Ярактинское месторождение геология. Ярактинское. 1 Геологический раздел 1 Общие сведения о районе работ

• Название: 1 Геологический раздел 1 Общие сведения о районе работ
• Анкор: Ярактинское месторождение геология
• Дата: 29.03.2023
• Размер: 0.64 Mb.
• Имя файла: Ярактинское.docx
• Тип: Документы; #1024472

1 Геологический раздел

1.1 Общие сведения о районе работ

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1969 году. Расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районов Иркутской области (рис.1). В 2003 году ИНК первой приступила к промышленной эксплуатации нефтегазовых месторождений в Иркутской области, добыв первые 73 тысячи тонн нефти и газового конденсата.

В данном районе наблюдается резко континентальный климат, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур. Зима холодная и продолжительная, а лето короткое и жаркое. В декабре и январе наблюдаются крайне низкие температуры воздуха (48 – 55°С).



Рисунок 1- Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение.
Обустроенных дорог на площади нет. Надежное передвижение и перевозка грузов возможна только по зимним дорогам в период с декабря по март. В летнее время перевоз возможен лишь вездеходным транспортом в сухую погоду.

Итоговые запасы нефти на 2015 год категории С₁ составляют 98 647/47 563 тыс. т, категории С₂ – 12 667/6 105 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа категории С₁ составляют 8 118 млн.м³, категории С₂ – 1 061 млн.м³.

Запасы свободного газа газовой шапки плюс свободный газ в целом по месторождению в сумме по категориям ВС₁+С₂ составляют 48 541 млн.м³, в том числе по категории С₁ – 44 732 млн.м³, по категории С₂ – 3 809 млн.м³.

Запасы конденсата в целом составляют 9 068 тыс. т по месторождению, по категории С₁ – 8 340/4 920 тыс. т, по категории С₂ – 728/430 тыс. т, КИК 0,59.

Таким образом, Ярактинское месторождение является крупным по запасам нефти и пластового газа. Согласно оперативной оценке, выполненной в 2014 г., доля запасов нефти категории С₂ составляет 11 % (газа – 8 %), т.е. месторождение является недоразведанным.
1.2 Стратиграфия

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к южному склону Непско-Ботуобинской антеклизы, связано с терригенными отложениями в основании осадочного разреза и по своему строению относится к обычным для этой зоны месторождениям не антиклинального типа.

Осадочный разрез подстилается отложениями фундамента, представленными гранито-гнейсами, реже кристаллическими сланцами. Вскрытая толщина пород фундамента в пределах Ярактинского месторождения не превышает 37 м.

Осадочный венджембрийский разрез включает (снизу-вверх) терригенные отложения непской свиты, карбонатно-терригенные отложения тирской свиты, карбонатные отложения даниловской свиты, карбонатно-галогенные отложения усольской, бельской, булайской, ангарской и литвинцевской сит, терригенно-карбонатные отложения верхоленской свиты и перекрывается терригенными отложениями ордовика.

Глубина залегания продуктивных пластов колеблется в пределах

2600 – 3400 метров.

Нефтегазоконденсатная залежь Ярактинского месторождения приурочена к песчаникам ярактинского горизонта, залегающим на породах кристаллического фундамента и стратиграфически относящимся к непской свите нижнего венда.

В пределах месторождения ярактинский горизонт повсеместно перекрывается отложениями парфеновского горизонта тирской свиты мощностью от 20 до 24-26 м, представленными алевролитами, массивными алевритистыми доломитами, ангидрито-доломитами и ангидритами в верхней части разреза. Прослои алевролитов, различные по мощности, отмечаются по всему горизонту, преобладая в его верхней части.

Породы парфеновского горизонта отличаются низкими коллекторскими свойствами, преимущественно непроницаемы. Открытая пористость находится в пределах 0,1-2%, редко достигая 5-6%, а проницаемость лишь иногда достигает 0,1-2 мкм².

Преимущественно карбонатные отложения парфеновского горизонта, как и вышележащие сульфатно-карбонатные породы, являются хорошей изолирующей покрышкой для нефтегазоносных песчаников ярактинского горизонта, нижней границей которого является поверхность кристаллического фундамента, а верхняя - довольно четко проводится по смене песчано-глинистых пород карбонатными.

Мощность отложений ярактинского горизонта в пределах месторождения непостоянна и изменяется от 8 до 43 м. Наибольшие толщины, достигающие 43 м, отмечаются в юго-восточной части площади, средние и наиболее выдержанные значения, порядка 17-19 м, фиксируются в ее центральной части.

В разрезе ярактинского горизонта выделяется два песчаных пласта, разделенных глинистой перемычкой, толщина которой достигает 7 м. Области минимальных значений глинистой пачки, в целом, соответствуют зонам максимальных значений мощностей нижележащего песчаного пласта.

Нижний песчаный пласт залегает на коре выветривания фундамента и представлен песчаниками разнозернистыми светло-серыми с прослоями песчаников мелкозернистых и аргиллитов алевритистых. В его основании отмечаются прослои крупнозернистых песчаников буровато-серых и гравелитов песчаных темно-серых.
1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Ярактинское месторождение расположено в южной части Непско-Ботуобинской антеклизы Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (рис.2). Непско-Ботуобинская антеклиза, площадь которой в пределах замкнутой изогипсы -2100 м по поверхности фундамента составляет 300 тыс. км², имеет северо-восточное простирание. С юга антеклиза ограничена Ангаро-Ленской ступенью, с востока - глубоким Предпатомским региональным прогибом.

На западе и северо-западе антеклиза граничит с Присаяно-Енисейской синеклизой, Катангской и Сюгджерской седловинами. В центральной, наиболее приподнятой части антеклизы выделяется крупный погребенный Непский свод, площадь которого достигает 50 тыс. км2 . Непский свод осложнен серией положительных и отрицательных структур более низкого ранга типа выступов, структурных носов и прогибов. Свод антеклизы находится к северо - северо-востоку от месторождения на расстоянии около 200 км.

Месторождение не имеет на своей площади каких-либо тектонических нарушений. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, как и в ряде других районов Иркутского амфитеатра в осадочной толще довольно отчетливо выделяется три структурно-тектонических этажа: подсолевой, солевой и надсолевой. Подсолевой структурный этаж включает комплекс отложений от поверхности кристаллического фундамента до кровли осинского горизонта усольской свиты. Строение подсолевых отложений наиболее полно изучено глубоким бурением в пределах южного и юго-восточного склонов НепскоБотуобинской антеклизы, где поверхность фундамента и подсолевых отложений полого воздымается к северу и северо-востоку.

Отложения соленосного комплекса собраны в высокоамплитудные линейные складки субмеридионального простирания, осложненные разрывными нарушениями, надвигами. В среднем, по южному склону Непско-Ботуобинской антеклизы, градиент падения поверхности фундамента составляет 3,5 м на 1 км, а кровли непской свиты около 2,7 м на 1 км.

Солевой структурный этаж включает в себя галогенно-карбонатные отложения нижнего кембрия от кровли осинского горизонта усольской свиты до подошвы литвинцевской свиты среднего кембрия. Этот осадочный комплекс характеризуется интенсивным развитием дизъюнктивных и пликативных дислокаций, связанных, в основном, с проявлением соляной тектоники, осложненной в отдельных случаях воздействием трапповых интрузий.



Рисунок 2 – Тектоническая карта Ярактинского месторождения.
1.4 Тип коллектора

По результатам оперативного пересчета запасов ярактинского горизонта, выполненного в 2015 году, были объединены пласты I и II Ярактинского НГКМ в единый пласт, так как раздел между пластами не является флюидоупором в связи малой толщиной.

После объединения двух пластов, и бурения новых эксплуатационных скважин на Ярактинском НГКМ в разрезе ярактинского горизонта выявлены пять нефтегазоконденсатных залежей.

По верхнетирскому горизонту было открыто две залежи нефти.

Основным эксплуатационным объектом месторождения является ярактинский горизонт.

Глубина залегания продуктивных пластов колеблется в пределах 2600 – 3400 метров.

Согласно проведенным термодинамическим исследованиям проб пластовой нефти ярактинского горизонта интервала перфорации 2945-3308 м определено, что система находится в однофазном жидком состоянии.

По результатам однократной сепарации компонентный состав нефти в своем составе содержит до 0,036 % метана, 0,196 % этана 0,288 % и 0,827 % пропана. Из неуглеводородных компонентов углекислый газ и азот не обнаружен. Молекулярный вес 229,59 г/моль.

По результатам ступенчатой сепарации компонентный состав нефти в своем составе содержит до 71,23 % метана, 12,66 % этана, 6,44 % пропана. Из неуглеводородных компонентов углекислый газ и азот не обнаружен. Молекулярный вес 23,06 г/моль.

Лабораторный анализ глубинных проб растворенного в нефти газа показал, что при однократном разгазировании компонентный состав приведен по результатам исследования проб газ метановый: среднее содержание СН₄ составляет -72,33 %, С₂Н₆ -12,66 %, С₃Н₈ –6,44 %.

Из неуглеводородных компонентов определены СО₂ в количестве 0,282 %, N₂ –2,05 %. В составе газа не обнаружено сероводорода.

Дифференциальное разгазирование показало наличие газосодержания в пределах 190,16 м³/т, а объемный коэффициент равен 1,378. Давление насыщения нефти – 23,7 МПа, вязкость нефти 1,16 мПа*с. Пластовое давление – 23,76 МПа, пластовая температура –38 ⁰С.

По данным физико-химических исследований ярактинского горизонта интервала перфорации 2945-3308 м выявлено, что нефть – малосернистая – содержание серы 0,115 %; парафинистая – содержание твердых парафинов 1,95 %; маловязкая – кинематическая вязкость при 20 ⁰С 11,67 мм²/с; малосмолистая – содержание смол силикагелиевых 1,78 %; легкая – плотность при 20 ⁰С 0,833 г/см³.

Молекулярная масса разгазированной нефти составляет 190, температура застывания -29 ⁰С, содержание асфальтенов 0,12 %. При разгонке по Энглеру температура начала кипения нефти составила 53,5 ⁰С, выход фракций до 300 ⁰С составил 43,0 % об.

Разгазированная нефть Ярактинского месторождения по ГОСТ 51858-2002 относится к 1 классу, 1 типу. Нефть достаточно легкая, малосернистая, с небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ и низкой температурой застывания. Объемный выход светлых фракций до 300 ^оС в нефти составил 49 %.

Анализ полученных в процессе разведки Ярактинского НГКМ геолого-геофизических материалов позволил в базальных терригенных отложениях ярактинской пачки выделить два продуктивных пласта и по каждому из них произвести подсчет запасов газа, конденсата, нефти и содержащихся в них сопутствующих компонентов.

Полученные геолого-геофизические материалы по Ярактинскому месторождению свидетельствуют, что степень изученности нефтяной части пласта не одинаковая. Пробуренные в контуре нефтеносности скважины значительно отличаются по продуктивности, из-за сильной изменчивости коллекторских свойств песчаников пласта.

Запасы нефти в нефтяной оторочке I пласта на участке в районе скважин 5, 9, 10, 52 при подсчете были отнесены к категории С2 в связи с получением в данных скважинах непромышленного притока (1,5-6,5 м3/сут). При утверждении запасов в ГКЗ были приняты только запасы категории С1, которые составляют, согласно протоколу ГКЗ № 8172 от 21.11.1978 г.: балансовые – 33697 тыс. т, извлекаемые – 8547 тыс. т, запасы категории С2 не были утверждены и не поставлены на баланс.

Степень изученности газоконденсатной залежи по I пласту достаточно высокая. Практически все пробуренные в контуре скважины являются высокодебитными с хорошими гидродинамическими характеристиками, поэтому вся площадь газоконденсатной части залежи I пласта отнесена к категории С1.

Залежь нефти II пласта Ярактинского НГКМ по типу является структурно-литологической. К категории С1 отнесены запасы на участке пласта высокопродуктивными скважинами, при испытании которых были получены притоки нефти дебитом 71,4 м3/сут (скв. 51) и 107,3 м3/сут в скв. № 16 (совместно 1 и 2 пласт). Часть запасов залежи в районе скважины № 9 отнесена категории С2, которые также не учитывались при утверждении в ГКЗ. Запасы нефти по пласту II составили: по категории С1 – балансовые – 9799 тыс. т, извлекаемые – 2924 тыс. т.

Газоконденсатная залежь II пласта выделена в районе скважин 14, 18 и

По типу является литологической. целом по месторождению балансовые запасы по категории С1 составляют 43496 тыс. т, извлекаемые запасы по категории С1 – 11471 тыс. т.

1.5 Свойства нефти, газа и конденсата

На месторождении всего было отобрано 15 глубинных проб (по пяти скважинам) и 14 поверхностных. Образцы нефти, газа и конденсата Ярактинского НГКМ анализировались в нефтяных лабораториях Главтюменьгеологии, ВНИИгаза и ВостСибНИИГГиМСа.

По своим свойствам нефть относится к типу малосернистых (до 0,25%), малосмолистых (до 5%), низкопарафинистых, с повышенным содержанием бензиновых (до 25%) и керосиновых (до 30%) фракций нефти. Плотность пластовой нефти 0,723 г/см3, вязкость пластовой нефти 1,06 мПа*с, давление насыщения 22,63 МПа, объёмный коэффициент 1,26.

Свойства растворенного газа пластов определены по данным исследований четырех глубинных проб из скважины 8. По результатам исследований давление насыщения нефти газом 22,6 МПа, газосодержание 151 м3/т.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота - 2,11%, метана - 79,54%, этана - 12,18%, пропана - 4,52%, высших углеводородов - 6,12%. Относительная плотность по воздуху 0,7.
2. Технико-технологический раздел

2.1 Анализ состояния разработки и фонда скважин на месторождении

Нефтяная часть месторождения разрабатывается, в основном, кустовым способом (16 новых кустовых площадок). Наклонно-направленное бурение скважин на кустовых площадках сокращает общую площадь отвода земель. Для целей поддержания пластового давления (ППД) предусмотрена система заводнения продуктивных пластов (начиная с 2009 г.).

В 2000 году добыча нефти и конденсата на трех месторождениях — Ярактинском, Марковском и Даниловском — составила всего 30 тысяч тонн. Спустя пять лет работы годовой объем добычи УВС увеличился до 160 тысяч тонн, а еще через пять лет, в 2010 году, ИНК добыла уже 650 тысяч тонн. По итогам 2013 года, добыча нефти и конденсата на месторождениях группы компаний ИНК составила 2,894 миллиона тонн. 2015 году на месторождениях ИНК добыто около 3,6 миллиона тонн УВС. Рост объемов добычи обусловлен наращиванием фонда скважин, внедрением передовых мировых технологий для повышения нефтеотдачи и постепенным вовлечением в производственный процесс других месторождений компании.

Реализация утвержденных систем разработки: кустовая система воздействия с размещением скважин на расстоянии 25 м друг от друга. Некоторые скважины из числа добывающих при достижении высокой обводненности переведены в фонд нагнетательных. Для обеспечения нагнетательных скважин рабочим агентом (водой) предусмотрены водозаборные скважины. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленный отбор нефти составил 3643 тыс. т., конденсата 35,7 тыс. т. что составляет 31,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущая обводненность равна 25%. С начала разработки отобрано 4524,8 тыс. т. жидкости, накопленный водонефтяной фактор достиг значения 0,8 т/т.

В эксплуатации объекта участвуют 213 добывающих скважин и 46 нагнетательных. 49% фонда работают на один пласт, 38% - на два. Средний дебит нефти составляет 70 т/сут, жидкости – 86,1 т/сут, обводненность продукции – 23%. 87% фонда оборудованы ЭЦН, 13% - фонтанная эксплуатация.

Распределение фонда добывающих скважин по дебитам и обводненности представлено на гистограмме 2.1, а по накопленной добыче – на гистограмме 2.2



Гистограмма 2.1 - Распределение скважин по дебитам и обводненности




Гистограмма 2.2- Распределение скважин по накопленной добыче нефти

Бездействующий фонд составляет 21 единица. В консервации, в основном, находятся высокообводненные скважины, расположенные в межконтурных зонах пластов и в непосредственной близи к нагнетательным скважинам и характеризующиеся большим объемом попутно добытой воды.

Проектом предусматривается герметизированная схема сбора и транспорта нефти и газа, при этом предусматривается утилизация природного свободного газа и попутного нефтяного газа (начиная с 2010 года) путем закачки в пласт (сайклинг – процесс). Добываемая нефтегазовая смесь (нефть и попутный газ) сепарируются на дожимной насосной станции (ДНС) и установке подготовки нефти (УПН), после чего нефть транспортируется к трубопроводу Транснефти (ВСТО) посредством промежуточной насосной станции. Отделившийся в процессе сепарации газ утилизируется частично на собственные нужды (в качестве топливного газа), а основная часть попутного газа транспортируется на проектируемую установку комплексной подготовки газа (УКПГ) в составе газовой части разработки месторождения. Газовую часть месторождения разрабатывается одиночными скважинами (одной газодобывающей и двумя газонагнетательными), а также расконсервацией шести поисковых и разведочных скважин (пяти добывающих и одной нагнетательной). Добываемый газоконденсат направляется на УКПГ для выделения конденсата, осушки отделенного газа, а также его компримирования (в т.ч., попутного газа, поступившего от нефтяной части месторождения). Подготовленный на УКПГ осушенный газ после компримирования распределяется следующим образом:

- газ в систему газонагнетания для поддержания пластового давления;

- газ на электростанцию;

- невостребованный осушенный газ направляются на факел высокого давления.

Система закачки осушенного газа (в том числе, попутного) в пласт, помимо соблюдения требований по рациональному использованию природных ресурсов, предназначена для повышения конденсатоотдачи.

Структурная карта и геологический разрез