дипломная работа

1.1 Географическое расположение

Изучаемый Ем-Ёговский лицензионный участок (ЛУ), который входит в состав Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, в административном отношении находится в Октябрьском районе Ханты- Мансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Нягань (рисунок 1).

Краткие сведения о географо-экономических условиях исследуемого района приводятся в таблице 1.

Проект поискового бурения на Ем-Ёговской площади составлен в 1970 году, поисковое бурение начато в 1971 году. В пределах площади промышленная нефть была получена в поисковой скважине 2г в 1971 году из отложений юрского возраста.

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности миоценовых отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба

Территория исследований расположена в Краснодарском крае (рисунок 1). В физико-географическом плане она приурочена к Приазовской низменности. По климату площадь относится ко второй (Приазовской) климатической провинции Краснодарского края...

Геолого-геоморфологическое исследование местности практика

Располагаясь в центре Евразии, на западе азиатской части России, Тюменская область простирается от степей Казахстана до берегов Северного Ледовитого океана и занимает большую часть Западно-Сибирской равнины...

Гидрологический режим реки Амур

Территория, рассматриваемая в данной работе, включает бассейн Амура и водосборы рек, впадающих в Японское море от устья Амура до р.Тумаиной. Амур - крупнейшая река Дальнего Востока. Она образована слиянием рек Шилки и Аргуни...

В административном отношении Ем-Ёговская площадь расположена на территории Октябрьского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Месторождение находится на левом берегу реки Оби, которая, огибая его площадь коленообразной формой русла, протекает в северном, северо-западном направлениях. Следует сразу отметить, что этот левобережный участок является пологим, здесь отмечается обширный пойменный участок, ширина которого составляет 15-20 км (в районе месторождения). Пойма примыкает к месторождению в районе расположения Пальяновской площади. В связи с отмеченным фактором, площадь месторождения можно подразделить на два участка в геоморфологическом отношении. Пальяновская площадь (восточный участок) имеет абсолютные отметки рельефа от + 25 до 40 м., Ем-Ёговская площадь (западный участок) более приподнята, здесь отмечается большее колебание абсолютных отметок рельефа местности от + 40 до 170 м.

В целом территория месторождения представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубокими долинно-балочными эрозивными системами. Отмечается общее вздымание рельефных форм местности в западном направлении.

Гидрографическая сеть территории месторождения представлена значительным количеством рек и мелких ручьев. В южной части (практически по его южной границе) месторождения в широком направлении протекает река Тал с многочисленными протоками, наиболее крупный из них левобережный приток Таловый является одним из истоков реки и берет свое начало с площади месторождения, протекая в южном направлении. В районе скважины 15, река Тал впадает в реку Ем-Еган.

Река Ем-Еган протекает непосредственно по территории месторождения (Ем-Еговская площадь), протекает в широтном, юго-восточном направлениях и своими притоками охватывает практически всю площадь Ем-Еговского участка. Наиболее крупный из притоков река Малый Ем-Еган является основным истоком реки.

В северной части Ем-Еговской площади протекает и берет свое начало река Потымец. Она протекает также в широтном направлении, но в районе скважин 14 и 162, она резко меняет свое течение на северное, и там впадает в реку Хугот.

Как уже отмечалось, в восточной части площади протекает река Обь с многочисленными притоками и протоками, из которых наиболее крупная протока Ендырская протекает практически вдоль восточной границы месторождения в северном направлении.

Озера развиты на всей территории площади, приурочены они в основном к пойменным и заболоченным участкам местности. Из наиболее крупных можно отметить такие как Холодное (2*1 км.), расположенное в центральной части месторождения. Озеро Большое Ем-Еховское (4*4 км.) и Малое Ем-Еховское (2,5*3 км.), расположенные в южной части рассматриваемого района. Несколько восточнее их расположено озеро Большой Сор.

Заболоченные участки местности развиты в основном в верховьях рек и в пойменной части левобережья реки Обь. Болота непроходимые и труднопроходимые. Как правило, они изобилуют значительным количеством мелких и незначительных по площади озер.

Расстояние от восточных границ площади до реки Обь составляет 15-20 км.

Ем-Еговское месторождение расположено в лесной зоне, в пределах которой растительность представлена преимущественно сосновым и кедрово-еловым лесом.

На заболоченных участках преобладает смешанный лес. Хвойные породы деревьев развиты в пределах болотных массивов и пойменных участков реки Оби, на приподнятых участках местности, холмах, которые именуются “Урочищами”.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, достаточно теплым летом. Среднегодовая температура минус 1,8 0С. Средняя температура самого холодного месяца-января составляет минус 25 0С (с минимальным понижением до – 35 0С – 40 0С), а средняя температура июля + 15 0С (с максимумом до + 30 0С).

Среднегодовое количество осадков колеблется от 450 до 500 мм. Из которых большая часть приходится на весенне-осенний периоды. Мощность снегового покрова в среднем составляет 0,8-1,0 м., достигая 1,5 м. в пониженных участках местности.

Ледостав на реках начинается в октябре, а их вскрытие происходит в конце апреля, в начале мая.

Рассматриваемый район практически не обжит. Непосредственно на площади месторождения населенных пунктов нет. Ближайшим населенным пунктом, расположенным в юго-восточной части, является поселок Пальяново, лежащий в устье реки Ендырь, на южном берегу озера Большой Сор.

В северной части месторождения (10-15 км., севернее его границ) расположены поселки Сосновый и Лиственный. Более крупные населенные пункты расположены на реке Оби - Красноленинский, Урманный, Кеушки, Сосново и другие.

Почвы в районе работ подзолисто-аллювиальноглеевые, на заболоченных участках местности развиты торфяные почвы. Различные виды аллювия и песчанно-гравийной смеси развиты в речных долинах и пойменных террасах.

В Ханты-Мансийском автономном округе, в окрестности г. Нягань, говоря на языке нефтяников находится самый перспективный участок Тюменской свиты - Ем-Еговская площадь. Практически половина всех запасов Тюменской свиты сосредоточены здесь – это 170 млн. тонн углеводородов. Месторождение разрабатывают с 80-х годов 20 века, но поднять черного золота из этих залежей удалось ничтожно мало – всего 5,5 млн. тонн.

Трудноизвлекаемые запасы Тюменской свиты

Неохваченные разработкой запасы Тюменской свиты относят к ТРИЗам – трудноизвлекаемым запасам. Такие запасы сосредоточены в сложных геологических условиях, характеризуются очень низкой проницаемостью и продуктивностью.

До сегодняшнего дня вся активность направлена была на разработку традиционных, так называемых, «легких запасов» - это нефть, что лежала в буквальном смысле «на поверхности». Традиционные технологии оказались малоэффективными, но новые методы и льготы на их освоение позволяют подступиться к трудноизвлекаемым запасам.

Чтобы добыть ТРИЗ, скважины бурят горизонтально. Сначала буровой инструмент уходит под поверхность земли на глубину, достигающую более 2000 километров, а потом начинает двигаться параллельно горизонту или с небольшим углом наклона.

Ем-Еговская площадь была выбрана для обкатки технологий и подготовки для дальнейшего разбуривания, так как здесь наиболее удачная структура запасов и применение данной технологии возможно с максимальной эффективностью.

Новые технологии, разумеется, требуют применения другой техники, оборудования, материалов и больших затрат. Поправка к налоговому кодексу о применении дифференцированных коэффициентов к налогу по добыче, то есть льгот, стала мощным стимулом для развития ТРИЗов. Активизация работ на ТРИЗ позволила добыть дополнительно 370 тыс. тонн нефти, а в будущем счет пойдет на миллионы тонн.

40% ТРИЗ

Всего на Красноленинском месторождении остаются в запасе сотни миллионов тонн нефти. Не только на Ем-Еговском участке, но и на Талинском и Каменном – это те разделы Тюменской свиты, где 40% запасов относят к трудноизвлекаемым.

116 куст (название буквальное) – множество скважин с одной площадки. Здесь их 16 и все уже работают по технологии ТРИЗ. Средний начальный дебет, т.е. среднее количество добычи нефти за сутки, из одной такой скважины составляет 60 тонн. До прихода новых технологий дебет нефти был кратно ниже.

Куст 177-А войдет в историю не только няганских нефтяников, но и в историю всей нефтяной промышленности страны. Здесь впервые начали применять технологию горизонтального бурения и впервые добыли трудноизвекаемые запасы нефти.

Куст 240 еще в самом начале освоения. Геологи уже решили, что весь он будет разрабатываться горизонтальными скважинами с мультистадийным ГРП. Сейчас происходит бурение первой скважины, которое займет 40 дней. Это больше положенного срока, так как скважина первая, нефтянкам необходимо изучить разрез пласта.

Один куст могут разрабатывать годами: пока одна скважина работает, другие – могут только планировать.

Длина горизонтальных скважин на Ем-Еговском участке варьирует от 400 до 1000 метров. Такая скважина позволяет охватить весь большой разрез нефтеносности и приобщить в общую эффективную разработку все те расчлененные и прерывистые пласты.

После того как пробурена скважина, нефть не начинает бить фонтаном, как может казаться, ей нужно помочь «выйти» из недр. Для этого в горизонтальном участке скважин применяют технологию мультистадийного гидроразрыва пласта или МГРП.

В скважину опускают трубы, по которым за несколько минут закачивают до 100 тонн особой смеси из пропанта и геля под давлением примерно 300 атм. В продуктивном пласте получается разрыв, и образуется сеть тончайших трещин всего в несколько миллиметров шириной, по ним нефть и газ попадают в скважину.

Смесь для гидроразрыва пласта состоит из пропанта, геля, воды и химических связок. Пропант состоит из мельчайших гранул, которые забивают трещину и не дают ей сужаться, но в тоже время отлично пропускают нефть. Эту смесь закачивают в скважину на глубину до 2-3 км. Отныне на Ем-Еге все скважины будут разрабатывать с применением технологии мультистадийного гидроразрыва.

Из-за недостатка технологий трудноизвлекаемые запасы долгое время отходили на второй план. Сегодня – это второе дыхание для месторождений, таких как Ем-Ега. Нефть здесь будут добывать еще несколько десятилетий.

Разработка нефтяных месторождений. Кросноленинское месторождение.
Основные проектные решения по разработке Красноленинского месторождения.
На первом этапе разработке месторождения Ем -Еговской площади, промышленная нефтегазоносность связывалась с корой выветривания фундамента, отложениями тюменской и викуловской свит. Основным объектом эксплуатации являлись отложения тюменской свиты (ЮК2 – 9), викуловская свита (ВК), и кора выветривания (КВ), ввиду слабой изученности, в первых проектных документах не рассматривались.

В 1978 г Сибирским научно-исследовательским институтом (СибНИИНП) подготовлен новый проектный документ на разработку месторождения «Принципиальная схема опытной промышленной эксплуатации Красноленинского нефтегазоносного района». Гду а то время со слабой изученностью месторождений, представленная работа центральной комиссии по разработке месторождений (ЦКР) принята не была. На ее основе с позиции доизучения геологопромысловой статистики продуктивных пластов на Ем–Еговской площади месторождения определен ОПР со вскрытием 270 скважин по площадной обращенной 9-ой системе разработки, пл-ю 450*450 м (протокол ЦКР № 750 от 28 ноября 1978 году).

При освоении разведочных скважин участка получены дебиты от 8 до 155 т/сут.
В последующем было утверждено 4 проектных документа на разработку месторождения (1982, 1989, 1990 – 1991 и 1996 годы);

1. Технологическая схема ОПР Ем – Еговского и Пальяновского месторождения (протокол ЦКР № 9712 от 21 апреля 1982 года);

2. Технологическая схема ОПР Ем – Еговской и Каменной площадей Красноленинского месторождения (составлен в 1989 году) (протокол ЦКРМПР № 9321 от 07.11.1990 года);

3. Проект ОПР Ем – Еговской и Каменной площадей (составлен в 1990 года) (протокол ЦКР № 4421 от 31.03.1991 года). Технологические показатели опытно – промышленной разработки Ем – Еговской и Каменной площадей (составлены в 1991 году).

4. Дополнение к ТЕХСХЕМЕ Ем – Еговской и Пальяновской площади (протокол ЦКРМПР № 22121 от 21.11.1997 году). СибНИИНП на разработку абалакской свиты был составлен только один проектный документ в 1997 году. В настоящее время разработка абалакской свиты ведется на основании «Дополнение к ТЕХСХЕМЕ разработки 1996 года». Приведу краткую характеристику этого документа.

Дополнение к ТЕХСХЕМЕ Ем–Еговской и Пальяновской площади (абалакская свита 1996 году).
Последним проектным документом предполагалось пласт ЮК1-2 Ем – Еговской площади является «Дополнение к ТЕХСХЕМЕ разработки Ем – Еговской и Пальяновской площади (абалакская свита)», утвержденная ЦКРМПР (протокол № 2212 от 21.04.1996 году).
Необходимость составления проектного документа вызвана фактически состоявшимся вводом в промышленную разработку нового объекта – абалакской свиты, характеризующейся высокой продуктивностью и сравнительно незначительными запасами (средняя нефтенасыщенная толщина объекта составляет 1.6 м). Залежь введена в разработку в 1992 году, путем приобщения в разбуренных скв. объекта ЮК1. Ресурсы по юрским отложениям на оценку в ГКЗ не представлялись.

В «Дополнении к ТЕХСХЕМЕ разработки месторождения Ем – Еговской и Пальяновской площади» расчеты технологических показателей разработки абалакской свиты выполнены по трем вариантам освоения, отличающимся количеством скважин и объемами эксплуатационного бурения на не разбуренной части площади.
Учитывая особенности геологического строения залежи, высокую зональную неоднородность объекта, размещение скважин проводилось индивидуально и поэтапно, начиная с предположительно более продуктивных зон. Скважины в первую очередь располагаются преимущественно на сейсмопрофилях и в достаточно уверенно прослеживаемых зонах малоразмерных поднятий и высокоградиентных склонов, поэтому размещение скважин носит неравномерный характер. Из трех вариантов был принят второй вариант разработки, который предусматривает следующие основные решения:

– выделение одного объекта разработки;
– разработка залежи на естественном режиме;
– размещение скважин индивидуальное на основании комплекса геофизических исследований (сейсмо – и гравиразведка);
– разбуривание с 1997 года 30 оцен-х скв. с отбором керна и проведением полного комплекса ГИС, общий фонд 119 скважин;
– опытное заводнение, организация перевода 10 скв. из добычи;
– ГРП в низкопроницаемых интервалов.

Запасы Юрских отложений
Ем-Еговской площади, числившиеся на балансе РФ

Свита	Балансовые запасы, млн. т		Извлекаемые запасы, млн. т
	А, В, С 1	С 2	А,В,С 1	С 2
Баженовская (ЮК 0)		54.9	1	10.9
Абалакская (ЮК 1)	13.6	14	3.4
Тюменская (ЮК 2 – 9)	327.6	283.6	122.1	57.9
Итого:	343.7	352.5	126.5	69.8

– проектный уровень добычи нефти – 405.5 тыс.т(1996);

– накопленная добыча нефти за 10 лет– 2178.8 тыс.т; за 20 лет – 2491тыс.т.

Основные технологические показатели разработки
Одним из более высокопродуктивных является пласт ЮК (первый) объекта разработки ЮК, начальные геологические запасы нефти которого в ГКЗ РФ не утверждались. По состоянию на 1.01.2002 года на Государсвтенном балансе числится 27,4 (млн.т нефти) классифицированных по категории С1, что составляет около 8,5 процентов запасов нефти всех отложений юрского горизонта. Категория запасов С2 по пласту составила 66,4 млн.т или 19.4 процентов. Распределение начальных извлекаемых запасов нефти по категориям запасов по пласта ЮК1 составили: Категория С1 = 6.9 млн. тонн нефти или 5,9 %, категории С2 = 5,4 или 8.9 %.

Таблица
Запасы нефти по состоянию на 1.01.2002 года (млн.т)

На балансе РГФ Балансовые АВС1

С начала разработки на 01.01.2003 года из пласта ЮК1 добыто нефти 5017.6 тыс.т или 93.1 % добычи из объекта ЮК. Отбор от начальных извлекаемых запасов категории С1 составил 72.7 %. Текущий КИН – 0.813. Добыча нефти в 2002 году составила 99.7 тыс.т или 86.5 % добычи по объекту ЮК. Добыча жидкости – 107.2 тыс.т. Дебит нефти – 31.1 т/сут, жидкости – 33.4 т/сут. Обводненность – 7.0 %. Фонд добывающих скважин – 37, действующих – 10. Фонд нагнетательных скважин – 3, действующих – 3. Пласт разрабатывается на естественном режиме.
Пробная закачка воды проводилась в 1995 году в объеме 5.9 тыс.м3, в 2001 году в объеме 61.9 тыс.м3 и в 2002 году – 186.6 тыс.м3.

Сопоставление проектных и фактических уровней добычи нефти по абалакской свите
Состояние фонда скважин
Балансовый фонд скважин пласта ЮК1 составляет 94 единицы, из которых 87 находится в добывающем фонде, в т.ч. – 10 – действующих, 27 – бездействующих, 46 – в консервации, 4 – в пьезометре; в нагнетательном фонде – 5, в т.ч. 3 – действующие, 2 – в консервации; 2 – прочих.
По состоянию на 1.01.2003 года в бездействии, консервации и пьезометре находится 77 добывающих скважин, из которых 49 были в добыче (Рис. 3.2.1, Рис. 3.2.2).
Накопленная добыча нефти на одну скважину по данной категории составляет 66 тыс.т. Накопленный отбор неработающего фонда равен 3234.4 тыс.т или 64.5 % от накопленной добычи нефти по пласту.

Большая часть неработающего фонда характеризуется малой обводненностью (93.9 % фонда отключенных скважин работали с обводненностью от 0 до 20 %), 4.1 % неработающего фонда работали с обводненностью от 20 до 50 %, 2 % отключенного фонда работали с обводненностью от 50 до 90 %.
Действующий фонд скважин объекта характеризуется как высокодебитный по нефти и мало обводненный.
Средний дебит нефти скважин действующего фонда составляет 31.1 т/сут, обводненность 7 %.

Характеристика неработающего фонда добывающих скважин

Средний дебит жидкости по скважинам действующего фонда – 33.4 т/сут.
Распределение скважин по дебиту жидкости следующее (Рис 3.2.4):
— от 5 до 10 т/сут –30 % фонда (3 скв.);
— от 10 до 20 т/сут – нет;
— от 20 до 50 т/сут –50 % фонда (5 скв.);
— от 50 до 100 т/сут –10 % фонда (1 скв.);
— от 100 до 150 т/сут –10 % фонда (1 скв.).

Распределение скважин по обводненности:
— менее 2 % – 10 % фонда (1 скв.);
— от 2 % до 20 % – 90 % фонда (9 скв.).
Коэффициент использования добывающего фонда составляет 0.27, нагнетательного –1.0.

Применение методов ПНП
Геолого-технологические мероприятия по пласту ЮК1, выполненные в 2002 году, обеспечили прирост добычи нефти в объеме 17.1 тыс.т (17.1 % от годовой добычи) за счет:
— оптимизации работы скважинного оборудования (5 скв. – операций) –14.8 тыс.т;
— прочих ГТМ (1 скв. – операция) –2.3 тыс.т.

Снижение добычи нефти в 2003 году объясняется отсутствием ГТМ. В результате средний дебит нефти добывающих скважин составит 30.2 т/сут, вместо 31.1 т/сут в 2002 году; планируемый дебит жидкости – 35.5 т/сут (в 2002 году – 33.4 т/сут).
Фонд добывающих скважин составит 37 единиц, действующий фонд добывающих скважин на конец года составит – 10. Фонд скважин относительно 2002 года не изменится. Среднегодовая обводненность составит 10 % (в 2002 году – 7.0 %).
Энергетическое состояние залежи
По пласту ЮК1 пластовое давление в зоне отбора составляет 12.6 МПа. По сравнению с первоначальным (26.7 МПа) давление снизилось на 13.8 МПа. Пласт ЮК1 разрабатывается на естественном режиме, в соответствии с решением проектного документа, утвержденного ЦКР. Скважины, эксплуатирующие объект ЮК1, по которым происходит значительное снижение пластового давления, выводятся в консервацию. По объекту необходимо проведение опытно – промышленных работ по поиску технологии восстановления и поддержания пластового давления.
В пласты с начала разработки закачано 61.876 тыс.т воды, отбор жидкости компенсирован на 2.85 %, текущая компенсация равна 103.7 %. Разработка нефтяных месторождений.