Система сбора и подготовки газа на примере 13 УКПГ Уренгойского месторождения (стр. 2 из 9)
Ен-Яхинская площадь. В отличие от Уренгойской газоносной площади Ен-Яхинское поднятие представляет собой плоскую изометрическую структуру, близкую к квадратной форме. Крыльевые ее погружения отличаются изрезанностью границ, нередко причудливых очертаний. Максимальная амплитуда поднятия достигает 80 м. Плоский свод структуры, по данным последних построений, несколько увеличился в широтном направлении. Уменьшился этаж газоносности (на 20 м) северо-восточного купольного осложнения, хотя размеры его увеличились. По существу это осложнение представляет собой северо-восточное погружение плоского свода Ен-Яхинской структуры, отделенное от него седловиной до 10 м глубины. На северо-западном крыле выделено небольшого размера погружение внутри газонасыщенной площади, где кровля сеномана опускается ниже газоводяного контакта. Разрывных нарушений по сеноману не установлено.
Строение Уренгойского вала в осадочном чехле прослежено по опорным отражающим горизонтам «Б» и «Г», а также по данным бурения. По кровле пласта БУ80 Уренгойский вал имеет меридиональное простирание и по замыкающей изогипсе 2700 м имеет длину 95 км и ширину 15 – 21 км. Амплитуда вала 160 м. В пределах вала выделяются наиболее приподнятые северный (скв. 80) и южный (скв. 56) купола, а также более пологая центральная приподнятая зона с двумя вершинами (скв. 104, скв. 58). Северный купол по изогипсе – 2600 м имеет размеры 25 ´ 9 км, амплитуду – 58 м. Центральная зона оконтуривается изогипсой 2610 м, имеет размеры 29 ´ 5,5 – 10,5 км и амплитуду 29 м. Южный купол по изогипсе 2640 м имеет размеры 22,5 ´ 9,5 км амплитуду 71 м. Углы падения западного крыла вала (один-два градуса) более крутые по сравнению с восточным крылом (один градус – один градус 20 минут).
По кровле сеномана вал представляет меридионално вытянутую структуру и по оконтуривающей изогипсе – 1200 м имеет размеры 120´31 км и амплитуду 240 м. Северный купол и центральная приподнятая зона объединяются в единую структуру, а южный купол выделяется самостоятельно. Падение западного крыла по сравнению с восточным более крутое. Структура Уренгойского вала в меловых отложениях носит «унаследованный» характер. Ось вала в нижнемеловых отложениях практически совпадает с осью вала по сеноманским отложениям. Единственно, в интерале нижнемеловых отложений Уренгойский вал более узкий и с меньшей амплитудой.
1.4 Нефтегазоносность
В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса: сеноманский и нижнемеловой. Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000–1200 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 на максимальный объем добычи газа 250 млрд. м3 в год. По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое и Северо-Уренгойское) являются одной крупнейшей залежью, обьединенной единым водогазовым разделом. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20 км), наиболее узкая (до 5 км) - Северо-Уренгойской.
Фильтрационно-емкостные параметры:
– открытая пористость 28 - 35%;
– проницаемость 0,3 мкм2 – 3,5 мкм2;
– газонасыщенность 70 - 74%;
– начальное пластовое давление 12,25 МПа;
– средняя температура залежи 31°С.
Нижнемеловой газоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750 – 3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями.
С 1971 на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела. В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей углеводородов (рисунок 1.2), связанных с пластами / горизонтами: ПК18, ПК21, АУ9, АУ10, БУ0, БУ1-2, БУ5, БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ121, БУ122, БУ13, БУ14, залегающими в интервале глубин 1780 – 3050 м. Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450 – 3500 м. Промышленная эксплуатация продуктивного комплекса началась в 1985 поэтапным освоением и вводом в разработку залежей конденсатосодержащего горизонта в соответствии с «Комплексным проектом разработки. «составленным в 1979 и «Дополнениям» к нему (1982) на максимальный объем добычи газа соответственно 30 млрд. м3 и 6,2 млн. т. в год.
В настоящее время в разработке находятся газоконденсатные залежи I–IV объектов эксплуатации и нефтяные оторочки на трех участках месторождения. Подготовлены к промышленному освоению, но не введены в разработку газоконденсатные залежи пластов ПК21, АУ9, БУ15, БУ16, а также ачимовской толщи, расположенные в пределах лицензионного участки ДП «Уренгойгазпром».
Статиграфически основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите берриас – валанжина и тангаловкой свите валанжин – готерива. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы прокурской свиты ПК18, ПК21, группы АУ, пласты БУ0 – БУ5, (все пласты газонасыщеные), пласты БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ 121, БУ13, БУ14 (нефтегазонасыщенные), пласты БУ122, БУ15, БУ16, БУ17 (газонасыщенные).
При проектировании разработки все продуктивные пласты нижнего мела с учетом их положения в разрезе, термодинамических условий, близости фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и насыщающих их флюидов, а также других особенностей сгруппированы в четыре эксплуатационных объекта.
В пределах Южного купола (УКПГ-1АВ) 1 эксплуатационный объект включает разведанные залежи в пластах ПК18, ПК21, АУ10, БУ0, БУ5, а также залежи, выявленные по данным ГИС (категория С2) в пластах ПК16 и БУ1-2 [2].
Залежь в пласте ПК18 залегает на глубинах 1745–1790 м и обладает максимальной площадью газоносности на Южном куполе. В контуре газоносности находятся 7 разведочных и 52 эксплуатационных скважины.
Залежь плата ПК21 по площади меньше вышезалегающей, располагается на глубинах 1890–1925 м. водоплавающая ГВК с учетом вновь пробуренных эксплуатационных скважин принят по данным ГИС на а.о. – 1858 м.
Небольшая залежь в пласте АУ10 залегает на глубинах 2245–2260 м. В принятом при утверждении запасов этой залежи в ГКЗ СССР варианте корреляции пласт БУ0 индексировался как БУ3.
Рисунок 1.2 – Схематический геологический разрез Уренгойского НГКМ
С учетом дополнительных данных ГИС по эксплуатационным скважинам ГВК опушен до а.о. – 2340 м. (сравнительно с – 2333 м. принятом при утверждении запасов в ГКЗ).Пласт БУ5 на Южном куполе залежь эта нижняя в составе I объекта и залегает на глубинах 2505–2537 м.
Залежи в пластах ПК16 и БУ1-2 выделяются по данным ГИС, из них реальный интерес может представлять залежь в пласте БУ1-2, имеющая высоту 27 м. В пласте ПК16 поле газоносности приурочено к самой сводовой части Южного купола, высота залежи немного более 10 м.
II эксплуатационный объект включает в себя пласты БУ80, БУ8 и БУ9. К пласту БУ8 приурочена единая газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой кольцевого типа, окаймляющей газоконденсатную часть в пределах Северного купола (СК) и восточного склона севера ЦПЗ (центральной приподнятой зоны). На Южном куполе (ЮК), юге ЦПЗ и восточном склоне севера ЦПЗ нефтяная оторочка отсутствует. Высота газоконденсатной шапки на СК составляет 120 м (при среднем уровне ГНК – 2665 м), в северной части ЦПЗ около 100 м, на юге ЦПЗ – 95 м на ЮК также около 100 м [2].
В пределах Южного купола пласт БУ80 не имеет четкого раздела от нижележащего пласта БУ8. На основании отметок газоводяного контакта при подсчета запасов для ЮК принята модель единой залежи в пластах БУ80 – БУ8.
При этом газоводяная зона расширяется до 2 – 5 км в восточной и западной частях залежи до 6 – 7 км южной периклинали и в зоне перехода от Южного купола к ЦПЗ.
Залежь в пласте БУ8 также единая в пределах всех структурных элементов, по морфологии и характеру распространения нефтяной оторочки аналогична вышеописанной.
К плату БУ9 приурочены две залежи УВ (углеводородов): основная охватывает Северный купол, север и юг ЦПЗ, а вторая контролируется Южным куполом. Залежь Южного купола для целей разработки можно рассматривать как чисто газоконденсатную, поскольку она не имеет столь явно выраженный по комплексу ГИС переходной зоны от газовой к водоносной части. Уровень ГВК располагается несколько ниже, чем в основной залежи и находится на абсолютных отметках 260–2686 м. Высота залежи 65 м.
III эксплуатационный объект включает в себя продуктивные пласты горизонта БУ10-11 (БУ101, БУ102, БУ111, БУ11 2, БУ113) и пласт БУ121. Пласт БУ10 соответствует одному подсчетному объекту для газоконденсатной части, в нефтяном интервале пласт разделен на два объекта (БУ101 и БУ102). Наибольшую высоту она имеет на Южном куполе (106 м), на Северном куполе – 90 м и на ЦПЗ – 75 м. Ширина газовой залежи изменяется незначительно, в пределах 12 – 14 км за исключением зон сочленения между структурными элементами, где сокращается до 9 км. Ширина газонефтяной зоны составляет 1,5 – 3 км. К пласту БУ111 приурочены две газоконденсатные залежи: основная включает в себя СК+ЦПЗ и вторая связана с ЮК. Южная часть газовой шапки при сокращении ширины имеет небольшую высоту (менее 20 м).