Тектоника
В тектоническом отношении Заполярное месторождение расположено в пределах Надым-Тазовской синеклизы, Хадырьяхинской моноклинали, осложненной валами (Западно-Заполярным, Ярояхинским и др.), куполовидными поднятиями (Заполярным, Тазовским) и разделяющими их прогибами (Призаполярным и др.) и котловиной (Ярояхинской).
Рис.2 м. Заполярное на тектонической карте России
Заполярная структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами осей 54 х 108 км и амплитудой более 250 м. Сводовая часть поднятия находится в районе скв.3, 90. Западное крыло складки более пологое.
Рис.
3 Структурная карта по кровле сеноманских
отложений
Нефтегазоносность
Рис.
4 Западно-Сибирская нефтегазоносная
провинция
Запасы углеводородов Заполярного месторождения формируют два комплекса резервуаров: верхний - является преимущественно газоносным, приурочен к верхнемеловым отложениям; нижний -нефтегазоконденсатный, приурочен к валанжинским отложениям.
Основные запасы газа связаны с отложениями сеноманского яруса. Толща вскрыта на глубинах 1102,4-1343,6 м (абс.отм.-1048,4-1306,9 м). Продуктивная толща сеномана представлена чередованием песчаных и алевролито-глинистых пластов различной толщины, неоднородных по составу. В разрезе преобладают песчано-алевритовые породы, являющиеся коллекторами газа. Толщина проницаемых пластов изменяется от 0,4 м до 30 м. Общая эффективная толщина по скважинам составляет 4,2 м (скв. 49) – 169,6 м (скв. 37). В газоносной части сеноманской залежи доля проницаемых пород составляет 72%.
Покрышкой для сеноманской газовой залежи являются глины туронского яруса. В верхней части туронских отложений залегает песчано-алевритовый пласт “Т”, толщиной 30-35 м, в котором в присводовой и сводовой частях структуры залегает газовая залежь.
Сеноманская газовая залежь является массивной, водоплавающей. При разведке изучена по данным испытания в 20 скважинах. Испытывались, в основном, нижние приконтактные части разреза. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300-844 тыс.м3/ сут, на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,02-1,70 МПа.
Газоводяной контакт по комплексу геофизических исследований скважин прослеживается на отметках минус 1299,5-1317,9 м. Наблюдается погружение контакта в северо-восточном направлении.
В нижнемеловых отложениях доказана промышленная газоносность следующих пластов: БТ2-3, БТ6-8, БТ10, БТ111, БТ112.
В настоящее время ведутся подготовительные работы к промышленной эксплуатации неокомских нефтегазоконденсатных залежей, и в пробной эксплуатации находится 4 скважины куста №24. газоконденсатная смесь подается на установку подготовки моторных топлив, где из смеси выделяется конденсат, а газ сепарации подается на установку подготовки сеноманского газа для реализации потребителям.
Добыча газа на Заполярном месторождении достигает 130 млрд куб. м в год, Газового конденсата — 3 млн тонн в год.
Cеноманская залежь
Рис.5
Геологический разрез верхнемеловых
отложений
При разведке залежь изучена по данным испытания продуктивных пластов в 20 скважинах. Испытывались в основном нижние приконтактные части разреза залежи. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300-844 тыс. м3/сут, на шайбе 22-25 мм, при депрессиях 0,024-1,74 МПа. (Рис. 2 из геологии)
Пористость изменяется от 17,1-22,2% в плотных алевролитах и слабо сцементированных мелкозернистых песчаниках до 30,0-37,5% в слабосцементированных песчаниках и алевролитах. Наиболее часто встречаются значения пористости 30-36% (72% от общего количества). Среднезвешенное значение пористости по керну равно 32,2%. Проницаемость газоносных пластов достигает 8 дарси.
Продуктивная толща сеномана представлена хаотичным переслаиванием песчано-алеврролитовых и глинистых пород различной толщины. Для определения коллекторских свойств из сеноманских отложений отобрано 838,94 м керна. (Рис. из геологии)
Неокомская залежь
Для опробования неокомских (валанжинских) нефтегазоконденсатных залежей на нижнемеловые отложения на Заполярном месторождении пробурено 65 разведочных скважин. В этих скважинах опробовано около 200 продуктивных объектов. Доказана промышленная газоносность пластов: БТ6-8, БТ10, БТ111, БТ112.
Рис. 6 Геологический разрез нижнемеловых отложений
Пробурены 4 эксплуатационные скважины, в трех из которых освоен горизонт БТ10 и в одной БТ6-8. В двух скважинах выявлены МКД в верхнем и нижнем межколонных пространствах по сальниковым уплотнениям колонной головки, и в настоящее время проводятся работы по ликвидации МКД путем ревизии этих сальниковых уплотнений. Методами ГИС в этих скважинах выявлены также перетоки газа за технической колонной из сеноманских отложений по зацементированному пространству к устью скважин. Это вызывает серьезную озабоченность по повышению качества строительства неокомских скважин в связи с выявленными утечками газа по заколонному пространству технических колонн из сеноманских отложений и уменьшения их пластовой энергии, которые приводят к потерям газа из сеноманской залежи.
Пористость и проницаемость продуктивных пластов определены по керну на 972 образцах, из них 533 – отобраны из газонасыщенных коллекторов.
Неокомские отложения Заполярного месторождения имеют сложное строение и представлены чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников. Встречаются маломощные прослои карбонатизированных вышеперечисленных литотипов. Песчаники серые, средне-мелкозернистые, нередко известковистые, плотные, встречаются мелкопятнистые с примесью цеолитов.
Проницаемость коллекторов неокомской толщи изменяется от единиц до тысяч 10-3 мкм2. Наиболее часто встречаются коллекторы с проницаемостью 560-3200 10-3 мкм2.
Средневзвешенное по толщине значение проницаемости равно 1,576 мкм2 (323 определения). Средневзвешенное по толщине осадочной водонасыщенности (методом центрифугирования) равно 26,5%.
По материалам бурения 46 разведочных, 13 доразведочных и 4 эксплуатационные скважины в неокомском разрезе охарактеризовано пять подсчетных объектов, нефтегазоносных по данным опробования и геофизических исследований скважин (ГИС): БТ6-8, БТ101,БТ111,БТ112 и БТ113.
На основании проведенного анализа по результатам испытания на приток из неокомских залежей Заполярного ГНКМ можно заключить:
Литологическое строение продуктивных горизонтов очень сложное, имеющейся информации по геологоразведочным скважинам недостаточно для получения полной картины о строении залежей;
Литологическая неоднородность пластов по латерали, их выклинивание и разрывы сплошности предполагают наличие большого количества литологически экранированных ловушек по всей продуктивной толщи месторождения;
Сложное литологическое строение пластов может быть причиной пропуска части продуктивных пластов в процессе испытаний разведочных скважин;
Породы неокомского продуктивного горизонта гидрофильны, в связи с чем при испытаниях значительная часть объектов оказалась либо «сухой», либо с притоками фильтрата бурового раствора (ФБР).
Проведенный совместно с РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина анализ показал, что дебиты неокомских скважин явно занижены и в 50% испытаний из потенциально продуктивных отложений приток не получен из-за несовершенства вскрытия пластов перфорацией при репрессии и кольматацией пласта жидкостью, на которой проводилось вскрытие.
Размещено на Allbest.ru