|
|
отчет по РЭНГМ. Ознакомление районом практики
ВВЕДЕНИЕ
Применение передовых технологий и ввод в разработку новых запасов «Сургутнефтегаз» позволили увеличить среднесуточный дебит скважин более чем на 6%. Объемы переработки нефти достигли 18,5 млн. тонн, что на 15% выше уровня предыдущего года.
В газовом секторе реализованы проекты, направленные на увеличение мощностей по сбору и транспортировке газа, а также его переработки. Объем производства газа составил 14,4 млрд м3. за счет реализации проектов по строительству газотурбинных электростанций на месторождениях компании более чем в 2 раза выросли объемы производства электроэнергии.
Главной задачей предприятия НГДУ «Сургутнефтегаз» в рамках акционерного общества - добыча и подготовка нефти и газа.
В настоящее время нефтедобывающие предприятия испытывают влияние таких неблагоприятных тенденций, как основательная исчерпанность наиболее эффективных месторождений, ухудшение структуры запасов, которое сопровождается падением дебитов, ростом обводненности пластов и скважин, ростом себестоимости нефтедобычи.
Это говорит о том, что в процессе эксплуатации месторождений возникают осложнения, с которыми необходимо бороться. Например, такие как отложение парафина, гидратов, солей, влияние газа, песка, высоковязкие нефти, искривление скважин и др.
Кроме того, на деятельность предприятия оказывают влияние такие условия, как высокий уровень налогооблагаемой базы, низкая платежеспособность предприятий, инфляция и т.д. Учитывая все перечисленное, можно сказать об общей неблагоприятной тенденции, оказывающей негативное влияние на развитие нефтедобывающего предприятия в целом. Для более эффективного функционирования в конкретных существующих условиях и в целях «выживания» предприятие должно ориентироваться на устранение или снижение степени влияния негативных факторов на деятельность предприятия в целом.
ОЗНАКОМЛЕНИЕ РАЙОНОМ ПРАКТИКИ
Административное положение предприятия и его организационная структура
Административно-географическое положение. Западно-Сургутское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом, имеющим авиационное, автомобильное, речное и железнодорожное сообщение, является г.Сургут, находящийся в юго-восточной части одноименного лицензионного участка.
В физико-географическом отношении месторождение находится в пределах средней зоны тайги (Сургутская болотная провинция – северная часть месторождения) и южной тайги (Обско-Иртышская пойменная провинция – южная и юго-восточная части месторождения) Западно-Сибирской физико-географической страны.
Производственная инфраструктура. Западно-Сургутское месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ «Сургутнефть», в районе с максимально развитой производственной инфраструктурой. На территории месторождения сосредоточены основные объекты производственной инфраструктуры, обеспечивающие подготовку товарной нефти, сдачу нефти, подготовку и внешний транспорт газа.
По состоянию на 01.01.2014 месторождение полностью обустроено.
Сбор углеводородного сырья с добывающих скважин осуществляется на пять дожимных насосных станций (ДНС). Все они совмещены с установками предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), на которых нефть проходит предварительную подготовку (разгазирование, предварительное обезвоживание) и транспортируется на Западно-Сургутский Центральный товарный парк, где проходит подготовку до товарных кондиций.
Суммарная установленная мощность ДНС по состоянию на 01.01.2014 составила 90 тыс.м3/сут, производительность УПСВ – 122 тыс.м3/сут. Фактическая загрузка мощностей по разгазированию жидкости на 01.01.2014 составляет: ДНС-1 – 88.3 %, ДНС-1А – 126.9 %, ДНС-2А – 52.8 %, ДНС-4А – 88.7 %, ДНС-5А – 74.8 %. Дефицит мощностей по предварительному обезвоживанию на месторождении не наблюдается, УПСВ загружены на 50–90 %.
На месторождении создана и действует система нефтегазосборных сетей протяжённостью порядка 308 км. Система напорных нефтепроводов суммарной протяжённостью порядка 39 км обеспечивает транспорт предварительно подготовленной нефти в направлении УПН.
Ближайшая нефтеперекачивающая станция системы ОАО «АК «Транснефть» расположена также на территории месторождения.
Достаточно развита система сбора и транспорта газа. На территории месторождения расположены установка переработки газа и завод стабилизации конденсата. Коэффициент использования газа на 01.01.2014 составил 99.65 %.
Поддержание пластового давления реализовывается посредством восьми традиционных наземных кустовых насосных станций. Суммарная проектная производительность по установленному оборудованию составляет 115.7 тыс.м3/сут. Загрузка мощностей КНС колеблется в пределах 50–82 %. Кроме этого, действуют подземные кустовые насосные станции на 15 кустах, обеспечившие в 2013 году добычу сеноманской воды в объёме 1419.4 млн.м3. На месторождении в целях поддержания пластового давления используется два вида воды: сточная вода с УПСВ и ЦППН и сеноманская вода. Закачка воды в нагнетательные скважины осуществляется по системе высоконапорных водоводов протяжённостью 304 км.
Электроснабжение Западно-Сургутского месторождения осуществляется от трансформаторной подстанции ПС 500/220 «Полоцкая». Распределение электроэнергии на месторождении выполнено на напряжении 35 кВ и 6 кВ.
Транспортное обслуживание объектов выполняется по автомобильной дороге «г.Сургут – Западно-Сургутское месторождение» протяжённостью 21 км.
Снабжение материалами и оборудованием производится из г.Сургута, имеющего крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт, способный принимать пассажирские и большегрузные транспортные самолёты. Город Сургут обеспечен квалифицированными трудовыми ресурсами. При НГДУ «Сургутнефть» развита система ремонтных подразделений и служб.
1.2 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
Западно-Сургутское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Сургутского свода, по своему геологическому строению является многопластовым и сложным, по величине извлекаемых запасов – крупным.
Промышленно нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные отложения сангопайской свиты (пласт АС9), усть-балыкской свиты (пласты БС1, БС2+3, БС4), сортымской свиты нижнемелового возраста (пласты БС10+11, БС12), васюганской свиты верхнеюрского возраста (пласт ЮС1) и тюменской свиты среднеюрского возраста (пласт ЮС2). На месторождении в восьми продуктивных пластах выявлено 15 залежей нефти, которые в различной степени совпадают в плане. Этаж нефтегазоносности на месторождении составляет 988 м: изменяется от 1863.7 м (кровля нефтенасыщенного коллектора пласта АС9) до 2851.3 м (подошва нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС2).
На рисунке 1 представлена совмещённая схема расположения залежей продуктивных пластов, на которой видно, что залежи, в основном, располагаются в центральной части лицензионного участка и в различной степени совпадают друг с другом в плане. Краткие сведения о залежах сведены в таблице 1.
Часть площади Западно-Сургутского месторождения занимают санитарно-защитная зона города Сургута и водоохранная зона реки Обь. На участках с особым правовым режимом расположены следующие залежи: пласта БС10+11 (в районе скважин №64Р, 74Р), пласта ЮС1 (залежь в районе скважины №67Р) и пласта ЮС2 (восточная часть залежи).
Ниже приводится характеристика геологического строения продуктивных пластов сверху вниз по разрезу.
Пласт АС9
Пласт представлен одной залежью, расположенной в центральной части структуры, нефтенасыщенный коллектор вскрыт семью скважинами, все скважины пробурены в водоплавающей зоне. При опробовании пласта были получены притоки нефти дебитами от 4.1 до 19 м3/сут. По типу залежь – водоплавающая; ВНК вскрыт в скважинах №27Б и 731, принят на отметке 1872 м. Размеры залежи составляют 1.2х0.7 км, высота – около 6 м. Кровля нефтенасыщенных коллекторов по скважинам вскрыта на абсолютных отметках от 1863.7 до 1873.3 м (граф. прил. П.2.2). Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1.2 м (скв. №54) до 5.7 м (скв. №1307) (граф. прил. П.2.2), в среднем по пласту составляя 4.2 м.
Общая толщина в среднем по скважинам составляет 13.5 м, коэффициент песчанистости – 0.63. В нефтенасыщенной части пласт представлен в среднем одним пропластком со следующими средними фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС): коэффициент пористости – 0.26, коэффициент нефтенасыщенности – 0.46, проницаемость – 321.4*10-3 мкм2.
Пласт АС9 отделяется комплексом глинистых пород толщиной 30–40 м, именуемым пимской пачкой, от нижележащих продуктивных пластов группы БС1–БС4, выделенных в разрезе усть-балыкской свиты. Пласты БС2+3 и БС4 полностью совпадают в плане с пластом БС1. В некоторых скважинах отмечено «слияние» пласта БС4 с пластом БС2+3, последний также имеет «окна слияния» с залегающим выше пластом БС1. Это даёт основание утверждать, что пласты БС1, БС2+3 и БС4 представляют собой единую гидродинамическую систему, а заключённые в ней залежи имеют общий уровень ВНК. По скважинам с субвертикальными стволами, вскрывшим водонефтяную зону, колебание абсолютных отметок ВНК отмечено в диапазоне от 2001.2 до 2021.0 м, при этом средняя отметка составляет 2009.2 м.
Пласт БС1
В разрезе пласта БС1 выделяются два основных регрессивных цикла осадконакопления, которые ранее индексировались как пласты БС11 и БС12. Песчано-алевритовые тела нижнего цикла (БС12) представляют собой отдельные линзы, иногда гидродинамически связанные друг с другом, чаще изолированные. Песчано-алевритовые прослои верхнего цикла (БС12) представлены отложениями вдольбереговых баров, в пределах которых пласт хорошо выдержан и слабо расчленён. Два крупных баровых тела выделяются в северной и южной частях месторождения; в средней части проходит граница между барами (район скважины №183Р), характеризующаяся увеличением расчленённости и ухудшением коллекторских свойств.
Залежь пласта расположена в центральной части лицензионного участка, границы залежи контролируются скважинами, вскрывшими с кровли водонасыщенный пласт. При опробовании пласта были получены притоки нефти дебитами от 4.0 до 122 м3/сут. По типу залежь – пластовая сводовая; ВНК принят на отметке 2009.2 м. Размеры залежи составляют 22х9.5 км, высота – 56 м. Кровля нефтенасыщенных коллекторов по скважинам вскрыта на абсолютных отметках от 1951.4 до 2051.9 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.6 м (скв. №352) до 13.2 м (скв. №1456).
Характеристика толщин и неоднородности строения продуктивной части пласта по скважинам: общая толщина в среднем равняется 15.9 м, нефтенасыщенная – 4.7 м, расчленённость – 2, коэффициент песчанистости – 0.39. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов по ГИС высокие: проницаемость – 620.9*10-3 мкм2, коэффициент пористости – 0.27, коэффициент нефтенасыщенности – 0.61. Глинистый раздел между нефтью и водой по скважинам достигает 11 м, в среднем составляя 1 м. Характеристика неоднородности строения пласта по эксплуатационным блокам: лучшими коллекторскими свойствами обладает блок 5, расположенный в южной части залежи.
Пласт БС2+3
В отложениях пласта выявлено две залежи нефти, которые по периметру оконтуриваются скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт. Характеристика толщин и неоднородности строения продуктивной части пласта по скважинам: общая толщина в среднем равняется 16.9 м, нефтенасыщенная – 9.2 м, расчленённость – 2, коэффициент песчанистости – 0.78. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов по ГИС высокие: проницаемость – 758.6*10-3 мкм2, коэффициент пористости – 0.28, коэффициент нефтенасыщенности – 0.59. Пласт обладает хорошими ФЕС как в целом по разрезу, так и по площади. Глинистый раздел между нефтью и водой по скважинам достигает 3.8 м, в среднем составляя 0.6 м.
Залежь 1 выявлена в центральной части месторождения. Продуктивность подтверждена результатами испытаний разведочных и работой эксплуатационных скважин (получены притоки нефти дебитами от 5.6 до 119.1 м3/сут). По типу залежь классифицируется как пластовая сводовая, размеры составляют 10.5х5.8 км, высота залежи – 39 м. Для залежи характерна высокая доля ВНЗ (78 %), ВНК принят на отметке 2009.2 м.
Залежь 2 расположена к юго-западу от залежи 1 и имеет небольшие размеры – 2.9х1.4 км при высоте – 40 м. По типу залежь – пластовая сводовая.
Пласт БС4
Пласт представлен одной залежью, расположенной в центральной части структуры, нефтенасыщенный коллектор вскрыт 28 скважинами, все скважины пробурены в водоплавающей зоне. При опробовании пласта были получены притоки нефти дебитами от 2.9 до 29 м3/сут. По типу залежь – водоплавающая, ВНК принят на отметке 2009.2 м; размеры составляют 2.0х1.8 км, высота – 11 м. Кровля нефтенасыщенных коллекторов по скважинам вскрыта на абсолютных отметках от 1997.6 до 2008.1 м. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0.4 м (скв. №1189) до 7.4 м (скв. №9К), в среднем по пласту составляя 4.0 м.
Общая толщина в среднем по скважинам составляет 10.7 м, коэффициент песчанистости – 0.72. В нефтенасыщенной части пласт представлен в среднем двумя пропластками с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость – 542.2*10-3 мкм2, коэффициент пористости – 0.27, коэффициент нефтенасыщенности – 0.50.
Песчаные пропластки с лучшими ФЕС залегают в средней части разреза.
Пласт БС10+11
Пласт БС10+11 в целом является регрессивно-трансгрессивной толщей прибрежно-морского генезиса и представлен чередованием песчаных, глинистых и плотных прослоев. Ранее пласты БС10 и БС11 рассматривались как разные подсчётные объекты, кроме того, в пределах пласта (горизонта) БС10 выделялись три последовательно перекрывающих друг друга регрессивных цикла отложений, индексированные как пласты БС101, БС102 и БС103.
Но в результате бурения и комплексного изучения отложений этих пластов выяснилось, что по условиям образования, литолого-минералогическим особенностям и ФЕС породы пласта БС11 близки к отложениям горизонта БС10, а так же отмечаются участки, где характер распространения песчаных тел приобретает элементы клиноформного залегания, и выделить границы зональных интервалов (пластов) здесь можно лишь условно – всё это позволяет рассматривать отложения обоих пластов совместно, как пласт БС10+11.
В пласте выявлено две залежи нефти – основная и залежь в районе скважины №304Р.
Характеристика толщин и неоднородности строения продуктивной части пласта по скважинам: общая толщина в среднем составляет 45.7 м, нефтенасыщенная – 8.6 м, расчленённость – 4, коэффициент песчанистости – 0.20. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов по ГИС средние: проницаемость – 81.8*10-3 мкм2, коэффициент пористости – 0.23, коэффициент нефтенасыщенности – 0.56.
Несмотря на то, что в пределах залежи пробурено 1356 скважин, для характеристики толщин и неоднородности строения пласта взяты результаты по 360 скважинам (как и при подсчёте запасов), которые были пробурены до 1978 года [12]. Это связано с тем, что при просмотре геофизического материала по скважинам, пробуренным после 1978 года, были выявлены данные, указывающие на наличие промывки отдельных интервалов за счёт закачиваемой воды и процессов выработки запасов. Именно поэтому при обосновании подсчётных параметров использовались скважины, пробуренные в начальный период освоения месторождения на участках, незатронутых разработкой.
Самыми низкими значениями ФЕС по пласту характеризуются коллектора восточной части залежи. Карта толщины глинистой перемычки между нефтью и водой: глинистый раздел между нефтью и водой в среднем по пласту составляет 8.5 м, достигая максимальной толщины по скважинам – 70 м, при этом в 11 % скважин перемычка отсутствует. Песчаные пропластки с максимальными ФЕС залегают в верхней и нижней частях продуктивной части разреза.
Залежь основная в восточной части ограничена зоной неколлектора, на севере и западе контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли коллектор, южная граница залежи принята по линии фарватера реки Обь, являющейся границей месторождения. При испытании разведочных и эксплуатационных скважин в пределах залежи получены притоки нефти дебитом от 0.3 (скв. №300Р) до 92 м3/сут (скв. №42Р). По типу залежь – пластовая сводовая, литологически экранированная; размеры составляют 27.2х13.5 км, высота залежи – около 105 м. ВНК залежи имеет наклон с севера (от 2280 м) на юг (до 2293 м) и с запада на восток (до 2308 м в районе скважины №74Р).
Юго-восточная часть площади основной залежи пласта БС10+11, где нефтенасыщенные коллекторы от скважины №289Р распространились далее на восток, полностью находится в пойменной зоне р.Обь и городской черте г.Сургута, условно названа залежью в районе скважин №64Р, 74Р. Коллекторы замещаются в северной и восточной частях залежи, в южном направлении распространяются на правобережную часть р.Обь. Размеры залежи в пределах лицензионной границы составляют 4.5х11 км.
Залежь в районе скважины №304Р выявлена к северо-востоку от основной залежи. По типу залежь – пластовая сводовая, литологически экранированная, размеры залежи составляют 4.3х3.0 км, высота – 60 м. ВНК принят на отметке 2255.6 м (подошва последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине №304Р).
Пласт БС12
Практически по всей площади месторождения пласт заглинизирован, коллектор встречается лишь в южной части лицензионного участка, залежи нефти обнаружены в районе скважины №289Р, условно названы как участок 1 и участок 2. Пласт вскрыт на глубинах от 2327 до 2374 м, при испытании получен приток безводной нефти дебитом 24 м3/сут. По типу залежи – пластовые сводовые, литологически экранированные; ВНК принят на отметках 2377.8 и 2342.2 м. Размеры залежей составляют 0.8х0.6 и 1.1х0.9 км, высота – 2 и 13 м.
Общая толщина пласта в среднем по скважинам составляет 15.7 м, нефтенасыщенная – 4.4 м, изменяясь от 1.0 (скв. №1579) до 9.2 м (скв. №289Р). Пласт в продуктивной части представлен двумя пропластками, коэффициент песчанистости разреза – 0.28. ФЕС пласта ниже средних: коэффициент пористости – 0.22, проницаемость – 23.3*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0.37.
Рисунок 1 - Сводный геолого-стратиграфический разрез Сургутского нефтегазоносного района
Таблица 1 - Характеристика выявленных залежей нефти
|
|
|
Пласт
|
Залежь
|
Тип залежи
|
Размеры залежи, км х км
|
Площадь залежи, тыс.м2
|
Абсолют-ная отмет-ка кровли,
м
|
Абсолют-ная отмет-ка ВНК,
м
|
Высо-та за-лежи, м
|
АС9
|
|
водоплавающая
|
1.2 х 0.7
|
579
|
1863,7
|
1872,0
|
6
|
БС1
|
|
пластовая сводовая
|
22.0 х 9.5
|
153676
|
1951,5
|
2009,2
|
56
|
БС2+3
|
Залежь 1
|
пластовая сводовая
|
10.5 х 5.8
|
48943
|
1969,8
|
2009,2
|
39
|
Залежь 2
|
пластовая сводовая
|
2.9 х 1.4
|
3099
|
1969,2
|
2009,2
|
40
|
БС4
|
|
водоплавающая
|
2.0 х 1.8
|
2833
|
1997,6
|
2009,2
|
11
|
БС10+11
|
Залежь основная
|
пластовая сводовая, литологически экранированная
|
27.2 х13.5
|
282219
|
2176,5
|
2280.0-
2293.0
|
105
|
Район
скв. №304Р
|
пластовая сводовая, литологически экранированная
|
4.3 х 3.0
|
7136
|
2195,2
|
2255,6
|
60
|
БС12
|
Район
скв. №289Р
Участок 1
|
пластовая сводовая, литологически экранированная
|
0.8 х 0.6
|
461
|
2376,4
|
2377,8
|
2
|
Район
скв. №289Р
Участок 2
|
пластовая сводовая, литологически экранированная
|
1.1 х 0.9
|
779
|
2328,8
|
2342,2
|
13
|
ЮС1
|
Район
скв. №915Р
|
пластовая сводовая
|
5.0 х 4.3
|
12745
|
2659,0
|
2700,0
|
40
|
Район
скв. №1350
|
пластовая сводовая
|
4.6 х 2.0
|
5976
|
2546,4
|
2588,0
|
40
|
Район
скв. №1555
|
водоплавающая
|
0.8 х 0.6
|
357
|
2636,0
|
2637,9
|
2
|
Район
скв. №1406
|
пластовая сводовая
|
5.5 х 3.7
|
14799
|
2583,6
|
2646,0
|
62
|
Район
скв. №67Р
|
пластовая сводовая
|
6.7 х 2.8
|
13327*
|
2691,5
|
2704,9
|
13
|
ЮС2
|
|
литолого-стратиграфическая
|
25.2 х 21.1
|
331346
|
2588,5
|
-
|
-
|
* – с учётом Восточно-Сургутского ЛУ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Скачать 1.15 Mb.
