Материал: Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

В пределах Потымецкого вала прослеживается ряд локальных поднятий: Западно-Ем-Ёговское (4394), площадью около 60 км2, вытянутое в северо-северо- восточном направлении более чем на 10 км; Северо-Ем-Ёговское (4395) и Ем-Ёговская крупная брахиантиклиналь (4396) сложной конфигурации, почти изометричная (11-13 км в диаметре) в западной части и узкая, линейно вытянутая в восточном направлении более чем на 20 км. Ем-Ёговская крупная брахиантиклиналь (4396) включает в себя два локальных поднятия - Ем-Ёговское (533) размером около 100 кв. км и Пальяновское (535) площадью 30 км , вытянутое в широтном направлении на 10 км.

Рисунок 4 - - Фрагмент тектонической карты центральной части ЗападноСибирской плиты (Красноленинский НГР) (под ред. Шпильмана В.И., 2013 г.)

Обобщая результаты изучения тектонического строения исследуемой площади и анализ предыдущих отчетов, результатов сейсморазведочных работ и последующих структурных построений, данных бурения скважин, следует остановиться на основных выводах, характеризующих тектоническое строение Ем-Ёговской площади:

структуры развивались унаследовано, постепенно выполаживаясь вверх по разрезу, но отличались темпами тектонического развития. В целом структурный план испытывал тенденцию к воздыманию западной части месторождения. На неотектоническом этапе развития произошла общая инверсия структур Красноленинского свода;

тектонический фактор является основополагающим в процессе формирования отложений осадочного чехла и образования в них зон, перспективных для поиска углеводородов.

Рисунок 3 - Сводный литолого-стратиграфический разрез юрских отложений Ем-Ёговской площади

На Ем-Ёговской площади разрез тюменской свиты на полную толщину вскрыт большинством пробуренных скважин за исключением тех, которые закладывались целевым назначением на викуловский горизонт. Толщина свиты изменяется от 0 м (скв.7г) до 150-200 м (скв. 505г, 602г).

В разрезе тюменской свиты выделяется три подсвиты: нижняя (пласты ЮК7-9), средняя (пласты ЮК5-6) и верхняя (пласты ЮК2-4).

Верхняя подсвита (пласты ЮК2-4) представлена чередованием прослоев и линз песчаников, алевролитов и аргиллитов. В подошве пачки преобладают песчано-алевритовые разности пород. В средней части доля глинистых пород увеличивается, количество и толщина песчаных слоев уменьшается. Выше по разрезу переслаивание пород становится более ритмичным и наблюдается незначительное увеличение толщины линз и прослоев песчаников.

Песчаники и алевролиты полимиктовые мелкозернистые, плотные, серые и светло-серые с обильными включениями углистого детрита на плоскостях напластования.

Аргиллиты серые, прослоями до темно-серых, часто алевритистые, плотные, слюдистые, часто известковистые.

Для пород верхней пачки характерно наличие плоскостей оползания и смятия осадков, наблюдаются ходы илоедов. В верхней части встречаются остатки плохо сохранившейся фауны пелеципод. Батский возраст отложений подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами, выделенными в разрезах скважины 10г Ем-Ёговской площадей.

С кровлей отложений тюменской свиты связан отражающий горизонт Т.

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Согласно карте нефтегазогеологического районирования (под ред. Шпильмана А.В., 2013 г.) исследуемая территория расположена в центральной части Красноленинского свода и находится в пределах Красноленинского нефтегазоносного района Красноленинской нефтегазоносной области ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции (рисунок 6).

Промышленная нефтегазоносность площади установлена в породах верхней части доюрского основания (кора выветривания), отложениях шеркалинской (ЮК10-11), тюменской (ЮК2-9), абалакской (ЮК1), тутлеймской (пласт ЮК0) и викуловской (пласты ВК1-3) свит.

Рисунок 5 - Фрагмент тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (под ред. Нестерова И.И., 1990 г.)

Рисунок 6 - Фрагмент карты нефтегеологического районирования территории Ханты-Мансийского автономного округа (под ред. Шпильмана А.В., 2001 г.)

Стоит отметить, что в пределах Красноленинского свода существует несколько нефтематеринских толщ. Так по результатам исследований, проведенных совместно с автором диссертации, к нефтематеринским толщам, активно реализующим свой генерационный потенциал, по содержанию и распределению УВ отнесены нижняя часть тюменской свиты и тутлеймские аргиллиты. Миграция из низов тюменской свиты происходит как в нижележащие доюрские отложения, так и в вышележащие пласты, заполняя углеводородами юрский комплекс до абалакской свиты. Выше абалакского флюидоупора в юрской зоне нефтепроявлений начинает доминировать органика тутлеймской свиты.

По глубине положения тутлеймская свита вошла в главную зону нефтеобразования. Разуплотненная структура послеюрских отложений способствовала миграции нефти в ловушки викуловской свиты (пласт ВК1). Однако, непосредственное примыкание к материнским отложениям пластов абалакской свиты и верхней подсвиты тюменской свиты содействовало миграции нефти и в ловушки этих пластов (Ю1, Ю2-5).

Отложения тюменской свиты (пласты ЮК2-9) выявлены на всей территории Красноленинского месторождения и вскрыты в интервале глубин от 2210 м (Ем- Ёговская площадь) до 2611 м (Талинская площадь).

Породы представлены песчано-алевролито-аргиллитовыми образованиями. Коллекторы крайне не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, подвержены выклиниванию, литологическому замещению непроницаемыми разностями пород (рисунок 7).

Рисунок 7 - Геологический профиль по линии скважин 141г-418г Ем-Ёговской площади

Песчаные пласты преимущественно малой толщины (до 4 м), реже средней (4-10 м) и в единичных случаях более 10 м, весьма сложной конфигурации, которые распределены по площади без видимой ЮК 3аимосвязи со структурными элементами. Размеры песчаных тел колеблются от 0.2 х 1.6 км до 19.1 х 9.5 км. Строение песчаных тел и связанных с ними залежей по продуктивным пластам мозаичное. Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины пластов ЮК2-9 изменяются от 0.4 м до 16.4 м, составляя в среднем 5-6 м.

Дебиты нефти в отдельных скважинах достигают 57.6 м /сут (скв. 12) - 96 м /сут (скв. 50) на 8 мм штуцере. В большинстве же скважин тюменской свиты и PVT-свойства пластовых флюидов Ем-Ёговского ЛУ получены низкодебитные притоки нефти (от долей м /сут до 3-5 м /сут).

Основные характеристики пластов-коллекторов тюменской свиты и свойства их пластовых флюидов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Тип залежи пластовый литологически экранированный. На севере и востоке залежь осложнена зонами выклинивания коллектора и выходом палеозойского основания в районе скважин 1274, 7г, 586г, 1001г. Залежь чисто нефтяная.

Все залежи пластов тюменской свиты также тектонически экранированы на северо-востоке, т.е. отделены зоной разломов от водоносных пластов Талинского месторождения (скв.515г и 122г).

Покрышкой для залежей нефти тюменской свиты служат глинистые породы абалакской свиты.

В общем объеме запасов нефти категории ВС1 по месторождению на долю ЮК2-5 приходится 103847 тыс.т или 24.7% начальных геологических и 24823 тыс.т или 21.1% начальных извлекаемых запасов нефти.

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ показателей разработки Ем-Ёгского месторождения

На Ем-Ёгском месторождении, в разработке находятся объекты ВК1-3, ЮК1, ЮК2-5, ЮК6-9. При этом основная добыча ведется из объекта ВК1-3.

По состоянию на 01.01.2010 г. в целом по месторождению добыто 20357 млн.т нефти или 71,4% извлекаемых запасов, текущий КИН достиг 22%, накопленная добыча жидкости составила 103,047 млн.т, накопленная закачка воды составляет 40,297 млн.м3, в том числе теплоносителя - 26,973 млн.м3..

Эксплуатационный фонд месторождения составляет 968 скважин, в том числе 713 добывающих и 255 нагнетательных. Кроме этого, предусматривались бурение 61 вспомогательной скважины; 50 резервных и 5 разведочных скважин.

Система ППД организована только на II объект. До 01.07.2003г. осуществлялась циклическая закачка пара и воды по технологиям ИДТВ(П), ТЦВП, утвержденным технологической схемой 1991г. С 01.07.2003г., применение этих технологий прекращено по экономическим причинам; организуется закачка сточной и теплой воды с температурой на забое не менее 35 ˚С с реконструкцией КНС, ДНС и системы обвязки УПГ.

Динамика технологических показателей разработки месторождения характеризуется ростом добычи нефти, жидкости и закачки воды. За последние пять лет добыча нефти увеличилась на 9%, добыча жидкости и закачка воды возросла более чем вдвое. Рост показателей по месторождению обусловлен увеличением темпов освоения объектов тюменского и яснополянского горизонтов, а также интенсификацией добычи жидкости на викуловском ярусе. Несмотря на сокращение числа действующих скважин на месторождении (на 27% за пять лет), с применением методов и технологий регулирования разработки удалось повысить производительность действующих скважин, что и обеспечивает прирост добычи нефти по месторождению. Текущие дебиты нефти действующего фонда в среднем соответствуют начальному периоду освоения месторождения, текущие дебиты жидкости (в среднем) максимальны за весь период разработки.

Показатели разработки Ем-Ёгского месторождения главным образом определяются показателями разработки абалакского яруса. На этом объекте в 2009 г. добыто 80% всей годовой добычи нефти; 96% годовой добычи жидкости и 99,7% годовой закачки воды месторождения. При этом на объекте задействовано 77% действующего нефтяного фонда и 98% действующего нагнетательного фонда месторождения. Оценивая динамику фактических показателей разработки объектов, применительно к показателям абалакского яруса можно говорить о четвертой (завершающей) стадии разработки объекта, характеризующейся стабилизацией добычи нефти и высокой долей воды в продукции.

Объекты тюменского горизонта и тутлеймского яруса характеризуются второй стадией - роста показателей разработки обусловленных освоением новых участков залежей. Обобщая в целом показатели разработки Ем-Ёгского месторождения кратко можно выделить следующее. Проектный фонд эксплуатационных скважин (нефтяных и нагнетательных) пробурен на 90%. Почти в полной мере реализована проектная система размещения скважин на основном объекте ВК1 абалакского яруса. В меньшей степени (на 60%) от проектного фонда пробурено скважин на нижнем объекте ЮК2 тутлеймского яруса, содержащего 9% геологических и 6% извлекаемых запасов нефти. Верхний объект ЮК6 (тюменского горизонта) практически не освоен. В его разработке принимало участие 20% от проектного фонда, ввиду того, что проектными решениями объект должен осваиваться выполнившими свое целевое назначение скважинами абалакского яруса..

Характеристика основных показателей разработки Ем-Ёгского месторождения приведены в таблице 3.

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

Согласно проектным решениям Технологической схемы разработки 1991 г., эксплуатационный фонд месторождения составляет 968 скважин, в том числе 713 добывающих и 255 нагнетательных. Кроме этого, предусматривались бурение 61 вспомогательной скважины; 50 резервных и 5 разведочных скважин.

Разбуривание месторождения было начато в 1984 г. В первые годы (1984 - 1986 гг.) месторождение эксплуатировалось 20-45 скважинами. Максимальные объемы ввода скважин приходятся на 1985-1988 гг., когда в эксплуатацию была введена 621 новая скважина. В 2007-2014 гг. новые скважины в эксплуатацию не вводились.

С начала освоения месторождения в добыче нефти участвовали 868 скважин, закачка воды осуществлялась в 180 скважин, из которых 179 первоначально отрабатывались на нефть. Таким образом, в целом проектный эксплуатационный фонд реализован почти полностью - на 90%. Под закачкой находилось 70% от проектного числа нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.2014 на месторождении пробурено 916 скважин (24 разведочных), в том числе, согласно проектному назначению, 637 добывающих, 243 нагнетательных и 36 специальных. Характеристика пробуренного фонда скважин по объектам месторождения и в целом представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Характеристика фонда скважин Ем-Ёгского месторождения по состоянию на 01.01.2014г