Геолого-геофизическая характеристика Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения

Данная работа направлена на рассмотрение особенностей, влияющих на освоение нового, уникального газоконденсатного месторождения, которое повысит долю России в СПГ (сжиженный природный газ) в мире с 4% до 8%. Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение приурочено к Ямальской нефтегазоносной области (рис. 1).

Фундамент которой изучен довольно слабо из-за большой мощности осадочных отложений. По имеющимся сведениям на севере его слагают бай-калиды, на юге – поздние герциниды и ранние ким-мериды или только герциниды. Кроме того, данные геофизических исследований, а именно наличие системы отчетливых линейных максимумов гравитационного и магнитного полей, свидетельствуют о наличии в фундаменте всей Западно-Сибирской платформы многочисленных грабенов предположительно триасового возраста.

Рис. 1.

Физико-литологическая характеристика коллекторов меловых отложений Южно-Тамбейского месторождения изучалась по первичному описанию керна, выполненного геологическими службами Ямальской НГРЭ и Тамбейской экспедицией глубокого бурения и результатам анализа, выполненного в ОАО «Тюменская центральная лаборатория» и в петрофизической лаборатории Ямальской геофизической экспедиции для определения ФЕС экспресс-методом. Комплексное изучение петрофизических свойств пород проводилось по общепринятым методикам, которые прошли апробацию ГКЗ. Все пласты Южно-Тамбейского месторождения, кроме ХМ31 и ТП5, охарактеризованы керном. Геофизические исследования поисковых и разведочных скважин (ГИС), применявшиеся при исследо- вании неокомских (ТП1-26), сеноманских (ПК1-ХМ31) отложений Южно-Тамбейского месторождения, проводились в соответствии с действовавшими на то время нормативными документами: «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах» (1963 г. и 1985 г.), «Временные методические указания по проектированию и проведению геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения в Главтюменьгеологии» (1984 г.) и «Временные методические рекомендации по проектированию и проведению геофизических исследований поискового и разведочного бурения на нефть и газ в концерне Тюменьгеология» (1990 г.). В зависимости от решаемых задач выполнялись следующие виды комплексов ГИС (табл. 1).

Таблица 1 Комплексы ГИС проведенные на Южно-Тамбейском месторождении

– Стандартный каротаж

– Боковое каротажное зондирование (БКЗ и ПС)

– Боковой каротаж (БК)

– Индукционный каротаж (ИК)

– Кавернометрия (профилеметрия)

– Микрокаротаж (МК)

– Боковой микрокаротаж (БМК)

– Микрокавернометрия (МКВ)

– Резистивиметрия

– Инклинометрия

– Радиоактивный каротаж (ГК, НГК, НКТ)

– Акустический каротаж (АК)

– Плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-П)

– Газовый каротаж

– Отбор проб на кабеле (ОПК) и гидродинамический каротаж (ГДК)

– Термометрия (ОЦК)

– Акустическая цементометрия (АКЦ)

Во время проведения поисково-разведочных работ на Южно-Тамбейском газоконденсатном месторождении был проведен комплекс гидродинамических и газоконденсатных исследований для изучения фильтрационно-емкостных характеристик. Испытания проводились как в открытом стволе скважин в процессе бурения, так и после цементирования эксплуатационной колонны. В процессе бурения в 3 скважинах (№№ 72, 77, 98) проведено опробование пластов с помощью комплекта испытательных инструментов КИИ-2М-146. Выполнен большой объём исследований по всему разрезу. В целом на Южно-Тамбейском месторождении выполнено 137 ИК, 87 КВД (КВУ), 139 ГКИ в 51 скважине. При анализе результатов ГИС и ГДИ было установлено, что рабочая длина ствола скважин заметно ниже ее фактической длины (табл. 2).

В процессе геологоразведочных работ на Юж-но-Тамбейском месторождении проводился отбор проб газа (свободного и сепарации) и насыщенного и стабильного конденсата для лабораторных исследований. Все работы по исследованию газоконденсатных скважин, отборам проб и их анализу проводились согласно действующим методическим руководствам. Залежи пластов Южно-Тамбейского месторождения представлены результатами исследований 102 (86 качественных) проб свободного газа и 102 (97 качественных) стабильного конденсата. Отбраковывались пробы свободного газа с прихватом воздуха, на что указывает высокое содержание азота и углекислого газа, и пробы, отличные от средних значений по пласту.

Таблица 2

Рабочая длина ГС Южно-Тамбейского месторождения

№ Скв. Пласт.	Длина ГС фактическая м.	Рабочая длина по ГДИ м.	Рабочая длина по ГИС м.
№5441 ТП 41	459	202	-
№5072 ТП 81	400,8	134	258
№7071 ТП 19	882,4	624	838
№8443 ТП 19	1157	255	681
№8073 ТП5	737,6	382	-
№2073 ХМ 2	845	479	-
№2441 ХМ 2	791,92	280	691,3
№3071 ТП 2	1081,8	590	423
№3072 ТП 21	611,28	175	563,8
№3441 ХМ 1	781,23	550	654,6
№4442 ТП 41	461,19	296	429
№5073 ТП 111	811	618	640,7
№7441 ТП 19	921,55	624	-
№4441 ТП 41	761,89	550	553,8
№4072 ТП 41	722,66	-	600

Залежи пласта ПК 1 изучены по 3 устьевым пробам свободного газа Залежи группы пластов ХМ охарактеризованы 25 пробами свободного газа из них 19 качественных, и 6 пробами конденсата: (по 2 пробы из пластов ХМ1, ХМ2, ХМ3) все качественные. Залежи группы пластов ТП представлены 71 устьевой пробой свободного газа из 20 пластов, из которых 61 качественная. Причины отбраковки свободного газа указаны выше. Физико-химическая характеристика залежей группы пластов ТП изучена 92 пробами конденсата, из них 87 качественных. Юрские отложения охарактеризованы 2 пробами свободного газа и 1 пробой стабильного конденсата из скважины 70 пласта Ю4. Пласт БЯ 10 охарактеризован 1 пробой свободного газа и 3 пробами конденсата, все пробы качественные. Данные об изученности залежей пробами пластовых флюидов представлены в таблице 3.

Критический анализ геолого-физической характеристики позволил сделать следующий вывод.

Выводы:

• 1.    Изученность фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов месторождения по керну не высокая и не отмечается равномерностью. Специальными керновыми исследованиями по определению вертикальной проницаемости, остаточной газо-конденсатонасыщенности продуктивные пласты не охарактеризованы.

• 2.    Полнота и качество имеющихся материалов ГИС позволяют использовать их для литологического расчленения разреза, выделения коллекторов и определения подсчетных параметров.

• 3.    Охват фонда гидродинамическими исследованиями в целом по месторождению достаточно высок (93%) и выполнен по всему разрезу.

• 4.    Результатами ГИС и ГДИ установлено, что приток из пласта в горизонтальный участок скважины поступает по некоторым его интервалам.