1. 2 ХАРАКТЕРИСТИКА КУСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. Общая часть 1 Характеристика района работ

• Название: Общая часть 1 Характеристика района работ
• Дата: 07.05.2023
• Размер: 1.04 Mb.
• Имя файла: 1. 2 ХАРАКТЕРИСТИКА КУСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.doc
• Тип: Документы; #1112877
• страница: 1 из 3

1. 
   ОБЩАЯ ЧАСТЬ
   

1.1 Характеристика района работ

Кустовое месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 125 км к северо-востоку от города Сургута и в 92 км от города Ноябрьский. Ближайшим населённым пунктом является город Когалым, расположенный в 3 км восточнее месторождения.

Рассматриваемое месторождение находится в районе, где ведется промышленная разработка многих месторождений (рис.1.1.). Такими являются: Ватьёганское, расположенное в 5 км на восток от рассматриваемого месторождения, Южно-Ягунское в 3 км на север и Дружное, непосредственно граничащее на севере с месторождением.



Рис.1.1. Обзорная карта расположения Кустового месторождения.

Западнее района работ проходит трасса нефтепровода «Холмгор-Фёдоровское месторождения». Непосредственно через площадь работ проходит газопровод Уренгой-Челябинск. Месторождение пересекают ряд трубопроводов местного назначения: в 13 км к востоку то железной дороги проходит ветка, соединяющая Дружное и Кустовое месторождения, другая находится на расстоянии 4 км западнее от железной дороги к Южно-Ягунскому месторождению. Площадь пересекают трассы ЛЭП-500, проложенные от ГРЭС г.Сургута.

В орфографическом отношении площадь представляет собой озёрно-аллювиальную равнину, абсолютные отметки которой составляют в среднем 73-79 м.

С северо-востока на юго-запад наблюдается общая тенденция погружения рельефа от 88,3 м (Дружное месторождение) – 79,3 м (Видная площадь) до 62,9 м на Кустовой площади. Несколько ниже отметки фиксируются в поймах рек Нонг-Еган, Ингу-Ягун. Поверхность территории полностью заболочена и покрыта сетью больших и малых озёр.

Гидрографическая сеть представлена бассейном реки Тром-Еган. Непосредственно площадь работ с севера на юг пересекают реки Ингу-Ягун и приток Кирилл-Быс-Ягун, Орт-Ягун, Кильсэн-Ягун. Они имеют сильно мандрирующие русла, сохранившееся старицы, множество мелких проток. Реки изобилуют песчаными перекатами. Ширина их колеблется от 5-10 м, до 30 м, глубина достигает 2-3 м. Протяжённость реки Ингу-Ягун и Орт-Ягун по территории месторождения составляет около 35 км.

Реки судоходные лишь в своём нижнем течении и только во времена весенних паводков. На территории района работ имеется большое количество озёр, разнообразной формы и очертаний. Наиболее крупными из них являются Кильсэн-Ягун-Лор, Веленг-Лор, Этиль- Норма и другие.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура в январе –23⁰С, минимальная –52⁰С.

Продолжительность устойчивых морозов 170 дней в году. Мощность снежного покрова 0,7 м, в пониженных участках 1,2-1,5 м. Глубина промерзания грунтов 1,0-1,5 м.

Лето короткое, прохладное и дождливое. Средняя температура в июле +16,5⁰ С, максимальная +34⁰ С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм, максимальное количество, из которых (400 мм ) выпадает в тёплый период, с апреля по октябрь. Уровень грунтовых вод колеблется от 0,6 м на болотах, до 10-15 м на водоразделах.

Почвообразующими породами являются болотные и неоднородные, преимущественно песчано-супесчаные осадки.

Район находится в зоне разобщенного залегания реликтовой мерзлоты.Реликтовая мерзлота залегает на глубине от 110 м до 290м в виде сегментов, разобщенных сквозными тальниками в долинах крупных рек под крупными озёрами.

Растительность в районе распространена преимущественно вдоль рек и представлена елью, кедром, березой и осиной; на заболоченных участках произрастает сосновый лес угнетённой формы, высотой до 3-4 метров.

Площадь работ пересекает бетонная дорога Сургут-Холмогорское месторождение. С запада на восток проходит автомагистраль г.Когалым - пос. Повховский.

Для доставки срочных грузов используется авиатранспорт.

2. 
   История освоения месторождения
   

Кустовое месторождение открыто в 1982 году Главтюменьгеологией Мингео РСФСР, введено в эксплуатацию в 1988 году.

Доля запасов месторождения, расположенная на территории Кустового лицензионного участка, составляет 55,4%, в том числе в пределах категории ВС₁ - 81,9%, С₂ – 18,1%.

Лицензия на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Кустового лицензионного участка выдана 22.04.1997 г. (ХМН 00505 НЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» сроком до 03.06.2013 г. Общая площадь лицензионного участка 276 км2

Проектирование разработки месторождения начато в 1984 году. За всю историю по месторождению выполнено и утверждено 13 проектных документов.

Ни один из составленных, в период 1984-1989 гг., проектных документов не охватывал проектированием Кустовое месторождение полностью, поскольку в этот период вновь открытые запасы нефти группировались в четыре самостоятельных месторождения: Кустовое, Восточно-Ягунское, Видное и Безымянное. Лишь при подсчете запасов в 1989 году все месторождения условно были объединены в одно месторождение Кустовое.

Первым, наиболее полным по числу охваченных проектированием площадей нефтеносности на базе утвержденных в ГКЗ СССР запасов нефти, был «Проект опытно-промышленной эксплуатации Кустового месторождения» (ЦКР Главтюменнефтегаза № 182 от 04.10.1990 г.).

В 1993 и 1995 годах СИБНИИНП были выполнены авторские надзоры (протокол ЦКР № 1554 от 07.07.1993 г., протокол ЦКР № 1954 от 01.12.1995 г.), в которых были скорректированы основные технологические показатели в соответствии с реально сложившейся геолого-технологической ситуацией на месторождении.

В результате переоценки и переутверждения запасов нефти Кустового месторождения (протокол ГКЗ РФ № 327/03 от 27.05.1996 г.) и достижения подготовленности запасов категории С₁ 80,5%, появления новых данных по геологии залежей, а так же вследствие того, что прежние проектные документы по статусу не удовлетворяли фактически достигнутому состоянию освоенности и изученности месторождения, в 2000 году была выполнена и утверждена ЦКР (протокол № 2646 от 02.11.2000 г.) «Технологическая схема разработки Кустового месторождения» (СибНИИНП).

До 2003 года проектные уровни добычи нефти на месторождении выполнялись за счет более высоких темпов отбора жидкости на ранее разбуренных площадях месторождения. Неподтверждение геологического строения и, как следствие, низкие темпы освоения новых площадей привели к несоответствию фактических показателей проектным (фонд скважин, их дебиты и обводненность) и невыполнению проектных уровней добычи нефти в 2003 году. Дальнейшее расхождение проектных и фактических показателей по всем объектам свидетельствовало о необходимости скорейшего составления нового проектного документа по Кустовому месторождению и в 2005 году ТФ ООО «КогалымНИПИнефть» был выполнен «Анализ разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 622 от 26.04.2005 г.).

В настоящее время месторождение разрабатывается на основании «Дополнения к Технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 981 от 20.12.2007 г.), выполненной ТФ ООО «КогалымНИПИнефть» с целью уточнения отдельных проектных решений, со следующими основными положениями и технологическими показателями:

проектные уровни:

добычи нефти – 775,4 тыс.т (2011 г.);

добычи жидкости – 4828,0 (2016 г.);

закачки воды – 4701,4 тыс.м³ (2017 г.);

добычи растворенного газа – 45,4 млн.м³ (2011 г.);

использование растворенного газа – 95%;

фонд скважин – 622, в т.ч. добывающих – 485, нагнетательных – 137;

фонд скважин для бурения – 232, в т.ч. добывающих – 168, нагнетательных – 64;

выделение шести эксплуатационных объектов: пласты АС₄, БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, БС₁₁^0-1, БС₁₁², ЮС₁;

разработку объекта АС₄ осуществлять сеткой возвратных скважин, переводимых на объект после выполнения ими проектного назначения на основных объектах разработки; система воздействия – избирательное заводнение;

отдельные участки площади залежей 1 и 2 объекта БС₁₀¹ разрабатывать за счет перевода скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах, система воздействия – избирательное заводнение; залежь 3 объекта БС₁₀¹ разрабатывать с применением треугольной сетки с расстоянием между скважинами 500 м с организацией приконтурной системы заводнения;

по объекту БС₁₀^2-3 – применение треугольной сетки с расстоянием между скважинами 500 м; по залежам 1 и 3 – организация обращенной семиточечной системы заводнения, по залежи 2 – трехрядной блоковой системы заводнения;

по объекту БС₁₁^0-1 – применение треугольной сетки с расстоянием между скважинами 500 м; по залежам 1 и 2 – сохранение ранее принятой трехрядной блоковой системы заводнения, по залежи 3 – избирательное заводнение; по залежи 4 – организация обращенной семиточечной системы заводнения;

по объекту БС₁₁² – применение треугольной сетки с расстоянием между скважинами 500 м; по залежи 1 – трехрядная система воздействия с элементами очагового заводнения, по залежи 2 – естественный режим;

по залежам 1, 3, 4 объекта ЮС₁ – применение треугольной сетки с расстоянием между скважинами 500 м; по залежи 1 – организация приконтурной системы воздействия с элементами очагового заводнения, по залежи 3 – обращенной семиточечной системы заводнения, по залежи 4 – приконтурной системы заводнения; по залежам 5, 6, 7 - применение треугольной сетки с расстоянием между скважинами 600 м; по залежи 5 – организация приконтурной с элементами очагового заводнения, по залежам 6, 7 –обращенной семиточечной системы заводнения;

применение в качестве методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения бурение горизонтальных скважин, зарезок боковых стволов, в т.ч. с горизонтальным окончанием, потокоотклоняющих технологий, ГРП, физико-химических методов ОПЗ и перфорационных методов.

На период 2009-2011 гг. на месторождении запланированы методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеизвлечения: ГРП, зарезка вторых стволов, физико-химические методы ОПЗ, потокоотклоняющие технологии, ремонтно-изоляционные работы, гидродинамические и перфорационные методы.