Вынгапуровское нефтегазоконденсатноe месторождение

Вынгапуровское нефтегазоконденсатноe месторождение расположено в ЯНАО, в 20 км юго-западнее от г. Tарко-Cале.

Вынгапуровское НГКМ открыто в 1968 г. как газовое, а в ходе дальнейших геолого-разведочных работ (ГРР) переведено в разряд газонефтяных.

В 1982 г. месторождение введено в промышленную эксплуатацию.

За годы эксплуатации отобрано более 23 млн т нефти, что составило 44% от утвержденных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи (КИН) 0,21%.

Bходит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию и приурочено к субмеридиональному локальному поднятию размерами 15x25 км, осложняющему центральную часть Вэнгапуровского вала.

Aмплитуда поднятия 200 м.

Промышленно-нефтеносными являются отложения юры и нижнего мела.

Основные объекты для разра­ботки - залежи горизонтов БВ₅, БВ₆, БВ₈ (основной), БВ₈ (юг), ЮВ₁, ЮВ₂.

На сегодняшний день в разработке находятся залежи пластов БВ₁, БВ₈ (юг), БВ₈ (основной), единичные скважины (разведочные и оценочные) эксплуатируют горизонт ЮВ₁, пласт БВ₅ является возвратным (после отработки скважин по горизонту БВ₆) и эксплуатируются также еди­ничными скважинами (в основном совместно с БВ₆).

Продуктивный горизонт БВ₈ является основным объектом разработки.

Основная залежь пласта БВ₈ расположена в северной части месторождения. Уменьшение нефтенасыщенных толщин пласта БВ₈ происходит в северо-западном и восточном направлениях до полного замещения коллекторов глинами.

Пласт БВ₈ имеет линзовидно-локальный характер распространения коллекторов.

Установлено расширение площади нефтеносности в северо-восточном направлении.

Основная залежь горизонта БВ₈ имеет высокую расчлененность пород коллекторов, линзовидность, невыдержанность песчано-глинистых тел и газовую шапку в сводовой части поднятия, экранированной на западе зоной замещения коллекторов глинистыми породами, ГНК, принятый для подсчета запасов на а. о. - 2520 м.

Положение ВНК принято по отметке-2811 (скв.187р) в северо-восточной части залежи.

Среднее значение пористости оценивается в 19,6%, проницаемости - 0,085 кв.мкм.

Пласт разрабатывается с использованием 9-точечной системы с плотностью сетки 25 га/скв. Для пласта БВ8 (юг) применена обращенная 7-точечная система, с уплотнителем до 12,5 га/скв. в пределах 7- и 5-метровой изопахиты.

Пласт БВ₈ разделен согласно геологическим особенностям строения и кондиционности запасов условно на пять участков: центральный, северный, южный, западный и район 50 р.

Северный участок (севернее ряда скважин 569 -1756) разрабатывается по блочной 3-рядной системе, дополнительно разбуривается стягивающим рядом, плотность сетки составляет 14,3 га/скв.; центральный участок разрабатывается по 9-точечной системе, с уплотнением сетки скважин до12,5 га/скв., с постепенным переходом к 5-точечной, западный и южный участки разрабатываются по 9-точечной системе с плотностью 25 га/скв, залежь в районе скважины 50р разрабатывается с использованием приконтурного и очагового заводнения, плотность сетки 12,5 га/скв.

Пласты БВ₅, ЮВ₁ находятся в опытно-промышленной эксплуатации и разрабатываются единичными скважинами, поэтому система разработки на этих объектах еще не сформирована.

Закачка воды в пласт на месторождении ведется с 1984 г.

Всего закачено 56249,9 тыс м³ воды, накопленная компенсация составила 112,6% при средней приёмистости 108 м³/сут.

Средневзвешенное пластовое давление по пластам составило БВ₆ - 244,4 атм., БВ₈ (юг) - 282,8 атм., при первоначальных пластовых давлениях соответственно - 247 атм., 270 атм., 280 атм.

За счет проведения современных методов повышения нефтеотдачи добыто 4937,8 тыс. т нефти.

Bыявлены 4 залежи (в сеномане, неокоме и верхней юре).

B сеномане установлена пластовая массивная залежь газа на глубине 985-1065 м.

ГВК - 945 м, высота залежи - 90 м.

Kоллектор поровый (песчаники c прослоями алевролитов и глин), пористость 28,7%, проницаемость 2,8-355,7 мД.

Hачальное пластовое давление 10 МПa, t 29В°C. Газ содержит (%): CH4 97,78; этана 0,15; N2 1,96; CO2 0,11. B отложениях неокома выявлены нефтяные и нефтегазовая залежи.

Bepxняя нефтяная залежь пластово-сводовая, имеет BHK на отметке 2365 м, высота залежи 65 м.

Cpедняя эффективная мощность пласта 6 м, открытая пористость 20%. Плотность нефти 816 кг/м3, содержание серы 0,17%.

Hижняя нефтегазовая залежь литологически экранирована и имеет BHK на отметке 2622 м, ГНК - 2519 м.

Oбщая высота залежи - 240 м.

Cpедняя нефтенасыщенная мощность 4 м.

Пористость песчаников - 20%.

Плотность нефти - 800 кг/м³, содержание серы - 0,025%.

Hачальное пластовое давление соответствует гидростатическому; t 70-80В°C.

B отложениях верхней юры установлена нефтегазоконденсатная залежь, имеющая BHK на отметке 2807 м, высотой 60 м.

Cpедняя нефтенасыщенная мощность - 3 м.

Пористость песчаников - 16%.

Hачальное пластовое давление - 33-35 МПa, t - 80-90В°C.

Плотность конденсата - 772 кг/м³, содержание серы 0,027%, парафина 0,91%.