Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

Высшего и профессионального образования

Удмуртский государственный университет

Нефтяной факультет

Кафедра Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Выпускная квалификационная работа

на тему: Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения

Ижевск - 2009

Введение

Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале. Объектом рассмотрения настоящей работы является сеноманская газовая залежь (пласт ПК1). Запасы газа по пласту ПК1 впервые утверждены ГКЗ СССР по категории С1 в объеме 352,62 млрд.м3 (протокол ГКЗ №5095, 1967г.). В 1998г. с учетом дополнительных данных, полученных по результатам разведочного и эксплуатационного бурения и переинтерпретации имеющихся материалов, предприятием ЗапСибГеоНАЦ проведен пересчет начальных запасов газа. Запасы утверждены Комиссией по запасам ОАО «Газпром» в объеме 399,1 млрд.м3 (протокол ЦКР ОАО «Газпром» № 25-98 от 6.04.98 г).

По состоянию на 01.01.2002 г. из месторождения отобрано 33,308 млрд.м3, что составляет 8,35 % от начальных балансовых запасов газа.

В проекте разработки месторождения от 1995 г. рассматривалось три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями годовой добычи газа 10, 13 15 млрд.м3 на период постоянной добычи. В качестве основного был предложен вариант с уровнем годовой добычи 13 млрд.м3, число эксплуатационных скважин 73 единицы (25 кустов) на южном, более крупном по запасам, и 15 скважин (5 кустов) - на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов. Средний проектный дебит скважин на южном участке - 500 тыс.м3/сут, на северном - 580 тыс.м3/сут.

В настоящей работе на основе анализа геолого-промысловых параметров, анализа геологической и геологогазогидродинамической моделей разработки сеноманской залежи будут проанализированы прогнозные расчеты основных показателей разработки месторождения и даны коррективы по совершенствования системы разработки.

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

Губкинское газоконденсатонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 50 км юго-западнее районного центра п. Тарко-Сале.

Ближайшими крупными месторождениями являются Западно-Таркосалинское (20 км на северо-восток), Комсомольское (17 км на юго-запад), Тарасовское (в 30 км на восток). Наиболее крупными населенными пунктами на рассматриваемой территории являются: районный центр Тарко-Сале (в 35 км к востоку) и железнодорожная станция Пурпе. Поселок Тарко-Сале связан воздушным транспортом с Тюменью (1120 км), Сургутом (465 км), Салехардом (550 км). Железнодорожная станция Пурпе расположена в непосредственной близости от базы ОАО "Пурнефтегаз" и Губкинского месторождения и является базой круглогодичного действия, позволяющей постоянно принимать и отправлять поступающие грузы. Непосредственно в районе месторождения построен город Губкинский, население которого на 1.01.2001г. составляет 19,2 тыс. жителей.

Сравнительно недалеко от месторождения проходят трасса автомобильной дороги Новоаганск - Тарко-Сале. В 9 км к востоку от Губкинского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, южнее - ветка нефтепровода Харампурское-Тарасовское-Восточно-Тарасовское месторождения. Электроснабже-ние осуществляется по ЛЭП от Сургутской ГРЭС.

Население, в основном русскоязычное, занято в строительной, газо- и нефтедобывающей промышленности. Местное население - ненцы, селькупы-малочисленно и занимается, в основном, охотничьим и рыбным промыслами и оленеводством.

В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой полого-холмистую равнину, в значительной степени переработанную эрозионными и криогенными процессами. Абсолютные отметки рельефа составляют +30 +72м. Значительная часть территории заболочена и покрыта озерами. Существенная заболоченность района работ объясняется выровненностью рельефа местности и широким распространением слоя многолетнемерзлых пород, препятствующих циркуляции поверхностных вод в летнее время года.

Болотные ландшафты представлены плоско-бугристыми мерзлыми болотами, имеющими кустарниково-лишайниково-моховый покров на буграх и травяно-моховый в понижениях. Северо-таежные ландшафты представлены редкостойными сосново-лиственными лесами, а вдоль рек Пяку-Пур и Пур-Пе произрастают долинные сосново-кедрово-еловые и лиственные леса в сочетании с ивняками и лугами.

Гидрографическая сеть представлена реками Пяку-Пур, Пур-Пе и их притоками. Реки типично равнинные с медленным течением и извилистым руслом. В период весеннего паводка являются практически судоходными. Уровень воды в них в паводок поднимается на 0,5-3,5 м.

Пуровский район богат месторождениями строительных материалов. В пяти километрах от пос.Тарко-Сале разведано Таркосалинское месторож-дение кирпичных глин. Утвержденные запасы глин 1117,1 тыс.м3 по категориям А+В+С1.

Нерчинское месторождение кирпичных глин расположено в 20 км западнее пос.Тарко-Сале. Глины пригодны для производства кирпича марки “200”.

В 4 км к северо-востоку от пос.Тарко-Сале находится Таркосалинское место-рождение песков. Пески пригодны для приготовления строительных растворов и строительства дорог. Средняя толщина песчаной толщи 14,5 м, запасы составляют 7,6 млн.м3.

Для водоснабжения используются пресные подземные воды олигоцен-четвертичного водоносного комплекса распространенные на месторождении повсеместно на глубинах 30-150м.

Поисково-разведочное бурение Губкинского месторождения осуществляла Таркосалинская НГРЭ объединения "Пурнефтегазгеология", основная база которой расположена в пос. Тарко-Сале. С 1982 г. поисково-разведочные работы проводила Северная НГРЭ объединения "Удмуртгеология", база которой располагалась в пос. Пурпе.

1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения

В исследовании геологического строения района использовались результаты маршрутных сейсморазведочных работ МОВ по рекам Пур и Таз (сп 5/60-61), Пяку-Пур (сп 30/61-62), Пурпе (сп 31/62), Вэнгапур и Айваседопур (сп 24/63). По данным этих работ выделен ряд антиклинальных перегибов по отражающим горизонтам в платформенном чехле плиты. Они послужили основанием для постановки детальных сейсморазведочных работ. По данным маршрутных исследований был выделен крупный тектонический элемент в платформенном чехле - Северный свод, а в его пределах - Пурпейский вал.

По состоянию на 01.01.1995 г. совместно на двух площадях было пробурено 130 скважин общим метражом 304098 м, в т.ч. 31 скважина - на сеноман (26516 м).

Большинство выявленных залежей Губкинского месторождения по нижнемеловым отложениям в плане перекрываются контуром сеноманской залежи, а продуктивные пласты Северо-Губкинского месторождения распространены за пределами сеноманской залежи (рис. 2, 3). Положение в плане залежей неокомских пластов повлияло на размещение глубоких скважин. Часть их пробурена за контуром сеноманской залежи.

Геологический разрез по линии скважин 60-68-57-15-26-20-17-609-608-25-640-633-24-1-2

Геологический разрез по линии скважин 628-641-611-633-1201-627

При подсчете запасов ЗапСибГеоНАЦ по состоянию на 01.01.1995 г. учтены данные по 102 скважинам, 77 из которых пробурены в пределах сеноманской залежи. Скважины 38, 48, 59сг, 76сг, 617, 644, 802сг бурились без каротажа сеноманской залежи, в скв. 41 и 42 проведен только радиоактивный каротаж. Пробурены две специальные скважины (60, 611) со сплошным отбором керна из сеноманских продуктивных отложений и с переменной минерализацией бурового раствора.

Отбор керна произведен в 23 сеноманских скважинах. Значительную долю из всего вынесенного керна составляет керн из специальных скважин 60 и 611.

По состоянию на 01.01.2006 г. по Губкинскому участку месторождения пробурены 74 из 79 проектных эксплуатационных скважин, проведены геофизические и промысловые исследования в скважинах. В большинстве разведочных и во всех эксплуатационных скважинах проведена оцифровка материалов ГИС в интервале пласта ПК1. В газонасыщенной части пласта во всех скважинах проведена интерпретация данных ГИС. К недостаткам проведенных исследований следует отнести практическое отсутствие информации в водоносной части сеномана, в т.ч. в законтурных скважинах.

Палеозойский фундамент [1].

Доюрские отложения вскрыты на ряде площадей Пуровского района. На ближайшей Западно-Таркосалинской площади в скважине 99 фундамент вскрыт на глубине 4502 м (забой 4723 м) и представлен базальтами зелеными и коричневатыми, миндалекаменными и хаотически трещиноватыми (по трещинам развит кальцит), слабо выветрелыми до состояния коры выветривания. Встречаются также туфогенные толщи, представленные чередованием туфопесчаников, туфоалевролитов и туффиттов, с редкими зеркалами скольжения и микросдвигами. Породы пестроокрашенные. Эта вулканогенно-осадочная толща отнесена с определенной долей условности к нижнему-среднему девону.

Скважина Таркосалинская 299 вскрыла палеозойские отложения на глубине 4911-4923 м. Последние представлены бобово-оолитовыми бокситами (6.6 м), очень крепкими, возможно на кремнистом цементе, верхние 0.5 м сильно выветрелые, оолиты имеют размер от 1.0-1.5 мм до 5-6 мм, плотно упакованы. Межоолитовое пространство (цемент) в обилии содержит ярко-зеленый до изумрудного цвета минерал (хлорит). Порода кавернозная (за счет выщелачивания первичного цемента).

При испытании пород палеозойского возраста на территории Губкинского месторождения притоков пластового флюида не получено.

Юрская система

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского фундамента и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Отложения нижнего и среднего отделов юры представлены терригенными породами котухтинской свиты и континентальной толщей тюменской свиты, верхний отдел - преимущественно породы морского происхождения, подразделяющегося на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Разрез свиты сложен чередованием песчаников серых, зеленовато-серых с алевролитами и уплотненными аргиллитами. Породы иногда каолизированы. Характерен растительный детрит, корневые системы, сидерит.

Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, иногда битуминозные, с прослоями алевролитов и песчаников, со следами оползания. Встречаются растительный детрит, остатки листовой флоры.

Тюменская свита. На рассматриваемом месторождении тюменская свита вскрыта в 16 скважинах на глубинах 2966-3129 м.

Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Для пород свиты характерны обломки углефицированной древесины, тонких прослоев углей. В нижней части разреза породы более грубозернистые, иногда переходят в гравелиты и конгломераты. Свита охарактеризована керном в 7 скважинах. По керну это аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, участками слабоалевритистые, в основном, с пологоволнистой и линзовидной слоистостью.

Нижняя часть свиты представлена аргиллитами темно-серыми, с буроватым оттенком. Породы плотные, крепкие, слабослюдистые, преимущественно тонкоотмученные, участками слабоалевритистые, реже слоистые за счет алевритового материала и аттрита, с прослоями алевритов и песчаников, встречаются вкрапления пирита, остатки аммонитов, двустворок, флоры.

Песчаники светло-серые, мелко-, среднезернистые, крепко-сцементированные, однородные, с глинисто-карбонатным цементом, с разнообразными типами слоистости за счет алевритового материала, растительного детрита.

Аргиллиты темно-серые до черных, крепкие, участками слабоалевритистые, с неровным сколом, неясной слоистостью. Алевролиты серые, крепкоуплотненные, слюдистые. Породы в значительной степени биотурбированы. Характерен пирит.

К кровле свиты приурочен продуктивный пласт Ю1.

Георгиевская свита. Отложения георгиевской свиты вскрыты на глубинах 2884-3034 м. Литологически свита представлена аргиллитами темно-серыми, иногда черными, преимущественно тонкоотмученными, реже алевритистыми, неравномерно глауконитовыми. Среди пород встречаются остатки аммонитов, двустворок, реже лингул и онихитов.

Отложения представлены аргиллитами буровато-черными до черных, битуминозными, крепкими, плотными, местами тонкослоистыми. В породе присутствуют включения макрофауны (ростры белемнитов, отпечатки аммонитов и онихитов, остатки раковин пелеципод).

На диаграммах РК отмечается повышенное значение естественной радиоактивности. Баженовская свита является надежным маркирующим стратиграфическим и сейсмоотражающим горизонтом.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.

Нижний отдел включает в себя отложения трех свит (снизу вверх): сортымской, тангаловской и нижней части покурской свиты; верхний - верхнюю часть покурской свиты, кузнецовской, березовской и нижнюю часть ганькинской свит.

На битуминозных аргиллитах баженовской свиты залегают терригенные породы сортымской свиты на глубинах 2136-2452 м, включая в себя осадки берриасского и валанжинского времени. В основании сортымской свиты залегает подачимовская толща. Толщу слагают аргиллиты темно-серые, с горизонтальной слоистостью. В самой нижней части отмечаются прослои слабобитуминозных аргиллитов.

Выше по разрезу залегает регионально невыдержанная ачимовская толща, представленная песчаниками серыми, мелкозернистыми, крепкими, слюдистыми, часто известковистыми с прослоями темно-серых аргиллитов.

Выше залегает довольно мощная толща преимущественно глинистых пород. Это аргиллиты серые, темно-серые, алевритовые, нередко тонкоотмученные с разнообразными типами слоистости, с линзообразными прослоями песчаников.

Верхняя часть сортымской свиты представлена песчаниками серыми с прослоями аргиллитов, аналогичных описанным выше. В этой части свиты песчаные прослои группируются в пласты, самым верхним из которых является БП7. Пласт БП7 и ниже залегающие горизонты являются продуктивными. К кровле сортымской свиты приурочена чеускинская пачка. Пачку слагают аргиллиты серые, темно-серые, тонкоотмученные, в разной степени алевритистые, с единичными прослоями песчаников. Встречается обугленный растительный аттрит. Толщина сортымской свиты 583-671 м.

Тангаловская свита согласно залегает на отложениях сортымской свиты и вскрыта в интервале глубин 1754-2064 м на полную мощность практически всеми пробуренными скважинами. Свита имеет трехчленное строение и подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита, отвечающая валанжинским отложениям и охватывающая продуктивные пласты БП6, БП5 представлена чередованием пластов и пачек песчано-алевритовых и глинистых пород. Песчано-алевритовые породы представлены песчаниками и алевролитами светло-серыми, мелкозернистыми, обычно слюдистыми и хорошо отсортированными. Глинистые породы сложены аргиллитами серыми, плитчатыми, в различной степени алевритистыми с намывами углефицированного детрита.

Средняя подсвита, охватывающая пласты БП4-БП1, представлена глинами серыми, иногда зеленовато-серыми, хорошо уплотненными, редко комковатыми, с прослоями аргиллитоподобных разностей, чередующихся в сложном сочетании с серыми песчаниками и алевролитами.

Покурская свита. К отложениям верхов нижнего и низов верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.

На Губкинской площади покурская свита вскрыта на глубинах 665-1001 м и условно подразделяется на три части - нижнюю и среднюю (верхи нижнего отдела меловой системы) и верхнюю (низы верхнего отдела меловой системы).

Граница между отделами меловой системы из-за отсутствия резкой смены характерных комплексов практически не устанавливается.

В основании покурской свиты несогласно залегает евояхинская толща, сложенная песчаниками серыми, мелкозернистыми и алевролитами с единичными прослоями серых алевритовых глин. Мощность толщи 246-383м.

Породы с разнообразными типами слоистости. Характерен растительный детрит, остатки растений, стяжения сидерита, углистые прослои, отмечаются пирит, окатыши глин.

К данной части разреза условно приурочены пласты ПК16-ПК7. Отложения верхней части покурской свиты являются регионально газоносными. Залежь пласта ПК1, объединяет Пурпейскую и Северо-Пурпейскую площади. Нефтегазоносными являются также пласты ПК22-ПК10.

Разрез сеноманских отложений изучен достаточно подробно в связи с тем, что к ним приурочена газовая залежь.

Сеноманский возраст верхней части покурской свиты устанавливается на основании спорово-пыльцевого комплекса, который в отличие от апт-альбского комплекса характеризуется преобладанием пыльцы голосеменных растений.

Кузнецовская свита начинает цикл морских осадков верхнего мела, продолжающийся вверх до палеогена, глинистая толща туронского-маастрихт-датского возраста является региональной покрышкой для газоносных пород сеномана. Кузнецовская свита трангрессивно залегает на морских и континентальных образованиях покурской свиты. Вскрыта на глубинах 642-972 м. Сложена свита глинами серыми и зеленовато-серыми, с зернами глауконита. В глинах кузнецовской свиты содержатся остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, редкие зерна глауконита.

Березовская свита залегает согласно с подстилающими осадками кузнецовской и перекрывающими отложениями ганькинскои свит. Вскрыта на глубинах 535-828 м. Подразделяется на две подсвиты (нижнюю - опоковидно-глинистую и верхнюю- глинисто-алевритистую).

Нижняя подсвита сложена преимущественно глинами от серых до темно-серых и черных, монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными. Возраст подсвиты определяется по находкам скоплений двустворок, комплексам фораминифер и радиолярий как позднеконьяк-сантонский. Толщина нижнеберезовской подсвиты изменяется от 63 до 97 м.

Верхнеберезовская подсвита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Встречаются включения пирита. Отложения верхнеберезовской подсвиты по возрасту относятся к кампанскому ярусу. Толщина верхнеберезовской подсвиты изменяется от 31 до 88 м.

Отложения ганькинской свиты завершают разрез меловых отложений. Свита залегает на глубинах 364-520 м и представлена толщей серых, реже светло-серых, с зеленоватым оттенком глин, известковистых. Глины содержат пиритизированные водоросли, обломки раковин моллюсков. Возраст свиты по комплексам фораминифер и микрофауне определяется как позднекампанский-маастрихт-датский. Толщина свиты колеблется от 160 до 221 м.

Палеогеновая система

Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом, олигоценом. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях, и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения. В составе палеогеновых отложений выделяются верхи ганькинской, талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская свиты.

Талицкая свита вскрыта на глубинах 268-391 м и представлена преимущественно глинистыми породами. Глины темно-серые с буроватым оттенком, алевритистые, с мелкими линзами кварцево-глауконитовых песчаников. Палеоценовый возраст свиты устанавливается по характерному комплексу фораминифер. Толщина свиты изменяется от 90 до 129 м.

Люлинворская свита вскрыта на глубинах 115-216 м и объединяет морские глинистые осадки нижнего, среднего и верхнего эоцена. Нижняя часть свиты представлена глинами опоковидными, опоками, с редкими прослоями глауконитовых песчаников. Средняя часть сложена глинами серыми, с прослоями диатомитов. Заканчивается свита глинами желтовато-зелеными, тонкоотмученными, оскольчатыми, изредка слабо опоковидными с прослойками глинистых алевритов. Толщина свиты изменяется от 128 до 177 м.

Тавдинская свита. Отложения тавдинской свиты приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену. Сложена глинами зеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевритов. Отложения свиты формировались в морских условиях. Встречаются единичные песчанистые и известковитые фораминиферы. Толщина свиты до 29-38 м.

Атлымская свита. Континентальные отложения атлымской свиты сложены песками с прослоями алевритов и глин. На основании спорово-пыльцевого комплекса отложения атлымской свиты приурочены к нижней и средней части олигоцена.

Новомихайловская свита сложена глинами, алевритами с прослоями песков и бурых углей. Встречаются отпечатки листьев, семена и макроспоры. Возраст свиты олигоценовый. Толщина атлымской и новомихайловской свит 61-74 м.

Четвертичная система

Четвертичная система представлена песками, супесями, суглинками, глинами, в нижней части с привносом грубообломочного материала, состоящего из гравия, галечников и мелких валунов. Мощность отложений системы 40-60 м.

В геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты выделено три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж - складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время. Он представлен эффузивными, интрузивными и осадочными, сильно дислоцированными и метаморфизированными породами. Многочисленные разломы, установленные в фундаменте, обусловили блоковый характер строения его поверхности. Блоковое строение фундамента подтверждено региональными профилями МОГТ и МОВ, площадных МОГТ 59/86-87, 60/86-87, 43/86-87, 48/86-87 и других сейсморазведочных работ. Отдельным блокам фундамента соответствуют поднятия II и III порядков в платформенном чехле. Глубина залегания поверхности фундамента составляет 3200-3300 м в сводовых частях Пурпейского поднятия, достигая 4200-4500 м на его погруженных участках.

Промежуточный структурный этаж сопоставляется с отложениями пермско-триасового возраста. На данной площади осадочные отложения триасового возраста присутствуют не повсеместно. Они практически отсутствуют на территории Северного мегавала и врезаются узкими языками в южной части Танловско-Пурпейского крупного прогиба, а также в пределах Восточно-Пурпейского малого прогиба. Отложения бурением не изучены, однако характер сейсмической записи указывает на то, что они сложены терригенными отложениями, в целом сходными с нижнеюрскими.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей мезозойских и кайнозойских образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол плиты, изучен наиболее полно. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород.

Согласно тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплат-форменного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (Бочкарев В.С., Боярских Г.К., 1990 г.) Губкинское месторождение расположено в пределах Пурпейской крупной брахиантиклинали Пурпейского малого вала Северного крупного вала. Северный крупный вал - структура II порядка - находится в пределах Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур - крупной антиклинальной зоны I порядка.

С запада Северный вал ограничен Танловско-Пурпейским, с востока - Восточно-Пурпейским крупными прогибами. Пурпейский малый вал представляет собой приподнятую зону неправильной формы, вытянутую в северном направлении и осложненную структурами III порядка. В его южной части находится Пурпейская брахиантиклиналь, а в северной - Северо-Пурпейское локальное поднятие.

Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Губкинского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области и относится к числу первых месторождений, открытых в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В пределах Пурпейского вала расположены Губкинское, Северо-Губкинское и Присклоновое месторождения. Залежь газа пласта ПК1 перекрывает Губкинское, большую часть Северо-Губкинского и Присклонового месторождений. Граница месторождения по неокомским залежам условно принимается по скважине 38.

Этаж нефтегазоносности Надым-Пурской нефтегазоносной области охватывает преимущественно глубины 750-3500 м. По насыщению и фазовому состоянию выявленные залежи углеводородов разнообразны, но преобладают газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками небольшой высоты.

Диапазон нефтегазоносности меловых отложений Губкинского месторождения распространен от ганькинской свиты (песчанистые глины) до тюменской свиты (пласт Ю2), что соответствует интервалу глубин 350-3100 м.

По состоянию изученности на 1.01.2001 г. в пределах месторождения пробурено 143 поисково-разведочных и 74 эксплуатационных скважин. В изученной части разреза месторождения установлены залежи в следующих резервуарах: дат-компанском (глины песчанистые) - газовые залежи; сеноманском (пласты ПК1 - ПК10) - газовые залежи; альбском (пласты ПК11 - ПК15) - преимущественно газовые залежи; аптском (пласты ПК16 - АП11) - преимущественно газонефтяные залежи; баррем-готеривском (пласты БП0 - БП7) - преимущественно газоконденсатно-нефтяные залежи; берриас-валанжинском (пласты БП8 - Ач) - преимущественно нефтегазо-конденсатные залежи; юрском (пласты Ю1 - Ю2) - преимущественно нефтяные залежи.

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.

Сеноманский резервуар представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород с подчиненной ролью последних. Сверху он перекрыт мощной толщей турон-датских глин морского генезиса, мощностью 500-800 м, что определяет высокие экранирующие свойства покрышки, позволившие сформироваться гигантским газовым залежам. Несмотря на экранирующие свойства турон-датских глин, при проходке скважин отмечались незначительные газопроявления внутри глинистой толщи. С целью изучения характера насыщения этих отложений была пробурена скважина 40 глубиной 650 м, вскрывшая нижнеберезовские отложения. При испытании интервала 614-622 м получен незначительный приток газа. Вторым объектом испытания был интервал 378-398 м, представленный песчанистыми глинами. Дебит газа на штуцере 8 мм составил 1296 м3/сутки.

В пределах Губкинского месторождения мощность песчанистых газоносных глин достигает 200 м. Эта толща имеет значение не только при решении задач прогноза, но и является дополнительным объектом газа, ресурсы которого при определенных условиях могут быть освоены.

Пластовое давление в сеноманской залежи газа соответствует гидростатическому на уровне ГВК, поскольку песчано-алевролито-глинистая толща апт-сеномана представляет собой единую гидродинамическую систему, к верхней части которой приурочена залежь газа.

Мощность прослоев газонасыщенных коллекторов составляет 0.4-36.4 м, а глинистых разностей - 0.4-12.0 м. В среднем проницаемые породы составляют 78.8% от общей мощности продуктивного разреза.

Дебиты газа достигают 927 тыс. м3/сут. на 35 мм шайбе, по большинству объектов они составляют 250-450 тыс. м3/сут, при депрессиях 0.1-0.3 МПа.

Сеноманская газовая залежь на Губкинском месторождении является массивной, ее объем определяется двумя поверхностями: кровлей сеноманских отложений и уровнем газоводяного контакта. Достоверность положения кровли пласта ПК1 не вызывает сомнений, так как базируется на данных сейсморазведки и бурения. Наличие единой залежи, объединяющей Пурпейскую и Северо-Пурпейскую структуры, подтверждено наличием единого ГВК для северной и южной частей месторождения. Соединяющий структуры прогиб имеет незначительную глубину (недостаточную для разделения на отдельные залежи). Ширина залежи в пределах перегиба составляет 3.3 км, высота не превышает 10 м. Исходя из этого, сеноманская газовая залежь рассматривается как единая.

По данным ГИС ГВК отбивается в однородном коллекторе в 43 скважинах. В остальных скважинах этот раздел проходит внутри заглинизированного прослоя, в интервале между подошвой самого нижнего газонасыщенного коллектора и кровлей залегающего ниже коллектора со слабым газонасыщением. Положение ГВК в разрезе сеноманской продуктивной толщи определено по данным ГИС достаточно надежно.

В пределах контура ГВК единая газовая залежь Губкинского месторождения имеет размеры 70.5 км х 7-14.5 км, высота 116 м, в том числе в пределах собственно Губкинского участка размеры залежи составляют 36.5 км х 10-14.5 км. Краткие сведение о залежи ПК1 месторождения приведены в табл. 1 Результаты глубокого бурения на Пурпейском валу свидетельствуют о высоких потенциальных возможностях неокомской и юрской частей разреза. Отличительной чертой нижней части разреза является достаточно сложный характер развития песчано-алевролитовых пластов в пределах всей площади Пурпейского вала. Кроме того, большую роль в формировании этажа нефтегазоносности играют разрывные нарушения, которые в сочетании с существующими пластовыми и аномально высокими пластовыми давлениями создают благоприятные условия для межрезервуарной миграции углеводородов.

Таблица 1 Характеристика геолого-геофизической изученности пласта ПК1

№№	Наименование	Характеристики
1.	Число разведочных скважин, шт	всего	130
		в контуре газоносности	77
2.	Число эксплуатационных скважин, шт	всего	74
		в контуре газоносности	74
3.	Объем проходки с отбором керна в продуктивных пластах, м	1196.8
4.	Вынос керна из продуктивных пластов, м	426.8
5.	Количество исследований керна, участвующих в построении модели, шт	пористости	854
		проницаемости	76
		водонасыщенности	150
		остат.нефтенасыщенности	7
		коэф. вытеснения
		кривых ОФП

1.3 Характеристика пластов коллекторов

Продуктивная толща сеномана на Губкинском месторождении, как и на других аналогичных месторождениях севера Западной Сибири, представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчаных и алевролитовых разностей. Продуктивной является верхняя (примерно 120 м) толща сеноманских отложений, соответствующая максимальным газонасыщенным толщинам. Максимальное значение газонасыщенных толщин (123.4 м) и эффективных газонасыщенных толщин (121.1 м) отмечается в скважине 1153.

Рисунок 4 а



Рисунок 4 б

Песчаные и глинистые прослои в большинстве невыдержанны по площади вследствие частой литологической изменчивости. Распределение толщин проницаемых прослоев, выделенных в газонасыщенной части разрезов скважин, приведено на рис.4А, непроницаемых разделов - на рис. 4Б. Толщины отдельных проницаемых прослоев изменяются от 0.4 до 36.4 м, непроницаемых от 0.4 до 14.4 м. Среди проницаемых преобладают прослои толщиной от 0.4 до 2 м, их доля в общем числе проницаемых прослоев составляет 65.1%. Доля прослоев, толщина которых превышает 10 м составляет 5.3%. Среди непроницаемых наиболее часто встречаются прослои толщиной 0.4 - 1 м (63.8%). Четких закономерностей в изменении песчанистости по площади не наблюдается. Средняя песчанистость сеноманских отложений на месторождении составляет 77.9%. Статистическая характеристика общих и эффективных толщин по скважинам, вскрывшим газовую часть пласта, а также характеристика неоднородности газовой части залежи приведена в таблице 2.

Песчаники и алевролиты, слагающие продуктивную толщу сеномана преимущественно серые и светло-серые, иногда с желтоватым и зеленоватым оттенком; встречаются темно-серые разности. Породы обычно слабосцементированные и на поверхность из скважин часто поднимается рыхлый песок. Песчаники и алевролиты слюдистые иногда с прослоями углистого.

Таблица 2 Характеристика толщин и неоднородности пласта ПК1

Параметр	Показатели		ГВЗ
	Губкинский участок
Общая	Среднее		77.84
толщина,	Коэффициент вариации		36.20
м	Интервал	от	11.0
	изменения	до	123.42
Эффективная	Среднее		61.97
газона-	Коэффициент вариации		36.60
сыщенная	Интервал	от	9.4
толщина	изменения	до	121.05
	Среднее		80.53
Коэффициент	Коэффициент вариации		12.24
песчанистости,	Интервал	от	42.21
д.ед.	изменения	до	100.0
	Среднее		34.95
Коэффициент	Коэффициент вариации		40.84
расчлененности,	Интервал	от	3.0
д.ед.	изменения	до	51.0
	Северо-Губкинский участок
Общая	Среднее		45.69
толщина,	Коэффициент вариации		157.85
м	Интервал	от	5.6
	изменения	до	294.0
Эффективная	Среднее		21.88
газона-	Коэффициент вариации		36.29
сыщенная	Интервал	от	4.8
толщина	изменения	до	32.6
	Среднее		84.64
Коэффициент	Коэффициент вариации		10.78
песчанистости,	Интервал	от	72.5
д.ед.	изменения	до	100.0
	Среднее		8.15
Коэффициент	Коэффициент вариации		49.80
расчлененности,	Интервал	от	4.0
д.ед.	изменения	до	15.0

При этом характерен непрерывный и постоянный переход из одной разности в другую. Разделяющие песчаные прослои глины темно-серые до черных, слюдистые, плотные, часто алевритистые или песчанистые, иногда вязкие. Наряду с ними встречаются алевролиты темно-серые, глинистые, плотные и серые известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические или мелкозернистые.

По керну часто отмечается тонкая горизонтальная и линзовидная слоистость в песчаниках за счет прослоек до 2-3 мм глинистого, углисто-глинистого и алевролитового материала.

Согласно описаниям шлифов, приведенным в отчете по подсчету запасов 1966г. минералогический состав пород коллекторов сеноманской залежи Губкинского месторождения аналогичен коллекторам сеноманских отложений других месторождений севера Тюменской области. Минеральный скелет пород составляют кварц (30-85 %), полевые шпаты (20-45 %), обломки пород (до 10-20 %) и слюда (5-7 %). Обломки пород преимущественно кремнистого состава. Из акцессорных минералов в породах встречаются гранат, сфен, апатит, эпидот, ильменит и магнетит. Из аутигенных - сидерит, лейкоксен, пирит и кальцит.

Цементирующий материал в количестве 5-20 % представлен гидрослюдой, хлоритом, реже каолинитом. Тип цемента преимущественно поровый и пленочно-поровый.

Для коллекторов сеноманского продуктивного комплекса минеральный состав обломочной части оказывает слабое влияние на коллекторские свойства пород. Фильтрационно-емкостные свойства прямо зависят от содержания песчаной фракции.

По результатам анализов гранулометрического состава пород в коллекторах преобладают обломки размером от 0.01 до 0.25 мм, при этом в песчаниках и крупнозернистых алевролитах в большинстве случаев преобладает фракция 0.1-0.25 мм, а в мелкозернистых алевролитах и тонкозернистых песчаниках - 0.01-0.1 мм. Наблюдается увеличение содержания песчаной фракции (0.25-0.1 мм) вниз по разрезу 100-метровой толщи, что связано с прибрежно-морским генезисом верхней части сеноманских отложений и континентальным - нижней. О таком делении сеноманских отложений говорили уже многие исследователи: Ежова А.В. (1971 г.), Саркисян С.Г. и Комардинкина Г.Н. (1971 г.), Пантелеев Г.Ф. (1984 г.) и др.

Статистическая характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1 по данным керна, ГИС и гидродинамических исследований приведена в табл.3..

Коэффициенты пористости и проницаемости коллекторов определялась соответственно на 302 и 36 образцах (с учетом скважины 611). Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах от 28.6 до 49 %. Наиболее часто встречаются значения открытой пористости 33 - 36 %. Средневзвешенное по газонасыщенной толщине значение пористости составило 36.2 % .

Проницаемость пород меняется в еще более широких пределах от 35 до 5257 фм2. Средневзвешенное значение проницаемости составило 1291.6 фм2. По классификации А.А.Ханина коллекторы пласта ПК1 преимущественно I класса, реже встречаются коллекторы II и III класса.

Покрышкой сеноманской газовой залежи служит толща морских отложений турон-датского возраста, сложенная глинами и опоками кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Общая толщина этих отложений на месторождении порядка 300-350 м.

Таблица 3 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта ПК1

Метод	Показатели	Параметры
		Порис-	Прони-	Газона-	Водона-
определения	тость,	цаемость,	сыщенность,	сыщенность,
	д.ед.	мкм2 10-3	д.ед.	д.ед.
Губкинский участок
	Количество образцов	1028	48
По керну	Среднее		0.34	1239.58
	Коэффициент вариации	14.11	104.93
	Интервал	от	0.23	1.4
	изменения	до	0.45	5257
	Количество интервалов	4262	3640	3966	3966
По ГИС	Среднее		0.35	953.28	0.71	0.29
	Коэффициент вариации	10.14	143.85	14.75	36.10
	Интервал	от	0.25	1.97	0.21	0.08
	изменения	до	0.43	9450.39	0.92	0.79
	Количество объектов		70
По ГДИ	Среднее			640.00
	Коэффициент вариации		101.42
	Интервал	от		98.00
	изменения	до		4996.4
Северо-Губкинский участок
	Количество образцов	36	10
По керну	Среднее		0.36	894.80
	Коэффициент вариации	8.53	65.2
	Интервал	от	0.29	272.00
	изменения	до	0.41	1980.00
	Количество интервалов	106		68	68
По ГИС	Среднее		0.35		0.62	0.38
	Коэффициент вариации	9.14		21.06	34.36
	Интервал	от	0.28		0.30	0.10
	изменения	до	0.43		0.90	0.70
	Количество объектов
По ГДИ	Среднее
	Коэффициент вариации
	Интервал	от
	изменения	до

1.4 Физико-химические свойства пластового газа, воды

Компонентный состав свободного газа определялся в центральной лаборатории Главтюменьгеологии. В отчете 1966 г. состав газа охарактеризован 19 пробами из 18 скважин. Охарактеризованность залежи анализами свободного газа, а также его средний состав приведены в таблице 4.

Таблица 4

№ скв	Интервал испытания, м	Состав газа в объемных процентах	Плотность отн. по воздуху
		Н2S	СО2	N2	Не	Аг	H2	СН4	С2Н6	С3Н8	iС4Н10
1	740-750	н/обн	1..21	н/опр	н/опр	н/опр	н/опр	98.79	следы	0	следы	0.565
2	738-745.2*	0.01	1.72	3.01	н/опр	н/опр	0	95.11	0.15	0	н/обн	0.583
2	738-745.2*	0.01	1.67	5.04	н/опр	н/опр	0	92.57	0.15	0	н/обн
5	737-771	н/обн	0.51	0.02	н/опр	н/опр	0	99.12	0.33	0.02	н/обн	0.560
7	720-730	н/обн	0.63	0.04	н/опр	н/опр	0	98.98	0.33	0.02	н/обн	0.561
8	715-730	н/обн	0.54	0	н/опр	н/опр	0	99.21	0.23	0.02	н/обн	0.560
9	769-772	н/обн	0.30	0.19	н/опр	н/опр	0	99.25	0.24	0.02	н/обн	0.558
12	772-782	н/обн	0.44	1.65	0.02	н/опр	0.02	97.87	следы	следы	н/обн	0.570
13	777-787	н/обн	0.22	1.20	0.02	н/опр	0	98.56	следы	следы	н/обн	0.560
15	767-777	0.01	0.90	2.15	0.01	н/опр	0.17	96.76	следы	следы	н/обн	0.560
17	765-770	н/обн	0.65	0.50	н/опр	н/опр	0	98.70	0.15	следы	н/обн	0.562
20	778-783	н/обн	0.67	1.36	0.02	н/опр	0.03	97.93	0	0	н/обн	0.570
	790-794
21	750-753	н/обн	0.22	1.03	0.01	н/опр	0.01	98.73	0	0	н/обн	0.560
22	739.5-744.5	н/обн	0.68	1.18	0.02	н/опр	0	98.12	0	0	н/обн	0.570
24	672-745	н/обн	0.61	н/опр	н/опр	н/опр	н/опр	99.19	0.20	следы	н/обн	0.560
24	672-745	н/обн	0.51	н/опр	0.02	0.02	н/опр	99.20	0.27	0.02	н/обн	0.560
27	775-780	н/обн	0.44	1.43	0.02	н/опр	0.01	98.10	следы	следы	н/обн	0.570
30	758-765	н/обн	0.26	1.22	0.01	н/опр	0	98.51	следы	0	н/обн	0.560
	769-776
36	770-776	н/обн	0.45	1.15	0.01	н/опр	следы	98.39	следы	следы	н/обн	0.560
37	763-771	н/обн	0.22	1.57	0.02	н/опр	0.01	98.19	0	0	н/обн	0.560
Среднее значение	н/обн	0.53	0.98	0.01	н/опр	0.02	98.53	0.16	0.01	н/обн	0.563
Примечание: *- анализы не учитывались при подсчете средних значений

Средний состав газа с увеличением количества анализов не изменился. Газ метановый: содержание метана в пробах изменяется от 96.76 до 99.25% (в среднем 98.53%). Из гомологов метана в отдельных пробах присутствуют этан (следы - 0.33%, в среднем 0.16%) и пропан (следы - 0.02%). Тяжелые углеводороды отсутствуют. Из неуглеводородных газов основными являются углекислый газ (0.22-1.21%, в среднем 0.53%) и азот (0-2.15%, в среднем 0.98%).

В связи с повышенным содержанием углекислого газа (более 0.5%) при разработке сеноманской залежи необходимо предусмотреть мероприятия по антикоррозионной защите промыслового оборудования.

Из инертных газов отмечается гелий (в среднем 0.01% объема) и аргон (0.02%). По содержанию гелия месторождение относится к категории с низкой гелиеносностью (содержание менее 0.01%).

Плотность газа по воздуху изменяется в зависимости от его состава от 0.558 до 0.670, в среднем принимаем равной 0.563.

При сопоставлении состава газа Губкинского месторождения с газом других месторождений Севера Тюменской области, наблюдается ярко выраженная идентичность их состава: большое содержание метана (более 98%), полное отсутствие свободного водорода, сероводорода и тяжелых гомологов метана (бутанов и выше), а, следовательно, сравнительно низкая плотность газа.

Сведения о гидрогеологических условиях продуктивных отложений рассматриваемого района базируется на данных, полученных при испытании поисково-разведочных скважин. Гидрогеологические исследования в процессе разведки месторождения состояли в определении дебитов скважин, замеров пластовых и забойных давлений, пластовых температур, статических уровней, газосодержаний, отбора проб пластовой воды, растворенного газа и их анализа.

Всего на Губкинском и Северо-Губкинском месторождениях на дату подсчета выполнено 137 анализов пластовых вод, в том числе 26 проб - из апт-альб-сеноманских отложений, 43 пробы воды проанализировано на микрокомпонентный состав.

Физические и химические свойства пластовых вод изучались в ЦЛ Глав-тюменьгеологии и ЦЛ ПГО "Удмуртгеология".

Из имеющихся 26 химанализов пластовых вод апт-альб-сеноманского комплекса 6 проб отбраковано по комплексу параметров (наличие аномальных значений сульфат-ионов; величина рН, не соответствующая химизму вод; малая величина минерализации). Химический состав водорастворенного газа изучен по 7 пробам. Анализы выполнялись по стандартным методикам.

Губкинское месторождение расположено в пределах центральной части внутренней зоны Западно-Сибирского мегабассейна. В этом районе по современным представлениям выделяются три гидрогеологических этажа: палеозойский, мезозойский и кайнозойский, отличающиеся геологическим строением, условиями питания, источниками создания напоров вод. Ниже приведена характеристика представляющих первоочередной интерес альт-альб-сеноманского и олигоцен-четвертичного водоносных комплексов, входящих, соответственно, в мезозойский и кайнозойский гидрогеологические этажи.

На Губкинском месторождении пластовые воды апт-альб-сеноманского продуктивного комплекса охарактеризованы 26 пробами воды (таблица 5).

Таблица 5 Физические свойства пластовых вод олигоцен-четвертичного и апт-альб-сеноманского водоносных комплексов

Пласт	Число проб, шт	Плотность воды, г/куб.см	Температура, град.С	Тип вод	Общая минерализация, г/л
Олигоцен-четвертичный		1	0-4	гидрокарбонатно-натриевый, магниевый	0,05-0,14
Апт-альб-сеноман (ПК1)	26	1,013	19	в верхней части -хлоридно-кальцевый в нижней части -гидрокарбонатно-натриевый	18-19

Минерализация вод колеблется от 17.9 до 22.2 г/л. Тип вод меняется сверху вниз. Если в верхней части покурской свиты преобладают воды хлоридно-кальциевого типа, то в нижней части - воды гидрокарбонат-натриевого и смешанного типов.

Основными солеобразующими компонентами пластовых вод апт-сеноманского водоносного комплекса, как и всех месторождений севера Тюменской области, являются ионы натрия с калием (90-97 %-экв), хлора (88-99 %-экв), кальция (2-6 %-экв), магния (1-4 %-экв), гидрокарбоната (0.5-14 %-экв). Воды характеризуются отсутствием нитрат- и карбонат-ионов. Содержание йода изменяется от 9.23 до 17.80 мг/л, брома - от 34 до 59 мг/л.

Пластовые воды апт-альб-сеноманского комплекса насыщены метановым газом с содержанием метана 95.7-98.4%, тяжелые углеводороды составляют доли процента, азота - 0.006-2.19%, углекислого газа - 0.998%. Гидродинамическая обстановка апт-альб-сеноманского водоносного комплекса изучалась на основе анализа приведенных давлений. Такого рода сведения были подготовлены в 1978 г. (С.А. Федорцова, А.В. Шанаурин) с составлением схематической карты гидроизопьез. В настоящее время эта карта уточнена с учетом новых данных.

По химическому составу пластовые воды верхнего гидрогеологического этажа гидрокарбонатно-натриевые, магниевые пресные, с минерализацией 0.05-0.14 г/л. Анализ качества подземных вод в пределах района показывает, что по большинству компонентов воды соответствуют нормам ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая". Исключение составляют низкая концентрация ионов фтора, повышенное содержание железа и марганца, а также повышенная мутность и цветность воды. Бактериологические показатели в большинстве случаев удовлетворительные.

Питание горизонта происходит, в основном, за счет инфильтрации атмосферных осадков. Фильтрационные свойства водосодержащих отложений сравнительно высокие за счет преобладающего развития песчаных разностей.

Воды атлым-новомихайловского горизонта могут быть рекомендованы для хозяйственного и питьевого водоснабжения.

Четвертичный водоносный горизонт является наиболее изученным на исследуемой территории. В ряде районов для водоснабжения используют надмерзлотные воды несквозных таликов и межмерзлотные воды четвертичных отложений.

Надмерзлотные воды несквозных таликов распространены в виде узкой полосы под всеми ручьями, озерами, на залесенных водораздельных участках. Они приурочены к современным и средне-плейстоценовым отложениям - пескам, супесям, гравийно-галечниковым отложениям.

Отсутствие водоупора с поверхности обусловило безнапорный характер вод горизонта. Питание осуществляется за счет атмосферных осадков и бокового притока с водоразделов, реже за счет разгрузки нижележащих водоносных горизонтов по таликовым зонам.

1.5 Геокриологические условия

Особенности структурно-тектонического формирования Губкинского района наложили отпечаток на его геокриологическое и литологическое строение и резко обособили этот район. Неотектоническое воздымание осадочного чехла и фундамента сопровождалось уменьшением глубины залегания подошвы реликтового слоя многолетнемерзлых пород (ММП) по сравнению с соседними площадями. В целом разрезу свойственны высокие значения геотермических градиентов. Современная мерзлота встречается отдельными островами на фоне широко распространенного до глубины 100-200 м надмерзлотного талика. Островная мерзлота обычно приурочена к участкам обширных безлесных или слабо залесенных бугристых торфяников и залегает непосредственно ниже слоя сезонного протаивания.

На залесенных придолинных и водораздельных участках и в пределах обширных болотных массивов многолетнемерзлые породы залегают на глубине первых десятков метров (0.4-10 м), либо вообще отсутствуют. Вмещающими породами являются песчано-глинистые четвертичные отложения.

Слой древней мерзлоты имеет прерывистое распространение, его отсутствие фиксируется под наиболее крупными речными долинами и в центральной части Губкинского месторождения. Положение кровли мерзлоты в общем плане повторяет рельеф дневной поверхности. Судя по общим формам температурных кривых, снятых в разведочных скважинах, подошва реликтового слоя мерзлоты в пределах месторождения залегает на глубинах 187-230 м.

Мощность ММП изменятся от 0 до 80-150 м. Встречаются линзы остаточной мерзлоты на глубине 320-330 м, мощностью до 50 м под руслами рек. Наиболее льдистые отложения приурочены к верхней части разреза (в слое годовых теплооборотов), с глубиной льдистость пород уменьшается. Криотекстура пород массивная. Среднегодовая температура ММП составляет 0- 0.5 °С.

1.6 Запасы углеводородов

В 1967 г. по результатам бурения 19 скважин ГКЗ рассмотрены и утверждены запасы сеноманской газовой залежи (протокол ГКЗ 5095 от 24 февраля 1967 г.). Суммарные утверждённые запасы свободного газа составили 352.6 млрд. м3.

В соответствии с принятыми категориями и подсчетными параметрами по Губкинскому и Северо-Губкинскому участкам ЗапСибГеоНАЦ подготовил подсчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Губкинского месторождения по состоянию на 01.04.96 г., рассмотренный и утвержденный на ЦКЗ ОАО «Газпром» (протокол ЦКЗ № 25-98 от 6.04.1998 года). Утвержденные запасы свободного газа приняты на Государственный баланс. Начальные балансовые запасы свободного газа составляют 399081 млн. м3, в том числе 346711 млн. м3 по Губкинскому участку и 52370 млн. м3 по Северо-Губкинскому участку (табл. 6).

Таблица 6 Сводная таблица подсчетных параметров, запасов свободного газа по состоянию на 01.04.95г.

Пласт	Вариант подсчета	Участок	Площадь газонос- ности, тыс.м3	Средняя эффектив. газонасыщ. толщина, м	Объем газона- сыщенных пород, тыс.м3	Коэффициент открытой пористости, доли ед	Коэффициент газонасыщенности, доли ед
	ЗапСиб- ГеоНАЦ	С-Губкинский	170170	17.3	2934800	0.33	0.63
		Губкинский	409880	38.6	15809900	0.35	0.73
		Всего	580050	32.3	18744700
			Начальное пластовое давление, физ.атм	Конечное пластовое давление, МПа	Поправка	Начальные балансовые запасы газа, млн.м3
					На температуру	На свойства газа, Lh
		С-Губкинский	75.3	1,02	1,003	1,15	52370
		Губкинский	75.3	1,02	1,003	1,15	346711
		Всего					399081

2. Технологический раздел

2.1 Основные проектные решения и текущее состояние разработки

В 1968г. впервые по Губкинскому месторождению институтом ВНИИГаз и его Тюменским филиалом был составлен “Комплексный проект опытно-промышленной эксплуатации”, в котором были обоснованы следующие основные показатели: запасы газа - 250 млрд.м3; годовой отбор газа - 10 млрд.м3; количество скважин - 53; средний дебит - 700 тыс.м3/сут; начальная депрессия - 0,196 МПа; диаметр эксплуатационной колонны - 219 мм; диаметр лифтовых труб - 73 мм.

В 1975г. ТюменНИИгипрогазом был составлен “Проект опытно-промышленной эксплуатации Губкинского месторождения” (Протокол ЦКР Мингазпром № 26/75 от 19.08.75г.) на вновь утвержденные ГКЗ запасы в объеме 352,6 млрд.м3 по категории В+С1 (Протокол ГКЗ № 5095 от 24.02.67г.), по которому принят вариант разработки с уровнем годовой добычи 20 млрд.м3, количество эксплуатационных вертикальных скважин 203, из них 115 на южном и 88 на северном. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, лифтовые трубы 114 мм. Средний дебит скважин принят для южного участка 500 тыс.м3/сут, для северного - 200 тыс.м3/сут. Для обеспечения равномерной выработки запасов по разрезу предлагалось дифференцированное вскрытие продуктивного пласта. Размещение скважин центрально-групповое, cкважины располагаются парами, расстояние между которыми 50-70 м, между парами 800 -1200м. ДКС должна вводиться на первом году разработки. Проектом предусматривалось строительство двух УКПГ производительностью 15 млрд.м3 в год на южном и 5 млрд.м3 на северном участках.

Газовая залежь Губкинского месторождения введена в разработку в июле 1999г. в соответствии с Проектом разработки, выполненным ТюменНИИгипрогазом в 1995г. на уточненные авторами проекта запасы газа в объеме 362,6 млрд.м3. Всего были рассмотрены три варианта разработки сеноманской газовой залежи с уровнями добычи газа 10, 13, 15 млрд.м3 в год на период постоянной добычи. В качестве основного был предложен вариант с уровнем годовой добычи 13 млрд.м3, число эксплуатационных наклонно-направленных скважин 73 единицы на южном, более крупном по запасам и 15 субгоризонтальных - на северном. Ввод в эксплуатацию северного участка предлагался на поздней стадии разработки залежи для поддержания уровней постоянных отборов. Средний дебит скважины на южном участке - 500 тыс.м3/сут, на северном - 580 тыс.м3/сут.