USD 76.0381

+1.01

EUR 90.0063

+1.05

BRENT 41.99

+0.29

AИ-92 43.36

+0.04

AИ-95 47.45

+0.01

AИ-98 53.47

+0.11

ДТ 47.38

+0.01

7250

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 ТП1-5, ТП6, ТП8, ТП9-1, ТП10-0, ТП10, ТП11, ТП12, ТП13-14, ТП15-16, ТП21-23, 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, ТП1-5, 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 ТП1-5 уже разрабатывается для местных хозяйственных нужд. 

 

Залежи в пластах ТП11, ТП13-14, ТП15-16 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 ТП13-14.

В пластах ТП9-1, ТП10-0, 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 kп до 33 % и kпр более 1 мкм2 (1 дарси) (преобладают породы с kп = 15 - 19 %). 

Мелкозернистые песчаники и алевролиты имеют ка до 25 % и kпр от 10*10-15 м2 до 1*10-12 м2 (преобладают породы с kп = 12 - 16 %). 

С увеличением глинистости проницаемость резко снижается. 

Плотные глинистые алевролиты с незначительной примесью карбонатного материала имеют kп в пределах 8 - 10 % и kпр 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 ТПю

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 ТП1-5  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; kп пород-коллекторов 25 %; kпр = 192*10-15 м2; kг = 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 kп составляет 25 %; kпр = 8·10-15 м2; kг= 65 %.

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

 

Газовые залежи пластов ТП8 и ТП9-1 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. kп пород-коллекторов = 23 %; kпр = 173·10-15 м2; kг = 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; kз пород-коллекторов в среднем 23 %; kг = 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; kп пород-коллекторов в среднем 21 %; kг = 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 %. ка по данным ГИС (керн из этого пласта не поднят) в среднем составляет 21 %, кт = 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 13ю 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 %; kп коллекторов 20 %; kг = 65 %. 

 

Газоконденсатная залежь пластов ТП13-14 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 %; kп пород-коллекторов в среднем равен 19 %; kпр  - 60х10-1 м2; kг = 65 %. 

 

Газоконденсатная залежь пластов ТП15-16 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 (рпл = 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; кп пород-коллекторов в среднем равен 23 %; kпр = 4,4·10-15 м2; kг = 53 %. 

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

 

Газоконденсатная залежь пластов ТП21-23 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 %; kп пород-коллекторов = 18 %; kг = 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 %; kп коллекторов 19 %; kг = 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 2х получены притоки газа, в 2х 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 %; kп проницаемых разностей в среднем - 23 %; kг = 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; kп пород в среднем - 20 %; kг = 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 2х - 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; kп пород-коллекторов в среднем составляет 19 %; kг = 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); kп пород-коллекторов в среднем составляет 15 %; kг = 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; kп пород-коллекторов 15 %; kг = 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 3х (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 %; kг = 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; kп проницаемых пород 14 %; kг = 60 %. 

 

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

Вскрыта 3мя 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. 

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 15*7,7 км2, высота - 20 м. 

Пластовое давление - 62,91 МПа, температура +120 °С.

Эффективная толщина пород-коллекторов 0,8 - 2,2 м; kп = 15 %; kг = 70 %. 

 

Газоконденсатная залежь пласта Ю3 открыта в интервале с а.о. - 3288... - 3312 м. 

Вскрыта 3мя скважинами. 

Опробована в скв 45 совместно с залежью пласта Ю2

Содержание стабильного конденсата 90 г/м3

ГВК условно принят на а.о. - 3312 м. 

Залежь - пластовая, сводовая, размеры 17,8*8,7 км2, высота - 24 м. 

Пластовое давление - 62,91 МПа, температура +120 °С. 

Эффективная толщина пород-коллекторов 2,4 - 3,4 м; kп пород-коллекторов в среднем составляет 15 %; kг = 70 %. 

 

Отложения джангодской свиты (пласты Юю-12) опробованы в скв 103 в интервалах 3932 - 3938 и 3776 - 3786 м; притока пластового флюида не получено. 

Температура на глубине 3900 м составила +148 °С.