Материал: Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

Введение

Пробная эксплуатация Угутского месторождения начата в 1988 г. Промышленная нефтеносность установлена в юрских отложениях - пласты ЮС1 (ЮС11, ЮС12, ЮС13) и ЮС2. Недропользователем является ОАО "НК "Роснефть" лицензия выдана администрацией Ханты-Мансийского автономного округа, с целевым назначением и видами работ - добыча нефти и газа в пределах Угутского лицензионного участка 17 ноября 2006 г. на срок до 23.03.2024 г Министерством природных ресурсов РФ.

По мере изучения месторождения и ввода залежей в разработку проводилась оценка запасов нефти. В 2007 г. ООО «РН-УфаНИПИнефть» выполнен пересчет балансовых запасов нефти и газа и Технико-Экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения Угутского месторождения [8].

Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические 170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и 12069 тыс.т. Утвержденные величины коэффициента извлечения нефти (КИН) по категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.

Утверждённые начальные запасы нефти категории С1 составили: геологические 170794 тыс.т, извлекаемые 58483 тыс.т; категории С2: соответственно 39090 и 12069 тыс.т. Утвержденные величины КИН по категории С1 - 0,342, категория С2 - 0,309.

На 01.01.2011 г. пробурено 393 скважины, в том числе 50 разведочных, 9 наблюдательных, 13 водозаборных и 321 скважина эксплуатационного бурения, выполнены сейсморазведочные работы - 3Д, исследован керн в 55 скважинах, отобраны и исследованы глубинные и поверхностные пробы нефти, выполнен большой объем гидродинамических исследований.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1    Характеристика района работ

В географическом отношении Угутская площадь находится в южной части Среднеобской низменности Западно-Сибирской равнины. В административном отношении месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к юго-востоку от г. Сургута и в 130 км на юго-запад от города Нижневартовска. Ближайшим населенным пунктом, который находится в пределах площади, является поселок Угут [8].

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями нефти являются Мамонтовское, Покамасовское и Новопокурское (рисунок 1.1).

Месторождение находится в непосредственной близости от действующего нефтепровода Нижневартовск - Омск.

В орографическом отношении площадь представляет собой озерно-аллювиальную, слабо всхолмленную равнину, абсолютные отметки рельефа которой колеблются в пределах от 44 на западе до 79,3 м на юге.

Значительная площадь территории представляет собой очень сильно заболоченную равнину. Преобладают торфяные, олиготрофные (верховые), грядово-мочажинные и сфагновые болота.

Гидрогеографическая сеть района представлена бассейнами рек Большой Юган и наиболее крупными правыми ее притоками Малый Юган и Негусъях. Полноводными реки бывают только в весенний период, в это время они являются судоходными.

На территории района работ имеется большое количество озер. Наиболее крупными из них являются: Мохтиклор, Утойлор, Иеримпамынгтох.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, но сравнительно теплым и дождливым летом. Число дней с осадками около 190 в году. Среднегодовое количество осадков 550 мм, из них около 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Средняя температура в январе месяце минус 21,5 0С, а средняя температура июля плюс 16,5 0С. Безморозный период продолжается в среднем 95 дней. Продолжительность устойчивых морозов, в среднем, 180 дней, из которых 100 дней составляет период с температурой воздуха ниже минус 15 0С и около 35 дней с температурой ниже минус 20 0С.

Снежный покров лежит 190 дней и, в среднем, составляет 0,6 м. В низинах рельефа толщина среднего покрова достигает 1,5 м; глубина промерзания грунтов от 1,0 до 1,5 м.

1.2    История освоения района

Открытию многочисленных месторождений в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. До 1947 года эти исследования носили чисто описательный характер.

Начиная с 1947 года, в течение почти трёх десятилетий на рассматриваемой территории ведутся геолого-геоморфологические, аэромагнитные и гравиметрические съёмки, сейсмические исследования и буровые работы [8].

В период с 1947 года по 1957 год геолого-геофизические исследования носили региональный характер.

Планомерные геолого-геофизические исследования на участке работ проводятся с 1949 года.

Летом 1957 года район работ был охвачен гравиметрической съёмкой масштаба 1:1000 000, проводившейся аэрогравиметрической партией № 63/57. На карте изоаномал, построенной в результате этих работ, в южной части Сургутской зоны положительных значений изоаномал отмечен Угутский минимум силы тяжести (относительный), оконтуриваемый одной изоаномалой.

В 1958 году в районах Сургутского Приобья сейсмические исследования проводили сейсмические партии № 22/58, № 47/58. В результате этих работ, в районе п. Угут, выявлено Угутское поднятие (Угутский вал, структура II порядка).

Угутская локальная структура выявлена в результате работ МОВ, проводимых в 1961 году сейсмопартией № 3/60-61, а в 1965 году было начато поисковое бурение. Первые две пробуренные скважины не дали положительных результатов, что несколько задержало поиски залежей. Только в 1985 году было открыто Угутское месторождение бурением поисковой скважина 3, пробуренной до глубины 3487 м и установившей продуктивность отложений тюменской и васюганской свит. Запасы нефти выявлены в горизонтах ЮС1 и ЮС2.

При испытании в этой скважине пласта ЮС11, в интервале 2840-2850, был получен приток нефти дебитом 4,5 м3/сут на динамическом уровне 822м. Из интервала 2870-2884 м (пласт ЮС13) получен приток воды дебитом 4,8 м3/сут на динамическом уровне 1150м.

В 1990 году был собран значительный объём информации и подсчитаны запасы нефти, растворенного газа Угутского месторождения. В 1991 году эти запасы были утверждены в ГКЗ. С 1988 года Угутское месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию, которая осуществлялась силами ОАО “Юганскнефтегаз”.

В ходе разведки Угутского месторождения на западе (между Угутской и Западно-Угутской структурами) было открыто Средне-Угутское месторождение. Это открытие было сделано в 1987 году в результате бурения скважины 11р, в настоящий момент данная скважина при разграничении месторождений на ЛУ была включена в ЛУ Угутского месторождения.

В 2008 году с учетом новых пробуренных скважин и результатов сейсмических исследований 3Д был проведен пересчет запасов нефти и растворенного газа Угутского месторождения, запасы утверждены в ГКЗ РФ

1.3    Геологическая характеристика месторождения

Стратиграфия

Геологический разрез Угутского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) осадочных терригенных пород мезозойско-кайнозойского чехла, пород промежуточного структурного этажа (ПСЭ) и отложений складчатого палеозойского фундамента (рисунок 1.2).

Доюрские образования

Доюрские образования на Угутском месторождении вскрыты скважиной 3 в интервалах глубин от 3214 до 3487 м и представлены базальтами темно-серого цвета с афировой структурой и миндалекаменной текстурой.

Палеозойские образования ни в одной из пробуренных скважин полностью не вскрыты, поэтому толщина их не установлена.

Мезозойская группа. Юрская система

В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего.

Осадки нижнего и среднего отделов объединяются в тюменскую свиту. В разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются три свиты: васюганская, георгиевская и баженовская.

Тюменская свита сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей.

В целом отложения Тюменской свиты можно разделить на три части: нижнюю - существенно песчаную; среднюю - преимущественно глинистую; верхнюю - песчано-глинистую с преобладанием песчаных прослоев вверху.

На Угутском месторождении отложения Тюменской свиты вскрыты почти всеми скважинами (кроме скважины 1) на глубинах от 2885 до 3032 м.

В низах свиты в пределах Угутской зоны месторождения по сейсмическим данным ожидается развитие базальной толщи, представляющей интерес в нефтегазоносном отношении.

К верхней части свиты приурочивается нефтеносный песчаный пласт ЮC2. Вскрытая толщина изменяется от 42 до 298 м соответственно.

Васюганская свита. Свита четко делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) части.

Нижняя подсвита сложена темно-серыми аргиллитами, иногда буроватыми, слюдистыми, местами алевритистыми, известковистыми до переходящих в известняк (скважина 41), участками окремненными.

Верхняя часть разреза сложена, в основном, песчаниками. Аргиллиты и алевролиты имеют подчиненное значение. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые на глинистом цементе, иногда известковистые.

Алевролиты темно-серые, слюдистые, плотные. Аргиллиты темно-серые, черные, слюдистые.

Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен горизонт ЮC1, который на изучаемой площади включает в себя три подсчетных объекта (ЮC11, ЮC12, ЮC13). Все эти пласты были опробованы испытаниями.

Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми до черных с зеленоватым оттенком (за счет присутствия глауконита). Аргиллиты очень плотные, иногда известковистые, переходящие в известняк (скважина 41). Известняк серого цвета, трещиноватый, слабокавернозный. Толщина свиты редко превышает 4 м, иногда сокращается до 1 метра.

Баженовская свита завершает разрез юрской системы. Свита сложена аргиллитами черно-бурыми, битуминозными, от тонколистоватых до массивных, содержащими прослои известняков (скважина 41) и сидеритов. К баженовской свите приурочен пласт ЮC0.

Рисунок 1.2 - Сводный геологический разрез Угутского месторождения

Тектоника.

Согласно «Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты» (под редакцией В.И. Шпильмана, 1998 г.) изучаемая площадь расположена на северо-востоке Юганской мегавпадины (структура I порядка крупная) и приурочена к Угутскому куполу (структура III порядка), осложняющему Угутский вал (структура II порядка, рисунок 1.3). Угутский вал расположен и ограничен на северо-востоке Южно-Покамасовской седловиной и Унтыгейской седловиной на северо-западе. На западе расположена Фаинская котловина, а на юге Кулунский прогиб.

По отражающему сейсмическому горизонту «Б» Угутское месторождение приурочено к одноимённому куполовидному поднятию осложняющему Угутский малый вал. Западное крыло поднятия плавно переходит в моноклиналь, в пределах которой расположено Средне-Угутское месторождение с востока непосредственно контактирующее с Угутским.

Угутский купол по сейсмическому отражающему горизонту «Б» осложнен рядом мелких по размерам локальных положительных структур IV порядка. Наличие этих структур подтверждается результатами разведочного и эксплуатационного бурения.

На остальной площади Угутского купола в пределах лицензионного блока гипотетически намечаются положительные локальные структуры в районе скважин 37р и 23р.

Как уже говорилось, на площади Угутского месторождения были отработаны два куба сейсморазведки 3Д: северный и южный. По полученным материалам на обоих кубах фиксируются те же структурно-тектонические элементы, что и по материалам 2Д. Если по материалам ОГТ определены общие контуры локальных структурно-тектонических элементов осложняющих Угутский купол, то по интерпретации результатов сейсморазведки 3Д они детализируются, морфологически выглядят рельефнее.

Вверх по разрезу, по маркирующим горизонтам наблюдается выполаживание, затухание рельефности структурно-тектонических элементов Угутского купола, их «захоронение». И уже по сейсмическому отражающему горизонту «Г» слабо фиксируется обширное, расплывчатое малоамлитудное поднятие.

Таким образом, Угутское куполовидное поднятие и осложняющие его структурно-тектонические элементы по генезису типичные структуры облекания, унаследованные от рельефа поверхности доюрского основания.

1.4    Характеристика продуктивных пластов

Пласт ЮС2 представлен песчаниками серыми, буровато-серыми, мелкозернистыми, участками алевритовыми, по составу аркозовыми, близкими к полимиктовым. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная, редко с прерывисто-волнистой слоистостью за счет прослоев, обогащенных сидеритом и глинистым материалом. Слоистость подчеркивается ориентированным распределением слюды.

По результатам определения физических свойств коллектора пласта ЮС2 являются поровыми и принадлежат к V - VI классу по классификации А.А.Ханина и обладают низкими и очень низкими коллекторскими свойствами. Низкие значения фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) объясняются тонкозернистым составом пород-коллекторов и значительным их уплотнением, а также присутствием в цементе карбонатов.

Пласт ЮС2 охарактеризован керном по 14 скважинам. Коэффициент пористости (Кп) варьирует от 13,7% (скважина 205) до 19,3% (скважина 37р), в среднем по пласту составляет 15,4%. Проницаемость изменяется от 0,6.10-15 м2 (скважина 40р) до 5,7.10-15 м2 (скважина 37р), в среднем составляет 1,64.10-15 м2.

Пласт ЮС13 представлен чередованием средне-мелкозернистых и мелкозернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов и тонких прослоев глин. Непроницаемые породы представлены крупнозернистыми алевролитами с карбонатным цементом порового и базального типа и глинистыми разностями. Проницаемые породы представлены средне-мелкозернистыми и мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с глинистым цементом.

Песчаники серые, буровато-серые (за счет нефтенасыщения) средне-мелкозернистые и мелкозернистые алевритистый полимиктовый с глинистым цементом. Алевролиты, в основном, серые и буровато-серые, крупно-зернистые, с глинистым цементом, по составу аналогичны песчаникам, но отличаются более мелкой разностью и более плотной упаковкой обломочного материала. Структура пород алевро-псаммитовая, реже - псаммитовая. Текстура однородная и слабо выраженная микрослоистая, за счет одинаковой ориентировки части удлиненных обломков и чешуек слюды.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС13 изучены в 15 скважинах (9 скважин по нефтенасыщенной зоне и 6 скважин по водонасыщенной зоне). Тенденция увеличения коллекторских свойств с севера на юг. В целом по пласту среднее Кп равно 17,2%, коэффициент проницаемости (Кпр) равно 10,1.10-15 м2.

Пласт ЮС12 по литологическим особенностям отличается от ЮС13 незначительно. Отмечается лишь многообразие текстурных особенностей: встречаются тонкая, неравномерная, прерывисто-горизонтальная, косая и слабонаклонная типы слоистости.

Пористость в среднем по пласту равна 17,3%, а по нефтенасыщенной зоне 17,5%. Кпр по нефтенасыщенной зоне равен 22,4.10-15 м2.

Пласт ЮС11 представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники серые, буровато-серые средне и мелкозернистые (среднее 0,144 мм) алевритистые, полиминеральные с глинистым цементом, с примесью карбоната. Структура алевро-псаммитовая. Текстура однородная. Степень сортировки обломочного материала хорошая (среднее 1,825); форма зерен в основном полуугловатая и полуокатанная.