15 июля 2018 в 22:15

Харасавэйское ГКМ

входит в Мега проект Ямал Газпрома в ЯНАО

Харасавэйское ГКМ

ИА Neftegaz.RU. Харасавэйское газоконденсатное месторождение (ГКМ) -Kharasaveyskoye gas field - уникальное по российской классификации запасов месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).

Разработка месторождения - это часть Мегапроекта Ямал Газпрома, который из 32 месторождений формирует на Ямале новый центр газодобычи (ЦГД) с объемом до 360 млрд м³ газа.

Месторождение расположено в 520 км севернее г. Салехард на западном побережье полуострова Ямал (мыс Харасавэй), причем по площади распространения на 2/3 - это материковое месторождение, на 1/3 (северная часть)- расположена на шельфе Карского моря.

Открыто еще при социализме скважиной № 1 Главтюменьгеологии в 1974 г, как и Южно-Тамбейское месторождение (нынешний лицензиар НОВАТЭК).

Свободный дебит скважины составил 1722 тыс. м³/сутки газа. Вероятная мощность вскрытого пласта тогда сильно порадовала геологоразведчиков.

Позже на месторождении было пробурено 65 поисково-разведочных скважин.

В результате в диапазоне от сенома до средней юры на глубинах 717 - 3335 м было выявлено 23 залежи, из которых 4 - газовые, 19 - газоконденсатные (подробнее см. ниже).

Географические особенности месторождения - это морской климат, низкие температуры, длительные ветры.

Приурочено к локальному поднятию одноименного Нурминско-Александровского нефтегазоносного пояса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

Северной части Западно-Сибирской НГП соответствует Ямальская нефтегазоносная область (НГО), располагающаяся в пределах центральной части полуострова Ямал и частично на шельфе Карского моря.

По отражающему горизонту Г поднятие оконтурено изогипсой - 800 м и имеет площадь 500 км².

Фундамент не вскрыт.

В пределах Харасавэйского месторождения выявлены 6 газовых и 18 газоконденсатных залежей пластово-сводового, массивного и литологически экранированного типов (см ниже).

Коллекторы - песчаники с линзовидными прослоями глин и известняков. В пласте Ю - коллектор глинистый (подробнее см ниже).

Средняя глубина залегания залежей 1500 - 2500 м.

Конденсаты - нафтеновые и метановые.

Материнские породы - юрские битуминозные глины (бажениты) и меловые угленосные отложения.

Геологические запасы Харасавэя - 1,9 трлн м³ газа, что на 0,6 трлн м³ газа больше, чем на Южно-Тамбейском.

Запасы по категории А+В+С₁ составляют 1,26 трлн м³ газа.

Лицензия на разработку месторождения принадлежит Газпром добыча Надыму.

На полке добыча может составить 32 млрд м³/год газа

Согласно Распоряжения от 6 мая 2015 г. № 816-р. Схема территориального планирования трубопроводного транспорта, Харасавэйское ГКМ и Бованенковское НГКМ являются ресурсной базой для магистрального газопровода (МГП) Бованенково- Ухта.

Но так было не всегда.

Ранее предполагалось на Харасавэе построить СПГ-завод производительностью 24 млн т/год СПГ и отгружать его танкерами - газовозами.

Проект не пошел из-за опасений в том, что регулярные поставки танкерами -газовозами будут невозможны из-за переменчивой ледовой обстановки в Карском море.

А может быть уже тогда мудрые власти РФ поделили газовый рынок, отдав сетевой газ Газпрому, а СПГ НОВАТЭКу Г. Тимченко.

НОВАТЭК успешно реализовал проект ЯМАЛ СПГ, используя Южно-Тамбейское месторождение в качестве ресурсной базы для СПГ-завода, и начал поставки СПГ танкерами-газовозами ледового класса , в тч по Северному морскому пути (СМП).

Летом 2016 г Газпром добыча Надым, дочка Газпрома сообщала о перспективах ввода Харасавэя в эксплуатацию в 2018-2019 гг, но сейчас сроки сдвинуты на 2024 г.

В июле 2018 г на совещании в поселке Бованенково решено начать полномасштабное освоение месторождения в 2019 г.

Месторождение расположено в западной части Центрально-Ямальской зоны газонефтенакопления к северо-западу от Бованенковского НГКМ.

Приурочено к брахиантиклинальной структуре северо-западного простирания, осложняющей Нурминский мегавал.

Площадь 44*15 км², амплитуда структуры увеличивается с глубиной от 100 м по кровле сеномана до 160 м в кровле апта и более 200 м по верхне-среднеюрским горизонтам (рис 1).

Бурением скважины 103 вскрыт разрез до нижнеюрских отложений включительно на максимальную глубину 4 км.

Установлен высокий потенциал нефтегазоносности месторождения.
Осадочный чехол в пределах месторождения сложен:

глинистокремнистыми породами турон-нижнего олигоцена мощностью до 700 м,
нижнемеловой-сеноманской толщей мощностью 2500 - 2700 м,
глинистыми породами верхней юры (до 100 м),
терригенными песчано-глинистыми отложениями нижней-средней юры 900 - 1100 м.

Доюрский комплекс не вскрыт, его кровля предполагается на глубинах 4100 - 4300 м.

Особенностью Харасавэйского месторождения является Значительно большая мощность осадочного чехла и более высокая глинистость разреза в целом, особенно верхнеюрско-неокомской его части, это особенность Харасавэя в сравнении с другими месторождениями Нурминского мегавала (рис 2 и 3).

На месторождении выявлены 22 газовые и газоконденсатные залежи, залегающие в интервалах глубин 717 - 3335 м:

- в сеноманских отложениях (марресалинская свита) газоносен пласт ПК₁;

- в апт-верхнеготеривских (танопчинская свита) - пласты ТП_1-5, ТП₆, ТП₈, ТП_9-1, ТП_10-0, ТП₁₀, ТП₁₁, ТП₁₂, ТП_13-14, ТП_15-16, ТП_21-23, ТП₂₄, ТП₂₆ (рис 1);

- в нижнеготерив-валанжинских (ахская свита) - БЯ₁ - БЯ8 (рис 2); в среднеюрских (малышевская свита) - Ю₂, Ю₃ (табл 1).

Степень изученности нефтегазовых залежей Харасавэйского ГКМ разная.

Залежи в пластах ПК₁, ТП_1-5, ТП₈, приуроченных к верхней части продуктивной толщи, характеризуются высокой степенью изученности.

Их запасы были утверждены ГКЗ в 1977 г, при этом доля запасов категории C₁ по последним данным составляет в каждой залежи более 80 % от общих запасов.

Эти залежи, содержащие основные запасы газа (более 67 % от общих запасов месторождения), подготовлены для промышленного освоения.

Залежь горизонтов ТП_1-5 уже разрабатывается для местных хозяйственных нужд.

Залежи в пластах ТП₁₁, ТП_13-14, ТП_15-16 изучены недостаточно для промышленной разработки.

В наиболее крупных из них доля запасов газа категории C₁ не превышает 56 % в залежи пласта ТП₁₁ и 68 % в залежи пласта ТП_13-14.

В пластах ТП_9-1, ТП_10-0, ТП₁₀, ТП₁₂, ТП₂₄, ТП₂₆ апт-верхнеготеривских отложений (танопчинская свита) содержатся залежи мелкие и средние по величине запасов газа.

Большая часть залежей малоизучена и нуждается в доразведке.

К пластам БЯ₁, ВЯ₂, ВЯ₅, БЯ₆, ВЯ₇, ВЯ₈ нижнего готерив-валанжина приурочены более крупные по запасам газа залежи.

Эти залежи малоизучены, доля запасов категории C₁ в них составляет 22 - 59 % от общих.

В ГКЗ нефтегазовые запасы по этим залежам не утверждались. Проницаемые разности пород группы БЯ характеризуются сложным строением, значительной литологической и петрофизической неоднородностью и как следствие - невысокими коллекторскими свойствами.

Характер продуктивности пластов в интервале БЯ₁ - БЯ₈ по данным ГИС интерпретируется неоднозначно и устанавливается по комплексу данных с привлечением материалов по испытанию объектов.

С уменьшением зернистости материала увеличивается содержание глинистой составляющей, что приводит в итоге к ухудшению коллекторских свойств литологических разностей. Наилучшими ФЕС характеризуются средне- и мелкозернистые песчаники, которые имеют k_п до 33 % и k_пр более 1 мкм² (1 дарси) (преобладают породы с kп = 15 - 19 %).

Мелкозернистые песчаники и алевролиты имеют к_а до 25 % и k_пр от 10*10^-15 м² до 1*10^-12 м² (преобладают породы с k_п = 12 - 16 %).

С увеличением глинистости проницаемость резко снижается.

Плотные глинистые алевролиты с незначительной примесью карбонатного материала имеют k_п в пределах 8 - 10 % и k_пр около 1*10^-15 м2.

Такие породы относятся к разряду неколлекторов.

Низкой степенью изученности характеризуются также мелкие ГК залежи в пластах Ю₂ и Ю₃. Доля запасов газа категории С₁ в этих залежах не превышает 27 - 29 % от общих.

Харасавэйское ГКМ связано с крупнейшей в Западной Сибири термобарофлюидальной аномалией.

Современные геотемпературы в кровле пласта Ю₂ достигают 135 - 145 °С, в подошве юры предполагаются 175 - 190 °С, максимальные палеотемпературы в раннеолигоценовое время составляли не менее 200 - 215 °С.

Соответственно уровень катагенеза в кровле юры достигает уровня коксовых-отощенноспекающихся углей (R° = 1,45 - 1,65 %).

Подобные термоглубинные и катагенетические условия крайне неблагоприятны для сохранности первичной пористости и проницаемости в песчаниках и алевролитах, т.е. песчано-алевролитовые разности теряют при этих условиях коллекторские свойства.

В связи с этим весь нижнесреднеюрский разрез вмещает газоконденсатные залежи с преимущественно геологическими (но не извлекаемыми) запасами.

Только в менее прогретых и относительно менее уплотненных породах горизонтов Ю₂ и Ю₃ сохранились незначительные объемы коллекторов с удовлетворительными ФЕС, которые вскрыла единственная продуктивная юрская скважина 45.

Опоискование месторождения, в целом, закончено, так как бурение поисковых скважин на юру не приведет к открытию сколько-нибудь значительных скоплений углеводородов. Перспективы прироста новых запасов газа и конденсата категории C₁ + С₂ сохраняются только в морской части месторождения.

Для разведки морской части месторождения необходимо бурение наклонно-горизонтальных скважин до низов неокома.

На всех открытых месторождениях Ямала в юрских отложениях установлена зона аномально высоких пластовых давлений (АВПД) с превышением пластового давления над гидростатическим.

Харасавэйское ГКМ - исключение из этого общего правила: АВПД установлено здесь значительно выше юрских отложений вплоть до пластов ТП₂₀ танопчинской свиты, а незначительное превышение пластового давления (до 5 %) отмечается даже в пласте ТП_ю.

Газовая залежь пласта ПК₁ открыта в интервале с а.о. - 690... - 788 м.

Дебит газа при испытании скважин составляют 162,4 - 522,5 тыс м³/сутки.

ГВК принят на абсолютной отметке - 788 м.

Залежь пластово-массивная, площадь 44,5*15 км², высота 98 м.

Пластовое давление 7,95 МПа, пластовая температура +24 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется по скважинам от 5,2 до 92 м.

Кп пород-коллекторов в среднем равен 31,5 %, kпр = 106·10-15 м2, kг = 69,5 %.

Залежь экранируется мощной (до 600 - 700 м) глинистой покрышкой турон-датского возраста.

Газовая залежь пласта ТП_1-5 открыта в интервале с а.о. - 1365... - 1526 м.

Дебитгаза при опробовании изменяются в интервале 227,7 - 1008,1 тыс м³/сутки.

Содержание стабильного газового конденсата в целом по залежи составляет 2,5 г/м³.

ГВК принят на а.о. - 1526 м. Залежь - пластовая, сводовая, размеры 42*16,5 км², высота 161 м.

Пластовое давление - 15,27 МПа, температура +51 °С.

По запасам залежь является самой крупной на месторождении.

Эффективная газонасыщенная толщина составляет в среднем 46,1 м; k_п пород-коллекторов 25 %; k_пр = 192*10^-15 м²; k_г = 65 %.

Залежь экранируется глинами нижнехантымансийской подсвиты (альб) мощностью 170 - 200 м.

Газовая залежь пласта ТП₆ открыта в интервале с а.о. - 1496... - 1533 м.

Пласт не испытан на приток.

ГВК принят на а.о. - 1533 м.

Залежь - пластовая, сводовая, с востока и запада частично литологически ограниченная, размеры 12,5*5,5 км², высота 37 м.

Пластовое давление - 15,73 МПа, температура +53 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта 7 м. Среднее значение k_п составляет 25 %; k_пр = 8·10^-15 м²; k_г= 65 %.

Залежь экранируется по площади глинистым пластом мощностью 2.6 - 7,9 м.

Газовые залежи пластов ТП₈ и ТП_9-1 открыты в интервалах с а.о. - 1561... - 1613 и 1608 - 1613 м соответственно.

Глинистые разделы между песчаными пластами имеют небольшую мощность - от 5 до 15 м и по всей видимости не являются надежным экраном.

Дебит газа при опробовании составляют 230,1 - 1017,0 тыс м³/сутки.

ГВК принят на а.о. - 1613 м.

Залежи массивные, водоплавающие, размеры 17,5*7,5 и 2,5*1,5 км² соответственно, высота 5 - 52 м.

Пластовое давление - 16,28 МПа, температура +55 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины в среднем по пластам составляют 12,7 и 5 м соответственно. k_ппород-коллекторов = 23 %; k_пр = 173·10^-15 м²; k_г = 69 %.

Газовая залежь пласта ТП10-0 открыта в интервале с а.о. - 1651... - 1704 м и приурочена к песчано-алевролитовому пласту, имеющему практически повсеместное распространение по площади месторождения.

Дебит газа - 135,4 - 457,2 тыс м³ /сутки.

ГВК принят на а.о. - 1704 м. Залежь - пластовая, сводовая, размеры 15*7,5 км², высота 53 м.

Пластовое давление - 16,9 МПа, температура +58 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины пласта 1 - 9,2 м; k_з пород-коллекторов в среднем 23 %; k_г = 60 %.

Залежь экранируется глинистыми отложениями мощностью 6,8 - 16 м.

Газовая залежь пласта ТП₁₀ открыта в интервале с а.о. - 1658... - 1811 м.

Дебитгаза при опробовании составляют 7,0 - 59,8 тыс м³/сутки.

ГВК условно принят на а.о. - 1811 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 36*14,5 км², высота 153 м.

Пластовое давлении - 17,86 МПа, температура + 62 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины пласта 1 - 8.6 м; k_п пород-коллекторов в среднем 21 %; k_г = 63 %.

Залежь экранируется глинистыми породами мощностью 7,6 - 34 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₁ открыта в интервале с а.о. - 1685... - 1773 м.

Испытание проведено в восьми скважинах. Дебит газа изменяется от следов (скв 17) до промышленно-продуктивных притоков дебитом 473,0 тыс м³/сутки (скв 3).

Дебит конденсата в скв 53 составил 7,28 м³/сутки на 6-мм штуцере.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 41 г/м³.

ГВК по данным ГИС в скв 3 и 13 определено, как среднее между абсолютными отметками - 1768,9 и 1777,2 м, т.е. на а.о. - 1773 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 19*10 км², высота - 88 м.

Пластовое давление - 18,3 - 19,4 МПа, температура +63 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется в широких пределах, достигая 18 м (скв 72).

В среднем по залежи эффективная газонасыщенная толщина составляет 6,5 м.

Песчанистость пласта изменяется от 8,6 % (скв 19) до 82,7 % (скв 73).

Средняя песчанистость по пласту - 24,1 %. к_а по данным ГИС (керн из этого пласта не поднят) в среднем составляет 21 %, к_т = 63 %.

Пласт по площади распространен повсеместно и от вышележащего пласта ТП₁₀ отделяется глинистыми отложениями мощностью 10 - 15 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₂ открыта в интервале с а.о. - 1758... - 1872 м.

Вскрыта 13^ю скважинами.

При опробовании в скв 18 дебит газа составил 167,9 тыс м³/сутки на 16-мм диафрагме, конденсата 5,48 м³/сутки на 8-мм штуцере.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 41 г/м³.

ГВК принят на а.о. - 1872 м.

Залежь - пластовая, литологически экранированная, размеры 24,5*7 км², высота 114 м.

Пластовое давление - 20 МПа, температура +65 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины пласта изменяются по скважинам в интервале 1,8 - 10,8 м.

Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0 (скв 19, 40, 48 и др.) до 86,1 % (скв 57).

Средняя песчанистость пласта 33,3 %; k_п коллекторов 20 %; k_г = 65 %.

Газоконденсатная залежь пластов ТП_13-14 открыта в интервале с а.о. - 1775... - 1891 м.

Пласты гидродинамически связаны между собой и распространены на площади месторождения повсеместно.

Пласты испытаны в 14 скважинах.

Притоки изменяются от 0 («сухо») (скв 14) до 199,5 тыс м³/сутки (скв 56).

Газ с конденсатом получен в скв 6, 18, 40, 53, 56.

Дебит конденсата изменяется от 5,3 (скв 56, штуцер 10 мм) до 5,85 м³/сутки (скв 18, штуцер 8 мм).

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 48 г/м³.

Максимальная абсолютная отметка получения продукта установлена в скв 40 ( - 1893,2 м).

В то же время газ с водой получен в скв 6 и 59 на а.о. - 1872... - 1877 м и - 1887,2... - 1894,2 м соответственно.

В скв 62 отмечена максимальная отметка кровли водоносного пласта - а.о. - 1883,8 м.

Средняя а.о. ГВК принята на - 1891 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 22,5*13,3 км², высота - 116 м.

Пластовое давление изменяется в диапазоне 18,7 - 21,0 МПа, температура +65 - 78 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта 5,2 - 42,8 м.

Коэффициент песчанистости пластов изменяется от 7,7 % (скв 14) до 87,7 % (скв 40), составляя в среднем - 48,5 %; k_п пород-коллекторов в среднем равен 19 %; k_пр - 60х10^-1 м²; k_г = 65 %.

Газоконденсатная залежь пластов ТП_15-16 открыта в интервале с а.о. - 1873... - 1923 м.

Пласты опробованы в скв 9 и 73.

Получены промышленные притоки газа и конденсата дебитом 138,1 - 154,3 тыс м³/сутки.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 39,5 г/м³.

Нижняя отметка подошвы газонасыщенного прослоя в скв 73 - 1921 м.

Кровля водоносных коллекторов наиболее гипсометрически высокой скв 13 находится на абсолютной отметке - 1924,8 м.

ГВК условно принят на а.о. - 1932 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 15,5x7 км, высота - около 50 м.

Отличительной особенностью залежи является превышение пластового давления (р_пл = 22,86 МПа) над гидростатическим примерно в 1,3 раза, что может быть связано с полной изолированностью коллекторов в этих пластах.

Средняя пластовая температура +65 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта 4 - 16,4 м; к_п пород-коллекторов в среднем равен 23 %; k_пр = 4,4·10^-15 м²; k_г = 53 %.

Коэффициент песчанистости в пластах изменяется от 0 (скв 34, 59, 64) до 84,1 % (скв 11).

Газоконденсатная залежь пластов ТП_21-23 открыта в интервале с а.о. - 2062... - 2112 м.

Дебит газа и конденсата в скв 9 составил 122,3 тыс м³/сутки.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 79,9 г/м³.

Положение ГВК наклонное.

На восточном склоне он принят на а.о. - 2112 м, на западном - 2093 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 15*7,5 км², высота - 50 м.

Пластовое давление - 25,07 МПа, температура + 70 °С.

Для залежи характерно АВПД.

Пластовое давление выше гидростатического в 1,6 раза.

Эффективная газонасыщенная толщина в среднем составляет 8 м.

Коэффициент песчанистости пластов изменяется от 0 (скв 33) до 36,2 (скв 3), среднее значение его 24,2 %; k_п пород-коллекторов = 18 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₂₄ открыта в интервале с а.о. - 2126... - 2148 м.

Вскрыта скв 38 и 56.

Опробована в скв 56, где из интервала с а.о. - 2135,2... - 2144,3 м получен газ дебитом 70,3 тыс м³/сутки и конденсат дебитом 11,28 м³/сутки.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 120 г/м³.

ГВК условно принят на а.о. - 2148 м. Залежь - пластовая, сводовая, размеры 9,7*4,1 км², высота - 22 м.

Пластовое давление - 38,81 МПа, температура - 71 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина 6,8 - 8,2 м.

Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 28,4 (скв 62) до 100 % (скв 48), составляя в среднем 61,2 %; k_п коллекторов 19 %; k_г = 65 %.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₂₅ открыта в интервале с а.о. - 2192... - 2285 м.

Вскрыта 11 скважинами, опробована в скв 36, 40, 58, 62.

Из них в 2^х получены притоки газа, в 2^х других - вода.

Максимальный дебит газа с конденсатом зафиксирован в скв 40 (228,5 тыс м³/сутки) в интервале с а.о. - 2265,2... - 2285,2 м.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 181,3 г/м³.

Нижняя отметка газа со следами воды в скважине 36 - 2295,3 м.

ГВК принят на западном склоне на а.о. - 2280 м, на восточном - на а.о. - 2285 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 17,8*10 км², высота - 93 м.

Пластовое давление - 39,46 МПа, температура +80 - 89 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина 3,2 - 11,0 м.

Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0 (скв 8, 33, 57, 59) до 54,7 % (скв 44), составляя в среднем 30,8 %; k_п проницаемых разностей в среднем - 23 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₁ открыта в интервале с а.о. - 2232... - 2385 м.

В пределах контура пласт испытан в восьми скважинах.

Максимальный дебит газоконденсатной смеси в скв 42 составил 418,0 тыс м³/сутки на 12-мм диафрагме.

При этом дебит газа сепарации на 12-мм диафрагме составил 314 тыс м³/сутки, а конденсата 16,4 м³/сутки.

Максимальный дебит конденсата зафиксирован в скв 20 - 34,56 м³/сутки на 14-мм штуцере.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 133,7 г/м³.

По комплексу данных ГИС и опробования скв 65 ГВК установлен на а.о. - 2385 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 23,3*14 км², высота -153 м.

Пластовое давление - 40,43 МПа, температура +81 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины варьируют в пределах 0,4 - 6,8 м; k_п пород в среднем - 20 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₂ (рис. 4) открыта в интервале с а.о. - 2236... - 2436 м. Опробование выполнялось в 20 скважинах. Из них в 4 скважинах получили притоки воды, в 2^х - объект испытания оказался сухим. В остальных скважинах получены притоки газа с конденсатом. Максимальный дебит газоконденсатной смеси зафиксирован в скв 48, где в интервале абсолютных отметок - 2301 - 2311 м получен приток дебитом 318,65 тыс м³/сутки. В этой скважине при дебите газа сепарации 145,8 тыс м³/сутки на 15-мм диафрагме дебит конденсата составил 34,05 м³/сутки на 6-мм штуцере. Максимальный дебит конденсата получен в скв 43 - 45,9 м³/сутки на 16-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 180,2 г/м³. В пределах структуры в коллекторах пласта ВЯ₂ существует зона, гидродинамически не связанная с коллекторами основной части залежи. Это подтверждается испытанием скв 3, где выше уровня контакта получен приток пластовой воды. ГВК по основной залежи принят на а.о. - 2436 м, соответствующей нижней границе коллектора в скв 65, из которой получили приток газа. Залежь - пластовая, сводовая, размеры 31,2*17 км², высота - 200 м. Пластовое давление - 41,71 МПа, температура + 86 °С. Общая мощность пласта 11 - 25 м, эффективная - 1,2 - 17 м; k_п пород-коллекторов в среднем составляет 19 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₅ открыта в интервале с а.о. - 2441... - 2600 м.

Пласт опробован в 10 скважинах.

В скв 65 из интервала с абсолютными отметками - 2618... - 2624 м получен приток пластовой воды.

В скв 58 и 68 объекты оказались сухими.

В остальных скважинах получены притоки газа с конденсатом.

Максимальный дебит газа сепарации получен в скв 56 и составил 244,6 тыс м³/сутки на 18-мм диафрагме, при этом дебит конденсата составил 26,31 м³/сутки на 10-мм штуцере.

Максимальный дебит конденсата зафиксирован в скв 48 - 30,62 м³/сутки.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 161,7 г/м³.

ГВК принят по данным ГИС на а.о. - 2600 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 32*13,5 км², высота - 159 м.

Пластовое давление - 40,11 МПа, температура +94 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 1,4 м (скв 60) до 9 м (скв 57); k_п пород-коллекторов в среднем составляет 15 %; k_г = 55 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₆ открыта в интервале с а.о. - 2464... - 2620 м.

Испытания проведены в 8 скважинах, в 3 из них (скв 58, 65, 68) притоков не получено.

По данным ГИС в этих скважинах коллектор заглинизирован.

В остальных скважинах получены притоки газоконденсатной смеси.

Максимальный дебит газоконденсатной смеси зафиксирован в скв 56 - 194,9 тыс м³/сутки на 17-мм диафрагме.

Максимальный дебит конденсата зафиксирован в скв 48 - 31,47 м³/сутки на 8-мм штуцере.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 161 г/м³.

Коллекторы пласта сильно заглинизированы, и в особенности, на южной периклинали залежи. ГВК условно принят на а.о. - 2620 м, по нижней границе интервала перфорации в скв 58, где хотя притока газа не получили, но геофизические характеристики аналогичны характеристикам этого пласта в скв 59, где получен приток газа.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 30,4*13 км², высота - 156 м.

Пластовое давление - 40,41 МПа, температура +100 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины 3,2 - 24,2 м; k_п пород-коллекторов 15 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₇ открыта в интервале с а.о. - 2514... - 2711 м.

Испытания объекта проводились в 5 скважинах, в 2 из которых (скв 58 и 65) притоков углеводородов не получено, а в 3^х (59, 64, 72) - зафиксированы притоки газа с конденсатом.

Максимальный дебит газоконденсатной смеси зафиксирован в скв 60 - 65,6 тыс м³/сутки на 10,2-мм диафрагме.

Дебит конденсата при этом составил 14,41 м³/сутки.

В остальных скважинах дебит газа и конденсата незначительны, что объясняется низкими коллекторскими свойствами пласта и его незначительной эффективной мощностью.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 156 г/м³.

ГВК условно принят по нижней границе интервала перфорации в скв 65 на а.о. - 2711 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 26,8*15,7 км², высота - 197 м.

Пластовое давление - 50,86 МПа, температура + 98,5 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины 1,2 - 12 м; kп коллекторов в среднем 15 %; k_г = 55 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₈ открыта в интервале с а.о. - 2556... - 2722 м.

Испытания проведены в 6 скважинах. В 2 из них (58 и 68) притоков не получено, в 4 - получены притоки газа с конденсатом дебитами от 2,7 (скв 64) и 46,9 тыс м³/сутки (скв 60, диафрагма 10 мм).

Максимальный дебит конденсата зафиксирован в скв 60 и составил 9,09 м³/сутки на 10-мм диафрагме.

Низкий дебит- следствие ухудшенных коллекторских свойств пластов.

Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 203 г/м³.

ГВК принят условно на а.о. - 2722 м.

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 30*14 км², высота - 166 м.

Пластовое давление - 48,85 МПа, температура +101 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов 2,0 - 118 м; k_п проницаемых пород 14 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта Ю2 открыта в интервале с а.о. - 3260... - 3280 м.

Вскрыта 3^мя скважинами (42, 45, 47), причем скв 42 вскрыла пласт в заглинизированной зоне, поэтому притока при испытании получено не было.

В скв 45 дебит газоконденсатной смеси составил 107,27 тыс м³/сутки на 6-мм диафрагме.

Содержание стабильного конденсата - 70 г/м³.

ГВК условно принят на а.о. - 3280 м.