Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Кафедра РНГМ

Допускается к защите в ГАК

Зав. кафедрой РНГМ,

_______ проф. М.К. Рогачев

“_____“___________ 20___г.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Тема: Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

Автор:НГ-10-1 ______________ / Чурсин В.А. /

Руководитель: профессор / Петухов А.В. /

Консультанты:

каф. ГРМПИ ____________________________ проф. В.Б. Арчегов

каф. ОиУ ____________________________ доц. М.Н. Крук

каф. БП ____________________________ проф. С.К. Гендлер

каф. Геоэкологии ____________________________ доц. М.М. Малышкин

Санкт-Петербург 2015



Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Утверждаю: зав. кафедрой РНГМ,

проф. ________________ М.К.Рогачев

ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Студенту Ануфриеву П.В. группы НГ-09-2

1. Тема проекта: Обоснование технологий интенсификации добычи природного газа и газового конденсата на Самбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

Утверждена приказом по вузу от __________________ № _________

2. Срок сдачи студентом законченного проекта: _____________

3. Исходные данные к проекту: Геолого-промысловые данные об условиях и показателях разработки месторождения, эксплуатации скважин. Информация из технической литературы (включая периодические издания и патенты).

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):Литературный обзор по теме проекта. Применяемые на Самбургском месторождении технологии интенсификации добычи природного газа и газового конденсата. Анализ техники и технологии зарезки бокового ствола, подбор оборудования, проектирование конструкции скважины. Определение технологической и экономической эффективности проектного решения. Охрана труда, техника безопасности, охрана недр и окружающей среды при проведении мероприятий по зарезки бокового ствола.

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей): 1.Схема района работ. 2.Структурные карты пластов. 3.График разработки. 4.Результаты расчетов основных параметров горизонтальных стволов скважин. 5.Техника-экономические показатели проектного решения.

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта):

геологический раздел - доц. каф. ГРМПИ Арчегов В.Б.; раздел БЖД - доц. каф. БП Соловьев В.Б.; экологический раздел - асс.каф. ГЭ Малышкин М.М.; экономический раздел - доц. каф. ОиУ. Смирнова Н.В.

7. Руководитель: доц. каф. РНГМ Мардашов Д.В. (Ф.И.О. руководителя)

Задание принял к исполнению: Ануфриев П.В. (Ф.И.О. студента)



Аннотация

Дипломный проект содержит 121 страницу, 26 таблиц, 22 рисунка и состоит из 5 разделов.

В первом разделе представлена геолого-физическая характеристика Самбургского месторождения: геологическое строение, тектоника, нефтегазоносность района, свойства и состав нефти, природного газа и пластовой воды. Выполнен анализ состояния разработки Самбургского месторождения.

Во втором разделе проведен анализ современных технологий интенсификации добычи природного газа и газового конденсата, применяемых на Самбургском месторождении. Также выполнен анализ технологий, наиболее подходящих и перспективных в условиях данного месторождения. Произведен расчет рекомендуемой технологии зарезки бокового ствола в скважине №1104 Самбургского месторождения.

Третий раздел включает расчет экономической эффективности, затраты и технико-экономические показатели при проведении зарезки бокового ствола на Самбургском месторождении.

Четвертый раздел содержит анализ мероприятий по охране труда, а также применяемые меры безопасности на Самбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

В пятом разделе рассматривается охрана окружающей среды и экологичность проекта. Проанализированы источники воздействия на окружающую среду, атмосферу.

Thesummary

The degree project contains 121 pages, 26tables, 22 figures and consists of 5 sections.

The first section provides geologic and physical characteristics Samburgskoye field: geological structure, tectonics, petroleum and gas district, the properties and composition of oil,natural gas and formation water. The analysis of the state of development Samburgskoye field.

The second section of the analysis the modern technology of stimulation of natural gas and gas condensate used forSamburgskoye field.Also analysis the technologies most suitable and promising in terms of the deposit.Calculation of recommended technology sidetracking the well in the well 1104Samburgskoye field.

The third section includes the calculation of the cost-effectiveness, cost and technical-economic indicators during the sidetracking on Samburgskoye field.

The fourth section contains an analysis of labor protection measures, as well as safety measures onSamburgskoye fields.

The fifth section is considered the environment. Analyzed the sources of impact on the environment, the atmosphere.



Содержание

Введение

1. Геолого-физическая характеристика и анализ текущего состояния разработки месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 геофизическая изученность территории

1.3 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

1.4 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.5 Основные сведения о тектонике месторождения

1.6 Нефтегазоносность разреза

1.7 Свойства и состав нефти, газа и пластовой воды

1.8 Запасы нефти, газа и газового конденсата

1.9 Анализ текущего состояния разработки месторождения

Выводы по первому разделу

2. Обоснование методов интенсификации добычи природного газа и газового конденсата в скважинах Самбургского месторождения

2.1 Анализ эффективности методов интенсификации добычи углеводородов

2.2 Обоснование применения методов интенсификации добычи углеводородов

2.2.1 Сайклинг-процесс

2.2.2 Гидроразрыв пласта

2.2.3 Скважины с горизонтальным участком ствола

2.2.4 Зарезка боковых стволов

2.3 Особенности зарезки боковых стволов на месторождениях нефти и газа

2.3.1 Технология зарезки боковых стволов

2.3.2 Современные технологии зарезки боковых стволов

2.4 Конструкция типовой скважины

2.4.1 Подготовительные работы к бурению боковых стволов и организационно-технические мероприятия

2.4.2 Конструкция боковых стволов

2.5 Расчёт основных параметров горизонтальных стволов с применением математического моделирования

2.5.1 Современные технологии зарезки боковых стволов

2.5.2 Методика расчёта производительности горизонтальных скважин

2.5.3 Расчёт проектного дебита ГС для различных условий эксплуатации

2.5.4 Расчёт дебита проектной скважины №1104

2.5.5 Расчёт профиля наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием

2.5.6 Выбор режима работы газовой скважины

2.5.7 Расчёт технологической эффективности ЗБС

Выводы по второму разделу

3. Экономическая эффективность проекта

3.1 Общие положения

3.2 Методика расчёта экономической эффективности проекта

3.3 Расчет показателей экономической эффективности применения ЗБС

Выводы по третьему разделу

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Общие положения

4.2 Анализ травматизма

4.3 Промышленная санитария

4.3.1 Метеорологические условия

4.3.2 Производственное освещение

4.3.3 Производственный шум

4.3.4 Вредные вещества, присутствующие при эксплуатации и ремонте скважин на месторождении

4.4 Техника безопасности

4.4.1 Электробезопасность

4.4.2 Обеспечение пожарной безопасности.

4.5 Чрезвычайные ситуации

Выводы по четвертому разделу

5. Охрана окружающей среды и недр

5.1 Атмосферный воздух

5.2 Поверхностные воды и подземные воды

5.3 Охрана недр

5.4 Воздействие на ОС путем строительства скважин

5.5 Мероприятия по охране земель

Выводы по пятому разделу

Основные выводы и рекомендации

Список использованной литературы



Введение

Газодобывающая промышленность является одной из важнейших составляющих топливно-энергетического комплекса России. Колоссальные разведанные запасы обеспечивают стране ведущие позиции в мире по объему добычи природного газа и сопутствующих компонентов.

Интенсивное развитие газодобывающей промышленности требуетповышения эффективности процессов добычи природного газа и конденсата, увеличения компонентоотдачи пластов, совершенствования систем разработки и эксплуатации месторождений природных газов.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что можно в значительной мере увеличить дебит отдельных скважин или снизить величину депрессии на пласт при неизменном дебите газа за счет интенсификации добычи газа. Эти методы также служат единственным средством получения рентабельных дебитов газа в низкопроницаемых коллекторах. Для интенсификации добычи природного газа к забою добывающей скважины обычно применяют гидроразрыв пласта (ГРП), солянокислотную обработку (СКО), гидропескоструйную перфорацию и ее сочетание с ГРП и СКО, а также зарезку боковых стволов (в частности, горизонтальных), которая позволяетвовлекать в разработку ранее не задействованные участки пласта. В современных условиях, когда основной фонд добывающих скважин состоит из вертикальных и наклонно-направленных, актуальным становится вопрос о переводе таких скважин в разряд горизонтальных, имеющих ряд преимуществ, позволяющих более рационально и экономически выгодно разрабатывать месторождения.

Целью данного дипломного проекта является проведение анализа промыслового материала и обоснование технологии зарезки боковых стволов как метода интенсификации добычи газа и газового конденсата в условиях Самбургского месторождения.



1. Геолого-физическая характеристика и анализ текущего состояния разработки месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Самбургское месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (рис. 1.1).

Ближайшим населенным пунктом является п. Самбург, расположенный на севере Самбургской площади. Город Новый Уренгой, самый большой в данном районе, находятся в 45 км юго-западнее. В г. Новый Уренгой имеется аэропорт с взлетной полосой твердого покрытия круглогодичного действия для приема самолетов всех типов. Железная дорога Сургут-Уренгой-Ямбург находится также в 45-50 км от месторождения. В непосредственной близости от Самбургского месторождения проходит целая сеть магистральных газопроводов, в 25 км западнее - Уренгой-Центр I, Уренгой-Центр II, Уренгой-Ужгород и южнее в г. Новый Уренгой берут начало газопроводы Уренгой-Грязовец и Уренгой-Новопсковск.

В орографическом отношении Самбургская площадь расположена в пределах Северо-Надымско-Пуровской провинции южной части равнинной лесотундровой зональной области Западной Сибири. Господствующими здесь являются лесотундровые и болотные ландшафты. Первые приурочены к пологоувалистой, участками расчлененной равнине с лишайниковыми тундрами и елово-лиственничным редколесьем. Болотные ландшафты представлены мерзлыми торфяниками (кустарничково-оховолишайниковыми по буграм и травяномоховыми по понижениям). Природная зона описываемого района характеризуется прогрессирующими процессами денудации при удовлетворительном дренировании территории. Отметки рельефа понижаются с запада на восток (к пойме р. Пур) от +60 м до +20 м. Площадь пересекают речки Сягой-Хадуттэ и Пыринзьто-Яха, впадающие в протоку Нядо-Салинскую в пойме Пура. Обе речки несудоходные, типично равнинные с медленным течением и сильноизвилистым руслом. Глубина их врезов относительно плоскостей водоразделов колеблется от 5 до 15 м. Среди болот отмечаются отдельные небольшие озера термокарстового генезиса. Они имеют овальные очертания в плане и обычно неглубокие. Большинство озер зимой промерзают до дна.

Рис. 1.1. Обзорная карта Ямало-Ненецкого автономного округа

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная и морозная с частыми метелями. Лето короткое и прохладное с дождями и туманами. Среднегодовая температура воздуха отрицательная - минус 7,8 0С. Средняя температура самого холодного месяца (января) - минус 25,7 0С, а самого жаркого (июля) - плюс 14,5 0С.

Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - минус 63 0С, абсолютный максимум на июль - плюс 34 0С. Продолжительность безморозного периода - 88 дней, устойчивых морозов - 201 день.

Самбургское месторождение находится в южно-субарктической зоне, слитного залегания мощной современной и древней мерзлоты. Тип вечной мерзлоты водораздельный и долинный. Температура мерзлых пород от -1о до -5оС. Нижняя граница вечной мерзлоты достигает глубины 400 м. Имеются сквозные и несквозные талики под озерами и руслами рек.

С мерзлотой тесно связаны современные экзогенные процессы, из которых наибольшее распространение получили солифлюкция, пучение грунтов, морозобойное растрескивание и процессы формирования мерзлотного микрорельефа. Им принадлежит самая активная роль в преобразовании дневной поверхности. Связаны они со слоем сезонного оттаивания - промерзания и по мере уменьшения этого слоя или повышения среднегодовой температуры названые процессы резко меняют морфологическую выраженность местности.

Наиболее часто наблюдаемые атмосферные явления метели, туманы и грозы. Частота циклонов зимой, снегопады и сильные ветры приводят к большой повторяемости метелей от 100 до 120 дней в году.

1.2 геофизическая изученность территории

Изучение данной территории региональными геолого-геофизическими методами началось в 50-х годах. В течение этого времени были проведены следующие съемки: геологическая - масштаба 1:1 000 000 (ЗСГУ, 1954-55 гг.), гравиметрическая - масштаба 1:1 000 000 ("ПТУ, СНГЭ, 1962 г.) и 1:200 000 (ПГУ Центр-геофизика, 1980-1984 г.), аэромагнитная - масштаба 1:1 000 000 (трест "Сибнефтегеофизика", 1955 г.), 1:200 000 (Новосибирский ГТ, 1958-59 гг.), 1:200 000 (НТГУ, 1974). По их результатам выделены Нижнепурский мегавал и одноимённый мегапрогиб, а так же Тотыдзоттинский мегапрогиб и другие структуры I порядка.

В 60-х гг. электроразведочными маршрутными исследованиями методом теллурического профилирования (МТП) и рекогносцировочной сейсморазведкой с использованием точечного сейсмозондирования (СЗ МОВ) (ЯНГРТ, сп 22/64, сп 59/65) в пределах района был выявлен Уренгойский вал.

До начала 70-х годов сейсмические исследования в Западной Сибири на всех стадиях геологоразведочных работ применялись в модификации однократного профилирования метода отраженных волн (МОВ), а также маршрутных работ корреляционного метода преломленных волн (КМПВ).

С начала 70-х годов стали применять метод многократного профилирования МОВ по способу общей глубинной точки (МОГТ). Применение его в условиях севера Западной Сибири дало мощный толчок делу изучения геологического строения Западно-Сибирской геосинеклизы. С помощью этого метода появилась возможность картирования глубокозалегающих отражающих границ вплоть до поверхности складчатого фундамента.

Первые представления о структурном плане меловых и верхнеюрских отложений района дали площадные работы МОВ масштаба 1: 200 000, проведенные в 1966-72 гг. (сп 38, 40/65-66, 25/66-67, 26/67-68, 26/68-69, 26, сп 28/66-67, 30/70-71 и др.).

С середины 70-х г. проводилось дальнейшее изучение геологического строения района сейсморазведочными работами. ПГО «Ямалгеофизика» проведены наблюдения кратностью 6 и 12 (30/73-74, 24/78-79, сп 23/73-74, 24/75-76, 24/77-78, 33/79-80, 41,42/79-80, 41/80-81 и др.). По результатам работ построены структурные карты масштаба 1:100 000 по отражающим горизонтам мела, верхней юры, средненижнеюрским и триасовым горизонтам. В результате были выделены Самбургское и Южно-Самбургское поднятия.

В это же время ПГО «Ямалгеофизика» проводила региональные исследования. По системе 12-ти кратного прослеживания ОГТ были отработаны региональные профили 27, 28 и 107, сейсмо-стратиграфический анализ которых позволил решить вопросы региональной геологии и сейсмогеологической привязки отражающих горизонтов. Совместно с проведенными исследованиями методом КМПВ удалось оценить мощность платформенного чехла Уренгойского района и глубину залегания кристаллического фундамента.

В 1988-89 гг. 66,69/88-89 ПГО «Укргеофизика» проводились работы МОВ ОГТ 24-х кратного перекрытия. В результате были уточнены структурные планы по юрским и меловым отложениям Самбургской площади, восточного крыла Северного купола Уренгойского вала, выявлены и закартированы две структурно-литологические ловушки в ачимовских отложениях.

В южной части площади Самбургского ЛУ и за его пределами СП28/88-89 ПГО «Ямалгеофизика» провела работы МОГТ кратностью 48. В результате было уточнено геологическое строение Восточно-Уренгойского, Западно-Есетинского, Северо-Есетинского и Есетинского локальных поднятий. Уточнено геологическое строение залежей УВ приуроченных к пластам БУ10-БУ18.

Сейсмопартией 72/90-91 отработаны два профиля с кратностью 48, составлены геолого-геофизические разрезы с привязкой отражений к литолого-стратиграфическим интервалам.

Исследования отдельных наиболее перспективных участков сопредельных территории с помощью 3D сейсморазведки начаты ПГО «Ямалгеофизика» в 1993 (сп 64/93, 64/95, 61/96, 11/98 - общая площадь 979,7 км2).

На Самбургском лицензионном участке ЗАО «Полярная геофизическая экспедиция» в 2001 и 2002 году выполнила съемку 3D с номинальной кратностью 21 площадью 184.5 км2 и 274 км2.

В 2003 и 2004 годах ОАО "Тюменьнефтегеофизика" проведены детальные сейсморазведочные работы 3D площадью 126 км2, 294 км2.

В 2007-2008 гг сп 41/07-08 ОАО «Ямалгеофизика» были выполнены детализационные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 3D площадью 394,12 км2.

В 2008/2009 году ОАО «Ямалгеофизика» выполнены сейсморазведочные работы 3D площадью 399,65 км2.

Всего на 1.09.2010 года на Самбургском лицензионном участке выполнены сейсморазведочные работы 3D площадью 1672,27 км2 (без учета перекрытия съемок разных лет).

На Самбургской площади и на сопредельных участках были проведены работы СК и ВСП в скважинах №№ 223, 224 Табъяхинских, №№ 291, 336, 705, 709, 729, 743, 746, 693, 695 Уренгойских, №№301и 203 - Северо-Есетинских и №№ 21,35,180, 181, 252, 221, 261, 1103 Самбургских, №406 и №505 Западно-Ярояхинских, №900 Ново-Вэнтойской.

Схема геолого-геофизической изученности рассматриваемой территории сейсморазведкой МОВ ОГТ (после 1980 г.) приведена на рисунке 1.2.



Рис. 1.2. Схема геолого-геофизической изученности Самбургского ЛУ

1.3 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

Первые поисковые работы бурением скважин на Самбургской площади начались в 1973 году. В этом году была пробурена поисковая скважина №1 глубиной - 1355 м на сеноманские отложения, где они были испытаны в интервале 1238-1355 м и получен приток пластовой воды дебитом 160 м3/сут при уровне 1030 м (КИИ-146).

Разведка неокомских отложений начато в 1973 году бурением скважины №151 Самбургской глубиной 3304 м. При испытании пласта БУ141 в этой скважине (1974 г.) в интервале 3215-3230 м был получен непереливающий приток нефти дебитом 9.48 м3/сут при динамическом уровне 1570 м. Так было открыто Самбургское месторождение. На баланс запасы поставлены впервые в 1975 году.

На Южно-Самбургской площади бурение началось в 1978 году бурением скважины №154 глубиной -3400 м, где из пласта БУ141 в интервале 3209-3218 м был получен фонтан газоконденсата с дебитом газа сепарации 261,54 тыс. м3/сут, дебитом конденсата 126,6 м3/сут на 12,3 мм штуцере. В той же скважине была открыта залежь газоконденсата в пласте БУ131. Месторождение, открытое скважиной №154 было названо Южно-Самбургским, но при дальнейшей разведке было установлено, что прогиб между Самбургским и Южно-Самбургским поднятиями по неокомским пластам отсутствует и Самбургское и Южно-Самбургское месторождения представляют единое Самбургское месторождение.

Первая глубокая скважина на Самбургском месторождении начата бурением в 1988 году (скв. №180), которая при забое 3883 м вскрыла отложения баженовской свиты верхней юры. При ее испытании в 1989 году были получены фонтаны нефти из отложений ачимовской толщи в пластах Ач2 и Ач3-4.

На территории Самбургского месторождения Самбургского лицензионного участка расположены целиком или частично 4 площади: Самбургская, Уренгойская, Непонятная и Нижнепурская.

Всего на Самбургском лицензионном участке на 01.01.2012 г. пробурено 86 поисково-разведочных скважин общим метражом 303 414 м, включая скважину № 1 пробуренную на Самбургском месторождении на сеноман. Из пробуренных скважин выделяются: 13 поисковых, 72 разведочных и 1 параметрическая (№700 Непонятная). Скважина №700 Непонятная является самой глубокой на этом лицензионном участке, ее забой 5505 м находится в отложениях нижней юры; 2 скважины пробурены на сеноман; 7 скважин на отложения ачимовской толщи; 15 скважин на юрские отложения; 61 скважина на неокомские залежи в пластах БУ10-БУ17.

Всего на Самбурском месторождении открыто 18 залежей углеводородов в 12 пластах.

В 2010-2011 гг. согласно решений действующего проектного документа на месторождении начато эксплуатационное бурение. Всего на 01.01.2012 г. пробурено 22 скважины, в том числе 4 горизонтальных.

По соотношению запасов категории С1 к сумме С1+С2 Самбургское месторождение по газу (71,4 %) и конденсату (69,3 %) практически подготовлено к разработке, а по нефти степень разведанности составляет всего 20,6% и требует доразведки.

1.4 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Самбургского лицензионного участка принимают участие допалеозойские и палеозойские образования фундамента и отложения платформенного чехла, сложенные полифациальными терригенными породами палеозойского и мезозойско-кайнозойского возрастов.

Описание геологического разреза дано в соответствии с региональными стратиграфическими схемами мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденными МСК СССР в 1991 году.

Породы фундамента герцинской консолидации вскрыты в скважине
№414 Уренгойской на глубине 5288 м и представлены базальтами миндалекаменными серого и темно-серого цвета иногда с зеленоватым оттенком. Породы трещиноватые, отмечены зеркала скольжения, к подошве осадочного чехла приурочен отражающий горизонт «А».

Отложения палеозойского чехла вскрыты Тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6, где выделены в объеме аймальской свиты пермского возраста в интервале глубин 7310-7502 м. Породы представлены базальтами миндалекаменными серыми, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком с прослоями аргиллитов, песчаников. Породы трещиноватые, отмечены зеркала скольжения.

В рассматриваемом районе в триасовом периоде формировались породы, объединяемые в красноселькупскую и тампейскую серии.

Коротчаевская свита выделяется в составе красноселькупской вулканогенно-осадочной серии и представлена базальтами с прослоями туфов, габбро-долеритов и терригенных пород. Отмечены внутриформационные перерывы. Мощность (скважина СГ-6) - 891 м. Возраст - индский раннего триаса.

Трыбьяхская свита представлена выветрелыми базальтами толеитового типа, сменяющимися вниз свежими с прослоями аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Отпечатки флоры, споры и пыльца, единичные фораминиферы. Мощность (скважина СГ- 6) - 80 м. Возраст - оленекский нижнего триаса.

В составе тампейской серии выделены три свиты: пурская, витютинская и варенгаяхинская.

Породы пурской свиты с несогласием залегает на нижележащих отложениях и вскрыты скважиной №356 Яро-Яхинской. Это темно-серые, алевролиты и аргиллиты с прослоями песчаников. Толщина свиты в скважине СГ-6 - 408 м. Возраст свиты - анизийский и ладинский века среднего триаса.

Варенгаяхинская свита вскрыта скважиной №356 Яро-Яхинской в интервале глубин 5560-5772 м и представлена темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников и конгломератов., встречаются пропластки углистых аргиллитов. Возраст - карнийский + норийский века позднего триаса. Толщина свиты изменяется от 350 до 450 м.

Витютинская свита вскрыта скважиной №356 в интервале глубин 5503-5560 м, представлена песчаниками серыми полимиктовыми и конгломератами с прослоями темно-серых аргиллитов. Возраст - рэтский век верхнего триаса. Толщина свиты 57-60 м.

Отложения юрской системы представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. В составе нижнего-среднего отдела - четыре свиты: береговая, ягельная, котухтинская и тюменская.

Береговая свита представлена песчано-алевритовыми разностями с многочисленными прослоями конгломератов. Песчаники серые, светло-серые, кварцево-полевошпатовые, слюдистые, от крупно- до грубозернистых с глинистым, карбонатно-глинистым цементом, плотные. Растительный детрит, остатки листовой флоры. Выделяются пласты ЮГ20-23. Возраст свиты геттанг-синемюр-ранне-плинсбанхский. Толщина 220 м.

Ягельная свита представлена глинистыми разностями с редкими прослоями песчано-алевритовых пород. В составе свиты выделяются пласты ЮГ18-19. Возраст свиты датируется ранним плинсбахом. Толщина свиты 155 м.

Котухтинская свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней залегает пачка, представленная чередованием песчаников, алевролитов и уплотненных глин. Выше - тогурская пачка, сложенная глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, с растительным детритом.

В основании верхней подсвиты залегает пачка, представленная чередованием песчаников серых, алевролитов и уплотненных глин. Перекрывает ее радомская пачка, сложенная глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями битуминозными с прослоями алевролитов и песчаников. К пачке приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт «Т3». В составе свиты выделяются пласты ЮГ10-Ю17. Возраст свиты поздне- плинсбахский-ранне ааленский, толщина 400-720 м.

Тюменская свитаподразделяется на три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Нижняя - переслаивание песчаников серых, слюдистых, с алевролитами и уплотненными глинами серыми. Встречается обугленный растительный детрит, реже корни растений. Средняя - частое неравномерное переслаивание уплотненных глин с глинистыми песчаниками, алевролитами и углями. Характерен растительный детрит, обломки углефицированной древесины. Верхняя - переслаивание уплотненных серых, темно-серых глин, глинистых песчаников, алевролитов, часто с буроватым оттенком, с прослоями углей. Характерен растительный детрит, корневые системы. В составе свиты выделяются пласты ЮГ2-9. С кровлей тюменской свиты отождествляется сейсмический горизонт «Т1». Возраст свиты аален-келловейский, толщина 660-720 м.

Верхнеюрские отложения выделяются в объеме абалакской и баженовской свит.

Абалакская свита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, серыми, преимущественно тонкоотмученными, глауконитовыми. По всему разрезу отмечаются пиритовые стяжения, глинисто-карбонатные конкреции. Возраст свиты киммеридж-оксфорд-келловейский, толщина 85 м.

Баженовская свита представлена аргиллитами тёмно-бурыми до чёрных, тонкоплитчатыми, в разной степени битуминозными с включениями рыбного детрита и макрофауны, встречаются пиритизированные водоросли. К кровле свиты приурочен опорный отражающий горизонт “Б”. Возраст свиты определяется волжским и раннеберриасским. Толщина 18-45 м.

Снизу вверх по разрезу выделяются сортымская, тангаловская и нижняя и средняя подсвиты покурской свиты.

Сортымская свита расчленяется на две части. Нижняя - аргиллиты и аргиллитоподобные глины тёмно-серые с линзовидными включениями и прослойками известковистых алевролитов и песчаников.

В основании свиты развиты линзовидные песчано-алевритовые тела ачимовской толщи, представленной песчаниками серыми, светло-серыми, мелкозернистыми и темно-серыми аргиллитами. Отмечается мелкая косая и косо-волнистая прерывистая слоистость за счет намывов тонкого углисто-слюдистого материала. В составе толщи выделяются песчаные пласты, к которым приурочены газоконденсатные и нефтяные залежи на Уренгойском, Непонятном и Самбургском месторождениях. Для толщи характерны оползневые структуры и текстуры брекчирования.

Верхняя часть свиты - мелководно-морские образования - чередование песчано-алевритовых и глинистых пластов. Песчаники и алевролиты, светло-серые и серые, мелко- и среднезернистые, аркозовые с глинистым и карбонатно-глинистым цементом смешанного типа: контактный, поровый, плёночный, базальный, определяющие коллекторские свойства пород. В этой части разреза выделяются пласты от БУ10 до БУ20, при этом нижние при переходе от мелководно-морских к глубоководным условиям осадконакопления в западном направлении замещаются глинисто-алевролитовыми разностями.

В кровле свиты залегает чеускинская пачка, являющаяся субрегиональной покрышкой. Возраст - берриас-валанжин, толщина свиты в пределах месторождения составляет 880-1020 м.

Тангаловская свита подразделяется на три подсвиты. Нижняя - неравномерное переслаивание глинистых пачек и песчано-алевритовых пластов. В кровле - пачка "шоколадных" глин, являющаяся литолого-геофизическим маркирующим горизонтом на севере Западной Сибири. Ее кровля - граница валанжинских и готеривских отложений. Средняя - песчаники серые с прослоями серых глин, слабо комковатых, реже аргиллитоподобных. Растительный детрит, обрывки растений. В кровле средней подсвиты залегает пимская пачка - темно-серые глины, аргиллитоподобные с единичными прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя - неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин. В составе свиты выделяются пласты АУ8-АУ11, БУ0-БУ9. Мощность - от 650 до 810 м. Возраст - валанжин-аптский.

Покурская свита - неравномерное переслаивание песчано-алевролито-глинистых пород. Коллектора представлены песчаниками серыми, полевошпат-кварцевыми, мелкозернистыми, слабосцементированными, с глинистым цементом. Включения растительных остатков, редкие зерна янтаря. Глины серые и светло-серые, слюдистые, плотные, с включениями алевролитового материала и растительных остатков, изредка - прослойки известняка. В основании свиты выделяется песчаная евояхинская толща. В составе свиты выделяются пласты группы ПК1-22. К кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт «Г». Мощность 890-1020 м. Возраст апт-сеноманский.

Выделяются снизу вверх: кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Кузнецовская свита представлена серыми, тёмно-серыми и зеленовато-серыми, бурыми глинами, местами опоковидными с глауконитом. Кузнецовская свита несогласно залегает на покурской свите. Возраст турон-коньякский, мощность от 50 до 110 м.

Березовская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита - тёмно-серые с голубовато- и зеленоватым оттенком опоки и опоковидные глины. В кровле подсвиты обособляется регионально прослеживаемый слой тёмно-серых, почти чёрных кремнистых пород мощностью до 15-20 м (сейсмический горизонт "С"). Возраст коньяк-сантонский (находки двустворок, комплекс фораминифер и радиолярий). Верхняя подсвита - серые, зеленовато-серые, слабоалевритистые глины, внизу - опоковидные. Возраст подсвиты коньяк-сантонский + кампанский. Мощность свиты от 280 до 635 м.

Ганькинская свита представлена серыми и зеленовато-серыми алевритистыми глинами, с прослоями мергелей и сидерита. Возраст свиты маастрихтский, частично раннепалеоценовый. Мощность от 280 до 375 м.

Отложения палеогена представлены породами тибейсалинской, люлинворской, юрковской и атлымской свит.

Тибейсалинская свита в нижней части сложена глинами, в верхней - песчано-алевритовыми породами. Возраст - палеоцен, мощность - от 240 до 300 м.

Люлинворская свита подразделяется на три подсвиты. Нижняя сложена опоками и опоковидными глинами серыми и тёмно-серыми, средняя - глинами серыми и светло-серыми, опоковидными. Верхняя сложена глинами зеленовато-серыми и зелёными, диатомитами, вверху алевритистыми. Возраст свиты эоценовый, мощность составляет 170 - 340 м.

Верхнеэоценовые - нижнеолигоценовые отложения - юрковская свита, представленная песками светло серыми разнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Мощность свиты до 35 м и более.

Атлымская свита олигоценового возраста представлена кварцевыми песчаниками с редкими прослоями глин. Мощность свиты 40 м.

С размывом на отложениях олигоцена залегают осадки четвертичного возраста, представленные озёрно-аллювиальными песками, глинами, супесями суглинками, с включениями гравия, гальки и остатков древесины. Мощность до 70 м. Породы верхней части разреза, на глубине до 350 м, находятся в зоне вечной мерзлоты.

1.5 Основные сведения о тектонике месторождения

Самбургское месторождение приурочено к структуре II порядка - Самбургскому структурному мысу, который входит в состав Уренгойского мегавала. Основная часть входит в состав структуры I порядка - Уренгойского мегавала и только самая восточная часть участка входит в Нижнепурский мегапрогиб в пределах надпорядковой структуры - Надым-Тазовской синеклизы (рис.1.3).

Самбургский участок находится в зоне развития салаирского фундамента, где ниже мезо-кайнозойского чехла залегает еще древний чехол эписалаирской платформы с фундаментом, который сложен докембрийскими и раннекембрийскими метаморфическими образованиями.

Породы фундамента вскрыты далеко на восток от рассматриваемого участка - на Костровской площади, они представлены филлитами и зелеными серицит-кварцитовыми сланцами протерозоя. По сейсмическим данным комплекс фундамента не имеет четкой характеристики. По материалам КМПВ к нему приурочены преломляющие границы с высокими, часто меняющимися кажущимися скоростями волн 6,2-6,8 км/с. По данным ОГТ этот фундамент прослеживается только там, где он перекрыт терригенными отложениями палеозойского возраста. В этом случае ему сопутствует хаотический тип записи осей синфазности, очень близкий к рисунку палеозойского чехла, если чехол сложен пологодислоцированным карбонатным комплексом.



Рис. 1.3. Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы

Осадочный чехол. Характеристика палеозойского чехла дана по скважинам, пробуренным на территории Красноярского края (Елогуйская опорная, Налимья, Ермаковская площади и др.). Нижняя часть (верхний кембрий, ордовик, силур и девон) - преимущественно известняки, мергели и доломиты (800-1500 м). Средняя (карбон-пермь) - терригенные и угленосные отложения (500-700 м). Верхняя - залегающая местами несогласно на средней части - туфы, базальты и долериты (верхи перми - низы триаса, трапповая формация). Мощность верхней (красноселькупская серия), в скважине СГ-6 превышает 1100 м.

Палеозойский чехол - нижний структурный ярус осадочного комплекса геосинеклизы (катаплатформенный ярус). Мезо-кайнозойский чехол относится к ортоплатформенному структурному ярусу, который сложен триасовыми (тампейская серия), юрскими, меловыми и палеогеновыми отложениями. С подошвой ортоплатформенного чехла связан региональный отражающий горизонт Iв, ниже которого обычно выделяется угловое несогласие. Весь комплекс триас-палеогеновых отложений вскрыт скважиной 356 Ево-Яхинской.

Ортоплатформенный мезозойско-кайнозойский структурный ярус залегает очень полого с углами наклона менее 10.

1.6 Нефтегазоносность разреза

Самбургское месторождение, согласно «Обзорной карты Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» под редакцией Брехунцова А.М., Шпильмана В.И., Нестерова И.И. (ЗапСибНИГНИ, 1990 г.), расположено в Уренгойском нефтегазоносном районе Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Промышленная газонефтеносность выявлена в следующих пластах: БУ101-2, БУ121-1, БУ121-2, БУ122-1, БУ131, БУ141, БУ142, БУ160, БУ161-2, БУ161-3, БУ171-1, БУ171-2. Всего на месторождении открыто 18 залежей углеводородов в 12 пластах.

Сведения о залежах в пределах Самбургского лицензионного участка приведены в таблице 1.1.

В пределах пласта БУ101-2 выделены две залежи: основная - нефтегазоконденсатная, охватывающая значительную площадь месторождения и газоконденсатная залежь в районе скв. №170. Общие толщины пласта изменяются от 18,4 м в скв. №20 Самбургской до 55,4 м в скв. №191 Самбургской.

Основная газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой «козырькового» типа пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи в пределах лицензионного участка и принятого ГНК составляют 37,2х18,7 км, высота 31,3 м.

Рассматриваемая залежь расположена на территории Самбургского ЛУ и лишь на западе частично заходит в границы Уренгойского ЛУ. Нефтяная оторочка “козырькового” типа, распространена в северной и восточной частях залежи доходя на юге до скв. №№156, 166 нефтенасыщенная толщина в которых составляет 2,8 м и 1,8 м, соответственно. На юго-западе залежи нефтяная оторочка отсутствует, там газонасыщенный коллектор подстилается пластовой водой, это подтверждено данными интерпретации ГИС в скв.: №№35, 212, 741, 194, 207, 222, 208, 738, 178, 183 и 176.

На юге и юго-западе залежь ограничена зоной глинизации, прослеженной по результатам обработки материалов сейсморазведочных работ 3D и данным интерпретации ГИС скв. №213 Самбургской, №172 Северо-Есетинской.

Залежь вскрыта бурением 38 скважин, из которых 23 испытаны.

Эффективные общие толщины в границах продуктивности изменяются от 5,2 м в скв. №220 Самбургской до 39,2 м в скв. №151 Самбургской.

Газоконденсатная часть залежи подтверждена данными интерпретации ГИС и испытанием 13 скважин, в которых были получены фонтаны газоконденсатной смеси, при этом дебиты газа сепарации изменяются от 22,4 тыс.м3/сут (скв. №212) до 243,1 тыс.м3/сут (скв. №165), стабильного конденсата от 0,6 м3/сут (скв. 212) до 36,0 м3/сут (скв. №159).

ГНК и ГВК определены по результатам интерпретации ГИС в скв. №№169, 180, 196, 259, 260 на а.о. - 2951 м.

Нефтяная оторочка «козырькового» типа вскрыта 27 скважинами, продуктивность которой подтверждена результатами испытания в 14 скважинах. Дебиты нефти изменяются от 0,49 м3/сут в скв. №158 Самбургской до13,7 м3/сут в скв. №164 Самбургской.

Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1,4 м (скв. №222) до 21,0 м (скв. №160), эффективные нефтенасыщенные - от 1,2 м (скв. №258) до 9,3 м (скв. №167).

ВНК в изучаемом районе наклонный: в северо-западной части залежи он принят по кровле первого водонасыщенного пропластка в скв. №№153, 215 Самбургских на а.о. - 2956 м, а в юго-восточной части на а.о. - 2961 м, по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скв. №№165, 167, 168, 173, 195, 211, 259.

Таблица 1.1

Сведения о залежах в пределах Самбургского лицензионного участка

Пласт	Залежь	Кол-во скважин в пределах залежи	Наивысшая абс. отм. залегания кровли, м	А.о. ГНК (ГВК), м от-до средняя	А.о. ВНК, м от-до средняя	Размеры залежи	Тип залежи	Характер насыщения	Газонас.- нефтен. толщины от-до,м
						дли- на, км	шири- на, км	средняя высота, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
БУ101-2	основная залежь	38	2929,7	2951	2956-2961,0 2959,5	37,2	18,7	31,3	литологически экранированная	НГК	1,4-21,0 1,2-9,3
	в районе скв.№170	2	2950	2965	-	6,5	2	15,5	литологически экранированная	ГК	0,4-6,2 -
БУ121-1	-	17	3040	3059	3066	26.5	3-12,5	26	литологически экранированная	НГК	1,0-5,0 1,2-6,2
БУ121-2	основная залежь	5	3040	3062	-	13.8	4-9,7	22	литологически экранированная	ГК	1,6-4,6 -
	в районе скв.№№207, 222	2	3059,9	3068	-	4	5	8	литологически экранированная	ГК	6,4-9,0 -
БУ122-1	-	3	3060	3081	-	11.5	4-8	21	литологически экранированная	ГК	2,2-3,0 -
БУ131	-	51	3090	3135-3140 3137.5	3143-3151 3147	42.5	8,5-25	57	литологически экранированная	НГК	0,8-13,8 1,2-4,4
БУ141	основная залежь	43	3140	3182	3194-3208	31,3	12,8	68	литологически экранированная	НГК	0,8-19,2 0,4-15,4
БУ141	в районе скв.№170	5	3156,1	3186-3192	-	12,0	6,0	36	литологически экранированная	ГК	9,6-12,2 -
БУ142	-	5	3225	3245,8	-	18	3	35,8	литологически экранированная	ГК	1,2-6,8 -
БУ160	в районе скв.№193	17	3308,2	3313,0	3334,0	28	8,0-14	67,3	литологически экранированная	НГК	0,6-13,9 0,8-6,2
	в районе скв.№186	1	3274,3	3278,0	-	3,5	5	3,7	литологически экранированная	ГК	3,6 -
БУ161-1	-	21	3310		-	4	1.8	<10	литологически замкнутая, массивная	ГК	0,8-10,0 -
БУ161-2	-	8	3290,9	3335	3342,1- 3342,6 3342,6	17.5	2.5ч5.5	51,7	литологически экранированная	НГК	2,4-6.8 3,2-5,8
БУ161-3	-	8	3284	3301,5	3317	18	10	33	литологически экранированная	НГК	1,0-4,8 0,8-5,6
БУ171-1	-	7	3367,2	3401	3451	12	7.5	51	литологически экранированная	НГК	1,0-20,2 2,6-8,6
	в район скв.№305	1	3365	3454,2	-	11	7.8	89	пластовая, литологически замкнутая	ГК	12,8
БУ171-2	-	2	3377,7	-	3393,4	12	10	18	пластово-сводовая	Н	- 10,6-11,2

Примечание: НГК - нефтегазоконденсатная залежь, ГК - газоклнденсатная залежь, Н - нефтяная залежь

Залежь пласта БУ101-2 (район скв. 170). Залежь пласта БУ101-2 в районе скв. №170 газоконденсатная, пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры залежи составляют 6,5х2 км, высота 15,5 м.

Газоконденсатная залежь с северной, западной и восточной сторон ограничена зоной глинизации, отделяющей ее от основной залежи, вскрыта бурением скв. №№21,170. Продуктивность залежи доказана испытанием скважины №170 в интервале 3010-3016 м (а.о. -2959,7-2965,7 м), в результате которого был получен фонтан газоконденсатной смеси дебитом 56,2 тыс. м3/сут.

Общая эффективная толщина в пределах залежи изменяется от 11,0 м (скв.№170) до 21,0 м (скв. №21). Газонасыщенная толщина варьирует от 0,4 м (скв. №21) до 6,2 м (скв. №170). ГВК условно принят по подошве последнего газонасыщенного пропластка в скважине №170 и по кровле первого водонасыщенного пропластка в скважине №21 на а.о. - 2965 м.

Таблица 1.2

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Самбургского месторождения

Параметры	Наименование	Пласты
		БУ101-2	БУ121-1	БУ121-2	БУ122-1	БУ131	БУ141
Общая толщина, м	средняя	37,3	4,6	8,5	6,0	21,3	42,3
	интервал изменения	от	28,2	1,0	3,0	1,6	14,5	11,0
		до	52,3	11,1	19,8	14,8	33,4	54,7
Эффективная толщина, м	средняя	21,8	2,9	5,1	3,6	8,7	12,0
	интервал изменения	от	5,2	0,8	0,8	0,4	0,8	0,8
		до	37,2	8,4	17,6	12,8	21,0	25,6
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	средняя	3,3	2,7	-	-	2,0	5,6
	интервал изменения	от	0,6	1,2	-	-	1,2	0,4
		до	9,3	6,5	-	-	4,4	15,4
Эффективная газонасыщенная толщина, м	средняя	8,2	2,7	2,6	1,6	5,6	5,9
	интервал изменения	от	1,2	1,0	1,6	2,2	0,8	0,8
		до	21,1	5,0	4,9	3,0	13,8	19,2
Коэффициент песчанистости, д.ед.	средний	0,603	0,637	0,587	0,554	0,410	0,69
	интервал изменения	от	0,1	0,190	0,101	0,043	0,026	0,1
		до	1,0	1,0	1,0	1,0	0,885	1,0
Расчлененность	средняя	8,6	1,7	2,4	1,7	4,7	5,1
	интервал изменения	от	4	1	1	1	1	1
		до	17	4	7	7	10	11

1.7 Свойства и состав нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства нефти, растворенных в нефти газов, свободного газа Самбургского месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб, выполненных Центральной лабораторией Главтюменьгеологии, позднее ЦЛ концерна Тюменьгеология.

По Самбургскому месторождению было выполнено 45 анализов по поверхностным пробам нефти, 42 анализа по глубинным пробам нефти по однократному разгазированию и 34 анализа по ступенчатой сепарации; растворенный в нефти газ исследовался в 26 пробах.Состав газа изучен в 81 пробах, отобранных на устье; газ, растворенный в нефти, отобранный при ступенчатом разгазировании изучен в 26 пробах.

Было отобрано четыре устьевые пробы нефти и одна проба газа, растворенного в нефти, отобранная на устье, 2 устьевых пробы свободного газа в залежи пласта БУ100. По данным поверхностных проб плотность нефти составляет в среднем 0,847 г/см3, кинематическая вязкость при 200 С - 14,98 сСт, при 500 - 4,38 сСт. Содержание серы - 0,13 %, парафина - 9,25 %, смол - 2,06 %, асфальтенов - 0,11 %. Нефть в пласте БУ100 малосернистая, высокопарафиновая, малосмолистая.

Растворенный в нефти газ изучен в скважине 164, который содержит: метана - 85,986 %; этана - 4,737 %; пропана - 2,32 %; бутана - 1,430 %; пентан + высшие (С5+С7) - 0,612 %. Содержание азота - 4,14 %, что является повышенным и, возможно, в дальнейшем проба этого растворенного газа может быть отбракована.

Устьевая проба по скважине 170 отбракована из-за высокого содержания азота (10,5 %).

Газ в газовой шапке по данным пробы, отобранной на устье в скв. 196, содержит метана 89,845 %, этана - 5,707 %, пропана - 1,878 %, бутанов - 0,708 %, пентанов - 0,179 %, гексанов - следы.

Азот присутствует в количестве 1,207 %, содержание инертных газов гелия и аргона составляет соответственно 0,011 % и 0,017 %, углекислый газ - 0,377 %. Сероводород отсутствует. В промышленных концентрациях в газе присутствует кроме метана, этан, содержание которого составляет 5,707 %, а содержание этана в газе выше, чем 3 %, является промышленным. Плотность газа по воздуху составляет 0,6265.

Было изучено пять поверхностных проб нефти, три пробы растворенного в нефти газа и восемнадцать устьевых проб свободного газа, одна проба на углеводородный состав нефти в залежи пласта БУ101.

По данным поверхностных проб плотность нефти в среднем составляет 0,856 г/см3, кинематическая вязкость при 200 С не определена из-за выпадения парафина, а при 500 С составляет 5,4 сСт. Содержание серы, парафина, смол и асфальтенов составляет, соответственно, 0,10 %, 10,02 %, 1,55 %, 0,08 %. Нефть в пласте БУ101 малосернистая, высокопарафиновая, малосмолистая.

По данным углеводородного анализа в скв. 195 из интервала от 2991 до 2993 м, нефть относится к смешанному нафтено-метано-ароматическому типу с содержанием метановых углеводородов - 52,91 %, нафтеновых - 23,19 %, ароматических - 23,9 %.

Растворенный в нефти газ содержит метана в среднем 86,8 %, этана - 6,814 %, пропана - 3,399 %, бутанов - 1,313%, гексанов - 0,01 %. Содержание азота 1,081 %, гелия и аргона соответственно 0,004 % и 0,017 %, углекислого газа 0,306 %, сероводород отсутствует.

Свободный газ по данным устьевых проб содержит метана - 88,650 %, этана - 4,867 %, пропана - 2,241 %, бутанов - 1,349 %, пентанов - 0,733 % гексанов - 0,469 %, относительная плотность по воздуху 0,6256. Сероводород отсутствует. Азота содержится 1,763 %, инертные газы гелий и аргон в очень незначительных количествах соответственно 0,013 % и 0,030 %.

Залежь пласта БУ102 охарактеризована 1 анализом свободного газа, отобранного на устье скв. 160, тремя анализами поверхностных проб нефти и 1 анализом углеводородного состава нефти по скважине 151, где в интервале от 3020 до 3030 м была получена вода с пленкой нефти. По данным поверхностных проб нефти, плотность нефти в пласте БУ102 составляет 0,855 г/см3, вязкость кинематическая при 200 С - не определена, при 500 С - 5,27 сСт. Содержание серы, парафина, смол, асфальтенов составляет соответственно 0,20 %, 10,17 %, 2,68 %, 0,185 %. Нефть в пласте БУ102 малосернистая, высокопарафиновая, малосмолистая.

По результатам углеводородного анализа по скважине 151 из интервала от 3020 до 3030 м нефть относится к смешанному метано-нафтено-ароматическому типу с содержанием метановых- 30,93 %, нафтеновых - 52,23 %, ароматических - 16,84 %. По углеводородному составу нефть в пласте БУ102 отличается тем, что здесь преобладают нафтеновые углеводороды, а в пласте БУ101 преобладали метановые УВ.

Состав свободного газа по устьевым пробам в пласте БУ102 изучен в 1 пробе по скважине 160.

Газ изучен в скважине 160:содержание метана - 90,033 %; этана - 5,23 %; пропана - 2,028 %; бутанов - 0,568 %; пентанов - 0,306 %; гексанов - 0,306 %.

Содержание углекислого газа 0,324 %, азота - 1,055 %, гелия и аргона соответственно 0,014 % и 0,021 %.

Исходным сырьем является природный газ, поступающий на площадку УКПГ через систему внутрипромысловых газосборных шлейфов от кустов скважин. Природный газ Самбургского НГКМ представляет собой смесь углеводородов, содержащую капельную и парообразную влагу. Состав сырого газа, поступающего на УНТС, приведён в таблице 1.3.

Химический состав и физические свойства пластовых вод представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.3

Состав пластового газа в мол.%

Компоненты	Количество
N2	0,76
СО2	0,19
СН4	85,61
С2Н6	5,74
Компоненты	Количество
С3Н8	2,64
iС4Н10	0,54
n С4Н10	0,62
F1	1,22
F2	1,08
F3	0,47
F4	0,29
F5	0,21
F6	0,14
F7	0,03
H2O	0,47

Таблица 1.4

Химический состав и физические свойства пластовых вод

Наименование показателей	Количество
Удельный.вес воды, г/см3	от 1,000 до 1,003
pН	7,15
Минерализация, г/л	4,133
Содержание ионов, мг/л:	-
Na+	1426
K+	19,5
Ca2+	128
Mg2+	1
NH4+	1,5
SiO2-	37
Cl-	1987
HCO3-	793
J-	2,53
Br-	5,32
B	6,99
F-	6

1.8 Запасы нефти, газа и газового конденсата

Запасы углеводородов месторождения утверждены ГКЗ Роснедра (протокол №2100-дсп от 25.12.2009 г.). По состоянию на 01.01.2012 г. на государственном балансе числятся начальные запасы углеводородов, утвержденные ГКЗ Роснедра в 2009 году.

Состояние запасов углеводородов приведено в таблицах 1.5-1.7.

Таблица 1.5

Запасы газа месторождения в млн.куб.м

ПЛАСТ	БУ101-2	БУ121-1	БУ121-2	БУ122-1	БУ131	БУ141
Кате-гория запасов	С1	63851	3739	1020	1262	47503	33303
	С2	1209	2165	3886	342	12784	2309
	С1+С2	65060	5904	4906	1604	60287	35612
ПЛАСТ	БУ142	БУ160	БУ161-2	БУ161-3	БУ171-1	Итого
Кате-гория запасов	С1	1365	522	859	957	5346	159727
	С2	125	7693	4653	3675	3353	42194
	С1+С2	1490	8215	5512	4632	8699	201921

Таблица 1.6

Запасы газового конденсата

Пласт	Категория	НГЗ, тыс.т	НИЗ, тыс.т	КИК, д.ед.
БУ101-2	С1+С2	5740	4535	0,790
БУ121-1	С1+С2	1222	623	0,510
БУ121-2	С1+С2	1015	518	0,510
БУ122-1	С1+С2	332	169	0,510
БУ131	С1+С2	16622	10472	0,630
БУ141	С1+С2	11402	6841	0,600
БУ142	С1+С2	477	286	0,600
БУ160	С1+С2	2817	1662	0,590
БУ161-2	С1+С2	1891	1116	0,590
БУ161-3	С1+С2	1588	937	0,590
БУ171-1	С2	2984	1761	0,590
Итого	С1+С2	46090	28920	0,627

Таблица 1.7

Запасы нефти месторождения

Пласт	Категория	НГЗ, тыс.т	НИЗ, тыс.т	КИН, д.ед.
БУ101-2	С1	57046	16999	0,298
	С2	68405	19838	0,290
	С1+С2	125451	36837	0,294
БУ121-1	С1	5149	1421	0,276
	С2	15004	4051	0,270
	С1+С2	20153	5472	0,272
БУ131	С1	2094	469	0,224
	С2	17889	3935	0,220
	С1+С2	19983	4404	0,220
БУ141	С1	55032	14530	0,264
	С2	44281	11292	0,255
	С1+С2	99313	25822	0,260
БУ160	С1	1245	304	0,244
	С2	1266	261	0,206
	С1+С2	2511	565	0,225
БУ161-2	С2	3265	718	0,22
БУ161-3	С2	15358	3855	0,251
БУ171-1	С2	35871	8501	0,237
Итого	С1	120566	33723	0,280
	С2	219207	55953	0,255
	С1+С2	339773	89676	0,264

1.9 Анализ текущего состояния разработки месторождения

До 01.01.2012 г. Самбургское месторождение находилось в консервации. Все действующие скважины были остановлены в октябре 2007 года. Консервация месторождения обусловлена отсутствием технических условий на подключение к магистральному газопроводу, незавершенностью строительства УКПГ, отсутствием местного потребителя добываемого газа.

На рассматриваемую дату добыча углеводородов осуществлялась на объектах БУ100, БУ101, БУ121-2, БУ131, БУ141-2б, БУ141-3 и БУ171-1. В добывающим фонде находилось 14 скважин. По состоянию на 01.11.2007 г. в действующем фонде числилось 8 газоконденсатных скважин (№№154, 159, 165, 168, 170, 177, 207, 215) и 2 нефтяных (№214, 253). Разработка объектов осуществлялась на режимах истощения пластовой энергии.

В 2007 году средний дебит нефти добывающих скважин составлял 47,1 т/сут., при среднегодовой обводненности продукции - 5,0%. Эксплуатация нефтяных скважин на протяжении всего рассматриваемого периода осуществлялась фонтанным способом.

Согласно промысловой отчетности, на 01.01.2014 г. на месторождении пробурено 109 скважин, в т.ч. 42 - эксплуатационных, 15 - поисковых, 52 - разведочных. В фонде газоконденсатных пребывает 37 скважин, из них 2 в освоении; в фонде нефтяных 5 скважин, из них 1 - бездействующая. Накопленная добыча сухого газа составляет 3545,0 млн.м3, что соответствует 4 % от начальных геологических запасов, числящихся на Государственном балансе по состоянию на 1.01.2012 г.; накопленная добыча конденсата - 1395,2 тыс.т, текущий коэффициент извлечения конденсата - 0,048.