Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения

В В Е Д Е Н И Е

Я первую производственную практику проходил на установка комплексной подготовки газа УКПГ-1, который входит в состав установок сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения. УКПГ-1 расположена в западной части Ямбургского месторождения на территории Надымского района Ямало-ненецкого национального округа Тюменской области.

Генеральным проектировщиком установки является ОАО "Южниигипропрогаз", проект разработки месторождения выполнен ООО «ВНИИГАЗ». Эксплуатацию установки осуществляет ООО "Ямбурггаздобыча".

В период постоянной добычи отборы газа на УКПГ-1 составляли 26-32,5 млрд м3 в год, в настоящее время УКПГ работает с падающей добычей газа - 20-23 млрд м3/г.В 2001-2002 годах после подключения к УКПГ-1 газа с Харвутинского купола (УКПГ-8) 20 мил.м3/сут.добыча газа увеличилась до 30 млрд.м3/год.

Схема подготовки газа на УКПГ включает сбор газа от кустов скважин, гликолевую осушку, охлаждение газа, регенерацию ДЭГа и метанола и др.

Осушенный и охлажденный газ подается в подземные промысловые коллектора к головной КС-КС Ямбургская-системы магистральных газопроводов, подающих газ в центральные районы страны.

Для обеспечения требуемого технологического режима подготовки газа и проектных параметров перед КС Ямбургская, в условиях постоянно снижающегося устьевого давления, на УКПГ- 1 в 1995 г. введена в эксплуатацию 1-я очередь дожимной компрессорной станции (ДКС-2) и в мае-июне 2002 г – 2-я очередь с производительностью равной производительности УКПГ (22…15,7 млрд. м3/год). Первая и вторая очереди ДКС-2 расположены перед установкой осушки газа, входит в состав УКПГ-2 и имеют свой регламент на эксплуатацию.

Для производственных и вспомогательных зданий применен блок-понтонный метод строительства. Изготовление блок-понтонов и монтаж оборудования производился в заводских условиях в г. Тюмени, транспортирование-водным путем. На месте выполнялась стыковка блок-понтонов на подготовленных основаниях и монтаж соединительных трубопроводов и кабельных коммуникаций.

Установка пущена в эксплуатацию в июне 1987 г.

Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения

Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г.

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове) Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями, связанными с наличием мощной толщи многолетнемерзлых с поверхности пород.

Месторождение представляет собой комплекс многопластовых залежей, продуктивные горизонты которых приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям.

Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170х50 км, этаж газоносности 220 м, общая площадь газоносности — 4655 км², залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь — пластово - массивного типа, водоплавающая.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчаноалевритовыми, глинисто - алевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей.

В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости, 30 %, cреднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм² (680 мДарси) и 0,54 ¸ 0,69 мкм² (540 ¸ 690 мДарси) по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 %.

По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири. Состоит на 99 % из метана.

Работами последних лет установлено, что сеноманская толща Ямбургского месторождения имеет сложное строение, характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью, слоистой неоднородностью, повышенной глинистостью.

Начальное пластовое давление 11,73Мпа (117,3ата), пластовая температура 296 ¸303 К (23¸30 ^ОС) у газоводяного контакта (ГВК).

Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г., подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г., в объеме более 4 трл.м³.

Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта. В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов: БУ¹₃ , БУ²₃, БУ^1-3₄, БУ¹₅, БУ³₅ в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ¹₆, БУ²₆, БУ³₆, БУ₇, БУ⁰₈, БУ^1-2₈, БУ³₈, БУ¹₉, БУ²₉, БУ³₉ имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В, 2В, 3В.

Наибольшие запасы конденсатосодержащего газа первого эксплуатационного объекта сконцентрированы в залежах пластов БУ₃ (около 80% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта) и второго эксплуатационного объекта в залежах пластов БУ^1-2₈ (50% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта).

Залежь в пласте БУ¹₃ находится в сводовой части поднятия, имеет размеры 24х31км, высоту 167м, вскрыта на глубинах 2500-2700м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем по площади составляет около 10 м. Залежь - пластовая, сводовая.

Залежь пластов БУ^1-2₈ распространена по всей площади Ямбургского месторождения, вскрыта на глубинах 2800¸3300м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем составляет немногим более 10м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 42х56 км, высота 433м.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость, 10¸50%. Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3,6 до 15,1х10^-3 мкм² (3,6-15,1 мДарси), значение газонасыщенности по керну 57¸60%, по ГИС 66¸70%.

Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90% метана, более 3% углеводородов С₅₊, азот, углекислый газ.

Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г/м³, по второму эксплуатационному объекту 109¸112г/м³.

Коэффициент извлечения конденсата - 0,68.

Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа (267,2 ата), пластовая температура 344 К (71^ОС). Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40МПа (324,0 ата), пластовая температура 355¸359К (82¸86 ^ОС).

Утвержденные в 1985г. в ГКЗ начальные запасы газа нижнемеловых залежей около 1,5 трл.м³, конденсата более 200 млн.т. На Рис.2.1 отображена карта.

Дата добавления: 2015-08-10