4.2 Медвежье газовое месторождение
Общие сведения
Медвежье газовое месторождение -- уникальное по запасам газа, расположено в Ямало-Ненецком автономном округе, в 50 км к юго-востоку от пос. Ныда. Входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1967 году. Разрабатывается с 1972 года. Разработку месторождения осуществляет ООО «Газпром добыча Надым».
Рис.5: Обзорная карта
Строение
Приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям Медвежьего вала. Размеры структуры -- 120 х 25 км. Амплитуда структуры -- около 140 м, площадь -- свыше 2100 кмІ.
Сеноманские отложения имеют мощность 270-300 м. Покрышкой служат морские глинистые турон-датские отложения общей мощностью около 600 м. Средняя толщина продуктивного пласта -- 24-113 м, эффективная толщина -- 44 м. Газ на всей площади подстилается подошвенной пластовой водой. Протяжённость залежи 120 км, высота -- 114-135 м, ширина: в пределах Медвежьего поднятия -- 13-26 км, Ныдинского -- до 18 км.
Геологические запасы газа составляет 4 700 млрд мі. Остаточные запасы газа оценивались в 2 200 млрд мі.
Освоение
Первым плацдармом для освоения Медвежьего стал пос. Лабытнанги, где в 1967 году в составе Тюменьгазпрома была организована Дирекция по обустройству северных промыслов и газопроводов. По словам главного инженера Тюменьгазпрома Ю. И. Топчева, «за три года, предшествующие штурму Медвежьего, газовики и строители сделали в Лабытнангах и Надыме очень мало».
В ноябре 1970 года дирекция перебазировалась в пос. Надым, в Лабытнангах осталось её отделение. Строительство скважин было поручено Главтюменьнефтегазу, в Лабытнангах была организована Полярная экспедиция глубокого бурения.
Первая машина переправилась на правый берег р. Надым в декабре 1970 года, но дальше Русского поля (десятикилометровое болото) транспорт пройти не смог. Лишь во второй половине января 1971 года строители дошли до места, где началось строительство пос. Пангоды.
Первым объектом стал газосборный пункт № 2 (ГП-2), расположенный в 20 км от Пангод (в 1973 году Мингазпром ввёл единое наименование -- установка комплексной подготовки газа (УКПГ)). Первой пробурили опорную скважину № 52.
Рис.6: Медвежье газовое месторождение
23 декабря 1971 года было установлено воздушное сообщение с пос. Пангоды. Вскоре взлётно-посадочная полоса принимала до 40 рейсов тяжёлых грузовых самолётов.
29 декабря начался монтаж технологического оборудования на ГП-2.
В декабре 1971 года было организовано Надымское газопромысловое управление (с 1973 года -- «Надымгазпром»).
В середине марта 1972 года вступила в строй опорная газовая скважина № 52, что позволило обеспечить газом электростанцию и котельную в Пангодах. В конце марта начальник военизированной пожарной части В. А. Березин зажёг на ГП-2 факел -- шестой в Тюменской области.
20 мая старший оператор по добыче газа Валерий Захаренков перевёл скважины в режим цеха -- с этого момента качественный промышленный газ Медвежьего стал поступать в газотранспортную систему.
В первый год строительство скважин велось с запозданием, поэтому вместо планируемых 4 млрд мі добыча газа составила 1,9 млрд мі. При этом мощность ГП-2 составляла 8,5 млрд мі в год.
Исправить положение удалось лишь после передачи Полярной экспедиции глубокого бурения в ведение Мингазпрома. При строительстве третьего по счёту ГП-1 (вторым был ГП-3) отставание было ликвидировано. На ГП-3 использовалось оборудование из Франции, однако опыт эксплуатации вскоре показал большую эффективность схемы гликолевой осушки, применявшейся на отечественном оборудовании.
В Пангодах была организована производственно-диспетчерская служба под руководством И. С. Никоненко.
Для транспортировки газа с Медвежьего месторождения был построен газопровод Медвежье -- Надым -- Пунга, где использовались только трубы диаметром 1420 мм. В октябре 1974 года газ Медвежьего поступил в Москву.
В конце 1977 года Медвежье вышло на проектный уровень добычи.
Проект обустройства корректировался на ходу, поэтому мощность девятой УКПГ была сокращена вдвое, а от ввода десятой решили отказаться.
В 1982 году на ГП-7 в ночь с 21 на 22 апреля произошел взрыв и пожар на газопроводе 1000 мм. В результате сгорел поселок строителей, были многочисленные жертвы, в основном обгоревшие и обмороженные. Мороз достигал 20 градусов при сильном ветре. Людей собирали и везли на ближайший промысел ГП-6. В 2013 году ГП-7 выведено из эксплуатации по отработке газоносного пласта.
Ныдинский участок
1 декабря 2011 года на Ныдинском участке была официально запущена в эксплуатацию УКПГ-Н (рабочая эксплуатация ведётся с 24 ноября). Это первая УКПГ Медвежьего, рассчитанная на подготовку газа и газового конденсата методом низкотемпературной сепарации. Максимальная производительность по сырому газу составляет 2,7 млрд мі в год и до 60 тыс. тонн в год по газовому конденсату.
Все технологические процессы максимально автоматизированы на основе принципа «малолюдных технологий». Непосредственно на площадке располагается лишь операторная. Возможно, со временем управление полностью будет осуществляться с соседней УКПГ-9.
На Ныдинском участке ООО «Газпром добыча Надым» впервые занялось разработкой апт-альбских отложений.
Характеристика продуктивных газоносных пластов
В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие три структурных этажа: фундамент, промежуточный этаж и осадочный чехол.
Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, составленной в 1984 году, ГКМ Медвежье находится в пределах структуры первого порядка - Медвежьего мегавала, который осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным.
Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25-50 км.
Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скважины 11).
По новым данным бурения структурная поверхность по кровле сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась более сложной, чем по данным разведочного бурения.
Рис.7: Структурная карта ГКМ Медвежье
Геологический разрез представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, метаморфизованными породами палеозойского фундамента. Глубокие разведочные скважины вскрыли нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м.
Западно-Сибирская провинция делится на три нефтегазоносных комплекса: юрский, неоком-аптский и апт-сеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки. Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9-1130,4 м.
Продуктивная толща сеномана представлена песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациально замещаются на различных расстояниях.
Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от 17 до 90 %, составляя в среднем для залежи - 70 %. Эксплуатационное бурение установило значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30-50 м, вместо ожидаемых 60-70 м.
Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. ГВК отбит на абсолютных отметках от 1227,6 м до 1141,2 м. Залежь имеет следующие размеры: длина 116 км, ширина до 26 км, площадь газоносности 1993,3 км2.
При испытании разведочных скважин получены промышленные притоки газа от 541 до 1490 тыс. м3/сут через 25,4-31,7 мм штуцер при депрессиях 0,195-3,75 МПа. Начальный дебит эксплуатационных скважин 519- 1500 тыс.м3.
Рис.8: Продольный профиль текущего ГВК по месторождению Медвежье.
Наиболее часто встречаются значения пористости 25-35%. Среднее значение пористости по керну составило 28,8%. Проницаемость изменяется от 1 мД до нескольких Дарси. Средневзвешенное значение проницаемости по месторождению составило 0,6 Д.
Усложнения структурной поверхности привели к сокращению общих и эффективных толщин не только в межсводовых и боковых прогибах, но и в зоне расположения эксплуатационных скважин.
Так скважины УКПГ-5 (№№ 504, 511, 503), УКПГ-7 (№№ 715, 716) вскрыли продуктивные отложения на 10-50 м гипсометрически ниже проектных отметок. На 35-40 м ниже ожидаемого вскрыты продуктивные отложения скважинами УКПГ-8 (№№ 852 853, 858, 859). Ниже ожидаемых отметок вскрыта кровля сеномана скважинами УКПГ-9 (№№ 1056, 1057, 1047), где разрез практически заглинизирован.
Не подтвердили приподнятый участок, выделенный по сейсмике, результаты бурения скважин 1050,1051,1045,1046. Фактически продуктивные отложения вскрыты на 15-17 м ниже проектных отметок.
Сеноманская продуктивная толща месторождения Медвежье представляет собой единую газогидродинамическую систему, которая характеризуется неповсеместным распространением проницаемых пластов по площади и частым расчленением их на ряд пропластков.
4.3 Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение
Общие сведения
Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) -- месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Размеры ЯНГКМ -- 170 на 50 километров. По административно-территориальному делению северная территория месторождения находится в Тазовском, а южная -- в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа.
Лицензия на разработку ЯНГКМ принадлежит ООО «Газпром добыча Ямбург» -- 100 %-ному дочернему обществу ПАО «Газпром».
Ландшафт -- тундровая слабовсхолмленная равнина с густой сетью рек, ручьёв, озёр, болот. Толщина вечной мерзлоты достигает 400 метров. Самый холодный месяц -- январь со средней температурой минус 25 градусов по Цельсию. Нередко температура опускается до отметки 55 и ниже. Зарегистрирована минусовая температура в 63 градуса (январь 2006 г.). Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях.
История
Открытие Ямбургского и других месторождений геологи подготовили на самом «пике» Великой Отечественной войны. В 1943 году первые их группы разбивали палатки в районе рек Таз, Пур, Мессояха.
В 1959 году нефтегазовые поисковые работы на территории Тазовского района возобновились. В 1961 году на месте нынешнего поселка Газ-Сале высадились геологоразведчики и приступили к бурению скважины № 1. Проходку вела бригада мастера Н.И. Рындина. 27 сентября 1962 года «ударил» газ. Через год была образована Тазовская нефтеразведочная экспедиция с местом базирования в Новой Мангазее. Начальником экспедиции был назначен В.Т. Подшибякин, главным геологом Г.П. Быстров. 30 ноября 1963 года был получен газ на второй скважине.
Бурение вёл коллектив мастера Н.И. Рындина. Так было открыто Тазовское месторождение. 18 октября 1965 года экспедицией было открыто Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение. 1960--1970 годы ознаменовались для экспедиции целой серией крупных открытий, в этом ряду самые крупные -- Уренгойское и Ямбургское.
В сезон 1965--1966 годов были подготовлены верхнемеловые залежи Ямбургской площади к разведочному бурению.
В 1968 году на этот участок высадился десант геофизиков под руководством Леонида Кабаева, в будущем лауреата Ленинской премии. Следом пришли проходчики недр Тазовской нефтеразведочной экспедиции. Запасы предполагались огромные.
В своих воспоминаниях геолог Ф. К. Салманов рассказывает, как находили Ямбургское месторождение: «В конце апреля 1969 года было решено доставить буровую установку с Тазовской на Ямбургскую площадь. Весь май шёл завоз оборудования и материалов. В июле бригада Анатолия Гребенкина закончила монтаж и тут же бригада бурового мастера В.В. Романова начала отсчет первых метров проходки Ямбургской скважины. 13 августа достигли проектной глубины и при испытании скважина дала мощный фонтан газа. Окрыленный успехом, Романов пошёл на его оконтуривание по крыльям залежи на восток. И ещё несколько скважин попали в контур».
В 1972 году бригада бурового мастера В.В. Полупанова завершила проходку глубокой скважины на Ямбургской площади. Испытание было поручено специально сформированной бригаде, возглавил которую мастер Алексей Мыльцев.
Запасы
Месторождение относится к распределённому фонду недр. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Общие геологические запасы оцениваются 8,2 трлн мі природного газа. По состоянию на апрель 2009 г., остаточные геологические запасы составляли 4,2 трлн мі природного газа и 42,31 % от общих геологических запасов Ямбургского месторождения.
Месторождение относится к классу супергигантских. По данным ООО «Газпром добыча Ямбург», Ямбургское месторождение занимает пятое место в мире по объему начальных разведанных запасов -- 6,9 трлн куб. м газа (после месторождений Северное/Южный Парс (Катар/Иран), Уренгойское, Хайнесвилл (США) и Галкыныш (Туркмения)).