Дипломный проект. Диплом (3) гот. Характеристика месторождения
 Скачать 1.15 Mb.
|
Характеристика месторожденияГеографическое расположение В географическом отношении район Даниловского газонефтяного месторождения расположен в северо-западной части Западно-Сибирской равнины, в зоне её сочленения с периферийной частью предгорий Северного Зауралья. В плане нефтегеологического районирования месторождение расположено в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (в соответствии с рисунком 1), Приуральской нефтегазоносной области, Шаимском нефтегазоносном районе. В административном плане месторождение находится на территории Советского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 55 км к юго-востоку от районного центра г. Советский, в 90 км северо-западнее г. Урая, в пределах двух лицензионных участков. Лицензия ХМН 00495 НЭ от 22.04.1997 г. на право пользования недрами в пределах Даниловского лицензионного участка выдана ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» сроком до 12.08.2033 г. Лицензия ХМН 00494 НЭ от 22.04.1997 на право пользования недрами в пределах Северо-Даниловского лицензионного участка выдана ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» сроком до 11.08.2038 г. Месторождение расположено в регионе с развитой инфраструктурой (пункт подготовки нефти, дожимные насосные станции, система напорных и межпромысловых нефтепроводов, система электроснабжения, базы производственного обслуживания). Ближайшие железнодорожные станции дороги Ивдель-Приобье – Верхнекондинская (г. Советский) и Конда (п. Зеленоборск) находятся севернее месторождения, в 55 км и 61 км соответственно. С областным (г. Тюмень) и окружным (г. Ханты-Мансийск) центрами г. Урай связывает железная дорога и авиалиния. На западе по территории Даниловского лицензионного участка проходит автодорога с твёрдым покрытием. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями углеводородного сырья являются: на севере – Северо-Даниловское, на западе – Тальниковое. Южнее расположен Умытьинский лицензионный участок (недропользователь – ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»), на котором ведутся геологоразведочные работы, восточнее – земли нераспределенного фонда недр ХМАО – Югры.  Рисунок 1 – Обзорная схема Шаимского нефтегазоносного района –территории деятельности ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» Нефть с Даниловского месторождения транспортируется по нефтепроводу ШаимТюмень. Попутный нефтяной газ транспортируется на ГПЗ «Няганьгазпереработка». История освоения месторождения Первый этап. Площадные геофизические исследования в районе Даниловского месторождения были начаты в конце 50-х годов. В 1958-1959 гг. Ханты-Мансийской экспедицией ТТГУ была проведена аэрогравиметрическая съемка в масштабе 1:1000000. В результате этой съемки были выделены региональные зоны минимумов и максимумов силы тяжести, в том числе Верхне-Кондинская зона положительных аномалий силы тяжести. В центральной части этой зоны выделен Арантурский максимум силы тяжести, в пределах которого в дальнейшем выявлены и детализированы три поднятия: Лемьинское, Даниловское и Верхне-Лемьинское. В 1964–1965 гг. сейсмопартией 2/64–65 (А.С. Ящуков и др.) проведены детализационные сейсмические работы масштаба 1:100000 на западной части структуры (восточная часть осталась недоразведанной из-за сильной заболоченности). Второй этап. С начала 80-х годов сейсморазведка в Шаимском районе перешла с аналоговой на цифровую сейсморегистрацию. В этот период сейсмопартиями 11/80–81 (Восточно-Даниловская площадь). Структурные построения масштаба 1:25000 были выполнены по ОГ Б (кровля даниловской свиты), П (кровля нижней подсвиты даниловской свиты), П3+Т (кровля тюменской свиты), (поверхность доюрского основания). Выделены тектонические блоки, детализировано геологическое строение Казанской, Саратовской и Лопуховской структур, уточнены контуры нефтеносности месторождения, дан прогноз нефтеперспективных объектов и рекомендовано бурение 4-х разведочных скважин. В сезоны 1997–1998 гг. и 1999–2000 гг. на соседнем Тальниковом месторождении выполнены сейсморазведочные работы 3D с. п. 57/97–98, с. п. 57/99–00. В результате была изучена и зона сочленения Тальникового и западной части Даниловского месторождений. Выполнен статистический анализ связей петрофизических и сейсмических параметров, на основе которого построены комплекты карт, представляющие геологическую модель отдельных залежей: карты открытой пористости, эффективных толщин, нефтенасыщенных толщин, линейных запасов нефти и газа. В Третий этап. В 2008 году ООО «Иртышгеофизика» были выполнены работы, включающие повторную обработку и комплексную переинтерпретацию материалов сейсморазведки 2D, ГИС и бурения на Арантурской площади, включающей большую часть территории Даниловского ЛУ (за исключением юга). Была проведена повторная обработка и интерпретации полевых материалов МОГТ съемок 2D. На основе выполненной привязки авторами стратифицированы и прокоррелированы 14 отражающих горизонтов: Ап, А4, А3, А2, А1, А, Т3, Т2, Т1, П2, П1, Б, М и Г. Уточнено геологическое строение ранее выявленных Даниловской, Восточно-Даниловской, Западно-Даниловской, Лопуховской, Северо-Саратовской, Саратовской, Казанской, Малой структур, Южного и СевероСалаватского выступов. В период 2012–2013 гг. сейсмопартией 55 были выполнены полевые сейсморазведочные работы МОГТ 3D на Северо-Лемьинской площади, обработка и интерпретация этих материалов была проведена в ЦСИ Филиала «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени. В результате было детально изучено геологическое строение северной половины Даниловского месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность установлена в отложениях даниловской (пласты П1, П2), тюменской (пласт Т) свит и образованиях коры выветривания. По величине извлекаемых запасов месторождение относится к категории крупных. Этаж нефтеносности месторождения – около 400 м. Месторождение имеет очень сложное геологическое строение, характеризуется наличием литологических замещений и тектонических нарушений, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по вертикали и латерали. Характерной особенностью строения продуктивного разреза месторождения является закономерное выклинивание нижележащих горизонтов к сводовым и присводовым частям палеоподнятий. В продуктивном разрезе месторождения выявлено 38 нефтяных и 2 газовых залежи, в том числе: нефтяные – П1 – 2 залежи; П2 – 18 залежей; Т – 11 залежей; КВ – 14 залежей; газовые – КВ – 2 залежи. Пласт П1 выделяется в кровельной части нижнеданиловской подсвиты, в составе вогулкинской толщи. По материалам сейсморазведки отложения пласта П1 картируются практически по всей территории лицензионного участка, выклиниваясь к сводам поднятий и в западном направлении замещаются глинисто-битуминозными породами нижнеданиловской подсвиты. Нефтеносность отложений установлена в восточной части месторождения. Характерной особенностью строения пласта П1 является развитие коллекторов в виде отдельных полей вокруг выступов фундамента, выклинивающихся к сводам структур и замещающихся глинистыми отложениями в погруженных участках. Продуктивность отложений подтверждена результатами испытаний поисково-разведочных скважин. При раздельном испытании интервалов пласта из 8 объектов получены фонтанные притоки нефти дебитами от 6,2 до 111 м3/сут и из 2 объектов – непереливающие притоки нефти с водой. В продуктивном разрезе пласта выявлено 2 залежи нефти, которые вскрыты 327 скважинами. Ниже приводится характеристика залежей нефти пласта П1. Отложения пласта П2 на месторождении имеют повсеместное распространение. Формирование продуктивной части разреза пласта проходило в условиях переходных от континентальных к прибрежно-морским, в период начавшейся региональной келловейской трансгрессии моря. В отличие от вышезалегающего пласта П1 разрез пласта П2 в песчанных фациях развит, как в восточной, так и в западной частях месторождения. Песчанные тела формировались на склонах палеоподнятий в направлении которых отложения выклиниваются. В продуктивном разрезе выявлено 18 залежей нефти. Ниже приводится описание залежей нефти пласта П2. Формирование отложений пласта Т проходило в континентальных условиях, что и обусловило невыдержанность пласта, как по разрезу, так и по латерали, и как следствие, литологическую и фациальную неоднородность состава. Максимальную толщину пласт имеет в наиболее погруженных участках на юго-западе, западе, севере и юго-востоке Даниловского лицензионного участка. На склонах палеоподнятий толщина отложений пласта Т сокращается вплоть до полного их выклинивания. Ввиду частой смены условий осадконакопления разрез пласта характеризуется более высокой расчлененностью, за счет чередования песчаников, аргиллитов, углей и глин. В продуктивном разрезе пласта выявлено 11 залежей нефти. В плане залежи имеют сложные очертания, большинство из них (7 из 11) имеют обширные водонефтяные зоны, занимающие от 31 % до 96 % от общей площади залежи. Кора выветривания, как объект разработки является весьма сложнопостроенным продуктивным горизонтом, и выявление закономерностей распространения коллекторов связано с большими трудностями. Это, в первую очередь, – невыдержанность коллекторов по простиранию и приуроченность продуктивности коры выветривания к отдельным линзам. Нефтегазоносность коры выветривания связана с линейно-трещиноватыми зонами развития эффузивных пород кислого, средне-кислого состава и песчано-глинистых сланцев, претерпевшими физико-химическое выветривание. В образованиях КВ выявлено 14 нефтяных и 2 газовые залежи с различными уровнями ВНК и ГВК. Эффективные нефтенасыщенные толщины КВ изменяется от 0,7 м (2119) до 32,3 м (2166) м, газонасыщенные – от 0,8 м (64Р) до 10,0 м (10076Р). 1.4 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов Последний промышленный подсчет запасов нефти, растворенного и свободного газа и ТЭО КИН Даниловского месторождения выполнен в 2011 году по результатам бурения 96 поисково-разведочных и 593 эксплуатационных скважин. Начальные запасы (геологические / извлекаемые) в целом по месторождению составили (протокол ГКЗ Роснедра от 30.03.2012 №2741-дсп): Нефть – 125082 / 48256 тыс. т (КИН 0,386), в том числе по категориям В+С1 – 124768 / 48182 тыс. т (КИН 0,386), по категории С2 – 314 / 74 тыс. т (КИН 0,236); Растворенный газ (извлекаемые) – 3039 млн м3, в том числе по категориям В+С1 – 3035 млн м3, по категории С2 – 4 млн м3; Свободный газ (извлекаемые) – 620 млн м3 (все запасы отнесены к категориям В+С1). В 2016 году, по результатам эксплуатационного бурения 7 скважин куста 89 (в т.ч. 2 из них – с горизонтальным окончанием), с учетом материалов обработки и переинтерпретации 3D сейсморазведочных работ, актуализирована геологическая модель и выполнен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежи Западная-6 (Казанская) пласта Т Даниловского месторождения (протокол Роснедра от 23.09.2016 №03-18/446-пр). Запасы категории В1 (новая классификация) уменьшились за счет сокращения площади нефтеносности: Нефть: геологические – 1093 тыс. т, извлекаемые – минус 341 тыс. т; Растворенный газ: извлекаемые – минус 17 млн м3. По состоянию на 01.01.2018 г. на государственном балансе по Даниловскому месторождению числятся начальные (геологические извлекаемые) запасы в следующих количествах: Нефть – 123989 / 47915 тыс. т (КИН 0,386), в том числе по категориям А+В1 – 123675 / 47841 тыс. т (КИН 0,387), по категории В2 – 314 / 74 тыс. т (КИН 0,236); Растворенный газ (извлекаемые) – 3022 млн м3, в том числе по категориям А+В1 – 3018 млн м3, по категории В2 – 4 млн м3; Свободный газ (извлекаемые) – 620 млн м3 (все запасы отнесены к категории В1). Комплексные исследования состава и свойства пластовой нефти выполнены на образцах глубинных проб с помощью аппаратуры высокого давления типа УИПИ-2 и АСМ300. Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и природных газов определялся методом газо-жидкостной хроматографии. Залежи продуктивных пластов П1, П2, Т Даниловского месторождения по характеру насыщения являются нефтяными. В отложениях коры выветривания находятся нефтяные и газовые залежи. Объем выполненных исследований по изучению свойств пластовых флюидов по состоянию на 01.01.2018 г. Пласт П1. По результатам исследования поверхностных проб, плотность нефти при 20 °С – 844,8 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 °С – 9,48 мм2/с, при 50 °С – 4,26 мм2/с, молярная масса – 194,3 г/моль. Выход светлых фракций до 300 °С составляет до 48,5 %, среднее содержание серы – 0,51 %, смол – 5,88 %, асфальтенов – 1,33 %, парафинов – 5,48 %, (температура плавления парафинов составила – 50,6 °С). По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит (в %): СН4 – 24,27, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 – 15,41, диоксида углерода – 0,27, азот+редкие – 0,67, молярная масса пластовой нефти – 136,1 г/моль. Пласт П2. По результатам исследования поверхностных проб, плотность нефти при 20 °С – 848,6 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 °С – 13,05 мм2/с, при 50 °С – 5,17 мм2/с, молярная масса – 197,8 г/моль. Выход светлых фракций до 300 °С составляет до 44,1 %, среднее содержание серы – 0,44 %, смол – 5,40 %, асфальтенов – 1,93 %, парафинов – 5,57 %, (температура плавления парафинов составила – 49,0 °С). По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит (в %): СН4 – 23,07, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 – 14,41, диоксида углерода – 1,10, азот+редкие – 0,71, молярная масса пластовой нефти – 138,64 г/моль. Пласт Т. По результатам исследования поверхностных проб, плотность нефти при 20 °С – 854,3 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 °С – 16,32 мм2/с, при 50 °С – 6,34 мм2/с, молярная масса – 205,6 г/моль. Выход светлых фракций до 300 °С составляет до 43,7 %, среднее содержание серы – 0,49 %, смол – 8,10 %, асфальтенов – 1,60 %, парафинов – 5,66 %. При однократном разгазировании средние величины плотности нефти в пластовых условиях – 758,0 кг/м3; после сепарации – 864,0 кг/м3; динамической вязкости в пластовых условиях – 1,59 мПа·с, газосодержание – 59,7 м3/т, давление насыщения – 7,7 МПа. По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит (в %): СН4 – 24,98, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 – 12,42, диоксида углерода – 0,21, азот+редкие – 0,46, молярная масса пластовой нефти – 135,96 г/моль. Образования КВ. По результатам исследования поверхностных проб, плотность нефти при 20 °С – 844,2 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 °С – 9,88 мм2/с, при 50 °С – 4,46 мм2/с, молярная масса – 193,92 г/моль. Выход светлых фракций до 300 °С составляет до 46,50 %, среднее содержание серы – 0,45 %, смол – 6,67 %, асфальтенов – 1,34 %, парафинов – 3,16 %, (температура плавления парафинов составила 51,0 °С). По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит (в %): СН4 – 26,03, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 – 14,82, диоксида углерода – 0,51, азот+редкие – 0,85, молярная масса пластовой нефти – 135,68 г/моль. Пласт П1 охарактеризован по 339 качественным пробам, отобранным из 162 скважин; минерализация изменяется в широких пределах – от 10,13 до 21,95 г/л, в среднем составляет – 14,28 г/л, содержание ионов натрия+калия в среднем – 5134,9 мг/л, ионов кальция в среднем – 245,9 мг/л, ионов магния в среднем – 73,0 мг/л, хлор-ионов в среднем – 7512,2 мг/л, гидрокарбонат-ионов в среднем – 1282,6 мг/л, среднее значение концентрации сульфат-ионов – 15,23 мг/л. Содержание ионов аммония в воде до 26,5 мг/л, брома – 22,09 мг/л, йода – 26,38 мг/л, фтора – 1,32 мг/л. По величине водородного показателя рН=7,63 пластовые воды являются слабощелочными. По типу воды (классификация В.А. Сулина) преобладают гидрокарбонатно-натриевые пластовые воды. Растворенный в пластовых водах газ по составу метановый с содержанием метана 62,0– 79,5 %, азота – 0,2–5,0 %. Пласт П2 охарактеризован по 129 качественным пробам, отобранным из 60 скважин; минерализация варьирует от 10,97 до 23,02 г/л, в среднем составляет – 14,62 г/л, содержание ионов натрия+калия в среднем – 5260,0 мг/л, ионов кальция в среднем – 263,7 мг/л, ионов магния в среднем – 82,8 мг/л, хлор-ионов в среднем – 7896,4 мг/л, гидрокарбонат-ионов в среднем – 1086,4 мг/л, среднее содержание сульфат-ионов – 13,48 мг/л. По величине водородного показателя рН=7,65 пластовые воды являются слабощелочными. Пласт Т охарактеризован по 298 качественным пробам, отобранным из 83 скважин; минерализация изменяется от 10,75 до 24,29 г/л, в среднем составляет – 14,75 г/л, содержание ионов натрия+калия в среднем – 5366,2 мг/л, ионов кальция в среднем – 234,1 мг/л, ионов магния в среднем – 77,8 мг/л, хлор-ионов в среднем – 8060,1 мг/л, гидрокарбонат-ионов в среднем – 976,4 мг/л, карбонат-ионов в среднем– 38,5 мг/л среднее значение содержания сульфат-ионов – 15,77 мг/л. Содержание ионов аммония в воде до 18,46 мг/л, брома – 53,16 мг/л, йода – 20,39 мг/л, фтора – 0,98 мг/л. По величине водородного показателя рН=7,62 пластовые воды являются слабощелочными. Образования КВ охарактеризованы по 127 качественным пробам, отобранным из 67 скважин; минерализация варьирует от 10,29 до 26,07 г/л, среднее значение – 15,03 г/л, содержание ионов натрия+калия в среднем – 5384,8 мг/л, ионов кальция в среднем – 298,0 мг/л, ионов магния в среднем – 81,9 мг/л, хлор-ионов в среднем – 8122,1 мг/л, гидрокарбонат-ионов в среднем – 1115,7 мг/л, карбонат-ионов в среднем – 31,8 мг/л средняя величина содержания сульфат-ионов – 11,58 мг/л. По величине водородного показателя рН=7,59 пластовые воды являются слабощелочными. |