 |
1.2.1 Тектоника. 1.2.2 Нефтегазоносность
|
|
|
|
1. 2. 1 Тектоника
Область работ в тектоническом отношении находится в границах внутренней области Западно-Сибирской плиты на тектонической карте под редакцией И. И. Нестерова (1983г. ), названной Ямало-Тазовскоймегасинеклизой, состоящей, в свою очередь, из 4 больших составляющих: Надым-Тазовской и Ямало-Гыданскойсинеклиз, Мессояхской гряды и Енисейско-Хатангского желоба.
Надым-Тазовскаясинеклиза является самой крупной из всех структур данной категории, выделяемых в пределах Западно-Сибирской плиты. Она осложнена большим числом структур I порядка, по характеру которых ее можно разделить на три зоны: западную, центральную и восточную.
К центральной зоне относится структура порядка Нижнепурскиймегавал, который, в свою очередь, осложнен структурами II порядка: Центральным Уренгойским валом, переходящим на севере в Табъяхинский структурный нос.
Залежи углеводородов в неокоме контролируются Центральным с
Северо-Уренгойское - Северному куполу (Ск),
Центрально-УренгойскоеI и II поднятия - Центральной приподнятой зоне (ЦПЗ),
Уренгойское локальное поднятие - Южному куполу (ЮК).
Северо-Уренгойское локальное поднятие (СК) имеет изометрическую форму, северо-северо-западное простирание, размеры по изогипсе -2050м составляют 26, 0*9, 0 км с амплитудой 80 м. Углы наклона крыльев не превышают 1°30¢. Это поднятие является наиболее приподнятой частью Уренгойского вала.
Центрально-Уренгойскому поднятию I (север ЦПЗ) соответствует участок скважин 104-108-120 с размерами по изогипсе – 2600 м 9, 5´ 7, 0 км с амплитудой 35 м.
Центрально-Уренгойскому поднятию II (юг ЦПЗ) соответствует участок, прилегающий к скважине 58, по изогипсе – 2600 м размеры составляют 12, 0´ 4, 7 км с амплитудой 30 м. Оба поднятия имеют меридиональное простирание.
|
|
|
Уренгойское локальное поднятие (ЮК) вытянуто в региональном направлении, по форме оно близко к овальной, по изогипсе – 2625 м размеры составляют 19, 0´ 9, 0 км и амплитуду 60 м.
На структурных картах по кровлям коллекторов пластов БУ8 - БУ14 сохраняются все элементы, выделяемые на структурной карте - по отражающему горизонту Б2 и кровле пласта БУ80, что подтверждает унаследованный характер структурного плана.
1. 2. 2 Нефтегазоносность
Верхняя в разрезе месторождения залежь вскрыта на глубине 1130 – 1300 м в кровле покурской свиты (сеноман) и по площади включает в себя помимо собственно Уренгойского вала Ен-Яхинское и Песцовое поднятие.
Все сеноманские залежи севера Тюменской области относятся к субмассивному типу. Отсутствие сплошных глинистых экранов, разделяющих залежь по площади и этажу газоносности, на позволяет относить их к пластово-массивному типу. С другой стороны, наличие изменчивых линзовидных прослоев, иногда большой протяженности и площади, отличает их от залежей массивного типа, для которых характерно вторжение пластовых вод как по напластованию, так и по вертикали. Рассматриваемые залежи водоплавающие. Контакт " газ-вода" имеет слабый наклон в субмеридиональном направлении.
По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое), объединяют в одну крупнейшую с единой плоскостью газоводяного контакта. От собственно Уренгойской залежи эти структуры отделяются различными по ширине и высоте седловинами. В пределах Ен-Яхинской залежи по новым данным газоводяной контакт прослеживается на отметках -1193 ¸ -1199 м. Наклон плоскости ГВК отмечается в северо-восточном направлении.
Средняя газонасыщенная толщина по Уренгойской площади 60, 8 м, по Ен-Яхинской по уточненным данным 27, 07 м.
|
|
|
Площадь газоносности Уренгойской залежи - 2876 км2 (категория В+С1), Ен-Яхинской - 1956 км2 (категория В+С1) вместо 2039 км2 на дату 1. 1. 1988 г.
Максимальная высота Уренгойской залежи достигает 225 м, Ен-Яхинской - порядка 100 м.
Газоконденсатнонефтяные залежи нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения введены в разработку в 1985 г.
На конец 2002 г. на нижнемеловые залежи Уренгойского месторождения пробурено 218 разведочных и 599 эксплуатационных скважин (376 - газоконденсатных и 223 - нефтяных).
Стратиграфически основные продуктивные горизонты нижнего мела соответствуют сортымской свите берриас - валанжина и тангаловской свите валанжин - готерива. Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений охватывает низы покурской свиты - пласты ПК18, ПК21, группы АУ и вышеназванных свит - пласты БУ0-БУ5, (все пласты газонасыщенные), пласты БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ121, БУ13, БУ14, БУ16 - БУ19 (нефтегазонасыщенные), пласты БУ122, БУ15 (газонасыщенные).
Все сеноманские залежи севера Тюменской области относятся к субмассивному типу. Отсутствие сплошных глинистых экранов, разделяющих залежь по площади и этажу газоносности, не позволяет относить их к пластово-массивному типу. С другой стороны, наличие изменчивых линзовидных прослоев, иногда большой протяженности и площади, отличает их от залежей массивного типа, для которых характерно вторжение пластовых вод как по напластованию, так и по вертикали.
Рассматриваемые залежи водоплавающие. Контакт " газ – вода" имеет слабый наклон в субмеридиональном направлении. Первоначальное положение ГВК представлено в таблице.
Таблица 1. 1 - Первоначальное положение ГВК по условным зонам УКПГ
| УКПГ | Расстояние |
| 1АС | 1188 м |
| 1190 м | |
| 1191 м | |
| 1191 м | |
| 1192 м | |
| 1192 м | |
| 1193 м | |
| 1194 м | |
| 1194 м | |
| 1195 м | |
| 1197 м | |
| 1195 м | |
| 1196 м | |
| 1199 м | |
| 1200 м |
Средний градиент наклона ГВК 0, 12 м на 1 км.
По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинская, Песцовое) объединяют одну крупнейшую залежь с единой плоскостью газоводяного контакта. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20 км); наиболее узкая (до 5 км) Северо- Уренгойская.
|
|
|
Длина залежи 180 км, ширина от 23 до 50 км, площадь газоносности Уренгойской залежи – 2876 км2, Ен-Яхинской – 1956 км2. Максимальная высота Уренгойской залежи достигает 225 м, Ен-Яхинской – порядка 100 м.
Начальное среднее пластовое давление составляло 122, 1 кгс/см2, пластовая температура +31°С. Средняя газонасыщенная толщина по Уренгойской площади 60, 8 м., по Ен-Яхинской 27, 07 м.
Фильтрационно-емкостные параметры:
открытая пористость - 28-35 %
проницаемость - 500 - 1500 мД
газонасыщенность - 70-74 %
|
|
|
