0.5%) при разработке сеноманской залежи необходимо предусмотреть мероприятия по антикоррозионной защите промыслового оборудования.
Из инертных газов отмечается гелий (в среднем 0.01% объема) и аргон (0.02%). По содержанию гелия месторождение относится к категории с низкой гелиеносностью (содержание менее 0.01%).
Плотность газа по воздуху изменяется в зависимости от его состава от 0.558 до 0.670, в среднем принимаем равной 0.563.
При сопоставлении состава газа Губкинского месторождения с газом других месторождений Севера Тюменской области, наблюдается ярко выраженная идентичность их состава: большое содержание метана (более 98%), полное отсутствие свободного водорода, сероводорода и тяжелых гомологов метана (бутанов и выше), а, следовательно, сравнительно низкая плотность газа.
Сведения о гидрогеологических условиях продуктивных отложений рассматриваемого района базируется на данных, полученных при испытании поисково-разведочных скважин. Гидрогеологические исследования в процессе разведки месторождения состояли в определении дебитов скважин, замеров пластовых и забойных давлений, пластовых температур, статических уровней, газосодержаний, отбора проб пластовой воды, растворенного газа и их анализа.
Всего на Губкинском и Северо-Губкинском месторождениях на дату подсчета выполнено 137 анализов пластовых вод, в том числе 26 проб - из апт-альб-сеноманских отложений, 43 пробы воды проанализировано на микрокомпонентный состав.
Физические и химические свойства пластовых вод изучались в ЦЛ Глав-тюменьгеологии и ЦЛ ПГО "Удмуртгеология".
Из имеющихся 26 химанализов пластовых вод апт-альб-сеноманского комплекса 6 проб отбраковано по комплексу параметров (наличие аномальных значений сульфат-ионов; величина рН, не соответствующая химизму вод; малая величина минерализации). Химический состав водорастворенного газа изучен по 7 пробам. Анализы выполнялись по стандартным методикам.
Губкинское месторождение расположено в пределах центральной части внутренней зоны Западно-Сибирского мегабассейна. В этом районе по современным представлениям выделяются три гидрогеологических этажа: палеозойский, мезозойский и кайнозойский, отличающиеся геологическим строением, условиями питания, источниками создания напоров вод. Ниже приведена характеристика представляющих первоочередной интерес альт-альб-сеноманского и олигоцен-четвертичного водоносных комплексов, входящих, соответственно, в мезозойский и кайнозойский гидрогеологические этажи.
На Губкинском месторождении пластовые воды апт-альб-сеноманского продуктивного комплекса охарактеризованы 26 пробами воды (таблица 5).
Таблица 5 Физические свойства пластовых вод олигоцен-четвертичного и апт-альб-сеноманского водоносных комплексов
ПластЧисло проб, штПлотность воды, г/куб.смТемпература, град.СТип водОбщая минерализация, г/лОлигоцен-четвертичный10-4гидрокарбонатно-натриевый, магниевый0,05-0,14Апт-альб-сеноман (ПК1)261,01319в верхней части -хлоридно-кальцевый в нижней части -гидрокарбонатно-натриевый18-19
Минерализация вод колеблется от 17.9 до 22.2 г/л. Тип вод меняется сверху вниз. Если в верхней части покурской свиты преобладают воды хлоридно-кальциевого типа, то в нижней части - воды гидрокарбонат-натриевого и смешанного типов.
Основными солеобразующими компонентами пластовых вод апт-сеноманского водоносного комплекса, как и всех месторождений севера Тюменской области, являются ионы натрия с калием (90-97 %-экв), хлора (88-99 %-экв), кальция (2-6 %-экв), магния (1-4 %-экв), гидрокарбоната (0.5-14 %-экв). Воды характеризуются отсутствием нитрат- и карбонат-ионов. Содержание йода изменяется от 9.23 до 17.80 мг/л, брома - от 34 до 59 мг/л.
Пластовые воды апт-альб-сеноманского комплекса насыщены метановым газом с содержанием метана 95.7-98.4%, тяжелые углеводороды составляют доли процента, азота - 0.006-2.19%, углекислого газа - 0.998%. Гидродинамическая обстановка апт-альб-сеноманского водоносного комплекса изучалась на основе анализа приведенных давлений. Такого рода сведения были подготовлены в 1978 г. (С.А. Федорцова, А.В.
Шанаурин) с составлением схематической карты гидроизопьез. В настоящее время эта карта уточнена с учетом новых данных.
По химическому составу пластовые воды верхнего гидрогеологического этажа гидрокарбонатно-натриевые, магниевые пресные, с минерализацией 0.05-0.14 г/л. Анализ качества подземных вод в пределах района показывает, что по большинству компонентов воды соответствуют нормам ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая". Исключение составляют низкая концентрация ионов фтора, повышенное содержание железа и марганца, а также повышенная мутность и цветность воды.
Бактериологические показатели в большинстве случаев удовлетворительные.
Питание горизонта происходит, в основном, за счет инфильтрации атмосферных осадков. Фильтрационные свойства водосодержащих отложений сравнительно высокие за счет преобладающего развития песчаных разностей.
Воды атлым-новомихайловского горизонта могут быть рекомендованы для хозяйственного и питьевого водоснабжения.
Четвертичный водоносный горизонт является наиболее изученным на исследуемой территории. В ряде районов для водоснабжения используют надмерзлотные воды несквозных таликов и межмерзлотные воды четвертичных отложений.
Надмерзлотные воды несквозных таликов распространены в виде узкой полосы под всеми ручьями, озерами, на залесенных водораздельных участках. Они приурочены к современным и средне-плейстоценовым отложениям - пескам, супесям, гравийно-галечниковым отложениям.
Отсутствие водоупора с поверхности обусловило безнапорный характер вод горизонта. Питание осуществляется за счет атмосферных осадков и бокового притока с водоразделов, реже за счет разгрузки нижележащих водоносных горизонтов по таликовым зонам.
1.5 Геокриологические условия
Особенности структурно-тектонического формирования Губкинского района наложили отпечаток на его геокриологическое и литологическое строение и резко обособили этот район. Неотектоническое воздымание осадочного чехла и фундамента сопровождалось уменьшением глубины залегания подошвы реликтового слоя многолетнемерзлых пород (ММП) по сравнению с соседними площадями. В целом разрезу свойственны высокие значения геотермических градиентов.
Современная мерзлота встречается отдельными островами на фоне широко распространенного до глубины 100-200 м надмерзлотного талика. Островная мерзлота обычно приурочена к участкам обширных безлесных или слабо залесенных бугристых торфяников и залегает непосредственно ниже слоя сезонного протаивания.
На залесенных придолинных и водораздельных участках и в пределах обширных болотных массивов многолетнемерзлые породы залегают на глубине первых десятков метров (0.4-10 м), либо вообще отсутствуют. Вмещающими породами являются песчано-глинистые четвертичные отложения.
Слой древней мерзлоты имеет прерывистое распространение, его отсутствие фиксируется под наиболее крупными речными долинами и в центральной части Губкинского месторождения. Положение кровли мерзлоты в общем плане повторяет рельеф дневной поверхности. Судя по общим формам температурных кривых, снятых в разведочных скважинах, подошва реликтового слоя мерзлоты в пределах месторождения залегает на глубинах 187-230 м.
Мощность ММП изменятся от 0 до 80-150 м. Встречаются линзы остаточной мерзлоты на глубине 320-330 м, мощностью до 50 м под руслами рек. Наиболее льдистые отложения приурочены к верхней части разреза (в слое годовых теплооборотов), с глубиной льдистость пород уменьшается. Криотекстура пород массивная.
Среднегодовая температура ММП составляет 0- 0.5 °С.
1.6 Запасы углеводородов
В 1967 г. по результатам бурения 19 скважин ГКЗ рассмотрены и утверждены запасы сеноманской газовой залежи (протокол ГКЗ 5095 от 24 февраля 1967 г.). Суммарные утверждённые запасы свободного газа составили 352.6 млрд. м3.
В соответствии с принятыми категориями и подсчетными параметрами по Губкинскому и Северо-Губкинскому участкам ЗапСибГеоНАЦ подготовил подсчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Губкинского месторождения по состоянию на 01.04.96 г. рассмотренный и утвержденный на ЦКЗ ОАО «Газпром» (протокол ЦКЗ № 25-98 от 6.04.1998 года). Утвержденные запасы свободного газа приняты на Государственный баланс. Начальные балансовые запасы свободного газа составляют 399081 млн. м3, в том числе 346711 млн. м3 по Губкинскому участку и 52370 млн. м3 по Северо-Губкинскому участку (табл.
6).
Таблица 6 Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа по состоянию на 01.04.95г.
ПластВариант подсчетаУчастокПлощадь газонос- ности, тыс.м3Средняя эффектив. газонасыщ. толщина, м Объем газона- сыщенных пород, тыс.м3Коэффициент открытой пористости, доли едКоэффициент газонасыщенности, доли едЗапСиб- ГеоНАЦС-Губкинский17017017.329348000.330.63Губкинский40988038.6158099000.350.73Всего58005032.318744700Начальное пластовое давление, физ.атмКонечное пластовое давление, МПаПоправкаНачальные балансовые запасы газа, млн.м3На температуруНа свойства газа, LhС-Губкинский75.31,021,0031,1552370Губкинский75.31,021,0031,15346711Всего399081
2. Технологический раздел
.1 Основные проектные решения и текущее состояние разработки
В 1968г. впервые по Губкинскому месторождению институтом ВНИИГаз и его Тюменским филиалом был составлен Комплексный проект опытно-промышленной эксплуатации. в котором были обоснованы следующие основные показатели: запасы газа - 250 млрд.м3; годовой отбор газа - 10 млрд.м3; количество скважин - 53; средний дебит - 700 тыс.м3/сут; начальная депрессия - 0,196 МПа; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм.
В 1975г. ТюменНИИгипрогазом был составлен Проект опытно-промышленной эксплуатации Губкинского месторождения (Протокол ЦКР Мингазпром № 26/75 от 19.08.75г.) на вновь утвержденные ГКЗ запасы в объеме 352,6 млрд.м3 по категории В+С1 (Протокол ГКЗ № 5095 от 24.02.67г.), по которому принят вариант разработки с уровнем годовой добычи 20 млрд.м3, количество эксплуатационных вертикальных скважин 203, из них 115 на южном и 88 на северном. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, лифтовые трубы 114 мм. Средний дебит скважин принят для южного участка 500 тыс.м3/сут, для северного - 200 тыс.м3/сут.
Для обеспечения равномерной выработки запасов по разрезу предлагалось дифференцированное вскрытие продуктивного пласта.
ГКМ / 05.07.2011 / Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение
Карта месторожденРис. 1. Районирование Западно-Сибирской платформы. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская
Рис. 2. Газовые месторождения Приобской Губы
Рис. 3. Структура месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысское
Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение (ГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской платформы, в пределах Гыданской нефтегазоносной области (рис. 1).
Месторождение находится в акватории Обской Губы Карского моря (рис. 2). Представления о геологии и литологическом составе отложений шельфа Карского моря еще очень скудны.
Они основываются главным образом на данных сейсмического профилирования, реже бурения параметрических и поисковых скважин.
Складчатый фундамент Карского моря обнажается на Таймыре, островах Новая и Северная Земля, где в его строении участвуют раннепротерозойские и палеозойские породы. Для фундамента характерно развитие крупных линейно вытянутых валов и прогибов субмеридионального и северо-восточного простирания. Строение осадочного чехла во многом наследует структурные особенности фундамента.
Контакт складчатого фундамента и осадочного чехла пока не вскрыт бурением. Судя по близко расположенным разрезам полуострова Ямал, к самым древним образованием чехла района, относятся палеозойские породы, широко развитые на этой территории.
Триасовые отложения устанавливаются только сейсморазведочными данными в узких линейных прогибах. Возраст их установлен по аналогии с разрезами на соседних территориях. Нижне-среднеюрскую толщу, вскрытую бурением, слагают чередующиеся морские и прибрежно-континентальные отложения большехетской серии общей мощностью до 2,5 км.
Серия разделяется на следующие свиты: малышевскую (песчаники), леонтьевскую (алевролиты, аргиллиты), вымскую (песчаники с прослоями алеролитов), лайдинскую (аргиллиты с прослоями песчаников и множеством растительных остатков), джангодскую (песчаники, алевролиты, аргиллиты), левинскую (аргиллиты с прослоями песчаников, конгломератов) и зимнюю (песчаники, алевролиты, аргиллиты с прослоями конгломератов).
Верхнеюрский комплекс представлен мелководно- и прибрежно-морской песчано-глинистой сероцветной формацией, изучен он очень слабо. На сопредельных территориях отложения его выделяются в составе даниловской, абалакской и баженовской свит.
Меловая часть разреза вскрыта бурением в акватории Обской и Тазовской губ. Отложения меловой системы очень изменчивы по простиранию и образованы чередующимися морскими, солоноватоводными и пресноводными толщами.
Сортымская свита (берриас-валанжин) сложена преимущественно серыми аргиллитами с тонкими прослоями известковистых алевритов и песчаников. В нижней части сортымской свиты выделяется ачимовская толща, представленная линзовидными песчаниками, серыми алевролитами с прослоями аргиллитоподобных глин.
Тангаловская свита (валанжин-апт) представляет собой переслаивание песчаников, зеленовато-серых алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин.
В Уренгойском районе тангаловская свита перекрывается покурской свитой (апт-сеноман), завершающей разрез нижнего мела. Последняя сложена преимущественно отложениями мелководных опресненных бассейнов и континентальными песчаниками, глинами, алевролитами. Мощность свиты – до 600 м.
Покурская свита трансгрессивно перекрыты породами кузнецовской свиты (турон), состоящей из серых, зеленовато-серых глин с примесью алевритового материала, зерен глауконита и пропластками глауконитовых песков. Мощность свиты 7–100 м.
Кузнецовская свита перекрыта отложениями березовской свиты (коньяк-кампан), которая представлена серыми и зеленовато-серыми глинами с отдельными прослоями и пачками опоковидных глин в верхней части, и серыми и светло-серыми опоками и опоковидными глинами в нижней. Мощность свиты составляет 80–200 м.
Меловой разрез завершается ганькинской свитой (маастрихт), которая трансгрессивно перекрывает нижележащие отложения. Она образована зеленовато-серыми алевритистыми, известковыми глинами с прослоями глинистых известняков и мергелей, стяжениями сидерита и пиритизированными растительными остатками. Мощность свиты составляет 50–120 м.
Отложения палеогена трансгрессивно залегают на меловых. В нижней части они представлены серыми глинами и глинистыми алевролитами талицкой свиты (палеоцен), мощность ее составляет 70–150 м.
Перекрывающие талицкую свиту песчаные отложения отнесены к тибейсалинской свите (палеоцен), сложенной светло-серыми глинистыми песками с кремнистыми и сидеритовыми стяжениями. Мощность свиты достигает 300 м.
Вышележащая люлинворская свита (эоцен) состоит из морских опоковидных глин, опок, диатомитов с прослоями глауконитовых песчаников и алевролитов, последние локализуются в верхней части разреза свиты. Выше по разрезу обособляется песчаная корликовская толща (олигоцен). Общая мощность этих отложений составляет 350–400 м.
Четвертичные отложения развиты практически повсеместно и представлены озерно-аллювиальными, озерно-болотными и прибрежно-морскими отложениями.
Осадочные образования Обской Губы вскрыты лишь до глубин
3000 м (месторождение Обское). На месторождениях Северо-Каменномысское, Каменномысское-море разрез отложений известен до глубин
1000 м, что отвечает верхам сеномана.
Северо-Каменномысское месторождение является первым на шельфе Обской Губы, оно открыто в 2000 году. К настоящему времени на месторождении пробурены восемь поисково-разведочных скважин. Установлена промышленная газоносность сеноманских отложений. ГВК находится на глубине 1053 м. Месторождение Северо-Каменномысское и расположенное южнее Каменномысское-море относятся к Каменномысской зоне нефтегазонакопления (ЗНГН).
Они приурочены к Каменномысскому валу, расположенному Южно-Ямальско-Мессояхинской седловине. Вал имеет субмеридиональное простирание, что выявлено поисково-профильными сейсморазведочными работами. В этой структуре перспективны для поисков газа и конденсата сеноманские и нижнемеловые отложения (рис.
3).
Северо-Каменномысское месторождение располагается в 50 км от действующего Ямбургского месторождения. Глубина моря в районе месторождения составляет 11– 4 м.
Запасы свободного газа на Северо-Каменномысском месторождении по категории С1+С2 составляет 253,9 млрд. м 3. по категории С1 – 22,7 млрд. м 3. По величине геологических запасов газа Северо-Каменномысское месторождение классифицируется как крупное.
Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Н. В. Безносова и др. М. Недра, 1987, 336 с.
Холодилов В.А. Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей. Диссертация на соискание ученой степени д.г.-м.н.
Москва. 2006.
Гидрогеология нефтегазоносных отложений Пякупурского куполовидного поднятия
Гидрогеологические исследования Западно-Сибирской плиты, Пякупурского куполовидного поднятия. Установление гидрогеологических закономерностей бассейна: зональность, формирование ионно-солевого состава, особенности вод нефтяных и газовых месторождений.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже.
Cтуденты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны
Подобные работы
Подземные воды подразделяются на грунтовые, пластовые напорные, тектонические, связанные и технические. Предмет и задачи палеогидрогеологии. Понятие о гидрогеологических циклах.
Гидрогеологические наблюдения и исследования.
контрольная работа [12,0 K], добавлена 05.01.2004
Геолого-геофизическая изученность района. Тектоническое строение и стратиграфия участка исследований. Методика и техника полевых работ, обработка и интерпретация данных.
Стратиграфическая привязка и корреляция отражающих границ. Построение карт.
курсовая работа [2,5 M], добавлена 10.11.2012
Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин.
Техника безопасности.
отчет по практике [2,0 M], добавлена 20.03.2012
Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт.
Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
отчет по практике [4,5 M], добавлена 23.10.2011
Cхема нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Фрагмент региональной стратиграфической схемы нижней и средней юры Западной Сибири. Примеры временных седиментационных моделей средне-верхнебатского комплекса.
презентация [17,3 M], добавлена 09.07.2011
Запасы нефти и основные показатели разработки Тэдинского месторождения. Расчёт экономической эффективности мероприятий по применению диспергатора парафиновых и асфальтеновых отложений для нефтяных и газовых месторождений и применению щелевых фильтров.
дипломная работа [928,6 K], добавлена 17.12.2012
Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.
презентация [259,8 K], добавлена 30.03.2010
Гидрогеологические исследования при поисках, разведке и разработке месторождений твердых полезных ископаемых: задачи и геотехнологические методы. Сущность и применение подземного выщелачивания металлов, выплавки серы, скважинной гидродобычи рыхлых руд.
реферат [28,8 K], добавлена 07.02.2012
Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин.
Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
отчет по практике [1,0 M], добавлена 22.10.2012
Изучение и оценка ресурсов углеводородного сырья в статическом и динамическом состоянии; геологическое обеспечение эффективной разработки месторождений; методы геолого-промыслового контроля. Охрана недр и природы в процессе бурения и эксплуатации скважин.
курс лекций [4,4 M], добавлена 22.09.2012
Гидрогеология нефтегазоносных отложений Пякупурского куполовидного поднятия
Новиков Д.А.
Гидрогеологическим исследованиям Западно-Сибирской плиты посвящены работы крупнейших российских исследователей Б.П. Ставицкого, М.С. Гуревича, Н.М. Кругликова, А.Э. Конторовича, В.В.
Нелюбина, С.В. Егорова и многих других. Результатом их явилось установление основных гидрогеологических закономерностей бассейна, в частности его зональности, специфики формирования ионно-солевого состава, особенностей вод нефтяных и газовых месторождений и других. Тем не менее, несмотря на существование ряда сводных работ по гидрогеологии и гидрогеохимии Западно-Сибирского мегабассейна [1-5], гидрогеология подземных вод нефтегазоносных отложений северных районов остаётся слабо изученной, поскольку большинство исследований последних десятилетий касались гидрогеологии осадочного чехла южной половины мегабассейна.
Поэтому любые новые данные по гидрогеологии и гидрогеохимии севера Западной Сибири представляют несомненный научный интерес.
Последняя четверть 20-го века была ознаменована бурным развитием нефтегазового комплекса Западной Сибири, вследствие этого здесь накоплен обширный фактический материал по составу подземных вод и гидрогеологии в целом. В настоящей работе использованы данные по гидрогеологии и гидрогеохимии подземных вод нефтегазоносных отложений Пякупурского куполовидного поднятия, преимущественно структур приуроченных к Комсомольскому, Барсуковскому, Известинскому и Вьюжному месторождениям.
Пякупурское куполовидное поднятие является структурой второго порядка осложняющей структурный план Северного свода, который расположен в северной зоне центральной части бассейна (рис.1) и по седиментологическим, фациальным, тектоническим и другим характеристикам является типичной структурой этого региона. В нефтегазоносной части данного региона, как и Западно-Сибирского бассейна в целом, выделяется три основных водоносных комплекса: апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский. Некоторые общие сведения о водоносных горизонтах приведены в таблице 1. Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс представлен отложениями покурской свиты, сложенными в верхней части уплотнёнными песками, серыми, зеленовато-серыми песчаниками, тёмно-серыми, серыми алевритистыми глинами с прослоями ракушечников, гравелитов и конгломератов.
Нижняя часть комплекса сложена преимущественно серыми, тёмно-серыми песчаниками, чередующимися с тёмно-серыми глинами и алевролитами.
Подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса относятся к хлоридному натриевому или хлоридно-гидрокарбонатному натриевому типам с минерализацией 6,5-20,3 г/л (табл.2). В катионном составе доминирующее положение занимает Na+, составляя до 7,1 г/л. Среди анионов преобладает Cl-, концентрации которого достигают 11,7 г/л. Газонасыщенность подземных вод изменяется в широком интервале и составляет 1-3 л/л. Какой либо закономерности в изменении газонасыщенности вод апт-альб-сеноманского комплекса по латерали или глубине не отмечено, поскольку даже в пределах одного пласта она непостоянна и может меняться в два и более раз.
ВРГ имеют метановый состав с содержанием метана до 98 об.%, среднее содержание азота составляет 1,5 об.%, водорода 0,03 об.%, гомологов метана до 0,6 об.%.
Термобарические условия рассматриваемого комплекса изменяются значительно. Так, температура подземных вод возрастает с глубиной от 25 до 58 °С, а пластовые давления от 8,5 до 17,0 МПа.
Неокомский гидрогеологический комплекс имеет сложное формационное строение и включает проницаемые пласты группы А и группы Б. Первые представлены верхней подсвитой тангаловской свиты, сложенной серыми глинами, иногда зеленовато-серыми, чередующимися с серыми песчаниками и алевролитами; вторые - средней, нижней подсвитами тангаловской свиты и отложениями сортымской свиты, сложенными преимущественно серыми глинами, чередующимися с серыми песчаниками и алевролитами с линзовидными прослоями песчаников. В нижней части сортымской свиты выделяется ачимовская глинисто-алеврито-песчаная толща, имеющая клиноформное строение.
Подземные воды неокомского комплекса относятся к хлоридному натриевому или хлоридно-гидрокарбонатному натриевому типам с минерализацией 3,2-24,0 г/л (табл.2). Среди катионов, как и в апт-альб-сеноманском комплексе, доминирующее положение занимает натрий до 9,1 г/л. В анионном составе резко преобладает хлор до 14,2 г/л, при среднем значении 7,1 г/л.
Но, в хлоридно-гидрокарбонатно-натриевом типе существенно возрастает роль гидрокарбонат-иона, концентрации которого достигают в некоторых точках 2,4 г/л. Газонасыщенность подземных вод изменяется довольно широко, интервал колебаний составляет от 0,3 до 3,2 л/л, причём как и в апт-альб-сеноманском комплексе не отмечено каких-либо закономерностей её изменения. ВРГ комплекса имеют метановый состав, причём доля его гомологов увеличивается по сравнению с вышезалегающим комплексом и достигает 5-7 об.%.
В то же время на смежных площадях их содержания ещё выше, достигают в среднем 10 об.%, а средние в отдельных точках до 35 об.% [6].
Таблица 1.
Гидрогеологическая характеристика водоносных комплексов
Тема: Исследование разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Ижевск - 2009
Введение
Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале. Объектом рассмотрения настоящей работы является сеноманская газовая залежь (пласт ПК1). Запасы газа по пласту ПК1 впервые утверждены ГКЗ СССР по категории С1 в объеме 352,62 млрд.м3 (протокол ГКЗ №5095, 1967г.). В 1998г. с учетом дополнительных данных, полученных по результатам разведочного и эксплуатационного бурения и переинтерпретации имеющихся материалов, предприятием ЗапСибГеоНАЦ проведен пересчет начальных запасов газа.
Запасы утверждены Комиссией по запасам ОАО «Газпром» в объеме 399,1 млрд.м3 (протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г).
По состоянию на 01.01.2002 г. из месторождения отобрано 33,308 млрд.м3, что составляет 8,35 % от начальных балансовых запасов газа.
В проекте разработки месторождения от 1995 г. рассматривалось три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями годовой добычи газа 10, 13 15 млрд.м3 на период постоянной добычи. В качестве основного был предложен вариант с уровнем годовой добычи 13 млрд.м3, число эксплуатационных скважин 73 единицы (25 кустов) на южном, более крупном по запасам, и 15 скважин (5 кустов) - на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов.
Средний проектный дебит скважин на южном участке - 500 тыс.м3/сут, на северном - 580 тыс.м3/сут.
В настоящей работе на основе анализа геолого-промысловых параметров, анализа геологической и геологогазогидродинамической моделей разработки сеноманской залежи будут проанализированы прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения и даны коррективы по совершенствования системы разработки.
1. Геологический раздел
.1 Общие сведения о месторождении
Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале.
Ближайшими крупными месторождениями являются Западно-Таркосалинское (20 км на северо-восток), Комсомольское (17 км на юго-запад), Тарасовское (в 30 км на восток). Наиболее крупными населенными пунктами на рассматриваемой территории являются: районный центр Тарко-Сале (в 35 км к востоку) и железнодорожная станция Пурпе. Поселок Тарко-Сале связан воздушным транспортом с Тюменью (1120 км), Сургутом (465 км), Салехардом (550 км).
Железнодорожная станция Пурпе расположена в непосредственной близости от базы ОАО "Пурнефтегаз" и Губкинского месторождения и является базой круглогодичного действия, позволяющей постоянно принимать и отправлять поступающие грузы. Непосредственно в районе месторождения построен город Губкинский, население которого на 1.01.2001г. составляет 19,2 тыс. жителей.
Сравнительно недалеко от месторождения проходят трасса автомобильной дороги Новоаганск - Тарко-Сале. В 9 км к востоку от Губкинского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, южнее - ветка нефтепровода Харампурское-Тарасовское-Восточно-Тарасовское месторождения. Электроснабже-ние осуществляется по ЛЭП от Сургутской ГРЭС.
Население, в основном русскоязычное, занято в строительной, газо- и нефтедобывающей промышленности. Местное население - ненцы, селькупы-малочисленно и занимается, в основном, охотничьим и рыбным промыслами и оленеводством.
В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой полого-холмистую равнину, в значительной степени переработанную эрозионными и криогенными процессами. Абсолютные отметки рельефа составляют +30 ¸ +72м. Значительная часть территории заболочена и покрыта озерами.
Существенная заболоченность района работ объясняется выровненностью рельефа местности и широким распространением слоя многолетнемерзлых пород, препятствующих циркуляции поверхностных вод в летнее время года.
Болотные ландшафты представлены плоско-бугристыми мерзлыми болотами, имеющими кустарниково-лишайниково-моховый покров на буграх и травяно-моховый в понижениях. Северо-таежные ландшафты представлены редкостойными сосново-лиственными лесами, а вдоль рек Пяку-Пур и Пур-Пе произрастают долинные сосново-кедрово-еловые и лиственные леса в сочетании с ивняками и лугами.
Гидрографическая сеть представлена реками Пяку-Пур, Пур-Пе и их притоками. Реки типично равнинные с медленным течением и извилистым руслом. В период весеннего паводка являются практически судоходными. Уровень воды в них в паводок поднимается на 0,5-3,5 м.
Пуровский район богат месторождениями строительных материалов. В пяти километрах от пос.Тарко-Сале разведано Таркосалинское месторож-дение кирпичных глин. Утвержденные запасы глин 1117,1 тыс.м3 по категориям А+В+С1.
Нерчинское месторождение кирпичных глин расположено в 20 км западнее пос.Тарко-Сале. Глины пригодны для производства кирпича марки 200 .
В 4 км к северо-востоку от пос.Тарко-Сале находится Таркосалинское место-рождение песков. Пески пригодны для приготовления строительных растворов и строительства дорог. Средняя толщина песчаной толщи 14,5 м, запасы составляют 7,6 млн.м3.
Для водоснабжения используются пресные подземные воды олигоцен-четвертичного водоносного комплекса распространенные на месторождении повсеместно на глубинах 30-150м.
Поисково-разведочное бурение Губкинского месторождения осуществляла Таркосалинская НГРЭ объединения "Пурнефтегазгеология", основная база которой расположена в пос. Тарко-Сале. С 1982 г. поисково-разведочные работы проводила Северная НГРЭ объединения "Удмуртгеология", база которой располагалась в пос.
Пурпе.
1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения
В исследовании геологического строения района использовались результаты маршрутных сейсморазведочных работ МОВ по рекам Пур и Таз (сп 5/60-61), Пяку-Пур (сп 30/61-62), Пурпе (сп 31/62), Вэнгапур и Айваседопур (сп 24/63). По данным этих работ выделен ряд антиклинальных перегибов по отражающим горизонтам в платформенном чехле плиты. Они послужили основанием для постановки детальных сейсморазведочных работ.
По данным маршрутных исследований был выделен крупный тектонический элемент в платформенном чехле - Северный свод, а в его пределах - Пурпейский вал.
По состоянию на 01.01.1995 г. совместно на двух площадях было пробурено 130 скважин общим метражом 304098 м, в т.ч. 31 скважина - на сеноман (26516 м).
Большинство выявленных залежей Губкинского месторождения по нижнемеловым отложениям в плане перекрываются контуром сеноманской залежи, а продуктивные пласты Северо-Губкинского месторождения распространены за пределами сеноманской залежи (рис. 2, 3). Положение в плане залежей неокомских пластов повлияло на размещение глубоких скважин.
Часть их пробурена за контуром сеноманской залежи.
Геологический разрез по линии скважин 60-68-57-15-26-20-17-609-608-25-640-633-24-1-2
Геологический разрез по линии скважин 628-641-611-633-1201-627
При подсчете запасов ЗапСибГеоНАЦ по состоянию на 01.01.1995 г. учтены данные по 102 скважинам, 77 из которых пробурены в пределах сеноманской залежи. Скважины 38, 48, 59сг, 76сг, 617, 644, 802сг бурились без каротажа сеноманской залежи, в скв. 41 и 42 проведен только радиоактивный каротаж.
Пробурены две специальные скважины (60, 611) со сплошным отбором керна из сеноманских продуктивных отложений и с переменной минерализацией бурового раствора.
Отбор керна произведен в 23 сеноманских скважинах. Значительную долю из всего вынесенного керна составляет керн из специальных скважин 60 и 611.
По состоянию на 01.01.2006 г. по Губкинскому участку месторождения пробурены 74 из 79 проектных эксплуатационных скважин, проведены геофизические и промысловые исследования в скважинах. В большинстве разведочных и во всех эксплуатационных скважинах проведена оцифровка материалов ГИС в интервале пласта ПК1. В газонасыщенной части пласта во всех скважинах проведена интерпретация данных ГИС.
К недостаткам проведенных исследований следует отнести практическое отсутствие информации в водоносной части сеномана, в т.ч. в законтурных скважинах.
Палеозойский фундамент [1].
Доюрские отложения вскрыты на ряде площадей Пуровского района. На ближайшей Западно-Таркосалинской площади в скважине 99 фундамент вскрыт на глубине 4502 м (забой 4723 м) и представлен базальтами зелеными и коричневатыми, миндалекаменными и хаотически трещиноватыми (по трещинам развит кальцит), слабо выветрелыми до состояния коры выветривания. Встречаются также туфогенные толщи, представленные чередованием туфопесчаников, туфоалевролитов и туффиттов, с редкими зеркалами скольжения и микросдвигами.
Породы пестроокрашенные. Эта вулканогенно-осадочная толща отнесена с определенной долей условности к нижнему-среднему девону.
Скважина Таркосалинская 299 вскрыла палеозойские отложения на глубине 4911-4923 м. Последние представлены бобово-оолитовыми бокситами (6.6 м), очень крепкими, возможно на кремнистом цементе, верхние 0.5 м сильно выветрелые, оолиты имеют размер от 1.0-1.5 мм до 5-6 мм, плотно упакованы. Межоолитовое пространство (цемент) в обилии содержит ярко-зеленый до изумрудного цвета минерал (хлорит). Порода кавернозная (за счет выщелачивания первичного цемента).
При испытании пород палеозойского возраста на территории Губкинского месторождения притоков пластового флюида не получено.
Юрская система
Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Отложения нижнего и среднего отделов юры представлены терригенными породами котухтинской свиты и континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно породы морского происхождения, подразделяющегося на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.
Разрез свиты сложен чередованием песчаников серых, зеленовато-серых с алевролитами и уплотненными аргиллитами. Породы иногда каолизированы. Характерен растительный детрит, корневые системы, сидерит.
Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, иногда битуминозные, с прослоями алевролитов и песчаников, со следами оползания. Встречаются растительный детрит, остатки листовой флоры.
Тюменская свита. На рассматриваемом месторождении тюменская свита вскрыта в 16 скважинах на глубинах 2966-3129 м.
Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Для пород свиты характерны обломки углефицированной древесины, тонких прослоев углей. В нижней части разреза породы более грубозернистые, иногда переходят в гравелиты и конгломераты.
Свита охарактеризована керном в 7 скважинах. По керну это аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, участками слабоалевритистые, в основном, с пологоволнистой и линзовидной слоистостью.
Нижняя часть свиты представлена аргиллитами темно-серыми, с буроватым оттенком. Породы плотные, крепкие, слабослюдистые, преимущественно тонкоотмученные, участками слабоалевритистые, реже слоистые за счет алевритового материала и аттрита, с прослоями алевритов и песчаников, встречаются вкрапления пирита, остатки аммонитов, двустворок, флоры.
Песчаники светло-серые, мелко-, среднезернистые, крепко-сцементированные, однородные, с глинисто-карбонатным цементом, с разнообразными типами слоистости за счет алевритового материала, растительного детрита.
Аргиллиты темно-серые до черных, крепкие, участками слабоалевритистые, с неровным сколом, неясной слоистостью. Алевролиты серые, крепкоуплотненные, слюдистые. Породы в значительной степени биотурбированы.
Характерен пирит.
К кровле свиты приурочен продуктивный пласт Ю1.
Георгиевская свита. Отложения георгиевской свиты вскрыты на глубинах 2884-3034 м. Литологически свита представлена аргиллитами темно-серыми, иногда черными, преимущественно тонкоотмученными, реже алевритистыми, неравномерно глауконитовыми. Среди пород встречаются остатки аммонитов, двустворок, реже лингул и онихитов.
Отложения представлены аргиллитами буровато-черными до черных, битуминозными, крепкими, плотными, местами тонкослоистыми. В породе присутствуют включения макрофауны (ростры белемнитов, отпечатки аммонитов и онихитов, остатки раковин пелеципод).
На диаграммах РК отмечается повышенное значение естественной радиоактивности. Баженовская свита является надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом.
Меловая система
Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел включает в себя отложения трех свит (снизу вверх): сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты; верхний - верхнюю часть покурской свиты, кузнецовской, березовской и нижнюю часть ганькинской свит.
На битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегают терригенные породы сортымской свиты на глубинах 2136-2452 м, включая в себя осадки берриасского и валанжинского времени. В основании сортымской свиты залегает подачимовская толща. Толщу слагают аргиллиты темно-серые, с горизонтальной слоистостью.
В самой нижней части отмечаются прослои слабобитуминозных аргиллитов.
Выше по разрезу залегает регионально невыдержанная ачимовская толща, представленная песчаниками серыми, мелкозернистыми, крепкими, слюдистыми, часто известковистыми с прослоями темно-серых аргиллитов.
Выше залегает довольно мощная толща преимущественно глинистых пород. Это аргиллиты серые, темно-серые, алевритовые, нередко тонкоотмученные с разнообразными типами слоистости, с линзообразными прослоями песчаников.
Верхняя часть сортымской свиты представлена песчаниками серыми с прослоями аргиллитов, аналогичных описанным выше. В этой части свиты песчаные прослои группируются в пласты, самым верхним из которых является БП7. Пласт БП7 и ниже залегающие горизонты являются продуктивными.
К кровле сортымской свиты приурочена чеускинская пачка. Пачку слагают аргиллиты серые, темно-серые, тонкоотмученные, в разной степени алевритистые, с единичными прослоями песчаников. Встречается обугленный растительный аттрит. Толщина сортымской свиты 583-671 м.
Тангаловская свита согласно залегает на отложениях сортымской свиты и вскрыта в интервале глубин 1754-2064 м на полную мощность практически всеми пробуренными скважинами. Свита имеет трехчленное строение и подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита, отвечающая валанжинским отложениям и охватывающая продуктивные пласты БП6, БП5 представлена чередованием пластов и пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчано-алевритовые породы представлены песчаниками и алевролитами светло-серыми, мелкозернистыми, обычно слюдистыми и хорошо отсортированными. Глинистые породы сложены аргиллитами серыми, плитчатыми, в различной степени алевритистыми с намывами углефицированного детрита.
Средняя подсвита, охватывающая пласты БП4-БП1, представлена глинами серыми, иногда зеленовато-серыми, хорошо уплотненными, редко комковатыми, с прослоями аргиллитоподобных разностей, чередующихся в сложном сочетании с серыми песчаниками и алевролитами.
Покурская свита. К отложениям верхов нижнего и низов верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.
На Губкинской площади покурская свита вскрыта на глубинах 665-1001 м и условно подразделяется на три части - нижнюю и среднюю (верхи нижнего отдела меловой системы) и верхнюю (низы верхнего отдела меловой системы).
Граница между отделами меловой системы из-за отсутствия резкой смены характерных комплексов практически не устанавливается.
В основании покурской свиты несогласно залегает евояхинская толща, сложенная песчаниками серыми, мелкозернистыми и алевролитами с единичными прослоями серых алевритовых глин. Мощность толщи 246-383м.
Породы с разнообразными типами слоистости. Характерен растительный детрит, остатки растений, стяжения сидерита, углистые прослои, отмечаются пирит, окатыши глин.
К данной части разреза условно приурочены пласты ПК16-ПК7. Отложения верхней части покурской свиты являются регионально газоносными. Залежь пласта ПК1, объединяет Пурпейскую и Северо-Пурпейскую площади.
Нефтегазоносными являются также пласты ПК22-ПК10.
Разрез сеноманских отложений изучен достаточно подробно в связи с тем, что к ним приурочена газовая залежь.
Сеноманский возраст верхней части покурской свиты устанавливается на основании спорово-пыльцевого комплекса, который в отличие от апт-альбского комплекса характеризуется преобладанием пыльцы голосеменных растений.
Кузнецовская свита начинает цикл морских осадков верхнего мела, продолжающийся вверх до палеогена, глинистая толща туронского-маастрихт-датского возраста является региональной покрышкой для газоносных пород сеномана. Кузнецовская свита трангрессивно залегает на морских и континентальных образованиях покурской свиты. Вскрыта на глубинах 642-972 м. Сложена свита глинами серыми и зеленовато-серыми, с зернами глауконита.
В глинах кузнецовской свиты содержатся остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, редкие зерна глауконита.
Березовская свита залегает согласно с подстилающими осадками кузнецовской и перекрывающими отложениями ганькинскои свит. Вскрыта на глубинах 535-828 м. Подразделяется на две подсвиты (нижнюю - опоковидно-глинистую и верхнюю- глинисто-алевритистую).
Нижняя подсвита сложена преимущественно глинами от серых до темно-серых и черных, монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными. Возраст подсвиты определяется по находкам скоплений двустворок, комплексам фораминифер и радиолярий как позднеконьяк-сантонский. Толщина нижнеберезовской подсвиты изменяется от 63 до 97 м.
Верхнеберезовская подсвита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Встречаются включения пирита. Отложения верхнеберезовской подсвиты по возрасту относятся к кампанскому ярусу. Толщина верхнеберезовской подсвиты изменяется от 31 до 88 м.
Отложения ганькинской свиты завершают разрез меловых отложений. Свита залегает на глубинах 364-520 м и представлена толщей серых, реже светло-серых, с зеленоватым оттенком глин, известковистых. Глины содержат пиритизированные водоросли, обломки раковин моллюсков.
Возраст свиты по комплексам фораминифер и микрофауне определяется как позднекампанский-маастрихт-датский. Толщина свиты колеблется от 160 до 221 м.
Палеогеновая система
Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом, олигоценом. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях, и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения. В составе палеогеновых отложений выделяются верхи ганькинской, талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская свиты.
Талицкая свита вскрыта на глубинах 268-391 м и представлена преимущественно глинистыми породами. Глины темно-серые с буроватым оттенком, алевритистые, с мелкими линзами кварцево-глауконитовых песчаников. Палеоценовый возраст свиты устанавливается по характерному комплексу фораминифер. Толщина свиты изменяется от 90 до 129 м.
Люлинворская свита вскрыта на глубинах 115-216 м и объединяет морские глинистые осадки нижнего, среднего и верхнего эоцена. Нижняя часть свиты представлена глинами опоковидными, опоками, с редкими прослоями глауконитовых песчаников. Средняя часть сложена глинами серыми, с прослоями диатомитов.
Заканчивается свита глинами желтовато-зелеными, тонкоотмученными, оскольчатыми, изредка слабо опоковидными с прослойками глинистых алевритов. Толщина свиты изменяется от 128 до 177 м.
Тавдинская свита. Отложения тавдинской свиты приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену. Сложена глинами зеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевритов.
Отложения свиты формировались в морских условиях. Встречаются единичные песчанистые и известковитые фораминиферы. Толщина свиты до 29-38 м.
Атлымская свита. Континентальные отложения атлымской свиты сложены песками с прослоями алевритов и глин. На основании спорово-пыльцевого комплекса отложения атлымской свиты приурочены к нижней и средней части олигоцена.
Новомихайловская свита сложена глинами, алевритами с прослоями песков и бурых углей. Встречаются отпечатки листьев, семена и макроспоры. Возраст свиты олигоценовый. Толщина атлымской и новомихайловской свит 61-74 м.
Четвертичная система
Четвертичная система представлена песками, супесями, суглинками, глинами, в нижней части с привносом грубообломочного материала, состоящего из гравия, галечников и мелких валунов. Мощность отложений системы 40-60 м.
В геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты выделено три структурно-тектонических этажа.
Нижний этаж - складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время. Он представлен эффузивными, интрузивными и осадочными, сильно дислоцированными и метаморфизированными породами. Многочисленные разломы, установленные в фундаменте, обусловили блоковый характер строения его поверхности. Блоковое строение фундамента подтверждено региональными профилями МОГТ и МОВ, площадных МОГТ 59/86-87, 60/86-87, 43/86-87, 48/86-87 и других сейсморазведочных работ.
Отдельным блокам фундамента соответствуют поднятия II и III порядков в платформенном чехле. Глубина залегания поверхности фундамента составляет 3200-3300 м в сводовых частях Пурпейского поднятия, достигая 4200-4500 м на его погруженных участках.
Промежуточный структурный этаж сопоставляется с отложениями пермско-триасового возраста. На данной площади осадочные отложения триасового возраста присутствуют не повсеместно. Они практически отсутствуют на территории Северного мегавала и врезаются узкими языками в южной части Танловско-Пурпейского крупного прогиба, а также в пределах Восточно-Пурпейского малого прогиба.
Отложения бурением не изучены, однако характер сейсмической записи указывает на то, что они сложены терригенными отложениями, в целом сходными с нижнеюрскими.
Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей мезозойских и кайнозойских образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол плиты, изучен наиболее полно. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород.
Согласно тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплат-форменного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (Бочкарев В.С. Боярских Г.К. 1990 г.) Губкинское месторождение расположено в пределах Пурпейской крупной брахиантиклинали Пурпейского малого вала Северного крупного вала.
Северный крупный вал - структура II порядка - находится в пределах Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур - крупной антиклинальной зоны I порядка.
С запада Северный вал ограничен Танловско-Пурпейским, с востока - Восточно-Пурпейским крупными прогибами. Пурпейский малый вал представляет собой приподнятую зону неправильной формы, вытянутую в северном направлении и осложненную структурами III порядка. В его южной части находится Пурпейская брахиантиклиналь, а в северной - Северо-Пурпейское локальное поднятие.
Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Губкинского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области и относится к числу первых месторождений, открытых в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В пределах Пурпейского вала расположены Губкинское, Северо-Губкинское и Присклоновое месторождения. Залежь газа пласта ПК1 перекрывает Губкинское, большую часть Северо-Губкинского и Присклонового месторождений.
Граница месторождения по неокомским залежам условно принимается по скважине 38.
Этаж нефтегазоносности Надым-Пурской нефтегазоносной области охватывает преимущественно глубины 750-3500 м. По насыщению и фазовому состоянию выявленные залежи углеводородов разнообразны, но преобладают газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками небольшой высоты.
Диапазон нефтегазоносности меловых отложений Губкинского месторождения распространен от ганькинской свиты (песчанистые глины) до тюменской свиты (пласт Ю2), что соответствует интервалу глубин 350-3100 м.
По состоянию изученности на 1.01.2001 г. в пределах месторождения пробурено 143 поисково-разведочных и 74 эксплуатационных скважин. В изученной части разреза месторождения установлены залежи в следующих резервуарах: дат-компанском (глины песчанистые) - газовые залежи; сеноманском (пласты ПК1 - ПК10) - газовые залежи; альбском (пласты ПК11 - ПК15) - преимущественно газовые залежи; аптском (пласты ПК16 - АП11) - преимущественно газонефтяные залежи; баррем-готеривском (пласты БП0 - БП7) - преимущественно газоконденсатно-нефтяные залежи; берриас-валанжинском (пласты БП8 - Ач) - преимущественно нефтегазо-конденсатные залежи; юрском (пласты Ю1 - Ю2) - преимущественно нефтяные залежи.
Залежь газа сеноманской продуктивной толщи по своему строению в основных чертах идентична одновозрастным залежам не только Надым-Пурской, но и других нефтегазоносных областей севера Тюменской области. Все аналогичные залежи контролируются лишь структурным фактором и являются по типу массивными.
Сеноманский резервуар представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород с подчиненной ролью последних. Сверху он перекрыт мощной толщей турон-датских глин морского генезиса, мощностью 500-800 м, что определяет высокие экранирующие свойства покрышки, позволившие сформироваться гигантским газовым залежам. Несмотря на экранирующие свойства турон-датских глин, при проходке скважин отмечались незначительные газопроявления внутри глинистой толщи.
С целью изучения характера насыщения этих отложений была пробурена скважина 40 глубиной 650 м, вскрывшая нижнеберезовские отложения. При испытании интервала 614-622 м получен незначительный приток газа. Вторым объектом испытания был интервал 378-398 м, представленный песчанистыми глинами.
Дебит газа на штуцере 8 мм составил 1296 м3/сутки.
В пределах Губкинского месторождения мощность песчанистых газоносных глин достигает 200 м. Эта толща имеет значение не только при решении задач прогноза, но и является дополнительным объектом газа, ресурсы которого при определенных условиях могут быть освоены.
Пластовое давление в сеноманской залежи газа соответствует гидростатическому на уровне ГВК, поскольку песчано-алевролито-глинистая толща апт-сеномана представляет собой единую гидродинамическую систему, к верхней части которой приурочена залежь газа.
Мощность прослоев газонасыщенных коллекторов составляет 0.4-36.4 м, а глинистых разностей - 0.4-12.0 м. В среднем проницаемые породы составляют 78.8% от общей мощности продуктивного разреза.
Дебиты газа достигают 927 тыс. м3/сут. на 35 мм шайбе, по большинству объектов они составляют 250-450 тыс. м3/сут, при депрессиях 0.1-0.3 МПа.
Сеноманская газовая залежь на Губкинском месторождении является массивной, ее объем определяется двумя поверхностями: кровлей сеноманских отложений и уровнем газоводяного контакта. Достоверность положения кровли пласта ПК1 не вызывает сомнений, так как базируется на данных сейсморазведки и бурения. Наличие единой залежи, объединяющей Пурпейскую и Северо-Пурпейскую структуры, подтверждено наличием единого ГВК для северной и южной частей месторождения. Соединяющий структуры прогиб имеет незначительную глубину (недостаточную для разделения на отдельные залежи).
Ширина залежи в пределах перегиба составляет 3.3 км, высота не превышает 10 м. Исходя из этого, сеноманская газовая залежь рассматривается как единая.
По данным ГИС ГВК отбивается в однородном коллекторе в 43 скважинах. В остальных скважинах этот раздел проходит внутри заглинизированного прослоя, в интервале между подошвой самого нижнего газонасыщенного коллектора и кровлей залегающего ниже коллектора со слабым газонасыщением. Положение ГВК в разрезе сеноманской продуктивной толщи определено по данным ГИС достаточно надежно.
В пределах контура ГВК единая газовая залежь Губкинского месторождения имеет размеры 70.5 км х 7-14.5 км, высота 116 м, в том числе в пределах собственно Губкинского участка размеры залежи составляют 36.5 км х 10-14.5 км. Краткие сведение о залежи ПК1 месторождения приведены в табл. 1 Результаты глубокого бурения на Пурпейском валу свидетельствуют о высоких потенциальных возможностях неокомской и юрской частей разреза. Отличительной чертой нижней части разреза является достаточно сложный характер развития песчано-алевролитовых пластов в пределах всей площади Пурпейского вала.
Кроме того, большую роль в формировании этажа нефтегазоносности играют разрывные нарушения, которые в сочетании с существующими пластовыми и аномально высокими пластовыми давлениями создают благоприятные условия для межрезервуарной миграции углеводородов.
Таблица 1 Характеристика геолого-геофизической изученности пласта ПК1
№№НаименованиеХарактеристики1.Число разведочных скважин, штвсего130в контуре газоносности772.Число эксплуатационных скважин, штвсего74в контуре газоносности743.Объем проходки с отбором керна в продуктивных пластах, м1196.84.Вынос керна из продуктивных пластов, м426.85.Количество исследований керна, участвующих в построении модели, штпористости854проницаемости76водонасыщенности150остат.нефтенасыщенности7коэф. вытеснениякривых ОФП
1.3 Характеристика пластов коллекторов
Продуктивная толща сеномана на Губкинском месторождении, как и на других аналогичных месторождениях севера Западной Сибири, представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчаных и алевролитовых разностей. Продуктивной является верхняя (примерно 120 м) толща сеноманских отложений, соответствующая максимальным газонасыщенным толщинам. Максимальное значение газонасыщенных толщин (123.4 м) и эффективных газонасыщенных толщин (121.1 м) отмечается в скважине 1153.
Рисунок 4 а
Рисунок 4 б
Песчаные и глинистые прослои в большинстве невыдержанны по площади вследствие частой литологической изменчивости. Распределение толщин проницаемых прослоев, выделенных в газонасыщенной части разрезов скважин, приведено на рис.4А, непроницаемых разделов - на рис. 4Б. Толщины отдельных проницаемых прослоев изменяются от 0.4 до 36.4 м, непроницаемых от 0.4 до 14.4 м. Среди проницаемых преобладают прослои толщиной от 0.4 до 2 м, их доля в общем числе проницаемых прослоев составляет 65.1%. Доля прослоев, толщина которых превышает 10 м составляет 5.3%.
Среди непроницаемых наиболее часто встречаются прослои толщиной 0.4 - 1 м (63.8%). Четких закономерностей в изменении песчанистости по площади не наблюдается. Средняя песчанистость сеноманских отложений на месторождении составляет 77.9%. Статистическая характеристика общих и эффективных толщин по скважинам, вскрывшим газовую часть пласта, а также характеристика неоднородности газовой части залежи приведена в таблице 2.
Песчаники и алевролиты, слагающие продуктивную толщу сеномана преимущественно серые и светло-серые, иногда с желтоватым и зеленоватым оттенком; встречаются темно-серые разности. Породы обычно слабосцементированные и на поверхность из скважин часто поднимается рыхлый песок. Песчаники и алевролиты слюдистые иногда с прослоями углистого.
Таблица 2 Характеристика толщин и неоднородности пласта ПК1
Параметр ПоказателиГВЗГубкинский участокОбщаяСреднее77.84толщина,Коэффициент вариации36.20мИнтервал от11.0изменениядо123.42ЭффективнаяСреднее61.97газона-Коэффициент вариации36.60сыщеннаяИнтервал от9.4толщинаизменениядо121.05Среднее80.53КоэффициентКоэффициент вариации12.24песчанистости,Интервал от42.21д.ед.изменениядо100.0Среднее34.95КоэффициентКоэффициент вариации40.84расчлененности, Интервал от3.0д.ед.изменениядо51.0Северо-Губкинский участокОбщаяСреднее45.69толщина,Коэффициент вариации157.85мИнтервал от5.6изменениядо294.0ЭффективнаяСреднее21.88газона-Коэффициент вариации36.29сыщеннаяИнтервал от4.8толщинаизменениядо32.6Среднее84.64КоэффициентКоэффициент вариации10.78песчанистости,Интервал от72.5д.ед.изменениядо100.0Среднее8.15КоэффициентКоэффициент вариации49.80расчлененности, Интервал от4.0д.ед.изменениядо15.0 При этом характерен непрерывный и постоянный переход из одной разности в другую. Разделяющие песчаные прослои глины темно-серые до черных, слюдистые, плотные, часто алевритистые или песчанистые, иногда вязкие. Наряду с ними встречаются алевролиты темно-серые, глинистые, плотные и серые известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические или мелкозернистые.
По керну часто отмечается тонкая горизонтальная и линзовидная слоистость в песчаниках за счет прослоек до 2-3 мм глинистого, углисто-глинистого и алевролитового материала.
Согласно описаниям шлифов, приведенным в отчете по подсчету запасов 1966г. минералогический состав пород коллекторов сеноманской залежи Губкинского месторождения аналогичен коллекторам сеноманских отложений других месторождений севера Тюменской области. Минеральный скелет пород составляют кварц (30-85 %), полевые шпаты (20-45 %), обломки пород (до 10-20 %) и слюда (5-7 %). Обломки пород преимущественно кремнистого состава.
Из акцессорных минералов в породах встречаются гранат, сфен, апатит, эпидот, ильменит и магнетит. Из аутигенных - сидерит, лейкоксен, пирит и кальцит.
Цементирующий материал в количестве 5-20 % представлен гидрослюдой, хлоритом, реже каолинитом. Тип цемента преимущественно поровый и пленочно-поровый.
Для коллекторов сеноманского продуктивного комплекса минеральный состав обломочной части оказывает слабое влияние на коллекторские свойства пород. Фильтрационно-емкостные свойства прямо зависят от содержания песчаной фракции.
По результатам анализов гранулометрического состава пород в коллекторах преобладают обломки размером от 0.01 до 0.25 мм, при этом в песчаниках и крупнозернистых алевролитах в большинстве случаев преобладает фракция 0.1-0.25 мм, а в мелкозернистых алевролитах и тонкозернистых песчаниках - 0.01-0.1 мм. Наблюдается увеличение содержания песчаной фракции (0.25-0.1 мм) вниз по разрезу 100-метровой толщи, что связано с прибрежно-морским генезисом верхней части сеноманских отложений и континентальным - нижней. О таком делении сеноманских отложений говорили уже многие исследователи: Ежова А.В. (1971 г.), Саркисян С.Г. и Комардинкина Г.Н. (1971 г.), Пантелеев Г.Ф. (1984 г.) и др.
Статистическая характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1 по данным керна, ГИС и гидродинамических исследований приведена в табл.3..
Коэффициенты пористости и проницаемости коллекторов определялась соответственно на 302 и 36 образцах (с учетом скважины 611). Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах от 28.6 до 49 %. Наиболее часто встречаются значения открытой пористости 33 - 36 %. Средневзвешенное по газонасыщенной толщине значение пористости составило 36.2 % .
Проницаемость пород меняется в еще более широких пределах от 35 до 5257 фм2. Средневзвешенное значение проницаемости составило 1291.6 фм2. По классификации А.А.Ханина коллекторы пласта ПК1 преимущественно I класса, реже встречаются коллекторы II и III класса.
Покрышкой сеноманской газовой залежи служит толща морских отложений турон-датского возраста, сложенная глинами и опоками кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Общая толщина этих отложений на месторождении порядка 300-350 м.
Таблица 3 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1
МетодПоказатели ПараметрыПорис-Прони-Газона-Водона-определениятость,цаемость,сыщенность,сыщенность,д.ед.мкм2 10-3д.ед.д.ед. Губкинский участок Количество образцов102848По кернуСреднее0.341239.58Коэффициент вариации14.11104.93Интервал от0.231.4изменениядо0.455257Количество интервалов4262364039663966По ГИССреднее0.35953.280.710.29Коэффициент вариации10.14143.8514.7536.10Интервал от0.251.970.210.08изменениядо0.439450.390.920.79Количество объектов70По ГДИСреднее640.00Коэффициент вариации101.42Интервал от98.00изменениядо4996.4 Северо-Губкинский участокКоличество образцов3610По кернуСреднее0.36894.80Коэффициент вариации8.5365.2Интервал от0.29272.00изменениядо0.411980.00Количество интервалов1066868По ГИССреднее0.350.620.38Коэффициент вариации9.1421.0634.36Интервал от0.280.300.10изменениядо0.430.900.70Количество объектовПо ГДИСреднееКоэффициент вариацииИнтервал отизменениядо
1.4 Физико-химические свойства пластового газа, воды
Компонентный состав свободного газа определялся в центральной лаборатории Главтюменьгеологии. В отчете 1966 г. состав газа охарактеризован 19 пробами из 18 скважин. Охарактеризованность залежи анализами свободного газа, а также его средний состав приведены в таблице 4.
Таблица 4
№ скв Интервал испытания, м Состав газа в объемных процентах Плотность отн. по воздуху Н2S СО2 N2 Не Аг H2 СН4 С2Н6 С3Н8 iС4Н10 1 740-750 н/обн 1..21 н/опр н/опр н/опр н/опр 98.79 следы 0 следы 0.565 2738-745.2*0.011.723.01 н/опр н/опр 0 95.11 0.15 0 н/обн 0.583 2 738-745.2* 0.01 1.67 5.04 н/опр н/опр 0 92.57 0.15 0 н/обн 5 737-771 н/обн 0.51 0.02 н/опр н/опр 0 99.12 0.33 0.02 н/обн 0.560 7 720-730 н/обн 0.63 0.04 н/опр н/опр 0 98.98 0.33 0.02 н/обн 0.561 8 715-730 н/обн 0.54 0 н/опр н/опр 0 99.21 0.23 0.02 н/обн 0.560 9 769-772 н/обн 0.30 0.19 н/опр н/опр 0 99.25 0.24 0.02 н/обн 0.558 12 772-782 н/обн 0.44 1.65 0.02 н/опр 0.02 97.87 следы следы н/обн 0.570 13 777-787 н/обн 0.22 1.20 0.02 н/опр 0 98.56 следы следы н/обн 0.560 15 767-777 0.01 0.90 2.15 0.01 н/опр 0.17 96.76 следы следы н/обн 0.560 17 765-770 н/обн 0.65 0.50 н/опр н/опр 0 98.70 0.15 следы н/обн 0.562 20 778-783 н/обн 0.67 1.36 0.02 н/опр 0.03 97.93 0 0 н/обн 0.570 790-794 21 750-753 н/обн 0.22 1.03 0.01 н/опр 0.01 98.73 0 0 н/обн 0.560 22 739.5-744.5 н/обн 0.68 1.18 0.02 н/опр 0 98.12 0 0 н/обн 0.570 24 672-745 н/обн 0.61 н/опр н/опр н/опр н/опр 99.19 0.20 следы н/обн 0.560 24 672-745 н/обн 0.51 н/опр 0.02 0.02 н/опр 99.20 0.27 0.02 н/обн 0.560 27 775-780 н/обн 0.44 1.43 0.02 н/опр 0.01 98.10 следы следы н/обн 0.570 30 758-765 н/обн 0.26 1.22 0.01 н/опр 0 98.51 следы 0 н/обн 0.560 769-776 36 770-776 н/обн 0.45 1.15 0.01 н/опр следы 98.39 следы следы н/обн 0.560 37 763-771 н/обн 0.22 1.57 0.02 н/опр 0.01 98.19 0 0 н/обн 0.560 Среднее значение н/обн 0.53 0.98 0.01 н/опр 0.02 98.53 0.16 0.01 н/обн 0.563 Примечание: *- анализы не учитывались при подсчете средних значений
Средний состав газа с увеличением количества анализов не изменился. Газ метановый: содержание метана в пробах изменяется от 96.76 до 99.25% (в среднем 98.53%). Из гомологов метана в отдельных пробах присутствуют этан (следы - 0.33%, в среднем 0.16%) и пропан (следы - 0.02%). Тяжелые углеводороды отсутствуют.
Из неуглеводородных газов основными являются углекислый газ (0.22-1.21%, в среднем 0.53%) и азот (0-2.15%, в среднем 0.98%).
В связи с повышенным содержанием углекислого газа (более 0.5%) при разработке сеноманской залежи необходимо предусмотреть мероприятия по антикоррозионной защите промыслового оборудования.
Из инертных газов отмечается гелий (в среднем 0.01% объема) и аргон (0.02%). По содержанию гелия месторождение относится к категории с низкой гелиеносностью (содержание менее 0.01%).
Плотность газа по воздуху изменяется в зависимости от его состава от 0.558 до 0.670, в среднем принимаем равной 0.563.
При сопоставлении состава газа Губкинского месторождения с газом других месторождений Севера Тюменской области, наблюдается ярко выраженная идентичность их состава: большое содержание метана (более 98%), полное отсутствие свободного водорода, сероводорода и тяжелых гомологов метана (бутанов и выше), а, следовательно, сравнительно низкая плотность газа.
Сведения о гидрогеологических условиях продуктивных отложений рассматриваемого района базируется на данных, полученных при испытании поисково-разведочных скважин. Гидрогеологические исследования в процессе разведки месторождения состояли в определении дебитов скважин, замеров пластовых и забойных давлений, пластовых температур, статических уровней, газосодержаний, отбора проб пластовой воды, растворенного газа и их анализа.
Всего на Губкинском и Северо-Губкинском месторождениях на дату подсчета выполнено 137 анализов пластовых вод, в том числе 26 проб - из апт-альб-сеноманских отложений, 43 пробы воды проанализировано на микрокомпонентный состав.
Физические и химические свойства пластовых вод изучались в ЦЛ Глав-тюменьгеологии и ЦЛ ПГО "Удмуртгеология".
Из имеющихся 26 химанализов пластовых вод апт-альб-сеноманского комплекса 6 проб отбраковано по комплексу параметров (наличие аномальных значений сульфат-ионов; величина рН, не соответствующая химизму вод; малая величина минерализации). Химический состав водорастворенного газа изучен по 7 пробам. Анализы выполнялись по стандартным методикам.
Губкинское месторождение расположено в пределах центральной части внутренней зоны Западно-Сибирского мегабассейна. В этом районе по современным представлениям выделяются три гидрогеологических этажа: палеозойский, мезозойский и кайнозойский, отличающиеся геологическим строением, условиями питания, источниками создания напоров вод. Ниже приведена характеристика представляющих первоочередной интерес альт-альб-сеноманского и олигоцен-четвертичного водоносных комплексов, входящих, соответственно, в мезозойский и кайнозойский гидрогеологические этажи.
На Губкинском месторождении пластовые воды апт-альб-сеноманского продуктивного комплекса охарактеризованы 26 пробами воды (таблица 5).
Таблица 5 Физические свойства пластовых вод олигоцен-четвертичного и апт-альб-сеноманского водоносных комплексов
ПластЧисло проб, штПлотность воды, г/куб.смТемпература, град.СТип водОбщая минерализация, г/лОлигоцен-четвертичный10-4гидрокарбонатно-натриевый, магниевый0,05-0,14Апт-альб-сеноман (ПК1)261,01319в верхней части -хлоридно-кальцевый в нижней части -гидрокарбонатно-натриевый18-19
Минерализация вод колеблется от 17.9 до 22.2 г/л. Тип вод меняется сверху вниз. Если в верхней части покурской свиты преобладают воды хлоридно-кальциевого типа, то в нижней части - воды гидрокарбонат-натриевого и смешанного типов.
Основными солеобразующими компонентами пластовых вод апт-сеноманского водоносного комплекса, как и всех месторождений севера Тюменской области, являются ионы натрия с калием (90-97 %-экв), хлора (88-99 %-экв), кальция (2-6 %-экв), магния (1-4 %-экв), гидрокарбоната (0.5-14 %-экв). Воды характеризуются отсутствием нитрат- и карбонат-ионов. Содержание йода изменяется от 9.23 до 17.80 мг/л, брома - от 34 до 59 мг/л.
Пластовые воды апт-альб-сеноманского комплекса насыщены метановым газом с содержанием метана 95.7-98.4%, тяжелые углеводороды составляют доли процента, азота - 0.006-2.19%, углекислого газа - 0.998%. Гидродинамическая обстановка апт-альб-сеноманского водоносного комплекса изучалась на основе анализа приведенных давлений. Такого рода сведения были подготовлены в 1978 г. (С.А.
Федорцова, А.В. Шанаурин) с составлением схематической карты гидроизопьез. В настоящее время эта карта уточнена с учетом новых данных.
По химическому составу пластовые воды верхнего гидрогеологического этажа гидрокарбонатно-натриевые, магниевые пресные, с минерализацией 0.05-0.14 г/л. Анализ качества подземных вод в пределах района показывает, что по большинству компонентов воды соответствуют нормам ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая". Исключение составляют низкая концентрация ионов фтора, повышенное содержание железа и марганца, а также повышенная мутность и цветность воды.
Бактериологические показатели в большинстве случаев удовлетворительные.
Питание горизонта происходит, в основном, за счет инфильтрации атмосферных осадков. Фильтрационные свойства водосодержащих отложений сравнительно высокие за счет преобладающего развития песчаных разностей.
Воды атлым-новомихайловского горизонта могут быть рекомендованы для хозяйственного и питьевого водоснабжения.
Четвертичный водоносный горизонт является наиболее изученным на исследуемой территории. В ряде районов для водоснабжения используют надмерзлотные воды несквозных таликов и межмерзлотные воды четвертичных отложений.
Надмерзлотные воды несквозных таликов распространены в виде узкой полосы под всеми ручьями, озерами, на залесенных водораздельных участках. Они приурочены к современным и средне-плейстоценовым отложениям - пескам, супесям, гравийно-галечниковым отложениям.
Отсутствие водоупора с поверхности обусловило безнапорный характер вод горизонта. Питание осуществляется за счет атмосферных осадков и бокового притока с водоразделов, реже за счет разгрузки нижележащих водоносных горизонтов по таликовым зонам.
1.5 Геокриологические условия
Особенности структурно-тектонического формирования Губкинского района наложили отпечаток на его геокриологическое и литологическое строение и резко обособили этот район. Неотектоническое воздымание осадочного чехла и фундамента сопровождалось уменьшением глубины залегания подошвы реликтового слоя многолетнемерзлых пород (ММП) по сравнению с соседними площадями. В целом разрезу свойственны высокие значения геотермических градиентов.
Современная мерзлота встречается отдельными островами на фоне широко распространенного до глубины 100-200 м надмерзлотного талика. Островная мерзлота обычно приурочена к участкам обширных безлесных или слабо залесенных бугристых торфяников и залегает непосредственно ниже слоя сезонного протаивания.
На залесенных придолинных и водораздельных участках и в пределах обширных болотных массивов многолетнемерзлые породы залегают на глубине первых десятков метров (0.4-10 м), либо вообще отсутствуют. Вмещающими породами являются песчано-глинистые четвертичные отложения.
Слой древней мерзлоты имеет прерывистое распространение, его отсутствие фиксируется под наиболее крупными речными долинами и в центральной части Губкинского месторождения. Положение кровли мерзлоты в общем плане повторяет рельеф дневной поверхности. Судя по общим формам температурных кривых, снятых в разведочных скважинах, подошва реликтового слоя мерзлоты в пределах месторождения залегает на глубинах 187-230 м.
Мощность ММП изменятся от 0 до 80-150 м. Встречаются линзы остаточной мерзлоты на глубине 320-330 м, мощностью до 50 м под руслами рек. Наиболее льдистые отложения приурочены к верхней части разреза (в слое годовых теплооборотов), с глубиной льдистость пород уменьшается. Криотекстура пород массивная.
Среднегодовая температура ММП составляет 0- 0.5 °С.
1.6 Запасы углеводородов
В 1967 г. по результатам бурения 19 скважин ГКЗ рассмотрены и утверждены запасы сеноманской газовой залежи (протокол ГКЗ 5095 от 24 февраля 1967 г.). Суммарные утверждённые запасы свободного газа составили 352.6 млрд. м3.
В соответствии с принятыми категориями и подсчетными параметрами по Губкинскому и Северо-Губкинскому участкам ЗапСибГеоНАЦ подготовил подсчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Губкинского месторождения по состоянию на 01.04.96 г. рассмотренный и утвержденный на ЦКЗ ОАО «Газпром» (протокол ЦКЗ № 25-98 от 6.04.1998 года). Утвержденные запасы свободного газа приняты на Государственный баланс. Начальные балансовые запасы свободного газа составляют 399081 млн. м3, в том числе 346711 млн. м3 по Губкинскому участку и 52370 млн. м3 по Северо-Губкинскому участку (табл.
6).
Таблица 6 Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа по состоянию на 01.04.95г.
ПластВариант подсчетаУчастокПлощадь газонос- ности, тыс.м3Средняя эффектив. газонасыщ. толщина, м Объем газона- сыщенных пород, тыс.м3Коэффициент открытой пористости, доли едКоэффициент газонасыщенности, доли едЗапСиб- ГеоНАЦС-Губкинский17017017.329348000.330.63Губкинский40988038.6158099000.350.73Всего58005032.318744700Начальное пластовое давление, физ.атмКонечное пластовое давление, МПаПоправкаНачальные балансовые запасы газа, млн.м3На температуруНа свойства газа, LhС-Губкинский75.31,021,0031,1552370Губкинский75.31,021,0031,15346711Всего399081
2. Технологический раздел
.1 Основные проектные решения и текущее состояние разработки
В 1968г. впервые по Губкинскому месторождению институтом ВНИИГаз и его Тюменским филиалом был составлен Комплексный проект опытно-промышленной эксплуатации. в котором были обоснованы следующие основные показатели: запасы газа - 250 млрд.м3; годовой отбор газа - 10 млрд.м3; количество скважин - 53; средний дебит - 700 тыс.м3/сут; начальная депрессия - 0,196 МПа; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм.
В 1975г. ТюменНИИгипрогазом был составлен Проект опытно-промышленной эксплуатации Губкинского месторождения (Протокол ЦКР Мингазпром № 26/75 от 19.08.75г.) на вновь утвержденные ГКЗ запасы в объеме 352,6 млрд.м3 по категории В+С1 (Протокол ГКЗ № 5095 от 24.02.67г.), по которому принят вариант разработки с уровнем годовой добычи 20 млрд.м3, количество эксплуатационных вертикальных скважин 203, из них 115 на южном и 88 на северном. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, лифтовые трубы 114 мм. Средний дебит скважин принят для южного участка 500 тыс.м3/сут, для северного - 200 тыс.м3/сут.
Для обеспечения равномерной выработки запасов по разрезу предлагалось дифференцированное вскрытие продуктивного пласта.
Комментариев нет:
Отправить комментарий