Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение. Выберите месторождение нефти ямбургское


Особенности строения нижнемеловых залежей Заполярного и Ямбургского месторождений в связи с их доразведкой и подсчётом запасов, страница 8

На Заполярном месторождении, таким образом, нефтяные отороч­ки имеют небольшую высоту, являются подгазовыми и повсеместно под­стилаются водой. Соответственно равномерное площадное размещение разведочных скважин по треугольной сетке вдоль контура нефтеносно­сти существенно затягивает сроки разведки как газоконденсатных частей залежи, так и нефтяных оторочек.

19

Ямбургское месторождение

Газоносность нижнемеловых отложений Ямбургского меоторовдения установлена в результате бурения и испытания скв.1, располокенной в своде поднятия. Из горизонтов БУ3, БУ4 и БУд получены промышлен­ные притоки газа. В 5 км западнее скв.1 была заложена окв.24, ко­торая подтвердила газоносность перечисленных пластов и, кроме то­го, в пласте БУд в интервале 2882-2892 м получен приток нефти и газа» а в пласте БУд в интервале 2932-2940 м приток воды с плен­кой нефти. Третья по счету скв.102 пробурена в II км юго-западнее скв.24. При испытании пласт БУ4 оказался "сухой", а из пласта БУ3 получили воду.

Следующая скв. 105 была пробурена только через 4 года после скв. 102. Эта скважина составила профиль со скв.24 и I. При опробо­вании этой скважины из пласта БУ7 получен приток воды, а из пласта БУд - приток газоконденсата с водой.

В дальнейшем разведочные скважины закладывались на площади по неравномерной сетке, преимущественно по треугольной системе. Первоначальный проектируемый профильный вариант был нарушен.

Разведочные скважины 104 и 101 были пробурены на южной части площади и составили треугольник со скв. 105. При испытании в скв. 104 были получены притоки газоконденсата из пластов БУ|, БУд, БУд, БУд, а из пласта БУд получен незначительный приток газа с водой. В окв.101 в пластах БУ3. БУ~ и БУд получили газоконденсат, а из пластов B7g, БУ?, БУд - газ с водой.

Скв.106 составила треугольник со скв.105 и 104. Из пласта БУд получен приток воды с незначительным количеством газа, из плас­тов БУд и БУд - притоки газоконденсата, из пласта БУ3 - приток во­ды.

jQro-западнее скв.104 пробурена скв.НО, которая явилась от-крывательницей залежи в пласте БУ™, где в интервале 3248-3257 м получен приток газа и воды - 24 м5/сут. В скважине в этом пласте по данным ГИС и опробования уверенно отбивается ГВК.

Для прослеживания восточных границ залежей от скв. 104 была заложена скв. 109, в которой при испытании пластов Бу|, БУд1, БУд, БУд, fiyfo получены притоки газоконденсата, из пласта БУд - при­ток воды.

В 14 км восточнее скв.НО пробурена скв. 103, где из пласта БУд в двух интервалах получен приток газоконденсата, а из плас­та БУд - небольшой приток газа с водой.

20

Следующая скв.107 была пробурена восточнее скв.108 на север­ной части складки. При испытании 4 объектов в пластах БУд, БУд, БУд, БУд получили притоки пластовой воды.

Скв.III пробурена на южной периклинали складки и составила треугольник со скв. 104 и НО. Из пласта БУд получен газоводяной фонтан из пластов Бу| и БУд - приток газа с конденсатом, другие пласты водоносны.

Остальные пробуренные скважины(121, 115, 121, 116 и др.) располагались по периметру, преимущественно по треугольной сис­теме.

Анализ геологоразведочных работ на Ямбургском месторождении показал следующее. По большинству залежей газоводяные контакты проведены условно, т.к. в ГВК в этих залежах разведочными скважи­нами не вскрыты. Интервал неоднозначности в определении "ГВК дос­тигает 50 м и более.

Неоднозначность в определении ГВК позволяет предположить о возможном наличии нефтяных оторочек в некоторых залежах, где ус­тановлено большое содержание конденсата в газе. Конденсаты по групповому  составу относятся к метановому и метано-нафтеновому типам. Отмечается высокое содержание ароматических' УВ (до 2,3$ и более). Газоконденсатные залежи с содержанием С5^ВЫСШ4   более 1,75$ обычно связаны с нефтяными оторочками различного промышлен­ного значения или являются газовыми шапками над нефтяными залежа­ми. Кроме того, в пласте БУд содержание конденсата увеличивается вниз по пласту.

vunivere.ru

Ямбургское месторождение Википедия

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) — месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Размеры ЯНГКМ — 170 на 50 километров. По административно-территориальному делению северная территория месторождения находится в Тазовском, а южная — в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа.

Лицензия на разработку ЯНГКМ принадлежит ООО «Газпром добыча Ямбург» — 100 %-ному дочернему обществу ПАО «Газпром».

Ландшафт — тундровая слабовсхолмленная равнина с густой сетью рек, ручьёв, озёр, болот. Толщина вечной мерзлоты достигает 400 метров. Самый холодный месяц — январь со средней температурой минус 25 градусов по Цельсию. Нередко температура опускается до отметки 55 и ниже. Зарегистрирована минусовая температура в 63 градуса (январь 2006 г.). Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях.

О происхождении названия

В XIX веке экспедиция ученого Ю.И. Кушелевского прибыла на эти земли, чтобы установить границы средневекового городища — Мангазеи «златокипящей», существовавшей на реке Таз в XVII веке. Экспедиция прибыла на Крайний Север империи на шхуне под названием «Таз». Руководитель похода был родом из Ямбурга. Так назывался прежде город Кингисепп, расположенный под Петербургом.

Во время плавания ученый составлял карту Тазовского полуострова. Предполагается, что название мыса Юмбор, («морошковые кочки») напомнило ему имя родного города. Так один из треугольных участков суши, проникавших в Тазовскую губу, получил название Ямбурга. В советские времена на мысу появилась фактория Ямбург.

На месте нынешнего вахтового поселка Ямбург исследователь оставил белое пятно. «Терра инкогнита» — неизвестная земля. Предполагается, что в честь фактории и была названа Ямбургская площадь, а позднее и Ямбургское месторождение.

Есть другая топонимическая версия, согласно которой территория, на которой расположено месторождение, первоначально именовалась Ямпур — Серое болото. Потом его переименовали в Ямбург.

История

Открытие Ямбургского и других месторождений геологи подготовили на самом «пике» Великой Отечественной войны. В 1943 году первые их группы разбивали палатки в районе рек Таз, Пур, Мессояха.

В 1959 году нефтегазовые поисковые работы на территории Тазовского района возобновились. В 1961 году на месте нынешнего поселка Газ-Сале высадились геологоразведчики и приступили к бурению скважины № 1. Проходку вела бригада мастера Н.И. Рындина. 27 сентября 1962 года «ударил» газ. Через год была образована Тазовская нефтеразведочная экспедиция с местом базирования в Новой Мангазее. Начальником экспедиции был назначен В.Т. Подшибякин, главным геологом Г.П. Быстров. 30 ноября 1963 года был получен газ на второй скважине. Бурение вёл коллектив мастера Н.И. Рындина. Так было открыто Тазовское месторождение. 18 октября 1965 года экспедицией было открыто Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение. 1960—1970 годы ознаменовались для экспедиции целой серией крупных открытий, в этом ряду самые крупные — Уренгойское и Ямбургское.

В сезон 1965—1966 годов были подготовлены верхнемеловые залежи Ямбургской площади к разведочному бурению.

В 1968 году на этот участок высадился десант геофизиков под руководством Леонида Кабаева, в будущем лауреата Ленинской премии. Следом пришли проходчики недр Тазовской нефтеразведочной экспедиции. Запасы предполагались огромные.

В своих воспоминаниях геолог Ф. К. Салманов рассказывает, как находили Ямбургское месторождение: «В конце апреля 1969 года было решено доставить буровую установку с Тазовской на Ямбургскую площадь. Весь май шёл завоз оборудования и материалов. В июле бригада Анатолия Гребенкина закончила монтаж и тут же бригада бурового мастера В.В. Романова начала отсчет первых метров проходки Ямбургской скважины. 13 августа достигли проектной глубины и при испытании скважина дала мощный фонтан газа. Окрыленный успехом, Романов пошёл на его оконтуривание по крыльям залежи на восток. И ещё несколько скважин попали в контур».

В 1972 году бригада бурового мастера В.В. Полупанова завершила проходку глубокой скважины на Ямбургской площади. Испытание было поручено специально сформированной бригаде, возглавил которую мастер Алексей Мыльцев.

Запасы

Месторождение относится к распределённому фонду недр. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Общие геологические запасы оцениваются 8,2 трлн м³ природного газа. По состоянию на апрель 2009 г., остаточные геологические запасы составляли 4,2 трлн м³ природного газа и 42,31 % от общих геологических запасов Ямбургского месторождения.[1]

Месторождение относится к классу супергигантских. По данным ООО «Газпром добыча Ямбург», Ямбургское месторождение занимает пятое место в мире по объему начальных разведанных запасов — 6,9 трлн куб. м газа [2](после месторождений Северное/Южный Парс (Катар/Иран), Уренгойское, Хайнесвилл (США) и Галкыныш (Туркмения)).

В пределах месторождения выявлены 2 газовые, 18 газоконденсатных, 2 газоконденсатонефтяные и 2 нефтяные залежи пластово-сводового, массивного и литологически экранированного типов. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин и известняков.

Разработка

Разработка месторождения начата в 1980 году (см. Ямбург). Добыча углеводородов на месторождении начата в 1986 году.

Объем добычи в 2007 году составил – 123,7 млрд куб. м природного газа.

За период с 1986 г. по 2012 г. предприятие «Газпром добыча Ямбург» добыло на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении более 4 триллионов куб. м природного газа и около 18 млн т газового конденсата.

В октябре 2014 г. накопленная добыча природного газа на ЯНГКМ составила 5 триллионов куб. м.[3]

Значение для развития технологий

На Ямбургском месторождении впервые была использована централизованная система обустройства, когда вместо трёх установок комплексной подготовки газа используются одна УКПГ и две установки предварительной подготовки газа (УППГ). Это позволило сэкономить значительные средства и ускорить ввод месторождения в эксплуатацию.[4]

Впервые в практике газовой отрасли в больших масштабах было использовано наклонно-направленное бурение. По словам П. Г. Григорьева, директора института ТюменНИИгипрогаз, осуществлявшего проектирование, «Ямбург переломил сознание».[4]

В 1986 году на Ямбургском месторождении была запущена первая УКПГ-2, обрабатывающая сеноманский газ методом абсорбционной осушки.[5]

Современное состояние

Подготовка газа к транспортировке осуществляется на 9 установках комплексной подготовки газа (УКПГ) (1-7, 9 и 1В) и на 5 установках предварительной подготовки газа (УППГ) (ППГ ГП-1 (бывшая УППГ-8), 4А, 10, 2В, 3В).

Ближайшая перспектива месторождения — освоение его периферийных участков. Добыча на Анерьяхинской площади началась в 2004 году, в январе 2005 года Анерьяхинская площадь была выведена на проектную мощность (10 млрд кубометров в год).

В начале декабря 2006 года в магистральный газопровод был подан первый товарный газ с установки комплексной подготовки газа (УКПГ-9) Харвутинской площади ЯНГКМ. В 2007 году пущена в эксплуатацию установка предварительной подготовки газа (УППГ-10), за счет этого к 2008 году планируется достичь на Харвутинском комплексе ежегодной добычи в 25 млрд м³ газа.

Инфраструктура Ямбурга в перспективе будет использована для подготовки газа расположенных рядом месторождений.

Примечания

Ссылки

wikiredia.ru

Ямбургское месторождение - это... Что такое Ямбургское месторождение?

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) — месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Ландшафт — тундровая слабовсхолмленная равнина с густой сетью рек, ручьев, озер, болот. Толщина вечной мерзлоты достигает 400 метров. Самый холодный месяц — январь со средней температурой минус 25 градусов по Цельсию. Нередко температура опускается до отметки 55 и ниже. Зарегистрирована минусовая температура в 63 градуса (январь 2006 г.). Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Размеры ЯНГКМ — 170 на 50 километров. По данным Вниизарубежгеологии Ямбургское месторождение занимает третье место в мире по начальным извлекаемым запасам газа[1].

По административно-территориальному делению северная территория месторождения находится в Тазовском, а южная — в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Разработка месторождения начата в 1980 году (см. Ямбург). Лицензия на разработку принадлежит ООО «Газпром добыча Ямбург» — 100%-ному дочернему обществу ОАО «Газпром».

История

Открытие Ямбургского и других месторождений геологи подготовили на самом «пике» Великой Отечественной войны. В 1943 году первые их группы разбивали палатки в районе рек Таз, Пур, Мессо.

В 1959 году нефтегазовые поисковые работы на территории Тазовского района возобновились. В 1961 году на месте нынешнего поселка Газ-Сале высадились геологоразведчики и приступили к бурению скважины № 1. Проходку вела бригада мастера Н. И. Рындина. 27 сентября 1962 года «ударил» газ. Через год была образована Тазовская нефтеразведочная экспедиция с местом базирования в Новой Мангазее. Начальником экспедиции был назначен В. Т. Подшибякин, главным геологом Г. П. Быстров. 30 ноября 1963 года был получен газ на второй скважине. Бурение вел коллектив мастера Н. И. Рындина. Так было открыто Тазовское месторождение. 18 октября 1965 года экспедицией было открыто Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение. 60-70 годы ознаменовались для экспедиции целой серией крупных открытий, в этом ряду самые крупные — Уренгойское и Ямбургское.

В сезон 1965—1966 годов были подготовлены верхнемеловые залежи Ямбургской площади к разведочному бурению.

В 1968 году на этот участок высадился десант геофизиков под руководством Леонида Кабаева, в будущем лауреата Ленинской премии. Следом пришли проходчики недр Тазовской нефтеразведочной экспедиции. Запасы предполагались огромные.

В своих воспоминаниях геолог Ф. К. Салманов рассказывает, как находили Ямбургское месторождение: «В конце апреля 1969 года было решено доставить буровую установку с Тазовской на Ямбургскую площадь. Весь май шёл завоз оборудования и материалов. В июле бригада Анатолия Гребенкина закончила монтаж и тут же бригада бурового мастера В. В. Романова начала отсчет первых метров проходки Ямбургской скважины. 13 августа достигли проектной глубины и при испытании скважина дала мощный фонтан газа. Окрыленный успехом, Романов пошёл на его оконтуривание по крыльям залежи на восток. И ещё несколько скважин попали в контур».

В 1972 году бригада бурового мастера В. В. Полупанова завершила проходку глубокой скважины на Ямбургской площади. Испытание было поручено специально сформированной бригаде, возглавил которую мастер Алексей Мыльцев.

О происхождении названия

В XIX веке экспедиция ученого Ю. М. Кушелевского прибыла на эти земли, чтобы установить границы средневекового городища — Мангазеи «златокипящей», существовавшей на реке Таз в XVII веке. Экспедиция прибыла на Крайний Север империи на шхуне под названием «Таз». Руководитель похода был родом из Ямбурга. Так назывался прежде город Кингисепп, расположенный под Петербургом.

Во время плавания ученый составлял карту Тазовского полуострова. Предполагается, что название мыса Юмбор, («морошковые кочки») напомнило ему имя родного города. Так один из треугольных участков суши, проникавших в Тазовскую губу, получил названия Ямбурга. В советские времена на мысу появилась фактория Ямбург.

На месте нынешнего вахтового поселка Ямбург исследователь оставил белое пятно. «Терра инкогнита» — неизвестная земля. Предполагается, что в честь фактории и была названа Ямбургская площадь, а позднее и Ямбургское месторождение.

Есть другая топонимическая версия, согласно которой территория, на которой расположено месторождение, первоначально именовалась Ямпур — Серое болото. Потом его переименовали в Ямбург.

День сегодняшний

За период эксплуатации Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения предприятием Газпром добыча Ямбург — 100%-ное дочернее общество ОАО «Газпром» — добыто более 3 триллионов кубометров газа и около 18 млн т. газового конденсата. Подготовка газа к транспортировке осуществляется на 9 установках комплексной подготовки газа (УКПГ) (1-7, 9 и 1В) и на 5 установках предварительной подготовки газа (УППГ) (ППГ ГП-1 (бывшая УППГ-8), 4А, 10, 2В, 3В).

Ближайшая перспектива месторождения — освоение его периферийных участков. Добыча на Анерьяхинской площади началась в 2004 году, в январе 2005 года Анерьяхинская площадь была выведена на проектную мощность (10 млрд кубометров в год).

В начале декабря 2006 года в магистральный газопровод был подан первый товарный газ с установки комплексной подготовки газа (УКПГ-9) Харвутинской площади ЯНГКМ. В 2007 году пущена в эксплуатацию установка предварительной подготовки газа (УППГ-10), за счет этого к 2008 году планируется достичь на Харвутинском комплексе ежегодной добычи в 25 млрд м³ газа.

Инфраструктура Ямбурга в перспективе будет использована для подготовки газа расположенных рядом месторождений.

Запасы Ямбурга

Общие геологические запасы оценивается 8,2 трлн м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляет 5,2 трлн м³ природного газа и 42,31 % от общих геологических запасов Ямбургского месторождения.[2]

Примечания

Ссылки

Wikimedia Foundation. 2010.

dic.academic.ru

Ямбургское месторождение газа и нефти в России :: ashanet.ru

В статье поговорим о Ямбургском месторождении. Это довольно известный объект в России, который приносит значительную прибыль определённому экономическому сектору. Мы рассмотрим историю месторождения, стадии его разработки и современное состояние.

О чём идёт речь?

Ямбургское месторождение - это место добычи газа, нефти и газового конденсата. Оно было открыто в 1969 году. Располагается в заполярной части на Тазовском полуострове, а конкретно - в субарктической зоне. Ландшафты здесь равнинные, усыпаны густой сеткой озер, рек, болот и ручьёв. При этом толщина вечной мерзлоты в некоторых местах достигает 400 м.

Самым холодным месяцем является январь, поскольку среднедневная температура в это время -25° по Цельсию. Иногда бывают случаи, что температура опускается до отметки -55 и даже ниже. Причём такие ситуации не редкость, особенно в последнее время. Пока что рекордно минусовая температура была зарегистрирована зимой 2006 года, когда она достигла -63°.

Промышленная зона располагается на сеноманских неокомских отложениях. Размеры Ямбургского месторождения достигают 50 на 170 км. По некоторым данным, это месторождение является третьем в мире по извлекаемым запасам газа. Согласно административно-территориальному делению местности, Ямбургское месторождение, точнее его северная часть, находится на Тазовском полуострове, а вся остальная часть - в Надымском районе. При этом разработка этой зоны была начата еще в далеком 1980 году. Лицензия на работу на данный момент принадлежит открытому обществу «ГазпромдобычаЯмбург», которое является дочерним предприятием акционерного общество «Газпром».

Название

Следует отметить, что в XIX веке эти земли посетила экспедиция талантливого ученого Ю. Кушелевского, цель путешествия заключалась в установлении границ первого городища под названием Мангазеи, что означает «кипящий золотом». Этот город существовал в XVII веке на реке Таз. Кстати, экспедиция ученого на Север происходила на шхуне под таким же названием, что, конечно же, не является случайностью. При этом руководитель этого мероприятия был родом из Ямбурга, но позже ходили слухи, что он был, возможно, родом из города Кингисепп, который располагается под Санкт-Петербургом.

Другие версии

Во время плавания Ю. Кушелевский составлял подробную карту Тазовского полуострова. Тогда он узнал о названии Юмбор, которое дословно переводится как «морошковые кочки». Это было название мыса, которое предположительно напомнило ученому о своём родном городе. Именно поэтому один из участков суши, за которым он наблюдал и который проникал в автозаводскую губу, стал называться Ямбургом.

Отметим, что на мысу в советское время появилась даже фактория под таким названием. На месте современного вахтового поселения исследователь оставил белое пятно, то есть это была неизвестная земля для него. Считается также, что Ямбургская площадь и месторождение были названы в честь вышеупомянутой фактории. Но есть и другая версия, которая носит топонимический характер. Согласно ей, обсуждаемая территория ранее называлась Ямпур, что в дословном переводе означает «серое болото». Как мы говорили раньше, это местность действительно болотистая и водная. Неизвестно, какая версия происхождения названия Ямбургского месторождения в России верна, но зато есть над чем поразмыслить.

Исторические сведения

Отметим, что открытие этого месторождения, как и многих других, пришлось на пик Великой Отечественной войны. В 1943 году первая группа геологов уже активно разбивала себе палатки в районе таких рек, как Пур, Таз и Мессояха. Однако война всё же прервала всю эту деятельность, поэтому работы пришлось отложить. Наконец, в 1959 году они были продолжены в Тазовском районе. Через 2 года на месте современного поселка Газ-Сале уже были группы рабочих, которые тотчас же приступили к бурению скважины. Итак, в сентябре 1962 года бригада под руководством Н. Рындина открыла месторождение газа.

Второй виток успеха

Через год создали Тазовскую нефтеразведочную экспедицию, которая была необходима для исследования всех тонкостей этой местности. Базировалась вся группа на Мангазее. Начальником экспедиции геологов был В. Подшибякин, а главным геологом Г. Быстров. Так, в ноябре 1963 года газ уже ушёл со второй скважины благодаря напряженной работе исследователей. Бурение велось под руководством Н. Рындина. Собственно, благодаря ему осенью 1965 года было открыто Тазовское месторождение, а чуть позднее геологи открыли Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение. В целом можно сказать, что период с 1960 по 1970 год был довольно активным в том плане, что экспедиция совершила целую серию важнейших открытий. Так, на это время приходится образование и открытие таких крупнейших месторождений, как Уренгойское и Ямбургское.

Продолжение работ

С 1965 по 1966 год велись активные работы на Ямбургской площади, которые были направлены на подготовку залежей по бурению для разведки. В 1968 году этот участок исследовали десантники под руководством Л. Кабаева. Отметим, что в будущем этот человек стал лауреатом Ленинской премии. После исследования данной местности людьми из Тазовской нефтеразведочной экспедиции стало понятно, что запасы здесь просто огромные.

Личные свидетельства

Рассмотрим воспоминания некоторых людей о работе на Ямбургском месторождении нефти. Так, геолог Ф. Салманов вспоминал, как происходило открытие этого месторождения. Весной 1979 года руководство приняло решение о том, что необходимо перенести буровую установку на Ямбургскую площадь. Отметим, что до этого она находилась на Тазовской площади. Но при этом последний месяц весны полностью ушел на завод материалов и оборудования. В начале лета бригада А. Гребенкина успешно закончила монтажные работы, сразу после этого бригада бурового мастера В. Романова начала свои работы.

Уже тогда были отсчитаны первые метры Ямбургского газового месторождения. В середине лета была достигнута проектная глубина, в результате чего во время испытания из скважины пошел мощный фонтаны газа. Вышеупомянутый буровой мастер Романов был вне себя от счастья, поэтому начал работы по обозначению границ месторождения в восточную сторону. Благодаря этому было открыто еще несколько значительных скважин. В 1972 году бригада В. Полупанова смогла полностью завершить проходку скважин на Ямбургской площади. На этот раз испытание было поручено мастеру А. Мыльцеву, который тоже отлично справился со своим заданием.

Значение

Значение Ямбургского газоконденсатного месторождения трудно переоценить. Именно здесь впервые была использована система, суть которое заключается в том, что вместо 3 стандартных установок для подготовки газа используется одна как основная и две - как предварительные. Это позволяет существенно экономить и ускорять процесс ввода в эксплуатацию месторождения. Именно здесь впервые во всей газовой отрасли в крупных масштабах было использовано наклонно-направленное бурение. Директор института "ТюменНИИгипрогаз" П. Григорьев как-то писал, что Ямбургское месторождение газа просто переломило сознание ученых в области способов бурения. В 1986 году именно тут запустили первую УКПГ-2, которая использовала абсорбционный метод сушки.

Современное положение

Интересно, что если вам скажут: "Выберите месторождение нефти Ямбургское или Уренгойское, которое более значимое для экономики", то, скорее всего, вы ответите, что последнее, так как оно у всех на слуху. Однако на самом деле обсуждаемое месторождение ничуть не уступает Уренгойскому, а по некоторым параметрам даже превосходит его, особенно в современных условиях. Отметим, что за период эксплуатации этого объекта дочерние предприятия Газпрома добыли более 4 триллионов кубометров газа, а также более 18 млн тонн конденсата.

На данный момент Ямбургское месторождение - это современный и модифицированный комплекс, на котором работает 9 специальных установок по подготовке газа, а также 5 дополнительных установок.

Перспектива

Мы уже знаем, где находится Ямбургское месторождение, какие особенности имеет, чем отличается. Однако какие перспективы у него? На данный момент разрабатываются области освоения периферийных участков, которые представляются наиболее выгодными в будущем. Активные работы уже ведутся несколько лет. Так, на Анерьяхинской площади исследовательские работы начались ещё в 2004 году. Уже зимой 2005 года она была введена в эксплуатацию с довольно высокой проектной мощностью.

В начале зимы 2006 года при помощи комплексной установки для подготовки газа в магистральный газопровод подали первый товарный газ. В 2007 году начала свою работу установка предварительной подготовки полезного ископаемого. Благодаря этому, в 2008 году ежегодная добыча газа уже достигала 25 млрд кубометров. Инфраструктура Ямбургского месторождения в дальнейшем будет использоваться для развития и комплексного обслуживания близлежащих месторождений.

Запасы

Запасы Ямбургского месторождения, по оценкам геологов, составляют около 8,2 триллионов кубометров газа. При этом остаточные показатели равняются 4,2 триллиона кубометров газа, что составляет более 40% от всех запасов на этом месторождении.

Подводя итоги статьи, хотелось бы сказать о том, что это месторождение очень важно для экономики нашей страны. Отметим, что здесь есть водоплавающая, сводовая и пластово-массивная порода. Газ здесь сухой, метановый. Нижнемеловые отложения представлены 19 пластами, в которых чередуются песчаники и алевролиты. Газ на 90% состоит из метана, но также есть небольшие примеси углекислого газа и азота. Но при этом используемые пласты задевают лишь незначительную часть нефтяной прослойки. На данный момент месторождение для удобства разделено на три отдельных участка: Ямбургскую, Харвутинскую и Анерьяхинскую площади. Именно на Харвутинской функционирует самый современный и высокотехнологичный комплекс.

Как мы поняли, это месторождение чрезвычайно ценно. Несмотря на то что это довольно богатая местность, которая освоена была в 1980-х годах, подробные исследования здесь проводились ещё в 1985 и 1993 годах. Кстати, благодаря этим исследованиям у ученых появилась большая база информации для исследования.

В данный момент считается, что месторождение разработано только на 40%. Некоторое время назад наблюдался кризис, из-за чего разработки существенно сократились. Однако благодаря введению новых технологических комплексов, месторождение продолжает работать. И до сих его вклад в общие запасы нашей страны довольно велик.

ashanet.ru

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение — ВиКи

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) — месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Размеры ЯНГКМ — 170 на 50 километров. По административно-территориальному делению северная территория месторождения находится в Тазовском, а южная — в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа.

Лицензия на разработку ЯНГКМ принадлежит ООО «Газпром добыча Ямбург» — 100 %-ному дочернему обществу ПАО «Газпром».

Ландшафт — тундровая слабовсхолмленная равнина с густой сетью рек, ручьёв, озёр, болот. Толщина вечной мерзлоты достигает 400 метров. Самый холодный месяц — январь со средней температурой минус 25 градусов по Цельсию. Нередко температура опускается до отметки 55 и ниже. Зарегистрирована минусовая температура в 63 градуса (январь 2006 г.). Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях.

О происхождении названия

В XIX веке экспедиция ученого Ю.И. Кушелевского прибыла на эти земли, чтобы установить границы средневекового городища — Мангазеи «златокипящей», существовавшей на реке Таз в XVII веке. Экспедиция прибыла на Крайний Север империи на шхуне под названием «Таз». Руководитель похода был родом из Ямбурга. Так назывался прежде город Кингисепп, расположенный под Петербургом.

Во время плавания ученый составлял карту Тазовского полуострова. Предполагается, что название мыса Юмбор, («морошковые кочки») напомнило ему имя родного города. Так один из треугольных участков суши, проникавших в Тазовскую губу, получил название Ямбурга. В советские времена на мысу появилась фактория Ямбург.

На месте нынешнего вахтового поселка Ямбург исследователь оставил белое пятно. «Терра инкогнита» — неизвестная земля. Предполагается, что в честь фактории и была названа Ямбургская площадь, а позднее и Ямбургское месторождение.

Есть другая топонимическая версия, согласно которой территория, на которой расположено месторождение, первоначально именовалась Ямпур — Серое болото. Потом его переименовали в Ямбург.

История

Открытие Ямбургского и других месторождений геологи подготовили на самом «пике» Великой Отечественной войны. В 1943 году первые их группы разбивали палатки в районе рек Таз, Пур, Мессояха.

В 1959 году нефтегазовые поисковые работы на территории Тазовского района возобновились. В 1961 году на месте нынешнего поселка Газ-Сале высадились геологоразведчики и приступили к бурению скважины № 1. Проходку вела бригада мастера Н.И. Рындина. 27 сентября 1962 года «ударил» газ. Через год была образована Тазовская нефтеразведочная экспедиция с местом базирования в Новой Мангазее. Начальником экспедиции был назначен В.Т. Подшибякин, главным геологом Г.П. Быстров. 30 ноября 1963 года был получен газ на второй скважине. Бурение вёл коллектив мастера Н.И. Рындина. Так было открыто Тазовское месторождение. 18 октября 1965 года экспедицией было открыто Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение. 1960—1970 годы ознаменовались для экспедиции целой серией крупных открытий, в этом ряду самые крупные — Уренгойское и Ямбургское.

В сезон 1965—1966 годов были подготовлены верхнемеловые залежи Ямбургской площади к разведочному бурению.

В 1968 году на этот участок высадился десант геофизиков под руководством Леонида Кабаева, в будущем лауреата Ленинской премии. Следом пришли проходчики недр Тазовской нефтеразведочной экспедиции. Запасы предполагались огромные.

В своих воспоминаниях геолог Ф. К. Салманов рассказывает, как находили Ямбургское месторождение: «В конце апреля 1969 года было решено доставить буровую установку с Тазовской на Ямбургскую площадь. Весь май шёл завоз оборудования и материалов. В июле бригада Анатолия Гребенкина закончила монтаж и тут же бригада бурового мастера В.В. Романова начала отсчет первых метров проходки Ямбургской скважины. 13 августа достигли проектной глубины и при испытании скважина дала мощный фонтан газа. Окрыленный успехом, Романов пошёл на его оконтуривание по крыльям залежи на восток. И ещё несколько скважин попали в контур».

В 1972 году бригада бурового мастера В.В. Полупанова завершила проходку глубокой скважины на Ямбургской площади. Испытание было поручено специально сформированной бригаде, возглавил которую мастер Алексей Мыльцев.

Запасы

Месторождение относится к распределённому фонду недр. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Общие геологические запасы оцениваются 8,2 трлн м³ природного газа. По состоянию на апрель 2009 г., остаточные геологические запасы составляли 4,2 трлн м³ природного газа и 42,31 % от общих геологических запасов Ямбургского месторождения.[1]

Месторождение относится к классу супергигантских. По данным ООО «Газпром добыча Ямбург», Ямбургское месторождение занимает пятое место в мире по объему начальных разведанных запасов — 6,9 трлн куб. м газа [2](после месторождений Северное/Южный Парс (Катар/Иран), Уренгойское, Хайнесвилл (США) и Галкыныш (Туркмения)).

В пределах месторождения выявлены 2 газовые, 18 газоконденсатных, 2 газоконденсатонефтяные и 2 нефтяные залежи пластово-сводового, массивного и литологически экранированного типов. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин и известняков.

Разработка

Разработка месторождения начата в 1980 году (см. Ямбург). Добыча углеводородов на месторождении начата в 1986 году.

Объем добычи в 2007 году составил – 123,7 млрд куб. м природного газа.

За период с 1986 г. по 2012 г. предприятие «Газпром добыча Ямбург» добыло на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении более 4 триллионов куб. м природного газа и около 18 млн т газового конденсата.

В октябре 2014 г. накопленная добыча природного газа на ЯНГКМ составила 5 триллионов куб. м.[3]

Значение для развития технологий

На Ямбургском месторождении впервые была использована централизованная система обустройства, когда вместо трёх установок комплексной подготовки газа используются одна УКПГ и две установки предварительной подготовки газа (УППГ). Это позволило сэкономить значительные средства и ускорить ввод месторождения в эксплуатацию.[4]

Впервые в практике газовой отрасли в больших масштабах было использовано наклонно-направленное бурение. По словам П. Г. Григорьева, директора института ТюменНИИгипрогаз, осуществлявшего проектирование, «Ямбург переломил сознание».[4]

В 1986 году на Ямбургском месторождении была запущена первая УКПГ-2, обрабатывающая сеноманский газ методом абсорбционной осушки.[5]

Современное состояние

Подготовка газа к транспортировке осуществляется на 9 установках комплексной подготовки газа (УКПГ) (1-7, 9 и 1В) и на 5 установках предварительной подготовки газа (УППГ) (ППГ ГП-1 (бывшая УППГ-8), 4А, 10, 2В, 3В).

Ближайшая перспектива месторождения — освоение его периферийных участков. Добыча на Анерьяхинской площади началась в 2004 году, в январе 2005 года Анерьяхинская площадь была выведена на проектную мощность (10 млрд кубометров в год).

В начале декабря 2006 года в магистральный газопровод был подан первый товарный газ с установки комплексной подготовки газа (УКПГ-9) Харвутинской площади ЯНГКМ. В 2007 году пущена в эксплуатацию установка предварительной подготовки газа (УППГ-10), за счет этого к 2008 году планируется достичь на Харвутинском комплексе ежегодной добычи в 25 млрд м³ газа.

Инфраструктура Ямбурга в перспективе будет использована для подготовки газа расположенных рядом месторождений.

Примечания

Ссылки

xn--b1aeclack5b4j.xn--j1aef.xn--p1ai

Ямбургское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Ямбургское месторождение

Cтраница 2

В процессе разработки Ямбургского месторождения в эксплуатационных скважинах возможны осложнения, обусловленные скоплениями в скважине конденсационной и пластовой воды. Конденсационная вода выпадает из газа за счет снижения температуры газа от пластовой до устьевой. Количество конденсационной воды пропорционально фактическому дебиту газа и определяется с достаточной точностью по данным диаграмм влагосодержа-ния. Количество минерализованной воды, поступающей из пласта, зависит от положения ГВК, конструкции скважины и фактической рабочей депрессии. Условия образования скоплений жидкости в скважинах сеномана севера Тюменской области сходны по характеру с условиями, сопровождавшими разработку Северо-Ставропольского, Газлинского, ряда мелких месторождений Республики Коми, Саратовской и Самарской областей.  [16]

Природные условия освоения Ямбургского месторождения не имеют аналогов в мире.  [17]

В процессе разработки Ямбургского месторождения в эксплуатационных скважинах возможны осложнения, обусловленные скоплениями в скважине конденсационной и пластовой воды. Конденсационная вода выпадает из газа за счет снижения температуры газа от пластовой до устьевой. Количество конденсационной воды пропорционально фактическому дебиту газа и определяется с достаточной точностью по данным диаграмм влагосодержания. Ко-личестио минерализованной воды, поступающей из пласта, зависит от положения IE К, конструкции скважины и фактической рабочей депрессии. Условия образования скоплений жидкости в скважинах сеномана севера Тюменской области сходны по характеру с условиями, сопровождавшими разработку Северо-Ставропольского, Газлинского, ряда мелких месторождений Республики Коми, Саратовской и Самарской областей.  [18]

Согласно варианту I разработки Ямбургского месторождения в 1991 г. пришлось бы резко снизить добычу ( со 159 млрд м3 / год достигнутой в 1990 г.), что практически нереально.  [19]

Сформулируем теперь на примере Ямбургского месторождения ( сеноманской залежи) некоторые практические выводы и рекомендации относительно ингибирования метанолом газосборных сетей, причем многие, изложенные ниже соображения применимы и для систем сбора других газовых и газоконденсатных месторождений севера России.  [20]

Результаты, полученные на Ямбургском месторождении, свидетельствуют, что при акустическом воздействии возможно производить очистку ПЗП не только от естественных кольматантов ( буровой раствор, парафин, асфальтены, соли), но и от неудачно примененных составов кислотно-щелочной обработки, ПАВ и биополимеров.  [21]

В 1990 году на Ямбургском месторождении введены в строй три установки комплексной подготовки газа, большой объем работ выполнен на Астраханскому Карачаганакском и Тенгизском месторождениях. Обустроено новое Кумкольское нефтяное месторождение. Выполнены работы, обеспечивающие интенсификацию добычи нефти на действующих Жанажольском, Жетыбай-ском и Кенкиякском месторождениях. Введены в эксплуатацию 12 компрессорных станций, 62 установки сбора и откачки нефти и поддержания пластового давления, 2200 км радиорелейных и кабельных линий связи.  [23]

В настоящее время газосборная сеть Ямбургского месторождения ( сеноманской залежи) по мере снижения пластового давления постепенно выходит из гидратоопасной области: в режиме гидратообразования оказывается все меньше шлейфов ( только наиболее длинные и только в самый холодный период времени года, когда температура воздуха опускается ниже ( - 20) н - - 30) С. Однако такой вывод справедлив только в общем случае, т.е. при достаточно больших дебитах кустов газовых скважин, когда вполне обеспечивается вынос жидкой водной ( водно-метанольной) фазы и одновременно не происходит значительного понижения температуры газового потока в шлейфе.  [24]

Для создания информационной базы по Ямбургскому месторождению предлагается уравнение (6.14), которое построено по данным керна скв.  [25]

Реологические условия проводки скважин на Ямбургском месторождении требуют придания оазрабатыв & емым рецептурам структурно реологических параметров, изменявшихся п широком лиапазоне. Так, при проходке интервала залегания много летне мер злых потюд необходимо поддерживать условную вязкость бурового раствора 60 - &0 с. При бурении под эксплуатационную техническую) колонну Дуровой раствор должен иметь минимально допустимые реологические пареметпы, но в то же время обладать способностью удерживать утяжелитель в случае ненаработки раствора требуемой плотности.  [26]

На взгляд авторов, на Ямбургском месторождении целесообразно провести дополнительные промысловые исследования по уточнению коэффициента а в формуле (8.8) применительно к конкретным типам МФА.  [27]

Опыт извлечения оборванных труб на Ямбургском месторождении показал, что применение метчиков в вертикальных и наклонно направленных сеноманских газовых скважинах себя оправдывает. Ни одного отказа при извлечении оборванных труб на месторождении не зарегистрировано.  [28]

На наш взгляд, на Ямбургском месторождении целесообразно провести дополнительные промысловые исследования по уточнению коэффициента а в формуле (7.8) применительно к конкретным типам МФА.  [29]

Для сбора газа на сеноманских УКПГ Ямбургского месторождения согласно проекту обустройства принята коллекторно-кустовая схема. Все шлейфы теплоизолированы пенополиуретановыми скорлупами толщиной 60 мм, теплоизоляция заключена в кожух из листового алюминия АД-1. Параллельно газосборному шлейфу проложен метанолопровод диаметром 57 мм.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Ямбургское месторождение — дипломная работа

Основные по запасам  газа залежи (БУ31, БУ63, БУ80, БУ81, БУ82, БУ83, БУ91) охарактеризованы газоконденсатными исследованиями, включающими определение компонентных составов пластовых газов. На основе принятых по залежам составов пластовых газов выполнены расчеты по определению 

 

Рис.2.2. Изменение коэффициента песчанистости в объеме пластов  БУ6- БУ9

 

Таблица 2.2.

Потенциальное содержание конденсата

Пласт

С5+,

г/м3 пластового газа

С5+,

г/м3 «сухого» газа

Мольное соотношение «сухого» и пластового газа

БУ31

124

128

0.971

БУ41-3

124

128

0.971

БУ61- БУ63

107

110

0.975

БУ7

107

110

0.975

БУ80

107

110

0.975

БУ81

112

115

0.974

БУ82

112

115

0.974

БУ83

114

117

0.974

БУ91-1, БУ91-2

113

116

0.974

БУ91-3

113

116

0.974

БУ91-4, БУ91-5,

БУ91-6, БУ92

113

116

0.974

 

потенциального содержания в них этана, бутанов и пропана, а также относительной плотности  пластовых газов, и критических  параметров.

Пластовые смеси состоят  в основном из метана, содержание которого составляет 88.30–89.06 (% мол.). Содержание компонентов С2 и С4 находится в диапазоне, соответственно, 4.16-6.38 и 1.80-2.44 (% мол.). Количество конденсатообразующих компонентов фракции С5+ варьирует от 2.51 до 2.85 % мол. или в весовом выражении 110 – 126 г/м3 пластового газа. Содержание негорючих компонентов N2 и СО2 в сумме не превышает 1.5 % мол.

Составы пластовых газов и их критические параметры по залежам месторождения представлены в таблице 2.3.

2.5.3. Физико-химические  свойства нефти 

Изучение физико-химических свойств пластовых флюидов проводилось в соответствии с существующими методиками и ГОСТами. Для исследования и изучения физико-химических свойств пластовых флюидов были отобраны семь поверхностных проб нефти из скв. 24 (три пробы), 160 (две пробы), 120 и 162 (по одной пробе).

Нефть легкая, плотность  в поверхностных условиях 0.845 - 0.850 г/см3. Вязкость нефти в пластовых условиях 0.54 мПа.с. Величина давления насыщения не определялась. Содержание смол до 8.01 % вес, серы - до 0.7 % вес, парафина 5.6 % вес. Объемный выход фракций с температурой начала кипения до 200 oC – 30.1 %. Данные о фракционном составе и физико-химических свойствах нефти приведены в таблице 2.4.

Согласно ОСТ 38.01197-80 по товарным свойствам нефть имеет  индекс 1.1.2.3.3. Исследований PVT-свойств не проводилось.

 

Таблица 2.3.

Составы пластовых газов по залежам месторождения (% мол./г/м3) и критические параметры

Залежь

С1

С2

С3

iС4

nС4

С5+

N2

CO2

Мольн.

доля

сух.газа

Отн. плотн.

Критическое

давление МПа

темпе-ратура, К

БУ31

88.02

4.16

52.0

2.44

44.6

0.62

15.0

0.53

13.0

2.80

124.0

1.31

0.12

0.971

0.704

4.58

213.27

БУ41-3

88.12

4.16

52.0

2.44

44.6

0.62

15.0

0.53

13.0

2.80

124.0

1.31

0.12

0.971

0.704

4.58

213.27

БУ61-

БУ63

88.54

5.23

65.3

2.18

39.9

0.39

9.4

0.50

12.1

2.60

107.0

0.06

0.50

0.975

0.693

4.59

211.86

БУ7

88.54

5.23

65.3

2.18

39.9

0.39

9.4

0.50

12.1

2.60

107.0

0.06

0.50

0.975

0.693

4.59

211.86

БУ80

88.54

5.23

65.3

2.18

39.9

0.39

9.4

0.50

12.1

2.60

107.0

0.06

0.50

0.975

0.693

4.59

211.86

БУ81

87.92

6.38

79.8

1.84

33.4

0.34

8.3

0.40

9.7

2.60

112

0.26

0.26

0.974

0.700

4.58

212.76

БУ82

88.53

5.79

72.3

1.92

35.1

0.28

6.8

0.35

8.5

2.51

112.0

0.03

0.69

0.974

0.698

4.58

212.50

БУ83

88.78

5.15

68.7

1.80

32.9

0.29

7.0

0.40

9.7

2.62

114

0.14

0.82

0.974

0.700

4.58

212.76

БУ91-1,

БУ91-2

88.86

5.52

69.0

1.91

35.0

0.29

7.0

0.36

8.7

2.61

113.0

0.03

0.42

0.974

0.697

4.58

212.37

БУ91-3

88.86

5.52

69.0

1.91

35.0

0.29

7.0

0.36

8.7

2.61

113.0

0.03

0.42

0.974

0.697

4.58

212.37

БУ91-4, БУ91-5,

БУ91-6, БУ92

88.86

5.52

69.0

1.91

35.0

0.29

7.0

0.36

8.7

2.61

113.0

0.03

0.42

0.974

0.697

4.58

212.37

 

 

Таблица 2.4

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной  нефти залежей Ямбургского месторождения

Параметры

Единицы

измерения

Количество

исследованных

Среднее

значение

скважин

проб

 Пластовое давление

МПа

     

 Пластовая температура

oC

4

7

84

 Давление насыщения

МПа

     

 Газосодержание

нм3/т

     

 Объемный коэффициент пл. нефти

д. ед

4

7

1.25

 Плотность нефти в пл. условиях

г/см3

4

7

0.85

 Плотность нефти в станд.  условиях

г/см3

4

7

0.886

 Вязкость в пл. условиях

мПа.с

4

7

0.54

 Содержание:

% вес.

     

- парафина

 

2

4

0.71

- смол селикагелевых

 

3

4

нет

- серы

 

4

7

нет

Фракционный состав (по Энглеру), при  температуре:

       

до 100  oC

% об.

4

7

0.5

до 150  oC

% об.

4

7

3.2

до 200  oC

% об.

4

7

30

до 300  oC

% об.

4

7

58

 

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

3.1. Основные проектные решения по разработке газоконденсатных залежей

 

Эксплуатация газоконденсатных залежей на месторождении началась в марте 1991 г. в соответствии с выполненным институтами ВНИИГаз и ТюменНИИГипрогаз «Проектом разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения» (протокол 12/86 ЦКР Мингазпрома от 04.04.86)

Проектирование разработки осуществлялось на геологической основе и запасах углеводородов, утвержденных ГКЗ по результатам бурения 55 разведочных скважин.

Начальное потенциальное   содержание конденсата и коэффициент  его извлечения при утверждении  запасов приняты для всех продуктивных пластов нижнемелового комплекса 150 г/м3 и 0,68, соответственно.

Основные проектные  решения предусматривали группировку  всех газоконденсатных залежей в два эксплуатационных объекта:

I объект – залежи пластов БУ31, БУ41-3;

II объект – залежи пластов БУ6, БУ80, БУ81-2, БУ83, БУ91 и БУ92 .

Максимальный отбор пластового газа из газоконденсатных залежей принят на уровне 21 млрд.м3 в год. По площади месторождения в пределах условно выделенных зон УКПГ (УППГ), отборы газа распределены равномерно по 7 млрд.м3/год из каждой, по объектам эксплуатации – пропорционально запасам газа, содержащихся в них – 3,7 млрд.м3/год из I и 17,3 млрд.м3/год из II объекта.

Предусматривалось в  основной период разработки (20 лет) добычу товарного газа (газ сепарации) поддерживать на постоянном уровне – 20 млрд.м3/год , а добыча нестабильного конденсата должна была достигнуть максимального значения 3,7 млн.т/год в начальный период, после чего, вследствие ретроградных пластовых потерь снизиться до 1,6 млн.т/год к концу периода постоянных отборов газа. Для выхода на планируемые объемы добычи газа и конденсата предлагалось пробурить и ввести 281 эксплуатационную скважину (I очередь), а в последующий период довести их количество до 662 ед. Контроль за разработкой залежей предусматривалось осуществлять посредством 38 специальных наблюдательных скважин.

На площади газоносности эксплуатационные скважины размещались  по равномерной сетке в сводовой части структур и зонах максимальных газонасыщенных толщин. Способ проводки скважин   - наклонно-направленный с расстоянием между забоями в объекте – 1000 м и концентрацией в одном кусте до 16 скважин обоих объектов. Учитывая близость фильтрационно-емкостных параметров предусматривалось вскрытие в скважинах всех пластов входящих в объект и одновременная их эксплуатация.

Эксплуатационное разбуривание газоконденсатных залежей началось в 1987 году, а в 1989 году, учитывая возникшие  технические трудности с проводкой наклонно-направленных скважин, расстояние между забоями сокращены до 700 м по I объекту и до 900 м по II объекту. При этом границы зоны размещения скважин не претерпели изменения.

В ходе разбуривания залежей  на основе материалов ГИС и результатов испытания эксплуатационных скважин установлено, что геологическое строение продуктивных пластов имеет более сложный характер, чем принятое при проектировании разработки залежей.

Подсчетные модели продуктивных пластов при проектировании базировались на построениях по разведочным скважинам, расстояние между которыми составляло более 5-7 км. Данное обстоятельство, как показали результаты эксплуатационного разбуривания, оказалось явно недостаточным для установления деталей геологического строения и принятия решений по системе размещения проектных эксплуатационных скважин и вскрытию пластов. Отмечалась резкая неоднородность фильтрационно-емкостных параметров даже в пределах одного куста, а также наличие зон вклинивания и недонасыщения коллекторов. Особенно это характерно для южной части зоны размещения скважин УКПГ-1В и северной района УКПГ-2В

В 1993 году по результатам  исследования скважин в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и начального периода разработки залежей уточнена начальная газоконденсатная характеристика по основным продуктивным пластам. После рассмотрения в ГКЗ приняты следующие значения потенциального содержания конденсата и коэффициенты его извлечения (табл.3.1.):

Таблица 3.1

Потенциальное содержание конденсата и коэффициенты его извлечения.

Экспл. объект

Пласт

ПС5+, г/м3

К извл.

I

БУ31, БУ32, БУ41-3

128

0.64

II

БУ80

110

0.68

II

БУ81-2

112

0.68

II

БУ83

109

0.68

 

В 1996 году институтами  ВНИИГаз и ТюменНИИгипрогаз с  учетом дополнительных данных, полученным при бурении эксплуатационных скважин, выполнен пересчет запасов углеводородов, в результате которого начальные геологические запасы сухого газа в нижнемеловом комплексе уменьшились на 19%, а балансовые и  извлекаемые запасы конденсата соответственно на 39%.

yaneuch.ru