Особенности разработки Губкинского месторождения

Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Пуровского района на территории Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Лицензия на право пользо- вания недрами сеноманской залежи пласта ПК1Губкинского нефтегазоконденсатного месторождения принадлежит ЗАО «ПУРГАЗ». Месторождение находится в разработке с 1999 года. На 01.01.2009 г. накопленная добыча газа составила 34,8% от начальных утвержденных запасов.

В разрезе месторождения обособляются три структурных этажа (тектоно-формационных комплекса): нижний - складчатое консолидированное основание (фундамент), промежуточный структурный этаж и верхний - осадочный мезо-кайнозойский чехол. Два первых комплекса объединяются в доюрское основание.

Залежь газа сеноманской продуктивной толщи по своему строению в основных чертах идентична одновозрастным залежам не только Надым-Пурской, но и других нефтегазоносных областей Севера Тюменской области. Все аналогичные залежи контролируются лишь структурным фактором, и являются по типу массивными.

Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение относится к числу первых месторождений, открытых в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В пределах Пурпей-ского вала расположены Губкинское, Северо-Губкинское и Присклоновое месторождения. Залежь газа пласта ПК1 перекрывает Губкинское, большую часть Северо-Губкинского и Присклоно-вого месторождений. Граница месторождения по неокомским залежам условно принимается по скважине 38.

Сеноманский резервуар представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород с подчиненной ролью последних. Сверху он перекрыт мощной толщей турон-датских глин морского генезиса, толщиной от 500 до 800 м, что определяет высокие экранирующие свойства покрышки, позволившие сформироваться гигантским газовым залежам.

По состоянию на 01.07.2012 г. общий фонд скважин месторождения составляет 115 единиц, из них 95 действующих. По состоянию на 01.07.2012 г. суммарный отбор газа в целом по месторождению составил 45,4% от утвержденных запасов газа южного участка, что близко к проектному значению.

Анализ динамики добычи газа показывает, что за период с 1999 г. по 01.07.2012 г. (за исключением 2000 г., когда годовая добыча газа превысила проектный уровень в 1,5 раза) фактические годовые отборы практически соответствовали проектным уровням.

Текущее пластовое давление в зоне размещения скважин южного участка по состоянию на 01.07.2012 г. составило 4,23 МПа и понизилось по сравнению с начальным на 46,48%. Текущее пластовое давление по зоне размещения скважин северного участка составило 6,35 МПа и понизилось по сравнению с начальным на 16,6%.

Для контроля за разработкой месторождения в периферийных зонах южного участка, в центральной части и на северном участке месторождения расположены наблюдательные скважины, по которым регулярно проводятся замеры давлений. Скважина 17-р, расположенная в северо-западной части южного участка, скважина 20-р, расположенная в центральной части месторождения, скважина 13-р, расположенная в южной части северного участка, скважины 72-р, 76-р, находящиеся в центральной части северного участка предназначены для контроля гидродинамической связи между южным и северным участками месторождения. Динамика пластового давления по этим скважинам показывает, что между северным и южным участком существует относительно слабое гидродинамическое взаимодействие вследствие более низких фильтрационных характеристик северного участка.

В 2011 г. по результатам эксплуатационного бурения на северном участке месторождения выяснилось несоответствие принятой по материалам официального подсчета запасов газа модели реальному геологическому строению.

В данной ситуации были внесены соответствующие (по вновь полученным данным) изменения в геолого-промысловые массивы двумерной модели, оцифрованы доказанные разломы и новые контуры газоносности. Для северного участка оценены объемным методом начальные запасы, в дальнейшем использованные для прогнозных расчетов. Для южного участка для расчетов применены полученные адаптацией по состоянию на 01.01.2012 г. (разница с утвержденными запасами газа менее 1%) начальные запасы газа. В связи с этим, для поддержания запланированных годовых отборов газа был предложен перенос кустов 34, 35, 36 на южный участок.