1 Геологическое строение месторождения

1.1 Краткая геологическая характеристика месторождения [1]

Уренгойское месторождение расположено в Северной части Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области в 10 км к Северо-Востоку от города Новый Уренгой.

Промышленная разработка газоконденсатных залежей нижнемелового продуктивного комплекса Уренгойского месторождения начата в январе 1985 года на основании «Проекта комплексной разработки...» (1979 г.), предусматривающего первоначально максимальный уровень годового отбора газа и нестабильного конденсата в объеме соответственно 30 млрд.м³ и 6,2 млн.т. в год.

Ввиду сложности строения объектов добычи углеводородного сырья с начала эксплуатации залежей трижды (1986, 1988, 1991 гг.) переутверждались запасы газа и конденсата.

Второй этаж распределения углеводородов связан с терригенными отложениями нижнего мела и верхней юры. Здесь выявлены 34 газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежи, приуроченные к 22 продуктивным горизонтам в пределах Уренгойского вала, имеющего 4-х купольное строение.

Уточнение запасов газа, конденсата, нефти нижнемеловой залежи УНГКМ произведено в 1988 г. и составило на 1.01.1989 г.:

- газ - 1291,65 млрд.м³;

- конденсаТ-221,39 млн.т;

- нефть - 345,70 млн.т.

По состоянию на 01.01.2001г. из залежей отобрано с начала разработки 25,1 % газа от начальных запасов.

Нижнемеловой нефтегазоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин от 1750 до 3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного комплекса газоконденсатных залежей, низким фильтрационно-емкостными характеристиками, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и др. особенностями.

В распространении нижнемеловых залежей и запасов по типу углеводородного сырья отмечается вертикальная зональность:

- в интервале глубин 1700-2450 м размещены чисто газоконденсатные залежи (первый эксплуатационный объект)

- в интервале 2570 - 3075 м, начиная с горизонта БУ 8° расположено 9 газоконденсатных и газонефтеконденсатных залежей (II, III, эксплуатационные объекты).

К этой 500-метровой толще приурочены основные запасы углеводородного газа (88 %), конденсата (92 %) и нефти (100 %).

В неокомском стратиграфическом комплексе газонефтеносность связана с 17-ю продуктивными пластами, содержащими 25 залежей газа, конденсата и нефти.

В разряде неокома и залежи сгруппированы 4 эксплуатационных объекта.

Непосредственно УКПГ-8В (Северный купол) охватывает газоконденсатные залежи трех эксплуатационных объектов и представлены пластами:

I экспл. объект: ПК₁₉, ПК₂₁, АУ₉, БУ₀, БУ_1-2, БУ₅;

II экспл. объект: БУ₈⁰, БУ₈, БУ₉;

III экспл. объект: БУ₁₀, БУ₁₁¹, БУ₁₁², БУ₁₂¹.

Потенциальное содержание фракций С₅ в пластовом газе, добываемом из валанжинских залежей в зоне УКПГ - 8В (начальное), в г/м³ составляло:

I объекТ-84;

II объекТ-134;

III объекТ-149.

Пластовое давление (начальное), в МПа:

I объекТ-23,5;

II объекТ-27,5;

III объекТ-28,9.

Текущее пластовое давление (на 15.05.2000г), в МПа:

I объекТ-21,74;

II объекТ-15,57;

III объекТ-16,96.

по УКПГ - 8В - 18,09.

Устьевое давление по УКПГ - 8В (на 15.05.2000г.), в МПа;

I объекТ-15,93;

II объекТ-11,09;

III объекТ-11,43.

по УКПГ - 8В - 12,74.

Фонд скважин на 01.07.2002г.: эксплуатационных - 92, в том числе действующих - 81.

1.2 Морфологическая сложность продуктивных пластов УНГКМ [1]

Газоконденсатные залежи нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения введены в разработку в 1985 г.

Геолого-промысловая информация по пробуренным скважинам позволяет уточнить геологическое строение и морфологическую сложность продуктивных пластов БУ8(0), БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ12(2), БУ13, БУ14(1), БУ(2).

Залежь пласта БУ8(0) является газоконденсатной с нефтяной оторочкой козырькового типа. Нефтяная оторочка распространена на Северном куполе и на северной вершине ЦПЗ. Зоны максимальных нефтенасыщенных толщин приурочены к западному крылу северной вершины ЦПЗ и периклинальной части купола.

Наибольшая эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 8 м в районе скважин 82, 559. Газонасыщенная толщина изменяется от 2 до 20 м. Максимальное значение газонасыщенной толщины фиксируется на скважине 109.

Уточнение газонефтяного контакта на Северном куполе уменьшило площадь нефтеносности и эффективные нефтенасыщенные толщины, что повлияло на запасы нефти, величина их сократилась в 3 раза по сравнению с утвержденными ГКЗ. Запасы газа существенно не изменились.

Залежь пласта БУ8 является газоконденсатной с нефтяной оторочкой козырькового типа. Нефтяная оторочка распространена с Северного купола до южной вершины ЦПЗ.

Наиболее эффективная нефтенасыщенная толщина фиксируется на Северном куполе в скважине 69 и составляет 15 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина около 8м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 4 до 30 м.

По данным эксплуатационного бурения были уточнены отметки газонефтяного и водонефтяного контактов на восточном крыле Северного купола в районе скважин 582 и 25, что сказалось на сокращении площади нефтеносности и эффективных нефтенасыщенных толщин. Запасы нефти значительно уменьшились по сравнению с принятыми в ГКЗ. Запасы газа изменились незначительно.

Залежь пласта БУ9 является газоконденсатной. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 4 до 40 м. Максимальные значения фиксируются на северной вершине ЦПЗ. Уточнение площади газоносности на Южном куполе в районе скважин 206, 138, 35 привело к уменьшению запасов газа на 13 % по сравнению с утвержденными в ГКЗ.

Горизонт БУ10-11 является основным по запасам нефти и наиболее сложным по геологическому строению. Данные эксплуатационного бурения позволили детализировать ранее существующую геологическую модель горизонта БУ10-11 и представить его в виде шести пластов БУ10(1), БУ10(2), БУ10(3), БУ11(1), БУ10*2), БУ10(3), БУ11(1), БУ11(2), БУ11(3). Все пласты характеризуются значительной неоднородностью строения по разрезу и площади. На южном куполе к этим пластам приурочены две залежи с отличающимися газо- и водонефтяными контактами. Залежи газоконденсатные с нефтяными оторочками кольцевого типа. Первая залежь приурочена к пластам БУ10(1), БУ10(2), БУ10(3), БУ11(1), вторая - к пластам БУ11(2) и БУ11(3). На Северном куполе пласты гидродинамически связаны между собой, так как ВНК и ГНК едины для всех пластов. Для южной вершины ЦПЗ они разобщены глинистым экраном, что наблюдалось и на Южном куполе. Здесь же фиксируется глинизация пласта БУ11(1).

Залежь БУ12(1) является газоконденсатной с нефтяной оторочкой кольцевого типа на Южном куполе. Эффективная средняя нефтенасыщенная толщина составляет 6 м. Эффективная газонасыщенная толщина выдержана по всей площади и в среднем составляет 10 м. Максимальное значение газонасыщенной толщины в районе скважин 134, 1427 составляет около 20 м.

Залежь пласта БУ12(2) является газоконденсатной и приурочена к Южному куполу и ЦПЗ. Эффективная средняя толщина в районе ЦПЗ составляет 4,9 м, максимальное ее значение равно 10 м. На Южном куполе средняя газонасыщенная толщина 2,9 м.

Запасы газа по залежи пласта БУ12(2) сократились в 1,5 раза, что вызвано уточнением газожидкостного контакта на западном крыле Южного купола.

Пласт БУ13 развит в песчаных фракциях в пределах юга Центральной приподнятой залежь пласта БУ14(1) газоконденсатная, на севере газоконденсатная с нефтяной оторочкой козырькового типа. Уточнение ВНК существенно сократило величину запасов нефти на этом участке. На ЦПЗ залежь пласта БУ14(1) газоконденсатная, запасы газа здесь значительно не изменились.

Залежь пласта БУ14(2) является газоконденсатной с нефтяной оторочкой козырькового типа. Запасы газа существенно не изменились, запасы нефти сократились вследствие их перераспределения по площади.

На Южном куполе газоконденсатная залежь пласта БУ14(1+2) считалась единой с тектоническими нарушениями на восточном крыле. Данная геологическая модель пересмотрена и представлена в виде отдельных газоконденсатных залежей БУ14(1) и БУ14(2). Изменение геологической модели пласта БУ14(1+2) привело к сокращению запасов газа. В целом по всем неокомским залежам Уренгойского месторождения запасы газа изменились незначительно по сравнению с утвержденными ГКЗ, а запасы нефти существенно уменьшились в основном за счет уточнения газоконденсатных контактов.

2 Конструкция эксплуатационных скважин и их характеристика [2]

Валанжинские скважины Уренгойской площади имеют следующую конструкцию:

- направление Ø 425 мм - спущено на глубину 150 м;

- кондуктор Ø 324 мм - спущен на глубину до 600 м;

- техническая колонна Ø 245 мм спущена на глубину до 1380 м;

- эксплуатационная колонна Ø 168 мм спущена на глубину – 3000 м.

Скважины, эксплуатирующиеся по пакерному способу, имеют ниже пакера хвостовик. Эксплуатация ведется по насосно-компрессорным трубам (НКТ). Если диаметр НКТ-101,6 мм - хвостовик Ø 89 мм; если диаметр НКТ-114 мм - хвостовик Ø 101,6 мм.

Скважины, добывающие попутную нефть, имеют НКТ диаметром 73 мм. Для оборудования устья скважин используются колонные головки ОКК-2-21-168х245х324, фонтанная арматура АФК 6-100/350 ХЛ.

3 Состояние разработки валанжинской залежи уренгойского месторождения [1]

3.1 Краткая характеристика и состояние разработки

Разработка валанжинского газоконденсатного горизонта Уренгойского НГКМ ведется на глубине 1900-3100 м который приурочен к газоконденсатонефтяным залежам в пластах нижнемелового продуктивного комплекса, которые по близким пластовым условиям условно разбиты на объекты разработки: I, II, III, IV, V. Разработка I, II, III, IV объектов начата в январе 1985 года на основании проекта, предусматривающего первоначальный максимальный годовой уровень отбора газа в объеме 30 млрд.м³.

В настоящее время в работе находятся четыре УКПГ (1АВ, 2В, 5В, 8В) общей производительностью 30 млрд.м³ по газу сепарации и 6,0 млн.тонн по нестабильному конденсату. В 1995 г выполнено расширение УКПГ-8В, где дополнительно смонтирована технологическая нитка низкотемпературной абсорбции (НТА), производительностью 5 млн.м³ в сутки по газу сепарации.

Общий фонд скважин на 01.01.2002 г достиг 600 единиц, эксплуатационный фонд составляет 399 скважины. Текущие пластовые давления в зонах отбора газа снизились на 10,0 МПа и более от первоначальных. Минимальные значения текущего пластового давления наблюдаются на УКПГ-1АВ, 2В, 8В и составляют 15,2 МПа, в таблицах 1 - 3 представлены средние значения пластовых давлений.

Таблица 1 – Средние значения пластовых давлений

Объект	Начальное, МПа	Факт на 01.01.2002 г, МПа
I	21,3	17,5
II	27,5	15,1
III	28,5	16,3
IV	29,5	15,9

Таблица 2 – Средние значения температуры

Объект	Начальная, К	Факт на 1.01.2002 г, К
I	339	333
II	351,5	348
III	356	352
IV	360	359

Таблица 3 – Пластовые параметры в объектах разработки Уренгойского месторождения

Объект	интервал залегания, м	Температура, оС (средневзвешенная)		Давление, МПа (средневзвешенное)
		начальная	факт на 01.01.02	начальное	факт на 01.01. 2002 г
УКПГ-1АВ
I	1718 – 2585	60	55	19,1	14,98
II	2655 – 2750	75	78	27,4	14,73
III	2740 – 2900	80	82	28,3	16,27
IV	2880 – 3020	93	86	29,2	15,76
Средневзвешенное					15,16
УКПГ - 2В
I	-	-	-
II	2645 – 2765	75	76	27,6	15,11
III	2775 – 2915	79	79	28,5	15,62
IV	2910 – 3035	93	86	29,8	14,99
Средневзвешенное					15,20
УКПГ - 5В
I	-	-	-
II	2645 – 2790	75	73	27,6	16,33
III	2780 – 2940	59	77	28,4	17,58
IV	2920 – 3055	93	86	29,6	17,02
Средневзвешенное					16,64
УКПГ - 8В
I	1640 – 2610	56	65	23,5	20,11
II	2620 – 2840	75	74	27,5	14,37
III	2770 – 2910	79	78	28,9	15,89
IV	-	-	-
Средневзвешенное					16,74

3.2 Анализ разработки

По состоянию на 01.01.2002 года из залежи с начала разработки отобрано 433,2 млрд.м³ пластового газа. Добыча отсепарированного газа составила 403,36 млрд.м³, нестабильного газа - 73,437 млн.т.

В течении 2001 года из залежи отобрано 27,6 млрд.м³ от сепарированного газа , что на 20 млрд.м³ выше проектного уровня, в том числе по объектам:

- 1 объект 4,3 млрд.м³ или на 0,3 млрд.м³ выше проектного уровня;

- 2 объект 11,0 млрд.м³ или на 0,8 млрд.м³ выше проектного уровня;

- 3 объект 9,4 млрд.м³ или на 1,1 млрд.м³ выше проектного уровня;

- 4 объект 2,9 млрд.м³ или на 0,2 млрд.м³ выше проектного уровня.

Добыча нестабильного конденсата за этот период составила 3,954 млн.т, в том числе:

- 1 объект 0,484 млн.т;

- 2 объект 1,564 млн.т;

- 3 объект 1,564 млн.т;

- 4 объект 0,541 млн.т;

В связи с тем, что некоторое число скважин находилось в консервации, в 2001 году произошли некоторые изменения в годовом отборе пластового газа, по УКПГ-1АВ он ниже проектного уровня на 0,12 млрд.м³, а по УКПГ-8В выше проектного на 0,44 млрд.м³.

Второй эксплуатационный объект.

Во второй эксплуатационный объект входит группа пластов БУ8(0), БУ(8), БУ(9), газоконденсатные залежи которых имеют повсеместное распространение на месторождении.

С начала разработки из залежи отобрано 204,68 млрд.м³ пластового газа и 19,318 млн.т нестабильного конденсата, в том числе:

- УКПГ-1АВ – 55,57 млрд.м³ и 5,195 млн.т;

- УКПГ-2В – 45,84 млрд.м³ и 3,851 млн.т;

- УКПГ-5В – 36,63 млрд.м³ и 3,343 млн.т;

- УКПГ-8В – 66,64 млрд.м³ и 6,729 млн.т.

Накопленная добыча отсепарированного газа по залежи составила 191,86 млрд.м³ нестабильного газа – 28,745 млн.т.

Отбор пластового газа с начала разработки по залежи превышает проектный на 0,89 млрд.м³, по площади месторождения максимальная выработка запасов пластового газа приходится на зону УКПГ-1В и УКПГ-8В.

Третий эксплуатационный объект.

Третий эксплуатационный объект объединяет группу пластов БУ10, БУ11 и БУ12(1), газоконденсатные залежи которых имеют повсеместное распространение, но разделяются седловиной между зонами УКПГ-1АВ и УКПГ-2В.

С начала разработки из залежи отобрано 143,1 млрд.м³ пластового газа и 17,978 млн.т нестабильного конденсата, в том числе:

- УКПГ-1АВ – 58,34 млрд.м³ и 8,512 млн.т;

- УКПГ-2В – 22,32 млрд.м³ и 2,598 млн.т;

- УКПГ-5В – 27,65 млрд.м³ и 3,100 млн.т;

- УКПГ-8В – 34,79 млрд.м³ и 3,768 млн.т.

Накопленная добыча от сепарированного газа по залежи составила 131,67 млрд.м³, нестабильного газа – 27,237 млн.т.

В целом, отборы газа по площади в 2002 году несколько превышали проектные по УКПГ-1В на 0,9 млрд.м³, УКПГ-2В на 0,1 млрд.м³ и УКПГ- 8В на 0,6 млрд.м³, по УКП-5В отбор газа ниже проектного на 0,31 млрд.м³., максимальная выработка запасов приходится на зоны УКПГ-8В, 1АВ и 2В.