1 Общие сведения о месторождении
Уренгойское месторождение природного газа — крупное газовое месторождение, третье в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10¹³ м³). Месторождение открыто в июне 1966 г. Добыча на месторождении началась в 1978. 25 февраля 1981 на Уренгойском месторождении добыты первые сто миллиардов кубометров природного газа. Состояние эксплуатационного фонда скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добычу на месторождении осуществляет компания ООО «Газпром добыча Уренгой». Добыча природного газа в 2007 году составила 223 млрд. кубометров. В декабре 2008 года ООО «Газпром добыча Уренгой» перешло в газодобыче рубеж в 6 трлн. кубометров газа. Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн. м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн. м³ природного газа и 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения. Уренгойское месторождение по физико-географическому районированию расположено в северной части Западносибирской низменности. В административном отношении оно входит в состав Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Граница полярного круга проходит между УКПГ 9 и УКПГ 10. Территория Уренгойского месторождения представляет собой сильно заболоченную равнину. Характерной гидрогеологической особенностью является обилие рек, ручьев, озер. Около 50% территории занимают болота, что делает ее труднопроходимой, а местами и вовсе непроходимой. Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород.
Возможны осложнения в процессе бурения, например, замерзание промывочной жидкости в скважине, а также протаивание и потеря связности в рыхлых породах с образованием значительных по объему каверн. В процессе эксплуатации скважин отмечается образование песчаных пробок, забивающих скважинное оборудование.
Рисунок 1 - Карта сеноманской залежи Уренгойского месторождения
Непосредственно на Уренгойском месторождении ведется добыча газа, конденсата и нефти из сеноманских и валанжинских отложений. Разрез Уренгойского месторождения представлен на рисунке 2.
Рисунок 2 - Геологический разрез Уренгойского месторождения
2 Стратиграфия
Геологическое строение Уренгойского месторождения представлено породами палеозойского складчатого фрагмента и терригенными песчаноглинистыми отложениями платформенного мезозойского кайнозойского осадочного комплекса. Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений приводится по материалам региональной стратиграфической схемы мезозойских отложений Западносибирской равнины В разрезе платформенных отложений прослеживаются все ярусы от юры до палеогена.
Юрская система - J. представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним. Тюменская свита представляет собой мощную толщу прибрежноконтинентальных отложений литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников. Абаланская свита литологически делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной от 49 до 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов, верхняя – аргиллитами. Баженовская свита толщиной от 9 до 26 м представлена аргиллитами. Меловая система - K. В основании меловых отложений залегает сортымская свита (ранее мегионская) (K1br-v), которая включает в себя в нижней части ачимовскую толщу, выше мощную (до 700 м) преимущественно глинистую толщу, ранее называемую очимкинской и песчано-алевролитово-глинистую (ранее южно-балыкская). На собственно Уренгойском месторождении в разрезе верхней части свиты выделяются основные продуктивные пласты – БУ10 и БУ11. В пределах сеноманского яруса верхнего мела в составе покурской свиты распространены пески уплотненные, песчаники серые, мелко зернистые, слабо сцементированные, глины алевритистые, темно-серые до серых, нередко углистые. Характерен растительный детрит, обрывки растений. Толщина 300 – 350 м. Коньякский, сантонский и кампанский ярусы объединяются в березовскую свиту (K2k+K2st+K2km), в подошве которой залегают песчаноалевролитовые породы, встречаются кремнистые разности. Верхняя часть березовской свиты сложена преимущественно глинистыми породами. Толщина свиты составляет 150–250 м. Палеогеновая система. В нижней части тибейсалинская свита сложена глинами серыми и темно-серыми, слюдистыми с маломощными прослоями песчаников и алевролитов, а в верхней – преимущественно алевритопесчаными породами.
Толщина свиты изменяется от 180 до 320 м. Люлинворская свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты и сложена глинами опоковидными, алевритистыми с прослоями диатомитовых глин. Толщина свиты 150 – 200 м. Юрковская свита (ранее чеганская) представлена песками светло-серыми разнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Общая толщина юрковской свиты достигает 100 м. Корликовская толща объединяет песчаные отложения континентального генезиса. Породы представлены песками белыми и светло-серыми, плохо отсортированными с линзами гравелитов [6]. Характерно обилие каолина в виде заполнителя гнезд, линзообразных прослоев и окатышей. Толщина достигает 100 м. Четвертичные отложения - Q. Разрез четвертичных отложений представлен песками, глинами, супесями с включениями гравия и галек, а также древесно-растительных остатков. В верхнем деятельном слое установлены отложения торфяных болот. Толщина четвертичных отложений варьируется от 18 до 50 м.
3 Тектоника
Уренгойское месторождение приурочено к структуре первого порядка Нижне-Пурскому мегавалу. На севере мегавал граничит с Хадуттейской впадиной, на востоке – с Нижне-Пурским мегапрогибом, на западе – с Песцовой мегаседловиной и Нерутинской впадиной, на юге – Средне-Пурским и Пякупурским мегапрогибами. К Нижне-Пурскому мегавалу приурочены структуры второго порядка: Пырейное куполовидное поднятие, Центрально-Уренгойский вал. Северо-Уренгойское локальное поднятие (СК) имеет изометрическую форму, северо-северо-западное простирание, размеры по изогипсе – 2050 м составляют 26,0х9,0 км с амплитудой 80 м. Углы наклона крыльев не превышают 130'. Это поднятие является наиболее приподнятой частью Уренгойского вала.
Уренгойское локальное поднятие вытянуто в региональном направлении, по форме оно близко к овальной, по изогипсе – 2625 м размеры составляют 19,0*9,0 км и амплитуду 60 м. Формирование современного структурного плана тесно связано с предшествующим мезозойским этапом платформенного тектогенеза и является непосредственным продолжением последнего [7]. По сейсмическому отражающему горизонту «Б» (верхняя юра) в наиболее изученной части рассматриваемой территории, т.е. Уренгойского вала выделяется трахиантиклинальная складка платформенного типа, которая в контуре замыкающей изогипсы» – 3950 м» и состоит из двух крупных поднятий: Центрально-Уренгойского вала и Уренгойского куполовидного поднятия. Центрально-Уренгойский вал замыкается изогипсой» – 3900 м» и представляет собой систему из трех кулисообразно сочленяющихся структур третьего порядка: северной Северо-Уренгойской, средней Ен-Яхинской, южной Центрально-Уренгойской. Ось Центрально-Уренгойской структуры отклоняется в юговосточном направлении. Размеры Северо-Уренгойского поднятия 10*5 км, амплитуда – 50 м, Ен-Яхинского 18*13 км, амплитуда – 125 м, ЦентральноУренгойского 27*10 км, амплитуда – 135 м. Размеры Уренгойского куполовидного поднятия по замыкающей изогипсе » – 3830 м» 19*10 км, амплитуда – 100 м. Ен-Яхинское поднятие по сейсмическому отражающему горизонту «В» замыкается изогипсой» – 3000 м». В контуре этой изогипсы поднятие осложнено несколькими небольшими куполами, структурными носами и заливами. Размер куполов от 5*5 км до 7*9 км. Свод поднятия смещен к западу, где пробурены скважины 51, 141, 143. Поэтому же горизонту совместно с Ен-Яхинским куполовидным поднятием изогипсой» – 3100 м» оконтуривается Песцовое куполовидное поднятие (изогипсой» – 3000 м»). Песцовое поднятие представляет собой антиклинальную складку размером 22*15 км, амплитудой более 100 м.
14
4 Нефтегазоносность
Под 400-метровым слоем вечной мерзлоты располагаются три этажа нефтегазоносности: Первый – сеноманский газовый горизонт, который является наиболее крупным и играет более важную роль в экономике России. Так, из всего фонда 2400 скважин УНГКМ 1400 пробурены на сеноман для добычи газа. По контуру охватывает три структуры: Уренгойский вал, Песцовое и ЕнЯхинское поднятия. Эту залежь отделяет от поверхности Земли немногим более тысячи метров. Начальное пластовое давление газа 122 атмосферы, а температура +31 С. В составе пластового газа преобладает метан (почти 98%). Здесь нет опасного сероводорода, крайне малы примеси азота, аргона, гелия, углекислого газа. Отложения характеризуются исключительно благоприятными условиями для накопления и сохранения крупных залежей газа. Песчано-алевролитовые коллекторы сеномана отличаются высокими емкостными свойствами: открытая пористость их 26–34%, проницаемость нередко достигает 3000–6000 мД, составляя в среднем 1000–1500 мД. Это и обусловливает очень высокие дебиты газа из сеноманских отложений. Второй – нефтегазоконденсатные залежи нижнего мела, залегают на Уренгойской, Ен-Яхинской, Песцовой, Северо-Уренгойской площадях на глубинах 1700–3340 метров. В нем выделяют до 17 нефтегазоконденсатных пластов. Газа тут уже не так много, как в верхнем ярусе, зато очень много жидких углеводородов – нефти и конденсата. B нижнемеловых отложениях выявлено свыше 25 залежей газового конденсата, в том числе 7 c нефтяными оторочками. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов c резкой литологической изменчивостью. При этом на долю коллекторов приходится 50–70%, на долю глин – 25– 50%. Глинистые прослои не выдержаны по площади, поэтому все пласты пес
чано-алевролитовых коллекторов являются гидродинамически взаимосвязанными. Они отличаются высокими емкостными свойствами. Давление не в пример «первому» этажу достаточно высокое – около 300 атмосфер, да и температура до +97 С. На одной из скважин в этих отложениях получен необычный результат: суточный дебит составил около полумиллиона кубометров газа и более 200 тонн конденсата. Он содержит этан, пропан, бутан. Эффективная мощность коллекторов 1,6–69,2 м, мощность глинистых прослоев 2–45 м. Высота залежей до 160 м. Перспективы третьего этажа (нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи и юры) растут по мере его дальнейшего изучения. Кроме того, возможен выход к еще более глубоко залегающему, четвертому, этажу газоносности – триас-полеозойскому [7].
5 Физико-химические свойства флюидов, насыщающих продуктивные горизонты
Газы сеноманских залежей всех известных месторождений однотипного состава. Они почти нацело состоят из метана (98–99,6%) и отличаются ничтожным содержанием тяжелых углеводородов (0,1–0,3%). Из неуглеводородных компонентов отмечены углекислота (0,5–1,2%) и азот (0,1–0,4%). По большинству месторождений конденсат практически отсутствует [20]. Газы валанжинской залежи характеризуются, наоборот, значительным количеством тяжелых углеводородов (до 9,5%) и содержанием метана до 88,5%. Нефть месторождения легкая, ее плотность 766–799 кг/м3. Содержание серы до 0,06%, парафина 2,87%, смол 0,88%. Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами. Так, в начальный период эксплуатации газодинамические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн.м3/сут достаточно поддерживать депрессию на пласт
0,09÷0,21 МПа для собственно Уренгойской площади и 0,26 МПа для ЕнЯхинской площади. По Северо-Уренгойскому месторождению дебиты от 800 до 1000 тыс.м3/сут были получены при депрессии 0,61÷2 МПа.