5

1. Характеристика месторождения

   1. Географическое расположение

Заполярное месторождение находится в северной части Западно-Сибирской низменности, в 10 км южнее широтного участка р. Таз в нижнем ее течении. Административная площадь месторождения расположена на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Месторождение компактно, его размеры 50 на 30 км. Это позволяет вести разработку сеноманских залежей всего тремя установками комплексной подготовки газа (УКПГ), валанжинских – двумя промыслами.

В географическом отношении Заполярное месторождение находится на севере Западно-Сибирской равнины, в северо-западной части Пур-Тазовского междуречья (рисунок 1.1).

На территории месторождения находится вахтовый поселок Новозаполярный. Ближайший поселок Самбург находится в 60 км к западу от месторождения. Районный центр, п. Тазовский, расположен в 85 км на северо-запад от месторождения.

Транспорт газа с месторождения осуществляется по газопроводу Заполярное – Уренгой в систему магистрального транспорта СРТО – Урал.

Ближайшими месторождениями являются Тазовское, расположенное в 15 км на северо-западе, в северном направлении – Восточно-Тазовское, на юго-востоке – Русское, Южно-Русское, на западе – Западно-Заполярное.

Рисунок 1.1 – Обзорная схема района работ

2. История освоения месторождения

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождения открыто геологами в 1965 г. Заполярное месторождение является одним из крупнейших в мире. Его начальные запасы – более 3,5 трлн м³ газа, около 60 млн тонн газового конденсата и 20 млн тонн нефти. Месторождение запущено в эксплуатацию в ночь на 1 октября 2001 года. В соответствии с проектом была построена установка комплексной подготовки газа (УКПГ) мощностью 35 млрд м³ газа в год - крупнейшая в мире.

В 2007 году началось освоение валанжинских (неокомских) залежей Заполярного месторождения. К их промышленной разработке ООО «Газпром добыча Ямбург» приступило 1 апреля 2011 года, когда была введена в эксплуатацию УКПГ-2В.

В январе 2013 года Заполярное нефтегазоконденсатное месторождения было выведено на полную проектную мощность – 130 млрд м³ газа в год. Такая производительность месторождения была достигнута за счет увеличения объемов добычи газа из сеноманской залежи и ввода в эксплуатацию второй валанжинской установки комплексной подготовки газа 1В.

В декабре 2012 года с Заполярного месторождения был добыт триллионный кубометр газа.

3. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Промышленная нефтегазоносность (рисунки 1.2-1.5) установлена в терригенных отложениях туронского яруса К₂t (пласт Т), сеноманского яруса К₂s (пласт ПК₁) и в нижнемеловых отложениях (К₁br (пласт БТ_2-3), К₁br (пласт БТ_6-8), К₁v (пласт БТ_10/1), К₁v (пласт БТ_11/0), К₁v (пласт БТ₁₁), К₁v (пласт БТ₁₂), К₁v (пласт БТ₁₃) и юрских отложениях J₂ (пласт Ю₂).

J₂. Пласт Ю₂.Газоконденсатная залежь находится в доразведке и в данной работе не рассматривается.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез туронской и сеноманской залежей Заполярного месторождения по линии скважин 63-66-29-101-47-1221-1191-53-18-35-1156-1086-1066-1037-37-2127-109-21-2056-2021-2197-3121-3166-3156-3200-16-15

Рисунок 1.3 – Геологическое строение нижнемелового продуктивного комплекса месторождения

Рисунок 1.4 - Геологический разрез пл астов БТ_2-3 и БТ_6-8 (заполярная свита)

Рисунок 1.5 - Геологический разрез пластов БТ₁₀¹, БТ₁₁⁰, БТ₁₁, БТ₁₂ и БТ₁₃ (мегионская свита)

Всего выделено 10 продуктивных пластов, 13 залежей углеводородов, в том числе: 5 – нефтегазоконденсатных; 1 – газоконденсатонефтяная; 5 – газоконденсатных; 2 – газовых. Коллекторы всех продуктивных пластов порового типа.

К₂t. Пласт Т (туронская залежь газа)

Представлен переслаиванием песчаноалевролитовых и глинистых пород.Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Средняя глубина залегания 994,3 м.Размер залежи в пределах ГВК - 49,5 км х 28,0 км., высота залежи 217,7 м.Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 30,1 м, в среднем по залежи составляя 10 м.

Керн отобран в 11 скважинах. Выполнено 412 определений открытой пористости, 288 – проницаемости и 142 – остаточной водонасыщенности.Геофизические исследования проведены в 94 скважинах.Газонасыщенность определена по петрофизическим зависимостям (стандартным и с учётом слоистой модели коллектора) от объемного содержания глинистого материала в коллекторе.Для проектирования значения пористости, проницаемости и газонасыщенности приняты по ГИС.Средняя пористость коллекторов составляет 0,29, проницаемость – 106,4мД.Начальное пластовое давление – 12,39 МПа.Начальная пластовая температура – +22,5^оС.

Физико-химические свойства свободного газа определены по результатам исследования 4 проб.Газ метановый (98,3-99,4%), с очень незначительным содержанием тяжелых углеводородов (от следов до 0,77%), сероводород отсутствует.

К₂s. Пласт ПК₁ (сеноманская залежь газа)

Представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород.Залежь массивная, водоплавающая,. Средняя глубина залегания 1076,4 м.Размер залежи в пределах ГВК - 47,2 км х 30 км., высота залежи 237 м.Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 2,5 до 190,6 м, в среднем по залежи составила 68,4 м. Начальное положение газо-водяного контакта (ГВК) принято по результатам опробования скважин и результатов ГИС на абсолютной отметке минус 1212,0 м.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по результатамГИС: пористость (12377 определений в 236 скважинах), водоудерживающая способность (10270 определений в 236 скважинах).Керн отобран в 21 скважине. Выполнено 1859 определений открытой пористости, 683 – проницаемости и 392 – остаточной водонасыщенности.

Геофизические исследования проведены в 236 скважинах. Газонасыщенность определена по петрофизическим зависимостям, зависимостям от объемной влажности и от остаточной водонасыщенности.

Для проектирования значения пористости, проницаемости и газонасыщенности приняты по ГИС.Средняя пористость коллекторов составляет 0,33, проницаемость – 911,7 мД.Начальное пластовое давление – 13,04 МПа.Начальная пластовая температура - +28,0^оС.

Физико-химические свойства свободного газа определены по результатам исследования 29 проб.Газ метановый (98,3-99,4%),с незначительным содержанием тяжелых углеводородов (этан – 0,208%,пропана – 0,097), сероводород отсутствует.

К₁br. Пласт БТ_2-3 (газоконденсатная залежь)

Залежь массивная, сводовая. Глубина залегания кровли 2439,0 м. Размеры залежи 9,0 км х 5,6 км, высота залежи 37,7 м.Эффективная газонасыщенная толщина – 9,6 м.

Керн отобран в 2 скважинах. Выполнено 18 определений открытой пористости, 18 определений проницаемости. Геофизические исследования проведены в 76 скважинах. Газонасыщенность определена по данным ГИС в 5 скважинах.Для моделирования значения ФЕС и газонасыщенность приняты по результатам интерпретации ГИС. ОФП для построения геолого-фильтрационных моделей не определялись и приняты по аналогии с результатами исследования керна нижележащих пластов.

Свойства и состав свободного газа и конденсата приняты по аналогии с нижележащим пластом БУ_6-8.Средняя пористость коллекторов составляет - 0,16. Средняя прони цаемость - 133,9 мД.Начальное пластовое давление – 24,4 МПа.Начальная пластовая температура - +61,0^оС.Потенциальное содержание конденсата - 139.0 г/м³.

К₁br. Пласт БТ_6-8 (газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой)

Залежь пластовая, сводовая, капиллярно экранированная. Глубина залегания кровли 2634,5 м. Размеры залежи 29,0 км х 15,1 км, высота залежи 152,0 м.Эффективная газонасыщенная толщина– 42.6 м, нефтенасыщенная – 12,7 м.

Керн отобран в 28 скважинах. Выполнено 1975 определений открытой пористости, 1691 определений проницаемости. Геофизические исследования проведены в 76 скважинах. Нефте(газо)насыщенность определена по данным ГИС в 39 скважинах. Средняя газонасыщенность – 0,73, нефтенасыщенность – 0,65.Для моделирования значения ФЕС, нефтенасыщенность и газонасыщенность приняты по результатам интерпретации ГИС. К_выт для построения геолого-фильтрационных моделей приняты по результатам исследований 12 образцов керна из 4 скважин.ОФП для построения геолого-фильтрационных моделей приняты по средним значениям, полученным при исследовании 8 образцов керна из трех скважин.

Свойства и состав нефти приняты по 22 поверхностным пробам из 15 скважин. Глубинные пробы нефти не отбирались.Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, парафиновая.Свойства и состав газа газовой шапки и конденсата приняты по результатам исследования 31 пробы из 22 скважин.Газ газовой шапки метанового типа, сероводород не обнаружен. Конденсат метано-нафтенового типа, легкий, безсернистый, малосмолистый, малопарафиновый.

Средняя пористость коллекторов составляет - 0,135.Средняя проницаемость - 11,6 мД.Начальное пластовое давление – 27,3 МПа.Начальная пластовая температура - +69,0^оС.Потенциальное содержание конденсата - 173.0 г/м³.

К₁v. Пласт БТ₁₀¹(газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой)

Залежь пластовая, сводовая. Глубина залегания кровли 2820,0 м.Эффективная газонасыщенная толщина– 18,4 м, нефтенасыщенная – 6,2 м. Размеры залежи 31,0 км х 16,7 км, высота залежи 170,3 м.

Керн отобран в 34 скважинах. Выполнено 1230 определений открытой пористости, 1691 определений проницаемости. Геофизические исследования проведены в 72 скважинах. Нефтегазонасыщенность определена по данным ГИС в 42 скважинах. Средняя газонасыщенность – 0,73, нефтенасыщенность – 0,67.Для моделирования значения ФЕС, нефтенасыщенность и газонасыщенность приняты по результатам интерпретации ГИС. К_выт для построения геолого-фильтрационных моделей приняты по результатам исследований 7 образцов керна из 4 скважин.ОФП для построения геолого-фильтрационных моделей приняты по средним значениям, полученным при исследовании 3 образцов керна из одной скважины.

Свойства и состав нефти и растворенного газа приняты по 5 поверхностным пробам из 5 скважин и 6 глубинным из одной скважины.Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, парафиновая.Растворенный газ метанового состава, се роводород не обнаружен.Свойства и состав газа газовой шапки и конденсата приняты по результатам исследования 45 проб из 24 скважин.Газ газовой шапки метанового типа, сероводород не обнаружен. Конденсат метано-нафтенового типа, легкий, безсернистый, малосмолистый, малопарафиновый.

Средняя пористость коллекторов составляет - 0,15. Средняя проницаемость - 15,6 мД.Начальное пластовое давление – 29,5 МПа.Начальная пластовая температура - +75,0^оС.Потенциальное содержание конденсата - 145.0 г/м³.

К₁v. Пласт БТ₁₁⁰ (одна газоконденсатная и две нефтегазоконденсатные залежи)

Северо- Западная залежь (газоконденсатная залежь)

Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная. Глубина залегания кровли 2912,7 м.Размеры залежи 12,0 км х 3,5 км, высота залежи 72,3 м.Эффективная газонасыщенная толщина – 1,4 м.

Восточная залежь (нефтегазоконденсатная залежь)

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Глубина залегания кровли 2919,9 м.Эффективная газонасыщенная толщина– 5,5 м, нефтенасыщенная – 5,9 м. Размеры залежи 32,2 км х 8,1 км, высота залежи 212,0 м.

Южная залежь (нефтегазоконденсатная залежь)

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Глубина залегания кровли 2980,6 м. Размеры залежи 22,3 км х 10,5 км, высота залежи 169,5 м.Эффективная газонасыщенная толщина – 5,2 м, нефтенасыщенная – 4,6 м.

Керн отобран в 36 скважинах. Выполнено 540 определений открытой пористости, 528 определений проницаемости. Геофизические исследования проведены в 58 скважинах. Выполнено 262 определение открытой пористости, 261 проницаемости. Нефте(газо)насыщенность определена по данным ГИС: 37 определений в 7 скважинах. Газонасыщенность – 0,39-0,6, нефтенасыщенность – 0,37-0,48. Для моделирования значения ФЕС, нефтенасыщенность и газонасыщенность пр иняты по результатам интерпретации ГИС. К_выт для построения геолого-фильтрационных моделей приняты по результатам исследований 3 образцов керна по двум скважинам. ОФП для построения геолого-фильтрационных моделей приняты по средним значениям, полученным при исследовании четырех образцов керна из трех скважин.

Свойства и состав нефти и растворенного газа приняты по 17 поверхностным пробам из 12 скважин и одной глубинной пробы. Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, парафиновая. Растворенный газ метанового состава, сероводород не обнаружен. Свойства и состав газа газовой шапки и конденсата приняты по аналогии с нижележащим пластом БТ₁₁. Конденсат метано-нафтенового типа, легкий, безсернистый, малосмолистый, малопарафиновый.

Северо- Западная залежь

Средняя пористость коллекторов составляет - 0,15. Средняя проницаемость - 3,4 мД. Начальное пластовое давление – 29,6 МПа. Начальная пластовая температура - +78,0^оС. Потенциальное содержание конденсата – 221,0 г/м³.

Восточная залежь

Средняя пористость коллекторов составляет - 0,14. Средняя проницаемость - 1,8 мД. Начальное пластовое давление – 30,1 МПа. Начальная пластовая температура - +78,0^оС. Потенциальное содержание конденсата – 221,0 г/м³.

Южная залежь

Средняя пористость коллекторов составляет - 0,135. Средняя проницаемость - 1,2 мД. Начальное пластовое давление – 30,5 МПа. Начальная пластовая температура - +78,0^оС. Потенциальное содержание конденсата – 221,0 г/м³.

К₁v. Пласт БТ₁₁ (одна газоконденсатонефтяная и одна нефтегазоконденсатная залежи)

Восточная залежь (газоконденсатнонефтяная залежь)

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Глубина залегания кровли 2963,2 м.Размеры залежи 29,5км х 9 км, высота залежи 189,2 м.Эффективная газонасыщенная толщина – 3,1 м, нефтенасыщенная – 6,9м.

Южная залежь (нефтегазоконденсатная залежь)

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Глубина залегания кровли 2982,7 м.Размеры залежи 18,8 км х 12,5 км, высотазалежи 191,3 м. Эффективная газонасыщенная толщина – 12,5 м, нефтенасыщенная – 7,5 м.

Керн отобран в 21 скважине. Выполнено 301 определений открытой пористости, 281 определений проницаемости. Геофизические исследования проведены в 41 скважине. Выполнено 249 определение открытой пористости, 247 проницаемости.Нефте(газо)насыщенность определена по данным ГИС: 74 определения в 7 скважинах. Средняя газонасыщенность – 0,55-0,45, нефтенасыщенность – 0,5-0,61.Для моделирования значения ФЕС, нефтенасыщенность и газонасыщенность приняты по результатам интерпретации ГИС. К_выт для построения геолого-фильтрационных моделей приняты по результатам исследований 3 образцов керна по двум скважинам.ОФП для построения геолого-фильтрационных моделей приняты по средним значениям, полученным при исследовании четырех образцов керна из трех скважин.

Свойства и состав нефти и растворенного газа приняты по 17 поверхностным пробам из 12 скважин и одной глубинной пробы.Нефть легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, парафиновая.Растворенный газ метанового состава, сероводород не обнаружен.Свойства и состав газа газовой шапки и конденсата приняты по результатам исследования 2 поверхностных проб из 2 скважин.Газ газовой шапки метанового типа, сероводород не обнаружен. Конденсат метано-нафтенового типа, легкий, безсернистый, малосмолистый, малопарафиновый.

Восточная залежь

Средняя пористость коллекторов составляет - 0,14. Средняя проницаемость - 1,4 мД.Начальное пластовое давление – 30,2 МПа.Начальная пластовая температура - +79,0^оС.Потенциальное содержание конденсата - 221.0 г/м³.

Южная залежь

Средняя пористость коллекторов составляет - 0,14. Средняя проницаемость - 1,7 мД.Начальное пластовое давление – 30,7 МПа.Начальная пластовая температура - +79,0^оС.Потенциальное содержание конденсата - 221.0 г/м³.

К₁v. Пласт БТ₁₂ (газоконденсатная залежь)

Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная. Глубина залегания кровли 3111,5 м. Размеры залежи 15,8 км х 6,1 км, высота залежи 88,8 м. Эффективная газонасыщенная толщина – 5,7 м.

Керн отобран в 14 скважинах. Выполнено 141 определений открытой пористости, 132 определений проницаемости. Геофизические исследования проведены в 22 скважинах. Газонасыщенность определена по данным ГИС в 5 скважинах. Средняя газонасыщенность – 0,49.Для моделирования значения ФЕС и газонасыщенность приняты по результатам интерпретации ГИС. К_выт и ОФП для построения геолого-фильтрационных моделей не определялись и приняты по аналогии с результатами исследований керна из вышележащих пластов.

Пробы свободного газа и конденсата не отбирались, свойства и состав приняты по аналогии с вышележащим пластом БТ₁₁.Средняя пористость коллекторов составляет - 0,15. Средняя проницаемость - 3,4 мД.Начальное пластовое давление – 31,7 МПа.Начальная пластовая температура - +82,0^оС.Потенциальное содержание конденсата – 221,0 г/м³.

К₁v. Пласт БТ₁₃ (газоконденсатная залежь)

Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная. Глубина залегания кровли 3211,4 м. Размеры залежи 8,1км х 6,3 км, высота залежи 59,1 м.Эффективная газонасыщенная толщина – 3,2 м.

Керн отобран в одной скважине. Выполнено 2 определения открытой пористости. Геофизические исследования проведены в 4 скважинах. Газонасыщенность определена по данным ГИС в 2 скважинах, Средняя газонасыщенность – 0,43.Для моделирования значения ФЕС и газонасыщенность приняты по результатам интерпретации ГИС. К_выт и ОФП для построения геолого-фильтрационных моделей не определялись и приняты по аналогии с результатами исследований керна из вышележащих пластов.

Пробы свободного газа и конденсата не отбирались, свойства и состав приняты по аналогии с вышележащим пластом БТ₁₁.Средняя пористость коллекторов составляет - 0,14. Средняя проницаемость - 1,7 мД.Начальное пластовое давление – 32,6 МПа.Начальная пластовая температура - +85,0^оС.Потенциальное содержание конденсата – 221,0 г/м³.