Нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1981 году и расположено в пределах Тазовской низменности, в верхней части бассейна р. Таз. В административном отношении рассматриваемая территория находится в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Административный центр Тазовского района п. Тазовский, расположен в 45 км северо-западнее границы ЛУ. Ближайшими населёнными пунктами являются п. Тибейсале, расположенный в 5,5 км на юго-запад, п. Газсале в 20 км на запад от изучаемой территории.
По территории участка проходит нефтепровод Заполярье-НПС «Пурпе». Ближайшая нитка газопровода «Заполярное-Уренгой» расположена в 50 км южнее участка. В 140 км восточнее проходит нефтепровод «Ванкор-Пурпе», продуктопровод «Ямбургское месторождение – Уренгойский ГПЗ» в 190 км западнее участка недр. В 150 км западнее участка работ проходит нить газопровода и железнодорожная магистраль по линии «Ямбург – Новый Уренгой – Тюмень».
На месторождении в период с 1980 по 1986 проводилось поисково-разведочное бурение. Первооткрывательницей месторождения является скв.650.
По состоянию на 01.01.2016 г. на рассматриваемой территории пробурено 17 скважин (3 поисковых и 14 разведочных), одна из которых (скв.667) расположена за пределами лицензионного участка. На месторождении с отбором керна пробурено 15 скважин. Проведены пробы пластовых флюидов. Получена интерпретация данных 3Д сейсморазведки в объёме 419 км2.
Для полноценного освоения месторождения необходима выработка проектных решений, которые невозможны без полного представления о месторождении [1-5]. В настоящей работе рассматривается характеристика нефтегазоконденсатного месторождения.
Согласно лицензионному соглашению в течение двух лет с даты регистрации согласовать и утвердить «Проект разведочных работ на нефтегазоконденсатном месторождении», до 31.12.2015 г – выполнить переобработку и переинтерпретацию материалов сейсморазведочных работ МОГТ 3Д в объёме не менее 419 км2 и МОГТ 2Д в объёме 400 пог.км., в течение пяти лет закончить строительство двух разведочных скважин, на шестой год провести пересчёт запасов УВ, не позднее седьмого года разработать, согласовать и утвердить технологический проектный документ первой стадии разработки месторождения (ППЭ или ПОПР).
В 2014 году был проведён оперативный подсчёт запасов месторождения. На государственном балансе запасы углеводородов приурочены к пластам БТ9, БТ10, БТ111, БТ112, БТ113-1, БТ113-2. Общие запасы сухого газа составили 64 425 млн.м3, конденсата – 10 688 тыс.т, нефти – 28 889 тыс.т. Месторождение по объёмам запасов УВ приурочено к крупным.
Пласт БТ9.
В пласте выявлена одна нефтегазоконденсатная залежь, вскрытая пятью скважинами на а.о. -3022,3 м (скв.658) -3037,5 м (скв.668).
Продуктивность залежи установлена по данным ГИС, доказана результатами испытания четырёх скважин. В скв.652, 654 и 658 получены промышленные фонтаны газоконденсатной смеси дебитами от 42,3 тыс.м3/сут. (/12 мм) до 379,7 тыс.м3/сут. (/12 мм). Наличие нефтяной оторочки подтверждено опробованием скв.662 в интервале 3040-3050 м (а.о. -3028,7-3038,7 м), где получен непереливающий приток нефти дебитом 5.4 т/сут. (Нд-1533 м).
ГНК залежи принят условно на а.о. -3029 м, по подошве последнего газонасыщенного пропластка в скв.654, 658 и кровле первого нефтенасыщенного пропластка в скв. 652, 662.
Условный ВНК принят на а.о. -3048 м, по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скв.668 и кровле первого водонасыщенного пропластка в скв.653.
Пласт БТ10.
Пласт содержит одну газоконденсатную залежь, вскрытую бурением пяти скважин на а.о. -3063,1 м (скв.654) -3073,2 м (скв.668).
При испытании пласта в скв.653 в интервале 3114-3124 м (а.о. -3100,9-3110,9 м), получен приток пластовой воды дебитом 14,5 м3/сут. (Нд -416 м).
Условный ГВК принят на а.о. -3102 м, по подошве последнего газонасыщенного пропластка в скв.668 и кровле первого водонасыщенного пропластка в скв.653.
По типу залежь пластовая сводовая. Размеры ее составляют 15,8 х 3,7-7,7 км, высота - 58 м.
Пласт БТ111.
В пласте БТ111 выявлена одна газоконденсатная залежь. Контур газоносности вскрыт бурением пяти скважин. По данным интерпретации ГИС коллектор пласта во всех скважинах, вскрывших залежь, продуктивен до подошвы. ГВК принят условно на а.о. -3293 м, по подошве последнего газонасыщенного пропластка в скв.665.
Контур газоносности вскрыт бурением пяти скважин. Продуктивность доказана результатами опробования скв.651, 663, 665, где были получены промышленные фонтаны газоконденсатной смеси, дебиты изменяются от 16,7 тыс.м3/сут в скв.651 до 40,7 тыс.м3/сут в скв.665.
По типу залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи составляют 2,8-12,7 х 5,4-8,4 км, высота - 107 м.
Пласт БТ112.
Пласт имеет сложное литологическое строение, распространён в северо-западной части лицензионного участка. По данным интерпретации ГИС и результатам опробования в пласте выявлена одна нефтяная залежь.
При испытании интервала 3316-3326 м (а.о. -3301,8-3314,8 м) в скв.665 получен приток фильтрата бурового раствора с плёнкой нефти.
ВНК залежи принят условно на а.о. -3313 м, по подошве коллектора в скважине 665. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,0 м (скв. 665) до 20,6 м (скв. 663). Коэффициент песчанистости по скважинам варьирует от 0,07 до 0,82 д.ед., расчленённость составляет 2-4.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры составляют 5,0-7,6 х 4,6 км, высота– 92 м.
Пласт БТ113-1
Пласт БТ113-1 распространён в центральной части лицензионного участка.
ГВК залежи в проницаемой части не вскрыт и принят условно на а.о. -3372 м, по подошве последнего газонасыщенного пропластка в скв.664.
Залежь газоконденсатная, пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 6,2-10,2 х 11,6 км, высота - 172 м.
Пласт БТ113-2
Пласт распространён на большей части лицензионного участка, на северо-западе контролируется линией свала, прослеженной по результатам интерпретации сейсморазведочных работ 3Д, и содержит одну газоконденсатную залежь.
Коллектор пласта БТ113-2 во всех скважинах, вскрывших залежь продуктивен до подошвы. Эффективные газонасыщенные толщины изменяется от 2,2 м (скв.651) до 7,8 м (скв.660). Коэффициент песчанистости по скважинам варьирует от 0,17 до 0,59 д.ед., расчленённость составляет 1-5.
По состоянию на 01.01.2016 г. на рассматриваемой территории пробурено 17 скважин (3 поисковых и 14 разведочных), одна из которых (скв.667) расположена за пределами лицензионного участка и не стоит на балансе предприятия. Эксплуатационное бурение на площади месторождения не проводилось.
На дату анализа из 16 скважин 15 ликвидированы и 1 находится (658) в консервации. Все скважины ликвидированы как выполнившие своё проектное назначение. Структура фонда скважин приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Распределение результатов испытаний по полученным типам притоков
Всего на месторождении по пластам БТ9, БТ10, БТ111, БТ112, БТ113-1, БТ113-2 проведено 28 испытаний, из которых по 16 получен газоконденсат, по 1 газоконденсат+пл.вода, нефть, нефть+конденсат, ФБР с водой и плёнкой нефти, по 2 – нефть+пл.вода, по 4 испытаниям получена пластовая вода и по 3 испытаниям притока не получено.
Результаты испытаний приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Результаты испытаний скважин месторождения
Дебиты, полученные при испытании скважин, в целом низкие, только в трёх испытаниях значения больше 100 тыс.м3/сут.
Из всех представленных испытаний более стабильными притоками отмечен пласт БТ113-2 (в среднем порядка 123,5 тыс.м3/сут). Коэффициенты А и В по пласту варьируются от 32 до 1090 (кг/см2)2/тыс.м3/сут и от 1,1 до 16,7 (кг/см2/тыс.м3/сут)2 соответственно. Абсолютно свободный дебит изменяется в диапазоне от 70,8 до 350,1 тыс.м3/сут (в среднем – 167,3 тыс.м3/сут).
По пласту БТ113-1 было 2 испытания скважин 650 и 651 с получением фонтана газоконденсата. Средний дебит по пласту составил порядка 60 тыс.м3/сут. Фильтрационные коэффициенты определялись лишь при испытании скважины 650, при испытании скважины 651 исследования не проводились из-за низкого дебита, высокой депрессии и гидратообразований. Коэффициенты А и В по пласту составляют 132 (кг/см2)2/тыс.м3/сут и 9,7 (кг/см2/тыс.м3/сут)2 соответственно. Абсолютно свободный дебит не определялся в следствии перетока воды из БТ12.
Распределение дебитов по скважинам представлено на рисунке 2.
Рисунок 2 - Диапазон изменения дебитов по пластам и скважинам
По пласту БТ111 было проведено три испытания с получением фонтана газоконденсата по скважинам 665, 663 и 651. В результате испытаний получены низкие дебиты, в среднем 33,2 тыс.м3/сут. Фильтрационные коэффициенты определялись при испытаниях 665 и 663 скважин, при испытании скважины 651 коэффициенты не определялись вследствие отсутствия конечного участка КВД. Коэффициенты А и В по пласту варьируются от 615,7 до 1650 (кг/см2)2/тыс.м3/сут и от 7,15 до 34,4 (кг/см2/тыс.м3/сут)2 соответственно. Абсолютно свободный дебит определялся при испытании скважины 663 и составил 48,1 тыс.м3/сут.
По пласту БТ10 проведено 6 испытаний в 4 скважинах 652, 654, 658, 662 получением фонтана газоконденсата. Дебиты, полученные при испытаниях, изменяются в широких пределах от 11,2 до 411,99 тыс.м3/сут и в среднем составляют 86,7 тыс.м3/сут. Коэффициенты А и В по пласту варьируются от 390 до 1090 (кг/см2)2/тыс.м3/сут и от 15 до 355,8 (кг/см2/тыс.м3/сут)2 соответственно. Абсолютно свободный дебит изменяется в диапазоне от 14,3 до 69,2 тыс.м3/сут (в среднем – 34,2 тыс.м3/сут).
По пласту БТ9 было проведено 3 испытания в скважинах 652, 654 и 658 с получением фонтана газоконденсата. Дебиты, полученные при испытаниях, изменяются в широких пределах от 42,3 до 627,2 тыс.м3/сут и в среднем составляют 254,8 тыс.м3/сут. Коэффициенты А и В по пласту варьируются от 130 до 200 (кг/см2)2/тыс.м3/сут и от 6,9 до 9,7 (кг/см2/тыс.м3/сут)2 соответственно. Абсолютно свободный дебит изменяется в диапазоне от 89,5 до 107,1 тыс.м3/сут (в среднем – 98,3 тыс.м3/сут).
По нефтяному пласту БТ112 проведено 2 испытания с получением нефти в 663 скважине и газоконденсата с нефтью в скважине 659. Дебит нефти по скважине 663 составил 9,7 т/сут. При исследовании скважины 659 на штуцере 13 мм дебит газоконденсатной смеси составил 29,13 тыс.м3/сут, при дебите нефти 0,64 т/сут при депрессии 29,17 МПа.
По нефтяному пласту БТ9 в скважине 662 непереливающий приток нефти с водой и газом с максимальным дебитом нефти 12,5 т/сут (при этом дебит воды составил 15 м3/сут, газа 5 тыс.м3/сут) получен из интервала 3040-3054 м. После проведения на скважине изоляционных работ и повторной перфорации интервала 3040-3050 м получена чистая нефть дебитом 5,4 т/сут при СДУ 1533 м, депрессия – 19,83 МПа.
Выводы:
- месторождение находится на начальной стадии геологической изученности, начало его промышленного освоения сдерживает отсутствие проектного документа на разработку;
- на месторождении пробурено 17 скважин, из которых 14 разведочных и 3 поисковых;
- на 01.01.2016 г. из 16 скважин 15 ликвидированы и 1 находится в консервации;
- по результатам испытаний можно отметить, что наиболее продуктивными газоконденсатными пластами являются БТ9 и БТ113-2, что касается нефтяных объектов, то БТ9, за счёт больших запасов, является приоритетным объектом нефтяного промысла.
- для ввода в разработку месторождения необходимо рассмотреть варианты разработки, различающиеся уровнями годовой добычи нефти, внутрискважинным оборудованием.