– начальное
пластовое давление 12,25 МПа;
– средняя
температура залежи 31°С.
Нижнемеловой
газоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750 – 3650 м и
характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими
фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным
содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.
С 1971 на
месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела.
В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей
углеводородов (рисунок 1.2), связанных с пластами / горизонтами: ПК18,
ПК21, АУ9, АУ10, БУ0, БУ1-2,
БУ5, БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11,
БУ121, БУ122, БУ13, БУ14,
залегающими в интервале глубин 1780 – 3050 м. Кроме того, имеют место
газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450 – 3500 м.
Промышленная эксплуатация продуктивного комплекса началась в 1985 поэтапным
освоением и вводом в разработку залежей конденсатосодержащего горизонта в соответствии
с «Комплексным проектом разработки. «составленным в 1979 и «Дополнениям» к нему
(1982) на максимальный объем добычи газа соответственно 30 млрд. м3 и
6,2 млн. т. в год.
В настоящее
время в разработке находятся газоконденсатные залежи I–IV объектов эксплуатации и
нефтяные оторочки на трех участках месторождения. Подготовлены к промышленному
освоению, но не введены в разработку газоконденсатные залежи пластов ПК21,
АУ9, БУ15, БУ16, а также ачимовской толщи,
расположенные в пределах лицензионного участки ДП «Уренгойгазпром».
Статиграфически
основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите
берриас – валанжина и тангаловкой свите валанжин – готерива. Диапазон
нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы прокурской свиты ПК18,
ПК21, группы АУ, пласты БУ0 – БУ5, (все
пласты газонасыщеные), пласты БУ80, БУ8, БУ9,
БУ10-11, БУ 121, БУ13, БУ14
(нефтегазонасыщенные), пласты БУ122, БУ15, БУ16,
БУ17 (газонасыщенные).
При проектировании разработки все продуктивные пласты нижнего
мела с учетом их положения в разрезе, термодинамических условий, близости
фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов, а
также других особенностей сгруппированы в четыре эксплуатационных объекта.
В пределах
Южного купола (УКПГ-1АВ) 1 эксплуатационный объект включает разведанные залежи
в пластах ПК18, ПК21, АУ10, БУ0, БУ5,
а также залежи, выявленные по данным ГИС (категория С2) в
пластах ПК16 и БУ1-2 [2].
Залежь в
пласте ПК18 залегает на глубинах 1745–1790 м и обладает
максимальной площадью газоносности на Южном куполе. В контуре газоносности находятся
7 разведочных и 52 эксплуатационных скважины.
Залежь плата
ПК21 по площади меньше вышезалегающей, располагается на глубинах
1890–1925 м. водоплавающая ГВК с учетом вновь пробуренных эксплуатационных
скважин принят по данным ГИС на а.о. – 1858 м.
Небольшая
залежь в пласте АУ10 залегает на глубинах 2245–2260 м. В
принятом при утверждении запасов этой залежи в ГКЗ СССР варианте корреляции пласт
БУ0 индексировался как БУ3.
Рисунок 1.2 – Схематический геологический разрез Уренгойского
НГКМ
С учетом дополнительных данных ГИС по эксплуатационным скважинам
ГВК опушен до а.о. – 2340 м. (сравнительно с – 2333 м. принятом при
утверждении запасов в ГКЗ).
Пласт БУ5
на Южном куполе залежь эта нижняя в составе I объекта и
залегает на глубинах 2505–2537 м.
Залежи в
пластах ПК16 и БУ1-2 выделяются по данным ГИС, из них реальный
интерес может представлять залежь в пласте БУ1-2, имеющая высоту 27 м.
В пласте ПК16 поле газоносности приурочено к самой сводовой части
Южного купола, высота залежи немного более 10 м.
II
эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ80, БУ8
и БУ9. К пласту БУ8 приурочена единая
газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой кольцевого типа, окаймляющей
газоконденсатную часть в пределах Северного купола (СК) и восточного склона
севера ЦПЗ (центральной приподнятой зоны). На Южном куполе (ЮК), юге ЦПЗ и
восточном склоне севера ЦПЗ нефтяная оторочка отсутствует. Высота газоконденсатной
шапки на СК составляет 120 м (при среднем уровне ГНК – 2665 м), в
северной части ЦПЗ около 100 м, на юге ЦПЗ – 95 м на ЮК также около
100 м [2].
В пределах
Южного купола пласт БУ80 не имеет четкого раздела от
нижележащего пласта БУ8. На основании отметок газоводяного контакта
при подсчета запасов для ЮК принята модель единой залежи в пластах БУ80
– БУ8.
При этом газоводяная зона
расширяется до 2 – 5 км в восточной и западной частях залежи до 6 – 7 км
южной периклинали и в зоне перехода от Южного купола к ЦПЗ.
Залежь в
пласте БУ8 также единая в пределах всех структурных элементов, по
морфологии и характеру распространения нефтяной оторочки аналогична
вышеописанной.
К плату БУ9
приурочены две залежи УВ (углеводородов): основная охватывает Северный купол,
север и юг ЦПЗ, а вторая контролируется Южным куполом. Залежь Южного купола для
целей разработки можно рассматривать как чисто газоконденсатную, поскольку она
не имеет столь явно выраженный по комплексу ГИС переходной зоны от газовой к
водоносной части. Уровень ГВК располагается несколько ниже, чем в основной
залежи и находится на абсолютных отметках 260–2686 м. Высота залежи 65 м.
III эксплуатационный объект
включает в себя продуктивные пласты горизонта БУ10-11 (БУ101,
БУ102, БУ111, БУ11 2,
БУ113) и пласт БУ121. Пласт
БУ10 соответствует одному подсчетному объекту для газоконденсатной
части, в нефтяном интервале пласт разделен на два объекта (БУ101
и БУ102). Наибольшую высоту она имеет на Южном куполе
(106 м), на Северном куполе – 90 м и на ЦПЗ – 75 м. Ширина
газовой залежи изменяется незначительно, в пределах 12 – 14 км за
исключением зон сочленения между структурными элементами, где сокращается до 9 км.
Ширина газонефтяной зоны составляет 1,5 – 3 км. К пласту БУ111
приурочены две газоконденсатные залежи: основная включает в себя СК+ЦПЗ и
вторая связана с ЮК. Южная часть газовой шапки при сокращении ширины имеет
небольшую высоту (менее 20 м).
Газовая шапка
нефтегазоконденсатной залежи Южного купола имеет высоту 70 м, размеры 8,5 ´ 19 км. Нефтяная оторочка кольцевая
типа с узкой нефтяной зоной. По плату БУ112 поле
нефтегазоносности распадается на несколько изолированных участков. В залежи
Южного купола газовая шапка преобладает в объеме. Высота ее 66 м., размеры
8 ´ 9 км. Газонефтяная зона узкая,
шириной преимущественно до 1 км. Пласт БУ113
содержит газонасыщенный объем только в пределах Южного купола, где газовая
шапка имеет высоту 45 м и размеры 6,5 ´ 13 км. Газонефтяная зона также узкая – от 0,5 до 1 км
при этом нефтяная оторочка, как и в верхних пластах горизонта БУ10-11,
кольцевого типа.
В пласте БУ121
по промышленным категориям разведаны и эксплуатируются 4 залежи: одна на
Северном куполе, две в пределах ЦПЗ и самая крупная на Южном куполе.
Максимальными запасами в
пределах пласта БУ121 обладает залежь на Южном куполе,
газовая часть которой имеет размеры 10 ´ 22 км и высоту 85 м. Нефтяная оторочка кольцевого типа
высотой в среднем 18 м. Высота газовой шапки в пределах УКПГ – 1АВ от 30
до 70 м.
IV эксплуатационный объект
включает в себя пласты БУ122, БУ13, БУ141,
БУ142. В пласте БУ122 имеются две
газоконденсатные залежи. Основная охватывает по площади всю ЦПЗ (длина 28,5 км)
и имеет ширину 9 км в зоне сочленения между ними. Высота залежи в северной
части около 50 м, в южной до 55 м. На Южном куполе газоконденсатная
залежь имеет размеры 8 ´ 16,5 км
и высоту 58 м. На Северном куполе пласт БУ122 заглинизирован.
В плате БУ13 коллекторы присутствуют на южном склоне ЦПЗ и Южном куполе.
Залежь на Южном куполе
газоконденсатная, но на восточном борту структуры выявлена нефтяная оторочка
козырькового типа.
Газовая залежь пласта БУ13
имеет размеры 8 ´ 18,5 км
и высоту около 60 м. Горизонт БУ14 с учетом различия в газоконденсатных
контактах разделен на два продуктивных пласта БУ141 и БУ142
имеют развитие в песчаных фракциях на всей площади месторождения за исключением
Северного купола. В пласте БУ141 имеются две газовые
залежи: одна в пределах Центральной приподнятой зоны, вторая на Южном куполе. К
пласту БУ142 приурочены две газовые залежи в пределах ЦПЗ
и одна на Южном куполе. Залежь на Южном куполе чисто газовая. Размеры залежи в
целом 8 ´ 19,5 км, высота около 50 м.
Таким образом, залежи
продуктивных пластов, включенных в IV эксплуатационный объект, имеют
распространение в пределах Центральной приподнятой (УКПГ – 5В и УКПГ – 2В) и
Южного купола (УКПГ – 1АВ). При этом максимальная площадь газоносности и
газонасыщенные объемы приурочены к Южному Куполу, в том числе в границах УКПГ –
1АВ.
В разрезе Уренгойского НГКМ
ниже горизонта БУ14 до нижележащего объекта разработки, ачимовской
толщи, имеют локальное распространение продуктивные пласты БУ15, БУ16,
БУ17.
1.5 Характеристика сырья и
получаемых продуктов
Газ
сеноманской залежи имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3%).
Максимальное содержание углеводородов С2+высшие не превышает 1%.
Относительный удельный вес газа по воздуху 0,577 - 0,557, среднее – 0,563.
Критические параметры: критическое давление – 4,73 МПа, среднекритическая
температура – 190,5 К.
Низшая
теплотворная способность 32121 - 33472 кДж/м3. Средняя 32900 кДж/м3.
Среднее содержание компонентов, входящих, в состав газа:
СН4 – 98,28%;
С2Н6 – 0,15%;
С3Н8 – 0,002%;
С4Н10 – 0,0014%;
С5
+ высшие – 0,0006%;
СО2 – 0,35%;
Н2 – 0,02%;
О2 – 1,16%;
N2 – отсутс.;
Не – 0,013%;
Н2S – следы.
Содержание
углеводородного конденсата – от 0,03 до 0,05 см3/м3.
Для валанжинских УКПГ сырьем является пластовая смесь валанжинских
залежей, состоящая из пластового газа и газового конденсата.
Таблица 1.1 –
Состав пластового газа
|
С1,
% мас.
|
С2,
% мас.
|
С3,
% мас.
|
iC4,
% мас.
|
NС4,
% масс.
|
С5+,
% масс.
|
абсол. плотность,
кг/м3
|
Абсол
влаж. г/м3
|
молекул. масса С5+,
г/моль
|
90,30 |
4,87 |
2,20 |
0,50 |
0,58 |
1,55 |
0,792 |
2,62 |
98,0 |
Продуктами, получаемыми на установке, являются:
осушенный газ, соответствующий ОСТ 51.40 – 93 и нестабильный конденсат по ТУ
05751745 – 02 – 88. Их компонентный состав приведен в таблице 1.2.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
|