Особенности геологического строения Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение – гигантское газовое месторождение на полуострове Ямал в России, расположена в 40 километрах от побережья Карского моря, в нижнем течении рек Сё-Яха, Мордыяха и Надуй-Яха.

Месторождение было открыто в 1971 году, получив своё название в честь советского геолога Вадима Бованенко [1].

Бованенковское месторождение расположено в области сплошного развития вечной мерзлоты, мощностью до 200-250 м. Деятельный слой на заболоченных участках достигает 0,3-0,5 м и на песчаных – 1,0 м.

Лицензия на добычу газа из залежей Бованенковского месторождения и геологическое изучение ниже- лежащих отложений, с последующей их разработкой, принадлежит ООО «Газпром добыча Надым».

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в западной части Нурминского нефтегазоносного района Ямальской нефтегазоносной области и приурочено к крупнейшей на Ямале структуре первого порядка – Нурминскому мегавалу. Мега-вал имеет протяженность около 300 км и осложнен четырьмя крупнейшими структурами II-го порядка: Бованенковским куполовидным поднятием, Арктическим и Харасавэйским валами, Крузенштернским куполовидным поднятием. Бованенковское куполовидное поднятие подразделяется на две структуры III-го порядка: Бованенковскую и Северо-Бованенковскую, разделенные прогибом субширотного простирания. По кровле фундамента Бованенковская структура оконту-ривается изогипсой «минус 3700 м» - «минус 3750 м» и имеет высоту 540 м по южному поднятию и 150 м - по северному. Бованенковское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой «минус 2850 м». Южное куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой «минус 2650 м», имеет размеры – 21x24 км и высоту -250 м, а северное субширотное поднятие оконтурива-ется изогипсой «минус 2700 м», имеет размеры -26х8 км и высоту – около 60 м. Основной субширотный разлом отделяет северное поднятие от прогиба и южного поднятия. По кровле вышележащих пластов структурный план существенно меняется. До кровли пласта ТП10-11 сохраняется небольшой северный купол с вершиной в районе скв. 78 и отчетливо выражен южный купол. В вышележащих пластах северная часть переходит в погружение. По кровле горизонта ТП1-6 по изогипсе «минус 1460 м» размеры структуры -34x57 км, высота - 285 м. По кровле сеномана по изогипсе «минус 700 м» размеры структуры - 30x65 км, высота-178м.

В продуктивном разрезе сеноман-аптских отложений месторождения в самостоятельные под счетные объекты выделены следующие залежи рис. 1: I объект – сеноманская газовая залежь; II объект – залежи ПК₉ 10 , ХМ 1-2 , ТП 1-6 (базовая), ТП 7-11 .

Сеноманская газовая залежь, абсолютные отметки 521,9-662,0 м. В среднем по залежи доля коллекторов в разрезе составляет 89,4%. Общая толщина пластов от 8,8 до 148 м, эффективная газонасыщенная толщина составляет 7,7-142 м. Коэффициент песчанистости – 0,71-0,97, коэффициент расчлененности принят в среднем 5,69. Среднее значение пористости: по данным ГИС – 33,3%, по керну – 30%, проницаемости: по ГИС – 545 мД, по исследованиям керна – 164 мД. Среднее значение газонасыщенности – 75,4%. Положение ГВК в среднем по залежи принято на абсолютной отметке – 670 м. Залежь по типу пластовомассивная, водоплавающая. Размеры ее в пределах принятого контура газоносности 51x20,5 км, высота 148 м. Пластовое давление – 6,9 МПа, пластовая температура +16°С.

Газоконденсатная залежь пласта ПК9,абсолютные отметки 919,8 – 945,3 м. Общая толщина пласта изменяется от 57,8 до 83 м, эффективная – от 18,1 до 42,2 м. Коэффициент песчанистости – 0,71, коэффициент расчлененности – 13,14.

Рис. 1. Бованенковское месторождение. Продольный геологический разрез по линии скважин 73, 35, 56, 74, 100, 71, 61, 78, 77, 64 .

Среднее значение по ГИС: пористости – 24,6%, проницаемости – 290 мД. Среднее значение газонасы-щенности – 55,1%. Положение ГВК по залежи принято на абсолютной отметке – 971 м. Залежь водоплавающая. Размеры ее в пределах принятого контура составляют 14 x 7 км, высота 51 м. Пластовое давление 9.6 МПа, температура пласта +27°С.

Газоконденсатная залежь пласта ПК 10 , абсолютные отметки 995,0-1000,8 м и отделяется от вышележащей залежи глинистой перемычкой небольшой мощности (2,0-4,0 м). Общая толщина пласта изменяется от 12,8 до 31,0 м, эффективная 0,8-2,3 м. Коэффициент песчанистости – 0,64, коэффициент расчлененности – 3,95. По данным ГИС среднее значение пористости – 24,6%, проницаемости – 523 мД. Среднее значение газонасыщенности – 55,7%. Положение ГВК в среднем по залежи принято на абсолютной отметке – 1011 м. Залежь водоплавающая. Ее размеры 8 x 3 км, высота 16 м. Пластовое давление 10,1 МПа, пластовая температура +28°С.

Залежь в пласте XM1, абсолютные отметки 1059,8-1276,2 м и имеет небольшую мощность. Общая толщина изменяется от 1,4 до 8,6 м, эффективная газонасыщенная 1,4-4,7 м. Среднее значение пористости: по данным ГИС – 24,6%, по керну – 24,4%, проницаемости: по ГИС – 189 мД, по исследованиям керна – 84 мД. Среднее значение газонасыщенности – 57,2%. Положение ГВК в среднем по залежи принято на абсолютной отметке – 1276,0 м. Залежь пластовая, сводовая с размерами 50 x 20,5 км и высотой 216 м. Пластовое давление 13.1 МПа, пластовая температура +35°С.

Залежь пласта XM2, абсолютные отметки 1085,41333,8 м. Общая толщина изменяется в пределах 22,654 м. Эффективная газонасыщенная толщина от 3,0 до 25,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,36, коэффициент расчлененности – 9,19. Среднее значение газона- сыщенности – 57,2%. В целом по залежи ГВК фиксируется в интервале абсолютных отметок 1344,5-1357,4 м. Среднее его положение принято на абсолютной отметке – 1350,0 м. Залежь связана со структурной ловушкой, по типу пластовая, сводовая. Размеры залежи 56 x 25 км, высота в пределах принятого контура 265 м. Пластовое давление в залежи составляет 13,5 МПа, пластовая температура +37,5°С.

Газовая залежь в группе пластов ТП1-6, является самой крупной в изученной части разреза месторождения по размерам, толщине газонасыщенных пластов и, соответственно, запасам газа. Абсолютные отметки 1175-1472 м. Общая толщина изменяется в пределах 20,6-266 м. Эффективная газонасыщенная толщина от 4,1 до 167,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,47, коэффициент расчлененности – 38,42. Среднее значение пористости: по данным ГИС – 26,5%, по керну – 25,8%, проницаемости: по ГИС – 345 мД, по исследованиям керна – 334 мД. Среднее значение газонасы-щенности – 72,8%. Контур ГВК - наклонный, погружается в северном направлении и принимается в среднем на отметке 1460 м. Залежь по типу пластовомассивная. Размеры ее составляют 57х27,5 км, высота 297 м. Пластовое давление 14,5 МПа, пластовая температура +41,5°С.

Газоконденсатная залежь пластов ТП 7-8 , абсолютные отметки 1416-1478 м. Общая толщина пласта 26,863,6 м, эффективная газонасыщенная 2,4-17,8 м. По данным ГИС среднее значение пористости – 24,6%, проницаемости – 120 мД. Среднее значение газонасы-щенности – 69,1%. Коэффициент песчанистости – 0,42, коэффициент расчлененности – 8,8. Контур ГВК принят в среднем по залежи на абсолютной отметке – 1489 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры ее 16х10,5 км, высота 73 м. Пластовое давление 15,0 МПа, пластовая температура +47°С.

Газовая залежь пласта ТП9, абсолютные отметки 1471,0-1516,3 м и от залежи пластов ТП7-8 отделена глинистой перемычкой мощностью 8-10 м. Общая толщина пласта от 34,8 до 68,8 м, а эффективная 1,939,6. Коэффициент песчанистости – 0,64, коэффициент расчлененности – 7,7. Среднее значение пористости: по данным ГИС – 24,6%, по керну – 20,5%, проницаемости: по ГИС – 184 мД, по исследованиям керна – 26 мД. Среднее значение газонасыщенности – 77,6%. Положение ГВК в среднем по залежи принято на абсолютной отметке 1517,0 м. Залежь пластовая, сводовая. Размеры ее 13 x 7 км, высота 53 м. Пластовое давление 15,4 МПа, пластовая температура +49°С.

Газоконденсатная залежь пластов ТП_10-11, абсолютные отметки 1533,8-1747,8 м и имеет на площади повсеместное распространение. От пласта ТП₉ залежи отделяются достаточно мощной (до 20-25 м) и выдержанной глинистой перемычкой. Коэффициент песчанистости – 0,51, коэффициент расчлененности – 12,9. Среднее значение пористости: по данным ГИС – 24,6%, по керну – 20,6%. Пласты ТП 10-11 разделены на две самостоятельные залежи: северную и южную.

Объектами разработки Бованенковского месторождения являются газовые залежи сеномана (пласт ПK1) и верхней части танопчинской свиты (пла-сты:ПК9-10, XM1-2, TП1-6, ТП7-11). На месторождении выделенные сложных по геологическому строению. Коллектора песчаные и алевролитовые разности, поровые, высокопроницаемые. Породы характеризуются высокой продуктивностью [2]. Месторождение является перспективным объектом добычи углеводородного сырья в Западной Сибири.