Неокомские залежи.

В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена газоносность 15 продуктивных пластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза 8 пластов, в валанжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525...3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложения характеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу и развитием отдельных литологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.

Первый объект включает залежи пластов БУ ³₁, БУ ³₂, БУ ⁴₂, БУ ⁵₁, БУ ⁵₃, расположенных только в сводовой части в зоне УКПГ-3В. По подсчету эффективных газонасыщенных толщин первого объекта наибольшую значимость имеют толщины пласта БУ³₁. Суммарные толщины по объекту колеблются от 6, 8 до 34, 6 м, а в зоне размещения эксплуатационных скважин составляет 8, 0...33, 8 м. Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от 3, 210 до 132, 710 мкм. кв., коэффициент открытой пористости от 4, 7 до 17, 0 %. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3, 4 до 34, 2 м.

По II эксплуатационному объекту установлены следующие закономерности. В зоне УКПГ-3В все пласты характеризуются литологическим замещением в западном направлении. Пласты БУ ⁶₂, БУ ⁹₁, БУ ⁶₃, БУ ⁸₀ в этой зоне в песчаных фракциях развиты в зонах единичных кустов, а в пластах БУ ⁷, и БУ ⁹₃ проницаемые пропластки отсутствуют. Наилучшими толщинами в этой зоне характеризуется пласт БУ ⁸₃ со значением 14, 0...19, 4 м. Пласт БУ ⁸_1-2 отличается значительной изменчивостью толщин от 4, 0 до 15, 0 м. Наибольшей толщины прослои в пласте приурочены к нижней части. Пласт БУ ⁶₁ в проницаемых прослоях встречается во всех кустах и имеет толщину 1, 0...4, 0 м.

Для II объекта коэффициенты абсолютной проницаемости, открытой пористости и эффективная газоносная толщина равны, соответственно, 0, 6410^-3...372, 510^-3 мкм. кв; 3, 23...13, 85 % ; 1, 2...64, 8 м. По II объекту отмечено чередование полосообразных зон с повышенным (район скважин 112 -118, 105-101 и 112-135) и пониженным значением эффективных газонасыщенных толщин.

В зоне УКПГ-1В в пластах БУ ⁶₂, БУ ⁹₂ и БУ ⁹₃ проницаемые газо-насыщенные прослои полностью отсутствуют, а в пластах БУ ⁶₁, БУ ⁶₃ и БУ ⁷ они встречаются спорадически. В этой зоне суммарная наибольшая газонасыщенная толщина колеблется от 18 до 64 м. Установлено изменение толщины от центральной зоны УКПГ к периферии.

Зона УКПГ-2В приурочена к восточному погружению. В этой зоне пласт БУ ⁶ заглинизирован, БУ ⁶₂ и БУ ⁷ встречаются спорадически в песчаных фракциях. Наибольшим развитием характеризуются проницаемые пропластки в пластах БУ ⁸₀, БУ ⁸_1-2, БУ ⁸₂, БУ ⁹/₁, БУ ⁹/₂, и БУ ⁹₃. Наибольшие толщины характерны для пласта БУ ⁸₃. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина составляет, в зоне кустов УКПГ-2 В, 16...18 м, реже 50 м.

Пористость коллекторов продуктивных пластов колеблется в пределах 6, 8...15, 9 %, проницаемость от 0, 0110^-2 до 14, 110^-2 мкм. кв. Начальные пластовые давления составляют по пласту БУ ³₁ - 33, 14 МПа. Средние пластовые температуры изменяются от 71 ⁰С в кровле комплекса до 90 ⁰С в его подошвенной части.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин, имеющие на геофизических кривых все характерные для глин признаки. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Важной особенностью всех продуктивных пластов является песчанистость с большими изменениями по некоторым пластам, что является благоприятной предпосылкой для образования литологически ограниченных залежей.

Результатами газогидродинамических исследований скважин, вскрывших нижнемеловые продуктивные отложения, установлены:

- значительная неоднородность фильтрационных параметров продуктивных пластов как по площади, так и по разрезу;

- относительно низкая продуктивная характеристика большинства вскрытых объектов (рабочие дебиты при исследовании не превышали 60.. .80 тыс. куб. м/сут. ).

Для залежей I объекта пластовые давления составляют 26, 26...27, 42 МПа, пластовая температура 76...80 ⁰С, глубина залегания 2710...3317 м.

Наибольшие запасы газа приурочены к пластам БУ ³ (I объект) и БУ ⁸_1-2 (II объект) и составляют, соответственно 86 % и 50 % от суммарных запасов газа эксплуатационных объектов по категории С1.

Второй эксплуатационный объект характеризуется более высокими запасами газа, но имеет худшую продуктивную характеристику (см. таблицу 2.1).

Таблица 2.1

Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов.

Продуктивная характеристика скважин изменяется как по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса, так и по площади газоносности в пределах отдельных залежей, изменяясь к их своду.

По данным бурения скважин выделена резкая литографическая изменчивость пластов в периферийных северных и южных участках структуры месторождения, где получены незначительные дебиты газа (30...40 тыс. куб. м) при высоких депрессиях на пласт. При исследовании разведочных скважин дебиты газа изменялись от десятков до сотен тысяч кубических метров в сутки при депрессиях на пласт до 20 МПа и более. Максимальный дебит газа (768 тыс. куб. м/сут.) получен в скважине № 1 при исследовании пласта БУ ⁷ при депрессии на пласт 5, 95 МПа, в остальных скважинах рабочие дебиты при исследовании составляли 200...400 тыс. м куб./сут при депрессии на пласт 15...20 Мпа.

Абсолютно свободный дебит газа колеблется от нескольких десятков до 600 тыс. куб. м/сут.

По основной залежи пласта БУ ⁸₃ отмечена самая низкая продуктивная характеристика. Дебиты газа по ней при депрессии на пласт 7...9 МПа составляют 40...90 тыс.м куб./сут.

Газ глубоких продуктивных горизонтов отличается от состава газа сеноманских отложений. Для него характерен следующий химический состав (в объемных процентах): метан 88, 64...93, 59 %, этан 1, 32....4, 85 %, пропан 0, 22...2, 66 %, бутан 0, 05...1, 48 %, пентан 0, 08...0, 55 %. Содержание азота 0, 36...2, 45 %, углекислого газа 0, 04...2, 4 %. Содержание инертных газов (гелия, аргона) в сумме не превышает 0, 05 %, водорода 0, 01...0, 02 %. Относительный удельный вес газа 0, 60...0, 65. Низшая теплотворная способность изменяется от 8520 до 7420 Дж.

Начальное содержание в пластовом газе гептана и вышекипящих (в расчете на 1 куб. м газа сепарации) изменяется от 140 до 167 г/м3. Среднее потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по оценке ВНИИГаза составляет 150 г/м³ /1/.

В процессе разработки средний начальный рабочий дебит скважин по отдельным объектам принят равным 288...458 тыс. м куб/сут. при средней депрессии на пласт 6, 5...9, 0 МПа. Скважины эксплуатируются на режиме постоянной депрессии на пласт. Через два года после ввода месторождения в разработку достигается проектный уровень годовой добычи пластового и отсепарированного газа в объеме, соответственно, 21 и 20 млрд. м куб. / год. Максимальный годовой уровень добычи стабильного конденсата составляет 2, 743 млн. т. (сырого конденсата - 3, 65 млн. т). К 2113 г, при переходе на падающую добычу, пластовые давления уменьшатся до 12, 4...12, 6 МПа. Дебит средней скважины составит 144 тыс. м куб. /сут, изменяясь в пределах 95...178 тыс. м куб. /сут., при рабочем давлении 2, 3...3, 3 МПа. Для обеспечения проектной добычи газа потребуется пробурить 622 эксплуатационные скважины с учетом 30 % резерва. Карта выработки запасов показана на рисунке 2.2.

Рис.2.2 Карта выработки запасов (в % от начальных) на 1.01.2003г.