Главная страница  |  Карта сайта  |  Обратная связь  |  Поиск по сайту:
Geologam.ru
Геология Геофизика Минералогия Индустрия Нефть и газ
Подразделы
Все статьи Разведка Проектирование Месторождения Месторождения Ямала Месторождения Гыдана
 
Похожие статьи
Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Харасавэйское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Ямала

Антипаютинское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Восточно-Бугорное газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Восточно-Минховское газовое месторождение*
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Гыданское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Минховское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Солетское с Ханавейским газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Ладертойское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Тота-Яхинское газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

Трехбугорное газовое месторождение
Нефть и газ › Месторождения Гыдана

 
 

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение

Главная > Нефть и газ > Месторождения Ямала > Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение
Статья добавлена: Июль 2017
            0


Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение находится в пределах Нурминского района Ямальской нефтегазоносной области и приурочено к Бованенковскому локальному поднятию, расположенному в центральной части одноименной структуры второго порядка — Бованенковского вала.

По кровле апта Бованенковский вал представляет собой вытянутую в северо-западном направлении брахиантиклинальную складку, которая по оконтуривающей изогипсе —1600 м имеет размеры 80x30 км и амплитуду порядка 200 м. По кровле верхнеюрского отражающего горизонта на изогипсе — 3100 м размеры его составляют 70x26 км, амплитуда более 250 м.

Бованенковское месторождение входит в состав крупнейшего в арктических районах Западной Сибири узла газонакопления в составе Бованенковского и двух супергигантских месторождений — Харасавэйского и Крузенштернского, расположенных соответственно в 75 и 35 км к северо-западу и западу от центра Бованенковского месторождения на побережье Карского моря. По запасам газа оно занимает четвертое место в мире — после месторождений Уренгойского, Ямбургского и Норт-Фиелд.

Месторождение открыто в 1971 году скважиной первооткрывательницей 51, из которой при испытании сеноманской толщи был получен фонтан газа дебитом 650 тыс. м3/сут. В дальнейшем выявлена газоносность всего проницаемого разреза от кровли сеномана до низов юры (Ю10—Ю12), причем структурные ловушки заполнены газом практически до замка. Газовые залежи с минимальным содержанием тяжелого нафтенового конденсата локализованы в горизонтах ПК1, ПК9, ПК10 (сеноман), ХМ1, ХМ2 (альб), ТП1-6, ТП7-8, ТП9 (апт) в сводовых ловушках, единых для всего месторождения. В нижележащих горизонтах ТП10-11 (апт), ТП12, ТП13-14, ТП15, ТП16-17, ТП18 (баррем), БЯ1, БЯ2-4, БЯ5 (готерив) на двух куполах развиты самостоятельные газоконденсатные залежи, при этом на северном куполе значительная часть неокомских залежей являются пластовыми тектонически экранированными. Крупнейшие по запасам газоконденсатные скопления образовались в горизонтах ТП16-17, ТП10 и БЯ2-4 в прибрежно-морской части танопчинской свиты под протяженными покрышками. В интервале горизонтов ТП18—БЯ2-4 в ряде скважин при опробовании получены признаки нефти — в виде пленок и небольших водонефтяных притоков. Нефтяные оторочки, однако, непромышленного значения.

В юрских отложениях самостоятельные газоконденсатные залежи открыты в горизонтах Ю2, Ю3, Ю6, Ю7, Ю10, Ю12. Все они имеют собственные газоводяные контакты. Строение юрских залежей весьма сложное — с тектоническими экранами и многочисленными литологическими и эпигенетическими экранами внутри полей газоносности.


На месторождении пробурено 95 поисково-разведочных скважин, которые вскрыли отложения мезо-кайнозойского комплекса до палеозоя включительно на максимальную глубину 3700 м (скв. 201). Открыты залежи УВ в отложениях марресалинской (пласты ПК и ХМ), танопчинской (ТП), ахской (БЯ), малышевской (Ю2-3). вымской (Ю6-7) и джангодской (Ю10-12) свит (табл. 4.6). Среди этих залежей отмечается определенная вертикальная зональность в распределении пластовых флюидов. Залежи в серии пластов ПК1—ТП11 — газовые, а залежи серии пластов ТП12—Ю12 — газоконденсатные.


Рис. 4.12. Структурная карта по кровле пласта ПК1 Бованенковского месторождения 
Рис. 4.12. Структурная карта по кровле пласта ПК1 Бованенковского месторождения
Газовая залежь пласта ПК1 (рис. 4.12) открыта в интервале с а.о. —519... —670 м и вскрыта 91 скважиной. Опробована в восьми скважинах. Дебиты по отдельным скважинам изменяются от 58,71 тыс. м3/сут на 10-мм диафрагме при работающей толщине 30 м до 484,0 тыс. м3/сут на 34,65-мм диафрагме при работающей толщине 39 м. ГВК принят на а.о. —670 м. Пластовое давление 6,73 МПа, температура +16 °С. Залежь массивная, водоплавающая, размеры 51x20,5 км, высота 151 м.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта 8,8 — 137 м. Коллекторские свойства продуктивных пород: kп = 33,3 %; кпр до 969·10-15 м2; kг = 75,4 %.

Покрышкой служат верхнемеловые глинистые породы мощностью до 700 м.

Газовая залежь пласта ПК9 открыта в интервале с а.о. —920... —971 м в южной части поднятия и вскрыта семью скважинами. Испытание проведено в одной скв. 100, где получен приток газа дебитом 342,08 тыс. м /сут. Содержание стабильного конденсата 0,16 г/м3. ГВК принят на а.о. —971 м. Пластовое давление 9,7 МПа, температура +27 °С. Залежь пластовая, водоплавающая, размеры 14,6x7,8 км, высота 51 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 22 м. Коэффициент газона-сыщенности — 55,7 %.


Газовая залежь пласта ПК10 открыта в интервале с а.о. —992... —1011 м в южной части поднятия и вскрыта тремя сводовыми скважинами. Пласт опробован в скв. 56, из которой получен приток газа дебитом 599,81 тыс. м /сут на диафрагме 22,1 мм. ГВК принят на а.о. —1011 м. Пластовое давление 10,14 МПа, температура +28 °С.1 Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, размеры 9,4x5,0 км, высота 19 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 8—14,2 м; коллекторские свойства: kп — 24,6 %; kг = 55,7 %.

Газовая залежь пласта ХМ1 открыта в интервале с а.о —1054... —1276 м и вскрыта 62 скважинами. Опробована в восьми скважинах. Дебиты газа изменяются от 356,6 тыс. м3/сут на диафрагме 16 мм до 770,36 тыс. м3/сут на диафрагме 22,1 мм. Содержание стабильного конденсата 0,65 г/м3. ГВК принят на а.о. —1276 м. Пластовое давление 13,3 МПа, температура +35 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 50,2x22,5 км, высота 222 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 1,6—6,2 м. Коэффициент пористости — 24,6 %, коэффициент газонасыщенности — 57,2 %.

Газовая залежь пласта XМ2 открыта в интервале с а.о —1084... —1346 м и вскрыта 68 скважинами. Опробована в тринадцати скважинах. В двенадцати скважинах получены фонтаны газа, дебиты меняются от 104,34 тыс. м3/сут на диафрагме 22,1 мм. Содержание стабильного конденсата 0,65 г/м3. ГВК принят на а.о. —1346 м. Пластовое давление 13,6 МПа, температура +37 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 57,3x26,8 км, высота 262 м.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 4,8 до 27,6 м. Коллекторские свойства газонасыщенных пород: кп = 24,6 %; kпр до 803·10-15 м2; kг = 57,2 %.

Рис. 4.13. Структурная карта по кровле пласта ТП1-6 Бованенковского месторождения 
Рис. 4.13. Структурная карта по кровле пласта ТП1-6 Бованенковского месторождения
Газовая залежь пласта ТП1-6 (рис. 4.13) открыта в интервале с а.о —1173...—1460 м и вскрыта 70 скважинами. Опробована в 24 скважинах. Дебиты в зависимости от работающих толщин меняются от 217,5 до 964,5 тыс. м3/сут на диафрагмах 18—25 мм. Результаты исследования на газоконденсатность отмечают небольшое содержание конденсата. В скв. 65 дебит конденсата составил 0,83 м3/сут на 16-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 0,65 г/м3. ГВК принят на а.о. —1460 м. Пластовое давление 14,32 МПа, температура +41,5 °С. Залежь массивная, сводовая, размеры 57x27,5 км, высота 287 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 5,8—148,8 м. Коллекторские свойства пород: kп = 26,5 %; kпр до 996x10"15 м2; kг = 72,8 %.


Газовая залежь пласта ТП7-8 открыта в интервале с а.о —1416... —1489 м в южной части поднятия и вскрыта семью скважинами. Опробована в двух скважинах (53 и 55). Получены фонтаны газа с конденсатом дебитами соответственно 298,7 тыс. м3/сут на диафрагме 17 мм и 740,7 тыс. м3/сут на диафрагме 22 мм. В скв. 55 проведены исследования на газоконденсатность. Дебит конденсата составил 3 м3/сут на 13-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 1,44 г/м3. ГВК принят на а.о. —1489 м. Пластовое давление 14,81 МПа, температура +47 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 16x10 км, высота 73 м.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 4 до 28 м. Коллекторские свойства пород: kп = 24,6 %; kг = 69,1 %.

Газовая залежь пласта ТП9 открыта в интервале с а.о. — 1471... —1524 м в южной части поднятия и вскрыта пятью скважинами. Опробована в трех скважинах. Дебиты 805,7—810,9 тыс. м3/сут на диафрагмах 22 мм. Исследование на газоконденсатность проведено в скв. 56. Содержание стабильного конденсата не определено. ГВК принят на а.о. —1524 м. Пластовое давление 15,17 МПа, температура +49 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 13x7 км, высота 53 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 15—38,2 м. Коллекторские свойства пород: kп = 24,6 %; kпр = 16,2·10-15 м2; kг = 77,6 %.

В пластах ТП10-11 выявлены две залежи: северная и южная.

Северная газовая залежь пластов ТП10-11 открыта в интервале с а.о. —1748... —1761 м и вскрыта в одной скв. 78. Дебит газа 105,26 м3/сут на диафрагме 13 мм. ГВК принят на а.о. —1761 м. Пластовое давление 16,75 МПа, температура +59,5 °С. Залежь пластовая, водоплавающая, размеры 10x6,5 км, высота 13 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 19,6—31,6 м. Коллекторские свойства пород: kп = 24,6 %; kг = 64,7 %.

Южная газовая залежь пласта ТП10-11 открыта в интервале с а.о. —1534... —1590 м и вскрыта четырьмя скважинами. Опробована в двух скважинах (100 и 56). Дебиты газа составляют соответственно 21,0 тыс. м3/сут на диафрагме 14,1 мм и 476,1 тыс. м3/сут на диафрагме 22,15 мм. Исследования на газоконденсатность проведены в скв. 56. Содержание стабильного конденсата не определялось, выход стабильного конденсата равен 2,4 г/м3. ГВК принят на а.о. —1590 м. Пластовое давление 14,87 МПа, температура +52,5 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 15,5x7,5 км, высота 56 м.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов от 2 до 36,8 м; kп продуктивных пород — 24,6 %; kпр = 26,7·10-15 м2; kг = 64,7 %.

Газоконденсатная залежь пласта ТП12 открыта в интервале с а.о. —1576...—1625 м в южной части поднятия и вскрыта двумя скважинами. Опробована в скв. 74, дебит газоконденсатной смеси 320,17 тыс. м3/сут на диафрагме 19 мм. По результатам газоконденсатных исследований содержание стабильного конденсата составляет 18,07 г/м3. ГВК принят на а.о. —1625 м. Пластовое давление 15,81 МПа, температура +54°С. Залежь пластовая, водоплавающая, размеры 12,5x5,5 км, высота 49 м.


Газоконденсатная залежь пласта ТП13-14 открыта в интервале с а.о. —1628... —1695 м в южной части поднятия и вскрыта в восьми скважинах. Опробована в скв. 55, получен фонтан газа дебитом 127,22 тыс. м3/сут, конденсата 57,9 м3/сут на 19-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 54 г/м3. ГВК принят на а.о. — 1695 м. Пластовое давление 16,43 МПа, температура +57 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 13,5x7,5 км, высота 67 м.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 12,2 до 31,2 м. Открытая пористость в среднем составляет 24,6 %, газонасыщенность пород - 68,1 %.

Газоконденсатная залежь пласта ТП15 открыта в интервале с а.о. —1684... —1800 м в южной части поднятия и вскрыта в четырнадцати скважинах. Опробована в двух скважинах, дебиты газа изменяются в интервале от 126,2 тыс. м3/сут, на диафрагме 19 мм до 801,8 тыс. м3/сут на диафрагме 25 мм, дебиты конденсата достигают 72,8 м3/сут (скв. 55, штуцер 10 мм). Содержание стабильного конденсата 61,5 г/м3. ГВК принят на а.о. —1800 м. Пластовое давление 16,75 МПа, температура +60 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 18,5x12,0 км, высота 116 м.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 4,4 до 39,6 м; kп пород-коллекторов — 24,6 %; kпр = 20,1·10-15 м2; kг = 69,6 %.

В пластах ТП16-17 выявлено две залежи: северная и южная. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 5,2 до 31,2 м. Коллекторские свойства продуктивных пластов: kп = 24 %; kг = 70 %.

Северная газоконденсатная залежь пластов ТП16-17 открыта в интервале с а.о. —2020... —2050 м и вскрыта четырьмя скважинами. Опробована в скв. 62, дебит газа с конденсатом составил 31,38 тыс. м3/сут на штуцере 10.1 мм. Содержание стабильного конденсата 89,9 г/м3. ГВК принят на а.о.

— 2050 м. Пластовое давление 22,19 МПа, температура +70 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 7,8x7,0 км, высота 30 м.

Южная газоконденсатная залежь пластов ТП16-17 открыта в интервале с а.о. —1774... —2000 м и вскрыта 34 скважинами. Опробована в семи скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 14,4 до 205.1 тыс. м3/сут. Содержание стабильного конденсата 89,9 г/м3. ГВК принят на а.о. —2000 м. Пластовое давление 20,0 МПа, температура +62 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 27,5x21,7 км, высота 226 м.

Рис. 4.14. Структурная карта по кровле пласта ТП18 Бованенковского месторождения 
Рис. 4.14. Структурная карта по кровле пласта ТП18 Бованенковского месторождения
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта ТП18 (рис. 4.14) открыта в интервале с а.о. —1851... —2000 м и вскрыта 22 скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты изменяются в интервале от 8,0 до 524,7 тыс. м3/сут. Содержание стабильного конденсата 54,4 г/м3. В скв. 59 при испытании получен приток нефти дебитом 13,4 м3/сут при динамическом уровне 90 м.

В скв. 71 при испытании получен приток воды с нефтью, дебит воды 16,2 м3/сут, нефти 1,8 м3/сут на диафрагме 10 мм. В скв. 82 при испытании получен приток воды с нефтью. Дебит нефти до 4,4 м3/сут при динамическом уровне 960 м. Предполагается наличие нефтяной оторочки толщиной 14 м. ГВК (возможно ГНК) принят на а.о. —2000 м, предполагаемый ВНК — на 2014 м. Пластовое давление 21,0 МПа, температура +70 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 23,5x15,0 км, высота 149 м (163 м с учетом предполагаемой нефтяной оторочки). Эффективная газонасыщенная толщина пласта колеблется от 0,6 до 17,2 м. Коллекторские свойства пласта: kп = 20 %; kг = 73 %.

Рис. 4.15. Структурная карта по кровле пласта БЯ1 Бованенковского месторождения 
Рис. 4.15. Структурная карта по кровле пласта БЯ1 Бованенковского месторождения
Газоконденсатная залежь пласта БЯ1 (рис. 4.15) открыта в интервале с а.о. —1869... —2020 м и вскрыта 28 скважинами. Опробована в восьми скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 42,48 до 487,7 тыс. м3/сут. Содержание стабильного конденсата 56 г/м3. ГВК принят на а.о. —2020 м. Пластовое давление 20,9 МПа, температура +72 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 21,0x16,5 км, высота 151 м.

Коэффициент пористости пластов-коллекторов составляет 20 %: kг = 73 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ2 открыта в интервале с а.о. —1900... —2060 м в южной части поднятия и вскрыта 21 скважиной. Опробована в трех скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 105,2 до 348,24 тыс. м3/сут. Содержание стабильного конденсата 73.3 г/м3. ГВК принят на а.о. —2060 м. Пластовое давление 20,3 МПа, температура +74 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 17,5x12,5 км, высота 160 м.

Эффективная газонасыщенная толщина составляет от 1,6 до 11,4 м. Коллекторские свойства проницаемых пород: kп = 20 %; kг = 73 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ3 открыта в интервале с а.о. —1919... —2000 м и вскрыта восемью скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 103,5 до 251.3 тыс. м3/сут. Содержание стабильного конденсата 56,1 г/м3. ГВК принят на а.о. —2000 м. Пластовое давление 20,6 МПа, температура +74 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 16,0x10,0 км, высота 81м.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ4 открыта в интервале с а.о. —1930... —2000 м в южной части поднятия и вскрыта семью скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 104,03 до 212,69 тыс. м3/сут. Содержание стабильного конденсата 57,2 г/м3. ГВК принят на а.о. —2000 м. Пластовое давление 20,93 МПа, температура +75 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 14,0x9,5 км, высота 70 м.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта достигает 11,6 м.

В пласте Ю2 выявлены две залежи: северная и южная.

Рис. 4.16. Структурная карта по кровле пласта Ю2 Бованенковского месторождения 
Рис. 4.16. Структурная карта по кровле пласта Ю2 Бованенковского месторождения
Северная газоконденсатная залежь пласта Ю2 (рис. 4.16) открыта в интервале с а.о. —2724...—2810 м и вскрыта семью скважинами. Опробована в скв. 127, 133 и 140, дебиты газа изменяются от 67,06 (скв. 140, диафрагма 12 мм) до 161,75 тыс. м3/сут (скв. 133, диафрагма 14 мм), конденсата до 37,2 г/м3 (скв. 127, штуцер 8,1 мм). Содержание стабильного конденсата 213,9 г/м3. ГВК принят на а.о. —2810 м. Пластовое давление 41,7 МПа, температура + 94 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная, размеры 16,0x8,0 км, высота 86 м.

Эффективная газонасыщенная толщина варьирует в пределах от 5 до 10 м. ФЕС пластов-коллекторов следующие: kп = 15 %; kпр = 2,9x10"15 м2; kг = 70 %.

Южная газоконденсатная залежь пласта Ю2 (см. рис. 4.16) открыта в интервале с а.о. —2469... —2650 м и вскрыта пятью скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты газа изменяются от 39,07 (скв. 119, диафрагма 14 мм) до 42,14 тыс. м3/сут (скв. 97, диафрагма 10 мм), конденсата от 6,72 (скв. 119, штуцер 12,3 мм) до 11,58 м3/сут (скв. 97, штуцер 10 мм). Содержание стабильного конденсата 213,9 г/м . В скв. 116 получен приток газа с нефтью, дебит газа 15,8 тыс. м3/сут, нефти 5,2 м3/сут на 17-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. —2650 м. Пластовое давление 41,1 МПа, температура +94 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 14,0x4,0 км, высота 181 м.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 7,5 м. ФЕС пластов-коллекторов следующие: kп = 15%; kпр = 2,9·10-15 м2; kг = 70%.

В пласте Ю3 выявлены две залежи: северная и южная.

Рис. 4.17. Структурная карта по кровле пласта Ю3 Бованенковского месторождения. 
Рис. 4.17. Структурная карта по кровле пласта Ю3 Бованенковского месторождения.
Северная газоконденсатная залежь пласта Ю3 (рис. 4.17) открыта в интервале с а.о. —2759... —2830 м и вскрыта семью скважинами. Опробована в скв. 98, 127, 133, 140. Дебиты газа изменяются от 186,04 (скв. 133, диафрагма 16,5 мм) до 304,1 тыс. м3/сут (скв. 127, диафрагма 10,2 мм), конденсата от 23,21 (скв. 133, штуцер 12 мм) до 64,5 м3/сут (скв. 127, штуцер 10.2 мм). Содержание стабильного конденсата 140,2 г/м . ГВК принят на а.о. —2830 м. Пластовое давление 43,9 МПа, температура —101 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 18,0x12,0 км, высота 71 м.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 2,5 до 20,5 м; kп = 15 %; kпр = 2,9x10"15 м2; kг = 70 %.

Южная газоконденсатная залежь пласта Ю3 (см. рис. 4.17) открыта в интервале с а.о. —2507... —2740 м и вскрыта пятью скважинами. Опробована в скв. 97, 116, 119, 132. Дебиты газа изменяются в интервале от 14,11 (скв. 116, диафрагма 12 мм) до 53,74 тыс. м3/сут (скв. 97, диафрагма 10 мм), конденсата от 5,34 (скв. 97, штуцер 8 мм) до 10,37 м3/сут (скв. 132, штуцер 10,1 мм). В скв. 116 наряду с газом получен приток нефти дебитом 3,4 м3/сут на 12-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 140.2 г/м3. ГВК принят на а.о. —2740 м. Пластовое давление 43,13 МПа, температура +96 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 28,0x10,0 км, высота 233 м.

Эффективная газонасыщенная толщина пород-коллекторов 2—2,8 м; kп = 15 %; kпр = 2,9·10-15 м2; kг = 70 %.

В пласте Ю6 выявлены две залежи: северная и южная.

Северная газоконденсатная залежь пласта Ю6 открыта в интервале с а.о. —2897... —3046 м и вскрыта шестью скважинами. Опробована в пяти скважинах, дебиты газа изменяются от 15,2 до 149,64 тыс. м3/сут, конденсата до 17,63 м3/сут (скв. 133, штуцер 10 мм). Содержание стабильного конденсата 177,1 г/м3. ГВК принят на а.о. —3046 м. Пластовое давление 45.7 МПа, температура +107 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная, размеры 22,0x20,0 км, высота 149 м.

Эффективные газонасыщенные толщины составляют 2—10,5 м; kп = 15 %; kпр = 0,5·10-15 м2; kг = 70 %.

Южная газоконденсатная залежь пласта Ю6 открыта в интервале с а.о. —2642... —2730 м и вскрыта четырьмя скважинами. Опробована в скважинах 114 и 116. Дебиты газа с конденсатом изменяются от 11,3 до 24.7 тыс. м3/сут. Содержание стабильного конденсата 177,1 г/м3. ГВК принят на а.о. —2730 м. Пластовое давление 42,9 МПа, температура +108 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 12,0x10,0 км, высота 88 м.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 4,2 до 7 м.

Рис. 4.18. Структурная карта по кровле пласта Ю7 Бованенковского месторождения. 
Рис. 4.18. Структурная карта по кровле пласта Ю7 Бованенковского месторождения.
Газоконденсатная залежь пласта Ю7 (рис. 4.18) открыта в интервале с а.о. —2927... —3083 м в пределах северного свода структуры и вскрыта четырьмя скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты газа изменяются в интервале от 52,22 до 149,64 тыс. м3/сут, конденсата — до 43,8 м3/сут. Содержание стабильного конденсата 177,1 г/м3. ГВК принят на а.о. —3083 м. Пластовое давление 47,2 МПа, температура +107 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 20,0x6,0 км, высота 156 м.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 6 до 24 м; kn = 15 %; kпр = 0,5x10-15 м2; kг = 70 %.

В пласте Ю10 выявлены две залежи: северная и южная.

Северная газоконденсатная залежь пласта Ю10 открыта в интервале с а.о. —3105... —3200 м и вскрыта скв. 144. Дебит газа составил 111,01 тыс. м3/сут на 12-мм диафрагме, конденсата 41 м3/сут на 8-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 255,5 г/м3. ГВК принят на а.о. —3200 м. Пластовое давление 49,2 МПа, температура +115 °С. Залежь пластовая, литологически и тектонически экранированная, размеры 4,0x4,0 км, высота 95 м.

Эффективные газонасыщенные толщины до 12 м; kп = 15 %; kпр = 0,5·10-15 м2; kг = 70 %.

Южная газоконденсатная залежь пласта Ю10 открыта в интервале с а.о. —2828... —2863 м и вскрыта двумя скважинами. Залежь опробована в одной скважине, дебит газа с конденсатом составил 4,2 тыс. м3/сут. Содержание стабильного конденсата 255,5 г/м3. ГВК принят на а.о. —2863 м. Пластовое давление не замерено, температура +112 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 10,0x7,0 км, высота 35 м.

Рис. 4.19. Структурная карта по кровле пласта Ю12 Бованенковского месторождения 
Рис. 4.19. Структурная карта по кровле пласта Ю12 Бованенковского месторождения
Газоконденсатная залежь пласта Ю12 (рис. 4.19) открыта в интервале с а.о. —3172... —3180 м на северном своде структуры и вскрыта в скв. 135. При опробовании дебит газа составил 76,9 тыс. м3/сут на 12,1-мм диафрагме, конденсата 14,57 м3/сут на 12-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 121 г/м3. ГВК принят на а.о. —3180 м. Пластовое давление 49,1 МПа, температура +110 °С. Залежь пластовая, литологически экранированная, размеры 8,0x8,0 км, высота 8 м.

Палеозойские отложения на месторождении опробованы в скв. 67, 97, 114, 201 и 203 в пределах южного купола структуры.

В скв. 67 палеозойские отложения вскрыты на а.о. —3350 м. При забое 3423 м (а.о. —3410 м) произошло геологическое осложнение: начался перелив глинистого раствора, затем пластовой воды. При отработки скважины на отвод были определены дебит пластовой воды — 60 м3/сут, температура — +96—100 °С, газовый фактор 2,1 м3/м3, дебит выделяющегося газа визуально около 3 тыс. м3/сут.

В скв. 97 при опробовании интервалов с а.о. —3242...—3263, —3280...—3288, —3422...—3428 м получено слабое выделение газа дебитом около 0,5 тыс. м3/сут на 2-мм диафрагме. Пластовая температура +120 °С.

В скв. 114 из интервала с а.о. —3346,5...—3357,5 м притока пластового флюида не получено. Температура на глубине с а.о. —3345,5 м составила +125 °С.

В скв. 201 из интервала 3425—3443 м получен приток газа с пластовой водой и нефтью. На диафрагме 10,2 мм и штуцере 8 мм дебит газа сепарации составил 16,19 тыс. м3/сут, нефти 1,152 м3/сут, воды 128,45 м3/сут. Температура на глубине 3250 м составила +126 °С. Ожидаемое пластовое давление около 58,8 МПа.

В скв. 203 из интервала 3460—3468 м получен фонтанирующий приток пластовой воды с газом и запахом сероводорода. На штуцере 8 мм и диафрагме 10 мм дебит воды составил 645,13 м /сут, газа сепарации 9,83 тыс. м /сут. Пластовое давление, замеренное на глубине 3400 м, равно 58,4 МПа, температура +134 °С. При опробовании интервала 3396—3405 м получен малодебитный приток нефти с конденсатом дебитом 0,4 м3/сут. Температура на глубине 3400 м +129 °С.

С 1988 г. начата подготовка месторождения к вводу в промышленную разработку. Ведется эксплуатационное бурение на газовые залежи, находящиеся в верхней части разреза. Всего пробурено 37 скважин.
Источник: «Геологическое строение и газонефтеносность Ямала», Москва, «Недра», 2003


ОЦЕНИТЕ ПОЖАЛУЙСТА ЗА ЭТУ СТАТЬЮ
+5
ПРЕДЫДУЩИЕ СТАТЬИ
Харасавэйское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Гязонефтеносность Ямальской области
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Тектоническое развитие и современное строение осадочного чехла и фундамента ямальской области
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Основные закономерности литолого-фациальных изменений мезозойских отложений
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Мезозойско-кайнозойский мегакомплекс горных пород
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Домезозойский («доюрский») мегакомлаекс горных пород
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Поисково-разведочное бурение
Нефть и газ > Месторождения Ямала

СЛЕДУЮЩИЕ СТАТЬИ
Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Газо- и нефтепроявления на перспективных площадях
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Характеристика нефтегазоносности Ямальского шельфа
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Закономерности изменения состава и физико-химических свойств газа
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Закономерности изменения состава и физико-химических свойств конденсатов
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Закономерности изменения состава и физико-химических свойств нефтей
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Коллекторский потенциал осадочного чехла Ямальской области
Нефть и газ > Месторождения Ямала

Геохимические особенности органического вещества пород осадочного чехла Ямальской области
Нефть и газ > Месторождения Ямала




ССЫЛКА НА СТАТЬЮ В РАЗЛИЧНЫХ ФОРМАТАХ
ТекстHTMLBB Code


Комментарии к статье


Еще нет комментариев


Сколько будет 48 + 24 =

       



 
 
Geologam.ru © 2016 | Обратная связь | Карта сайта | Поиск по сайту
Геология • Геофизика • Минералогия • Индустрия • Нефть и газ