Геология
Геология
Проектирование и изыскания
Проектирование и изыскания
Информационные технологии
Информационные технологии
Аналитика и исследования
Аналитика и исследования
География проектов
География проектов
Партнеры

Уникальное по запасам газа, конденсата и нефти Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто 6 июня 1966 года Нарыкарской нефтеразведочной экспедицией треста «Ямалнефтегазразведка» Тюменского геологического управления в результате бурения и испытания скважины 2, заложенной в юго-восточной части наметившегося Уренгойского поднятия с целью выяснения перспектив нефтегазоносности верхнемеловых отложений и при испытании интервала 1148-1158 м верхней части сеноманских отложений был получен фонтан газа дебитом 1313 тыс. нм3/сут на 27,1 мм шайбе, абсолютным свободным дебитом 6560,8 тыс. нм3/сут.

Начальником Нарыкарской экспедиции в это время был Гиря И.Я., главным инженером - Орлов В. Бурение и испытание скважины №2 проводилось буровым мастером Полупановым В.Б., старшим инженером Немолодышевым А.М., старшими геологами Прибытковым В.В. и Жаворонковым Л.Г.

Управляющим трестом «Ямалнефтегазразведка» при открытиии Уренгойского месторождения был Рогожников Г.Б., Главным геологом – Ослоповский А.П., Главным инженером – Поздняков П.

Скважина №2 стала первооткрывательницей уникального по запасам газа Уренгойского месторождения.

Поисково-разведочные работы на сеноманские отложения велись в тяжелейших природно-климатических условиях, при отсутствии железнодорожных путей и автомобильных дорог, но коллектив Нарыкарской нефтеразведочной экспедиции уже в 1967 году, чуть более чем за 1 год пробурил и испытал 12 поисковых и разведочных скважин на сеноманские отложения.

Первый отчёт по подсчёту запасов Уренгойского месторождения был произведён в 1967 году по результатам бурения 12 поисково-разведочных скважин на сеноманские отложения. Отчёт был успешно защищён в ГКЗ (протокол ГКЗ № 5272 от 25.10.1967 г.). Запасы газа по категории С1 составили 1700 млрд. м3, по категории С2 – 900 млрд.м3 и по запасам газа месторождение стало уникальным. В 1970 г Нарыкарская НРЭ переименована в Уренгойскую НРЭ.

В 1970 году был повторно произведён подсчёт запасов свободного газа на Уренгойском месторождении с включением Ен-Яхинской площади (общая площадь газоносности составила по категории В+С1+С2 более 4,5 тыс. км2). На тот момент было пробурено уже 44 скважины. Отчёт был также утверждён с увеличением запасов по сеноманской залежи в 1,5 раза (протокол ГКЗ № 5979 от 29.05.1970 г.) и запасы газа по категории С1 составили 3873 млрд. м3.

В связи с подготовкой Уренгойского месторождения к разработке, утверждённые в ГКЗ СССР запасы газа в сеноманской залежи были переданы в 1978 году на баланс Тюменгазпрома.

Разработка сеноманской залежи газа на Уренгойской площади начата в апреле 1978 года вводом первой установки комплексной подготовки газа УКПГ-1. Проектирование разработки месторождения проводилось в несколько этапов на объёмы годовой добычи в 30, 100 и 160 млрд.м3 в соответствии с запасами, утверждёнными ГКЗ в объёме 3873 млрд.м3, с подключением месторождения к газопроводу Уренгой-Надым-Центр.

В 1979 году по данным бурения 132 разведочных скважин и 90 эксплуатационных скважин ГКЗ пересмотрела запасы газа и утвердила их в объёме 6221 млрд.м3, в т.ч. по Уренгойской площади – 4334 млрд.м3, Ен-Яхинской – 1468 млрд. м3, Песцовой - 419 млрд.м3. В связи с этим в 1981 году ВНИИГАЗом был составлен проект разработки на добычу газа 250 млрд.м3 в год, затем - “Коррективы к проекту 1985 г.” и “Коррективы к проекту 1986 г.” на объём добычи в 1987-88 г.г. 280 млрд.м3 в год.

К 1988 г. пробурено 236 разведочных и 207 эксплуатационных скважин. Тюменская тематическая экспедиция Главтюменьгеологии произвела последний пересчёт запасов газа по сеноманской залежи по состоянию на 1.01.88 г. К этому времени была пробурена базовая (на нефильтрующемся растворе) скважина № 110 в своде Северо-Уренгойского поднятия со сплошным отбором керна и выполнением расширенного комплекса ГИС с целью обоснования петрофизических зависимостей и уточнения коэффициентов пористости и газонасыщенности.

Фактически разведка сеноманской залежи Уренгойского месторождения на этом завершилась.

Поисково-разведочные работы на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении можно разделить на три этапа:

  • первый этап – поиски и разведка сеноманского продуктивного комплекса (1966-1967 г.г.);
  • второй этап (семидесятые и восьмидесятые годы) – поиск и разведка залежей в отложениях нижнего мела с попутной доразведкой сеноманских залежей, поиск залежей в отложениях ачимовской толщи и юры;
  • третий этап (девяностые годы и настоящий период) – разведка залежей углеводородов в ачимовских и юрских отложениях.

ГРР на неокомские отложения

В начальный период разведки сеноманских отложений в 1967 г. была пробурена и опробована первая глубокая скважина 1 (забой 3200 м), подтвердившая высокие перспективы нефтегазоносности неокомских отложений. Заложена скважина №1 была уже вслед за скважиной №2 в апреле 1966 года на глубину 3200 м и предполагалось вскрыть юрские отложения, но при забое 3200 м были вскрыты только нижнемеловые отложения.

При испытании скважины №1 в феврале и марте 1968 года из пласта БУ14 в интервале 3015-3030 м был получен фонтан газоконденсата дебитом 820 тыс. нм3/сут на 24 мм штуцере.

Испытание 2 объекта в интервале 3015-3030 м проводилось:

  • Начальником ПТО Нарыкарской НГЭ – Лобозовым А.А.
  • Старшим геологом – Прибытковым В.В.
  • Мастером по испытанию – Пугачёвым А.А.
  • Начальником партии испытания «Главтюменьгеологии» Федорцовым В.К. и представителем ВНИИГаза - Глебовским А.

Результаты испытания в 1970 году второй глубокой скважины 17 (глубина забоя 3262 м) показали, что в разрезе нижнего мела присутствуют не менее 7 газоконденсатных залежей в диапазоне глубин 2300-3100 м.

Данные, полученные по двум скважинам: №1 и №17, послужили началом поисково-разведочных работ на неокомские отложения. Испытание последующих скважин выявило, что основные по размерам газоконденсатные залежи имеют нефтяные оторочки.

В 1977 году по состоянию изученности на 1.05.1977 г. проведён подсчёт запасов газа, конденсата и нефти по нижнемеловым отложениям.

В отчёте по подсчёту запасов произведена оценка 14 залежей в пластах: ПК18, ПК21, БУ0, БУ1-2, БУ5, БУ80, БУ8, БУ9, БУ9-11, БУ111, БУ121, БУ122, БУ13, БУ14 по которым утверждены запасы газа, конденсата и нефти по категориям С1 и С2.

Окончательный пересчёт запасов газа, конденсата и нефти в нижнемеловых отложениях (пласты ПК18 – БУ14) был представлен в 1988 году и утверждён ГКЗ СССР (протокол № 10726 от 18.10.1989 г.). Автор отчёта Федорцова С.Н.

На дату подсчёта запасов углеводородов в неокомских отложениях на месторождении было пробурено 168 скважин, общим метражом 528642 м. За контуром основного продуктивного горизонта БУ80 оказались 25 скважин (14,9 %), из чего следует, что эффективность разведочных работ на этапе разведки и подготовки промышленных запасов основной продуктивной части разреза меловых отложений высокая. Коэффициент успешности составил 0,851.

ГРР на ачимовские и юрские отложения

Одновременно с разведочным бурением по доразведке в контуре продуктивности неокомских залежей и за его пределами на Уренгойском месторождении велось и ведётся поисково-разведочное бурение на более глубокие горизонты: ачимовскую толщу, юрские отложения.

В 1973 году скважина 36, расположенная в южной присводовой части Центрально-Уренгойского поднятия и первоначально имевшая глубину 3200 м, была углублена до 3580 м с целью вскрытия наиболее полного разреза меловых отложений вплоть до юры. Однако, вследствие аварии, каротаж в этой скважине удалось провести только до глубины 3500 м, при этом по диаграмме ГИС предполагалось, что отложения ачимовской толщи не вскрыты и залегают на значительно большей глубине.

Впоследствии при сопоставлении каротажных диаграмм этой скважины с другой глубокой скважиной 87, пробуренной несколько позднее, в сводовой части Центрально-Уренгойского I поднятия, в 3-х км к северо-северо-западу от скважины 36, совершенно однозначно было установлено, что в скважине 36 отложения ачимовской толщи были вскрыты, но не испытаны.

В 1975 году в центре Северо-Уренгойского поднятия Уренгойского вала была заложена поисковая скважина 99 с проектной глубиной 3800 м.

Во время бурения в апреле 1976 года в интервале 3472-3482 м произошло аварийное фонтанирование газоконденсатной смесью, в результате которого дальнейшее углубление скважины стало невозможным. Отложения ачимовской толщи были вскрыты на глубине 3472 м и испытаны в инт. 3472-3482 м в открытом стволе, во время аварийного фонтанирования, при этом дебит газа сепарации составил 319,4 тыс. н.м3/сут., дебит конденсата 118 м3/сут. через НКТ диаметром 50 мм, а пластовое давление составило 53,2 МПа, т.е. Рпл>Рг/ст в 1,53 раза, т.е. АВПД.

Таким образом, скв. 99 явилась первооткрывательницей нового продуктивного горизонта, где в отложениях ачимовской толщи была открыта газоконденсатная залежь в пласте Ач1.

В конце 1975 года в северной части Уренгойского месторождения, на северо-западном погружении присводовой части Есетаяхинского поднятия Уренгойского вала, была заложена поисковая скважина 95 с проектной глубиной 5000 м.

Структурной основой для заложения скважины 95 послужила карта по отражающему горизонту Б масштаба 1:100000, полученная в результате обработки материалов сп 24, 30/73-74 г.

Целевым назначением глубокой поисковой скважины явились поиски залежей нефти и газоконденсата в глубоких горизонтах нижней части неокомского комплекса осадков и юрских отложениях.

Скважина пробурена в 1978 г. до глубины 3714 м. Бурение было остановлено почти у самой кровли тюменской свиты.

При опробовании песчано-алевритовых пород пласта Ач3-4 ачимовской толщи в интервале 3555-3572 м получили фонтан газоконденсата (Qг=165.34 тыс. м3/сут.; Qст.к.=83.09 м3/сут. на 8.2 мм штуцере). Одновременно было подтверждено наличие в ачимовских отложениях аномально высоких пластовых давлений (60,63 МПа).

Таким образом, скважина 95 явилась первооткрывательницей нефтегазоконденсатной залежи пласта Ач3-4 берриас-валанжинских отложений. По каротажу ачимовская толща продуктивна до подошвы.

Бурение скважины 95 проводилось буровым мастером Иваник Ф.В., испытание ачимовских отложений проводилось в 3 объекте (интервал 3555-3572 м) начальником смены РИТС Уренгойской НРЭ – Кудимовым А.Н., мастером по испытанию скважин – Билащук В.В., геологом Колмаковым Н.П., представителем ЦЛ Главтюменьгеологии – Желтовским В..

Главным геологом Уренгойской экспедиции в это время был Мельников В.М., главным инженером – Царегородцев Е.П., начальником экспедиции – Яровой Ю.Е.

Большой вклад в изучение ачимовских и меловых отложений, атакже в поисковые работы на юрские отложения внесли работники объединения ПГО «Уренгойнефтегазгеология» и его руководители в том числе:

  • Генеральный директор – Палашкин Н.П.
  • Главный геолог – Брехунцов А.М.
  • Главный инженер – Яснев Н.И.

Основной объем поисково-разведочного бурения на ачимовские отложения приходится на 1979 – 1992 годы. Геологоразведочные работы велись силами Уренгойской, Ново-Уренгойской, Верхне-Пуровской нефтегазоразведочных экспедиций, Уренгойской НГРЭ по испытанию скважин, ПГО «Уренгойнефтегазгеология», а также Украинской НГРЭ ПГО «ЗапУкргеология».

Ачимовский нефтегазоносный комплекс выделяется в объёме одноимённой толщи, залегающей в основании сортымской свиты.

Ачимовские пласты по данным сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения имеют линзовидно-прерывистое распространение, образовавшиеся в условиях лавинной седиментации и представляющие собой фондоформные части валанжинских клиноформных комплексов

  • Ач6 – БУ20
  • Ач60 – БУ19
  • Ач5 – Бу18
  • Ач3-4 – БУ17
  • Ач1-2 – БУ16

Нефтегазоносный резервуар пластов Ач6 и Ач60 развит на восточном склоне Уренгойского мегавала, Ач5 захватывает восточную присводовую и восточную части мегавала, Ач3-4 преимущественно в сводовой части и уходит на Самбургскую и Северо-Самбургскую площади, Ач1-2 развит на западном склоне Центрально-Уренгойского малого вала.

Ачимовские песчано-алевритовые образования распространены в виде линз, объединяющиеся в полосовидные зоны, протяженность их с юга на север составляет 170-180 км, ширина до 30-40 км.

Нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные залежи в резервуарах ачимовской толщи контролируются литологическими и тектоническими экранами.

Высота залежей достигает 480-490 м, в том числе, газовая часть – 260 м, нефтяная до 230 м.

В пределах полосовидных зон обособляются изометричные участки увеличенных толщин песчано-алевритовых пород, так называемые «депоцентры», ведущим факторм в формировании которых явилось наличие крупных аллювиально-дельтовых систем, которые поставляли песчаный материал с восточного обрамления Западно-Сибирской геосинеклизы вглубь бассейна седиментации.

Улучшенные коллекторские свойства приурочены преимущественно к зонам повышенных толщин резервуаров, которые генетически связаны с центральными частями конусов выноса турбидитовых потоков.

Большой проблемой при поисково-разведочных работах на ачимовские отложения явилось наличие аномально высоких давлений (до 62 МПа и более) и температур (от 100-115оС).

Сложное строение ачимовских отложений и залежей УВ в них, наличие АВПД и высоких температур было преодолено на российских и советских технологиях без всякой помощи западных технологий, на российском оборудовании и приборах для промысловогеофизических исследований.

Основной объем поисково-разведочных работ на ачимовские отложения выполнен ПГО «Уренгойнефтегазгеология». Сейчас разведочные работы проводят ООО «Газпром добыча Уренгой», ОАО «АРКТИКГАЗ», ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», ООО «НОВАТЭК – Таркосаленефтегаз», ООО «Севернефть – Уренгой», ООО «НОВАТЭК – Юрхаровнефтегаз».

В 2004 году по заказу 4 недропользователей (ООО «Уренгойгазпром», ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», ОАО «АРКТИКГАЗ», ООО «Докон»), ОАО «СибНАЦ» создал геологические модели залежей УВ ачимовских, произвёл подсчет запасов газа, конденсата и нефти изащитил их в ГКЗ Российской Федерации.

Суммарные запасы по категориям АВС1 + С2 составили:

  • газ – 2,85 трлн. м3
  • конденсат (извлекаемые) – 456 млн. т
  • нефть (извлекаемые) – 537 млн. т

По состоянию на 01.01.2016 года начальные запасы УВ в ачимовских отложениях Уренгойского месторождения АВС1 + С2 составили:

  • газ – 3,3 трлн. м3
  • конденсат (извлекаемые) – 566 млн. т
  • нефть (извлекаемые) – 491 млн. т

По сравнению с 2004 г. произошло увеличение запасов газа на 450 млрд. м3, конденсата на 110 млн. т.

В 2011 году была разработана «Единая технологическая схема разработки залежей углеводородного сырья Уренгойского месторождения», утвержденная протоколом ЦКР Роснедра №22-11 от 21.07.2011 г., которая выполнена совместно ОАО «СибНАЦ» и ООО «ТюменНИИГипрогаз».

Добывной потенциал ачимовской толщи оценивается в более чем 100 млрд. м3 газа в год и 15-20 млн. т жидких углеводородов.

В условиях падающей добычи на Уренгойском месторождении, запасы ачимовских отложений становятся принципиально важным объектом для сохранения темпов добычи и социальной стабильности.

По состоянию на 01.01.2015 г. начальные запасы Уренгойского месторождения в сеноманских, неокомских, ачимовских и юрских отложениях по категориям АВС1 + С2 составляют:

  • газа – 12,774 трлн. м3
  • конденсата (извлекаемые) – 701 млн. т
  • нефти (извлекаемые) – 579 млн. т

По состоянию на 2012 год Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение находится по запасам газа на 3 месте в мире, а

  • на 1 месте – Северный и Южный Парс (Катар, Иран) с запасами газа – 28 трлн. м3;
  • на 2 месте – Галкыныш (Туркмения) с запасами – 21,4 трлн. м3.

Накопленная добыча на 01.01.2015 года на Уренгойском месторождении составляет:

  • газ – 6,327 трлн. м3
  • конденсат – 95,36 млн. т
  • нефть – 13,76 млн. т

Остаточные запасы на 01.01.2015 на Уренгойском месторождении составляют:

  • газ – 6,447 трлн. м3
  • конденсат (извл.) – 606 млн. т
  • нефть (извл.) – 565 млн. т

Более половины остаточных запасов газа – это газ ачимовских залежей, и основная доля запасов конденсата и нефти тоже в ачимовских отложениях.