Особенность подхода к разработке малых нефтяных месторождений Томской области и анализ их пробной эксплуатации Текст научной статьи по специальности «Геология». Малое месторождение нефти


Современный опыт Татарстана в освоении малых нефтяных месторождений и добыче тяжелых нефтей Текст научной статьи по специальности «Экономика и экономические науки»

О. Н. Григорьева

СОВРЕМЕННЫЙ ОПЫТ ТАТАРСТАНА В ОСВОЕНИИ МАЛЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ДОБЫЧЕ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ

Ключевые слова: малое нефтяное месторождение, тяжелая битумная нефть.

Обсуждаются решения проблемы нефтедобычи в России за счет освоения малых нефтяных месторождений и добычи тяжелых битумных нефтей на примере нефтедобывающей отрасти Республики Татарстан.

Key words: small oil deposit, heavy bitumen oil.

Solutions to the problem of crude oil production in Russia including the development of small oil deposits and the production of heavy bitumen oils with the experience of oil industry of the Republic of Tatarstan are discussed.

На сегодняшний день запасы легких нефтей в России продолжают истощаться, а открытие новых месторождений не прогнозируется. По данным Минэнерго РФ и международным оценкам, в России извлекается до 11 миллиардов тонн нефти. Пик нефтедобычи в России приходился на 1988-88 гг., после чего стремительно сокращался и к началу нового тысячелетия упал вдвое. В данной ситуации мощным резервом могут служить запасы тяжелой высоковязкой, или битумной нефти. По разным оценкам, в России они составляют до 75 миллиардов тонн, в Татарстане - от двух до семи миллиардов тонн [1], что составляет треть всех разведанных в России запасов этой категории нефти. Также в Татарстане выявлено более 450 залежей битумов. Татарстан - единственный в России регион, который включен в 1995 г. в «Юнитар» - Центр по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам при ООН [2]. Нефть, залегающая на территории Татарстана, по плотности является средней и тяжелой, вследствие высокого содержания в ней смол и асфальтенов [3], а по качеству - высокосернистой и высоковязкой. Переработка такой нефти традиционно дает больше дешевых нефтепродуктов, таких как мазут и битум, и меньше светлых дорогостоящих нефтепродуктов, таких как бензин и авиационное топливо.

Один из проектов по добыче тяжелой высоковязкой битумной нефти реализован в Татарстане, на Ашальчинском нефтяном месторождении. Опытно-промышленную разработку месторождения с 2006 г. ведет компания «Татнефть». Уровень предполагаемой добычи на этом месторождении в 2010 г. должен был составить 35 тыс. тонн битумной нефти. Основной проблемой при разработке месторождений тяжелых битумных нефтей остается высокая стоимость добычи, включающая затраты на разогрев пласта паром и затраты на дальнейшую переработку в «синтетическую» нефть. При этом резко повышается уровень капитальных и эксплуатационных затрат. Для решения проблемы компания «Татнефть» планирует использовать буровую установку канадской фирмы «National Oilwell» с наклонной мачтой для бурения горизонтальных скважин на месторождениях высоковязкой битумной нефти. Кроме того, компания планирует использовать парогенераторы Бийского котельного завода - модульные установки общей

производительностью 200 тонн пара в час. Первый модуль, рассчитанный на 50 тонн пара в час, обойдется компании на 25% дешевле импортного аналога [4]. Вывод Ашальчинского нефтяного месторождения на уровень промышленной эксплуатации будет означать снижение затрат на нефтедобычу и начало разработки новых подобных месторождений в Татарстане. Наращивание объемов добычи тяжелой и высоковязкой нефти становится также мировой тенденцией. Это относится, прежде всего, к Канаде, где на долю тяжелых нефтей приходится около 60% добываемой нефти, и к Венесуэле, где эта цифра составляет 80%.

Другим решение проблемы истощения нефтяных ресурсов может служить разработка малых нефтяных месторождений, с запасами до 10 миллионов тонн. На долю таких месторождений приходится сегодня 14% всех балансовых запасов нефти страны. Однако, такое решение проблемы имеет свои экономические барьеры. Разработка малого нефтяного месторождения требует не меньших затрат, чем разработка крупного месторождения. В их число также входят затраты на разведку, бурение, обустройство новых скважин, сооружение нефтепроводов и сопутствующих производственных мощностей по переработке большого количества попутного нефтяного газа. При этом себестоимость добываемой нефти оказывается сопоставимой с себестоимостью нефти, полученной на крупных месторождениях, а разработка малого месторождения при существующей системе налогообложения становится нерентабельной.

В мае 2010 г. в Москве был проведен «круглый стол» по вопросам разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, организованный по инициативе компании «Татнефть» при участии депутатов Госдумы, руководителей нефтяных компаний страны и научных организаций, представителей Минприроды и Минэнерго, а также ведущих экспертов отрасли. Речь шла о государственном стимулировании разработки мелких нефтяных месторождений. Участники «круглого стола» высказались за установление дифференцированных ставок налога на добычу полезных ископаемых при разработке мелких месторождений с учетом объемов извлекаемых запасов нефти [5]. По мнению «Татнефти», новые малые месторождения по объему добываемой нефти можно разделить на три группы: до 1 миллиона тонн, от 1 до 3 миллионов тонн и от 3 до 10 миллионов тонн; для первой группы установить нулевую ставку налога, для двух других -понижающие ставки. Такие налоговые льготы должны были бы компенсировать российским нефтедобывающим компаниям высокие затраты на разработку малых месторождений и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, делая этот бизнес более привлекательным. При этом прибыль государства от ввода в эксплуатацию малых месторождений и создания сопутствующих инфраструктур должна покрыть издержки, обусловленные налоговыми льготами.

Подобная ситуация уже отмечалась в Татарстане в середине 90-х гг., когда добыча нефти неуклонно сокращалась и решался вопрос об останове нерентабельных скважин. Тогда были введены налоговые льготы на разработку новых месторождений, сокращен бездействующий фонд скважин и внедрены методы по нефтеотдаче пластов. В результате добыча нефти в республике стабилизировалась, а потом начала расти. Сегодня, по мнению Евгении Даниловой, «главная задача республики в сложившейся непростой ситуации -привлечение инвестиций и внедрение новых эффективных методов повышения извлечения битумов. Нулевая ставка НДПИ, введенная с 2006 года на добычу тяжелой нефти и битумов, послужит стимулом к дальнейшему увеличению эффективности нефтедобычи. Разработана «Программа развития ТЭК Республики Татарстан на период до 2020 года». Программа предусматривает ввод в разработку 45 подготовленных к освоению

месторождений битумов с разведанными запасами 43,5 млн. тонн и доведение их добычи до 1,92 млн. тонн в 2020 году» [6].

Таким образом, сегодня разработка мелких нефтяных месторождений и месторождений высоковязкой нефти носит все более актуальный характер в связи с истощением крупных залежей и увеличением в ресурсной базе доли трудноизвлекаемых запасов нефти. Ввод в эксплуатацию такого рода месторождений, которых много не только в Татарстане, но и Башкортостане, Удмуртии, Самарской области, положительно отразится на общем объеме добычи нефти в стране и занятости населения, увеличит загрузку смежных отраслей и налоговые поступления.

Литература

1. Сабиров, А. Бремя тяжелой нефти / А. Сабиров // Республика Татарстан. - 2010. - 20 мая.

2. Природные богатства РТ [Электронный ресурс] / Режим доступа:

http://www.tatexpo.ru/nature/wealths.html, свободный.

3. Якубов, М.Р. Состав и свойства продуктов взаимодействия асфальтенов тяжелых нефтей с серной кислотой / М.Р.Якубов, С.Н.Миникаева, Д.Н.Борисов, П.И.Грязнов, Г.В.Романов, Х.Э.Харлампиди // Вестник Казанского технол. ун-та. - 2010. - № 7. - С.227-233.

4. Михайлов, О. Новые перспективы битумной нефти [Электронный ресурс] / О. Михайлов. -Режим доступа: http://www.investcafe.ru/analytics/ru_markets/5295/index.php?file_upload=Y&CODE= ru_markets&POST_ID=5295, свободный.

5. Гадельшина, Г. Нефтяной отрасли - поддержку государства / Г. Гадельшина // Республика Татарстан. - 2010. - 14 мая.

6. Данилова, Е. Тяжелые нефти России / Е. Данилова // The Chemical Journal. - 2008. - декабрь. -С. 34-37.

© О. Н. Григорьева - ст.преподаватель каф. ИЯПК КГТУ, [email protected]

cyberleninka.ru

Особенность подхода к разработке малых нефтяных месторождений Томской области и анализ их пробной эксплуатации Текст научной статьи по специальности «Геология»

Проведение последних наиболее эффективно в хаотично-слоистых песчаных постройках, где наличие многочисленных слабопроницаемых прослоев ограничивает приток нефти в скважину из удалённых зон коллектора. Осуществляя гидроразрыв, мы тем самым увеличиваем радиус влияния (охвата) скважины и подключаем к работе ещё не вовлечённые в разработку слоистые структуры коллектора.

Гидроразрывы проведённые в песчаниках с упорядоченно-слоистой структурой могут иметь как положительный, так и отрицательный эффект. Так, распространяясь по простиранию слоистости, как линии наименьшего сопротивления, образованными трещинами затрагиваются уже отработанные или частично отработанные в предшествующий этап разработки зоны коллектора. Более того, при близости фронта закачки возможно опережающее обводнение скважины вследствие соединения трещины гидроразрыва с водяной зоной. В тоже время, за счёт гидроразрыва возможно увеличение интервала притока в макронеоднородньгх по проницаемости коллекторах, относящихся к баровьтм постройкам, регрессивным и трансгрессивным песчаникам, что увеличивает коэффициент их нефтеотдачи.

В заключении можно отметить, что изучение фильтрационной неоднородности коллектора с учётом фациальных условий его формирования, предопределяющих типа слоистой структуры коллектора (хаотично-слоистая или упоря-доченно-слоистая), может способствовать формированию нестандартных схем разработки залежей нефти и газа, повышающих эффективность их эксплуатации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984. 259 е.

2. Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопления. - М.: Недра, 1981.438 с.

3. Градзинский Р., Костецкая А„ Радомский А. и др. Седиментология. - М.: Недра, 1980. 646 с.

УДК: 622.276.057.51.+622323

ОСОБЕННОСТЬ ПОДХОДА К РАЗРАБОТКЕ МАЛЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ И АНАЛИЗ ИХ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Т.А. ГАЙДУКОВА, H.A. СВАРОВСКАЯ

Проанализирован опыт поисково-разведочных работ Средневасюганского нефтяного малого месторождения в течение двадцатилетнего периода пробной эксплуатации. Выявлены факторы, влияющие на процесс выработки нефти. Отмечено, что максимально длительный фонтанный способ эксплуатации месторождения, с минимальным падением пластового давления является рациональным.

В настоящее время в России открыто более 1400 мелких месторождений, в которых текущие запасы нефти составляют 12 % от общих запасов. В среднем на одно месторождение приходится менее 1 млн тонн нефти [1].

В Томской области открытие месторождений проводилось с 1962 года и к настоящему времени число их составляет около 110, в том числе к нефтяным относится 79. По извлекаемым запасам углеводородного сырья (категории Q) приходится всего 6 крупных месторождений и 4 средних. На долю остальных 69 малых нефтяных месторождений Томской области приходится 18 % извлекаемых запасов категории Q. Вероятность открытия новых крупных месторождений очень невелика, а месторождения с запасами более 30 млн тонн находятся в зрелой стадии разработки, поэтому приоритет малых месторождений неуклонно возрастает.

Нами проанализирован опыт пробной эксплуатации на малых месторождениях и выявлены факторы влияющие на процесс выработки нефти.

Малые нефтяные месторождения на территории Томской области характеризуются сложностью геологического строения, отсутствием однозначной модели залежи; незначительными извлекаемыми запасами нефти категории Q (около 1 млн. тонн на каждую открытую залежь), удаленных от коммуникаций, производственной и социальной инфраструктуры и низкой эффективностью геологоразведочных работ.

Особенностью малых месторождений Томской области является то, что промышленный приток нефти характерен для 1-2 скважин из 5-10 пробуренных на площади. Ввод в пробную эксплуатацию осуществлялся не в течение 3-х лет, а срок 10-15 и более лет. Фактически, период пробной эксплуатации одновременно и являлся промышленной разработкой малого нефтяного месторождения 1-2 поисковыми скважинами. Основной режим эксплуатации таких месторождений являлся фонтанный способ. В течение многих лет в Томской области он реализован на следующих малых нефтяных местрождениях; Поселковое, Столбовое, Федюшкинское, Дуклинское, Средневасюганское, Кулгинское и др.

На Поселковом месторождении залежь приурочена к песчаному пласту Ю,"4 васюганской свиты верхнеюрского возраста. В результате бурения скважин № 2, 3,4 установлено, что залежь углеводородов площадью около 12 км2 пластовая сводовая, литологически ограниченная в северо-восточной части структуры. Первооткрывательнииа месторождения (поисковая скважина № 2) в пробной эксплуатации находится с 1982 года и работает фонтанным способом с дебитом нефти 29,3 м'/сут на режиме штуцера диаметром 6 мм. В 1994 году на забое появилась пластовая вода и, незначительно уменьшился дебит нефти до 21,4 м'/сут на штуцере диаметром 4 мм. На сегодняшний день обводненность

этой скважины составляет 10,9 %. Однако, скважина продолжает работать фонтанным способом, притом, что в последние годы ее эксплуатация осуществляется круглогодично.

Средневасюганское нефтяное месторождение можно считать удачным примером длительной эксплуатации скважины фонтанным способом и примером бережного отношения к добываемому продукту в богатейшей по запасам нефти и газа Западной Сибири.

В географическом отношении Средневасюганское месторождение нефти находится в Западной части Томской области, на правобережье среднего течения р. Васюган, левого притока реки Оби. В соответствии с действующей схемой нефтегазоносного районирования, Средневасюганское месторождение нефти находится в Средневасюганском нефтегазоносном районе, Васюганской нефтегазоносной области. В непосредственной близости выявлено ряд мелких нефтяных месторождений и два крупных: газовое Северовасюганское и газоконденсатное Мыльджинское. Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного осадочного чехла Западно-Сибирской плиты, Средневасюганское месторождение нефти расположено в центральной части Средневасюганского мегавала и приурочено к Красноярскому локальному поднятию (структура III порядка), которое в свою очередь осложняет северную часть Но-вотевризского куполовидного поднятия (структура II порядка). Красноярское локальное поднятие выявлено и подготовлено к бурению сейсморазведочными работами методом отраженных волн (MOB) в 1958-1965 гг. По отражающему горизонту "В" (верхняя юра, кровля баженовской свиты), структура представляет собой куполовидную складку, осложненную двумя куполами, из которых западный крупней и контрастней.

Одновременно с сейсморазведочными работами, в 1961 году проводилось глубокое поисковое бурение. Первая поисковая скважина № 1 заложена и пробурена на Красноярском поднятии в сводовой части, но она оказалась водоносной и выявила несоответствие результатов бурения со структурным планом по сейсмическому отражающему горизонту "В". В последующие 1962-1964 гг. пробурены скважины № 2, 3, 4, но нефть не получена. В 1965 году в пределах западной присводовой части Красноярского поднятия пробурена поисковая скважина № 5, в которой получен фонтан нефти из верхнего песчаного пласта горизонта Ю( васюганской свиты средне-верхнеюрского возраста. В остальных шести скважинах, пробуренных до 1967 года, получена пластовая вода из песчаного пласта горизонта Юь а в скважине № 4 получена пластовая вода с пленкой нефти. Водонефтяной контакт для выявленной залежи нефти принят условно по нижнему перфорационному отверстию интервала испытания в скважине № 5 по абсолютной отметке 2224 м.

В последующие годы, в процессе поисково-разведочного бурения на площади неоднократно проводились детали-зационные сейсморазведочные работы MOB и МОГТ (метод oöaieft глубинной точки), с целью уточнения строения Красноярского локального поднятия (рис. 1).

Согласно результатам последних детализационных сейсморазведочных работ (ОАО "Томскнефтегазгеология", Жевлаков Л.П., 2000 г.), Красноярское локальное поднятие по отражающему горизонту П-а (подошва баженовской свиты), представляет собой довольно контрастную куполовидную складку незначительно вытянутую в субширотном направлении. По оконтуривающей изогипсе (-2270 м) структура имеет размеры 4,0 на 7,5 км, площадь 15,8 км2. Амплитуда поднятия составляет 110 метров. Поднятие осложнено несколькими малоамплитудными куполами, которые оконтуриваются по изогипсе минус 2215 м. Через всю структуру картируется дизъюнктивное нарушение, уходящее далеко за пределы площади в южном и северном направлениях. В пределах поднятия выделены еще несколько мелких нарушений, основная часть которых имеет северо-западное простирание. Сложность тектонического строения и отсутствие надежной геолого-геофизической информации (исследования методами АК и PK) в 1965 году, отразились на корреляции песчаных пластов горизонта Ю, и принятой индексации продуктивного пласта как Ю,1.

В дальнейшем это не подтвердилось. По состоянию на 1987 г. было принято считать, что залежь нефти пластовая, сводовая и, приурочена к пласту KV васюганской свиты верхнеюрского возраста, который выклинивается или замещается в восточном направлении. То есть залежь можно считать структурно-литологической или как пластовую тектонически экранированная в пределах поля нефтеносности. В 1991 году на северном склоне структуры пробурена скважина № 10, которая оказалась так же водоносной. Однако, по геолого-геофизическим данным скважины № 10 уточнены модель залежи и положение водонефтяного контакта, последний принят по изогипсе минус 2235 м. На сегодняшний день установлено, что залежь нефти приурочена к межугольному пласту Ю™ васюганской свиты верхнеюрского возраста и относится к пластово сводовому, литологически ограниченному или тектонически экранированному типу в восточной присводовой части Красноярского локального поднятия. Однозначно определить природу границы залежи нефти в ее восточной части не представляется возможным. Межугольный пласт Ю™ васюганской свиты как коллектор развит только в западной части Красноярского поднятия и в скважине № 5 залегает в интервале 2313,2— 2324,8 м (-2215,4-2227,0). В кровле и в подошве пласт Ю" ограничен плотными глинистыми породами. Толщина глинистых экранов составляет 3,0-7,0 м. Литологически пласт Юг сложен песчаниками серыми, буровато-серыми, мел-ко-среднезернистыми, участками косослоистыми, за счет намыва тонких прослоек обугленного растительного материала. Керн полностью нефтенасыщенный. По петрографическому описанию (НТГУ, Новосибирск) песчаники представлены зернами кварца, полевых шпатов, включениями слюды. По данным исследования керна в лаборатории физика пласта (НТГУ, Новосибирск), открытая пористость песчаников составляет 14-22 %, проницаемость 1,4-28 мд, нефтенасыщенность 52-82 %.

По данным ГИС скважины № 5 интервал продуктивного пласта Ю" залегает на глубине 2313,2-2324,8 м, с общей толщиной пласта 10,4 м, эффективной и нефтенасыщенной толщиной 8,4 м, нефтенасыщенностью 58-78 %. Характеризуется как однородный, с глубокой отрицательной аномалией ПС до 90-100 мв, значениями пористости 15,9-21,8 %.

О

Условный ВНК Номер скважины абсолютная отметка Изогипсы отражающего ! О

горизонта Па

Разведочная скважина

Условные обозначения:

Эксплуатационная скважина р^

Скважина давшая нефть [ .....'|

Скважина давшая воду

Изогипсы по кровле пласта К),

Дизъюнктивные нарушения Запасы категории С, Запасы категория С,

Рис. 1. Струкрурный план по кровле пласта ЮГ' Средневасюганского месторождения: верхний -1977 год; нижний - 1998 год

При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2308-2322 м (-2209,9-2223,9) получен фонтан безводной нефти дебитом 137 м'/сут на режиме штуцера диаметром 9,5 мм. Газовый фактор составил 64,0 м'/м'. Давление пластовое 24,6 МПа, Температура пластовая составляет 87 С. Коэффициент продуктивности 27,0 м'/сут. МПа. Водонеф-тяной контакт для выявленной залежи первоначально принят условно по нижнему перфорационному отверстию интервала испытания скважины № 5 на глубине 2322 м (-2224 м).

В мае 1970 года поисковая скважина № 5 введена в пробную эксплуатацию. В период с 1970 года по 1985 год она работала фонтанным способом и общая добыча нефти составила 28,4 %, от первоначальных извлекаемых запасов по категории С,. Надо отметить, что вся добытая нефть за 15 лет на Средневасюганском месторождении принадлежит единственной, продуктивной скважине № 5.

Благоприятное расположение скважины № 5 на берегу реки Васюган позволяло в весенне-осенний период осуществлять транспортировку нефти нефтеналивными баржами. В зимний период с конца ноября до конца марта нефть вывозилась со скважины автомобильным транспортом. В межсезонные периоды скважину закрывали и забойное давление в прискважинной зоне пласта полностью восстанавливалось до пластового давления. Проводились гидродинамические исследования на нестационарном режиме фильтрации с записью: кривой восстановления пластового давления; с записью эпюры давлений по стволу скважины. Через 15 лет фонтанного способа эксплуатации, пластовая вода на забое скважины так и не была отмечена. В таблице I представлены результаты гидродинамических исследований, проведенных в скважине № 5 в мае 1970 года и через 15 лет (август 1985 год) ее эксплуатации фонтанным способом.

Анализ приведенных данных указывает на незначительные изменения гидродинамических параметров. Пластовое давление (24,6 МПа) осталось прежним. Коэффициент продуктивности снизился с 27,0 до 19,0 м'/сут. МПа, что свидетельствует о незначительной закупорки прискважинной зоны пласта и необходимости проведения ее очистки. Однако, за годы пробной эксплуатации, интенсификация притока в скважине № 5 ни разу не проводилась. В 1982 году производились ремонтно-изоляционные работы в эксплуатационной колонне, а в 1985 году вновь выявлена негерметичность эксплуатационной колонны, но уже в другом интервале. Восстановить скважину № 5 технически не представлялось возможным и было принято решение ее ликвидировать.

В 1986 г. на Средневасюганском месторождении, в непосредственной близости от скважины № 5 (на расстоянии 370 м к востоку), заложена и пробурена скважина № 8, для продолжения пробной эксплуатации и решения тех же вопросов по уточнению модели и определения водонефтяного контакта в пласте Ю™ васюганской свиты.

Скважиной № 8 продуктивный пласт Ю" васюганской свиты вскрыт в интервале 2310,8-2319,2 м (-2200,7-2220,1 м), что гипсометрически выше на 4,5 м, по отношению к скважине № 5. Пласт также полностью иефтенасы-шен, с эффективной толщиной 8,4 м. Открытая пористость по керну равна 20 %, проницаемость изменяется в пределах 10-253 мд, нефтенасыщенность составляет 74 %. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2309-2319 м получен фонтан нефти дебитом 134 м'/сут на режиме штуцера диаметром 9,5 мм, коэффициент продуктивности 19,4 м'/сут МПа. Из сводной таблицы результатов испытания скважин № 5 и № 8 следует, что гидродинамические параметры практически совпадают. Величина коэффициента продуктивности 19,4 м'/сут МПа в конечный период эксплуатации скважины № 5 и в начале эксплуатации скважины № 8 свидетельствует о взаимовлиянии контуров питания (табл.1).

Таблица 1. Результаты гидродинамических исследований в скважинах № 5 и № 8 Средневасюганского месторождения

№ Гидродинамические Скважина № 5 Скважина № 8

п/п параметры Май 1970 г. Август 1985 г. Июнь 1988 г

1 Пластовое давление, МПа 24,6 24,6 24,6

2 Дебит нефти, м3/сут 137,0 (9,5мм) 112,4 (8,7мм) 134,0(9,5мм)

3 Забойное давление, МПа 19,5 18,7 17,7

4 Коэфффициент продуктивности, м3/сутМПа 27,0 19,0 19,4

5 Гидропроводность призабойной зоны, д.см/спз 140,9 128,1 145,4

6 Гидропроводность пласта, д.см/спз 200,9 135,5 176,2

7 Проницаемость призабойной зоны, дарси 0,017 0,016 0,11

8 Проницаемость пласта, дарси 0,083 0,07 0,148

9 Пластовая температура, °С 87 87 86

Нефть Средневасюганского месторождения является легкой [4J, с удельным весом 0,82 г/см5, сравнительно маловязкой (при 20° С - 3,9 сст), малосернистой (0,3 %), обладает высоким содержанием бензино-керосиновых фракций. Начало кипения нефти 28° С, отгон бензиновых фракций до 200" С составляет 36,6 %; до 300" С - 61 %, остаток и потери составляют (свыше 500" С) 12,1 %. Дня средневасюганской нефти характерно низкое содержание смол селикаге-левых (4,6 %) и асфальтенов (0,42 %). По составу углеводородов нефть относится к метановому типу (41 %). Нефть в пластовых условиях имеет плотность 0,71-0,72 г/см3, вязкость 0,55 спз, усадку нефти 1,95- 22,5 %, газосодержание 77-86 м'/т и 63 мУм\ Растворенный в нефти газ содержит метана 74 %, этана 3,65 %, пропана 6,5 %, бутана 6,2 %. пента-на 3,2 %, гексана1 %.

Перечисленные физико-химические свойства нефти позволяют использовать нефть для производства бензинов. С учетом этих качеств, в непосредственной близости от Средневасюганского месторождения построен завод по переработке средневасюганской нефти. Нефть используется в производственных геологических предприятиях: в различных технологических процессах при бурении и испытании скважин; в котельных установках, обслуживающих буровые, баз нефтеразведочных экспедиций и населенных пунктов, расположенных вдоль берега реки Васюган.

ВЫВОДЫ

В результате проведенного анализа поисково-разведочных работ на Средневасюганской малом нефтяном месторождении и его длительной (более 20 лет) пробной эксплуатации фонтанным способом двух поисковых скважин № 5 и № 8 установлено, что максимально длительный фонтанный способ эксплуатации месторождения, с минимальным падением пластового давления является рациональным, т. е. щадящий режим работы скважин позволяет продлить срок периода эксплуатации и повысить нефтеотдачу пласта.

С учетом обустройства минипромысла на месторождении и инфраструктуры в целом, также с учетом востребованности в добываемом углеводородном сырье для народнохозяйственных целей, пробная эксплуатация 1-2-мя скважинами может являться одновременно промышленной разработкой месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аметов И.М., Давыдов A.B. и др. Состояние и проблемы освоения малых залежей. // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 3. - С. 24-25.

2. Закиров С. Н. Что такое рациональная разработка месторождений нефти и газа? // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 1. - С. 46-49.

3. Мартынова И. Стабильность на грани кризиса.// Нефть России. - 2001. - № 1. - С. 28-31.

4. Семенович В. Бесхозных богатств не бывает. // Нефть России. - 2000. - № 2. - С. 38—40.

5. Смольянинова Н. М. и др. Нефти, газы и газовые конденсаты Томской области. -Томск: ТГУ. - 1978. - 234 с.

УДК 5518:553.98 (571.16).

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

A.B. ЕЖОВА

С помощью литолого-фациальных исследований рассмотрена история осадконакопления в период формирования нефтегазоносной толщи юго-востока Западно-Сибирской плиты. На фотографиях керна и шлифов показаны основные генетические признаки пролюви-альных, аллювиальных, озерно-болотных, дельтовых, прибрежно-морских и мелководных шельфовых отложений. Приведены новые данные о фаунистических остатках, впервые установленных автором в юрских породах. Дано краткое описание нефтегазоносности нижнемеловых отложений.

Палеогеографические реконструкции периода формирования нефтегазоносных горизонтов являются необходимым условием для установления закономерностей распространения коллекторов. В настоящей работе на основании многолетнего изучения керна автором и др. исследователями [2,4,6,7,8,9,10,11,12, 15] приводятся обобщенные сведения по структурно-текстурным особенностям и вещественному составу пород нефтегазоносной толщи юго-востока Западно-Сибирской плиты. Эта данные позволили по-новому оценить ее генезис, выявить характер нефтенасыщения и сделать описание пустотного пространства коллекторов.

Продуктивная толша юго-востока Западно-Сибирской плиты включает в себя верхнюю часть палеозойских, юрские и нижнемеловые отложения.

Верхняя часть палеозойских отложений представляет собой толщу пород разного возраста и состава. Наибольший интерес в нефтегазоносном отношении представляют карбонатные породы и органогенные силициты. В этих коллекторах присутствуют все виды пустотного пространства: поры, трещины, каверны и биопустоты, а также их сочетания [11, 12, 10, 8, 7]. Наиболее распространенными коллекторами являются следующие.

cyberleninka.ru

Небольшое нефтяное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Небольшое нефтяное месторождение

Cтраница 4

Восточно-Атласский нефтегазоносный бассейн заключен в межгорной впадине Тунисского Атласа. В бассейне известны два небольших нефтяных месторождения: Дулеб-Семмама и Тамесмида с продуктивными нижнемеловыми отложениями.  [46]

В 1955 г. было обнаружено первое небольшое нефтяное месторождение - Бенефика, затем были открыты месторождения Луанда ( 1957 г.), Какуако ( 1958 г.) и Галинда 1959 г. Эти месторождения находятся недалеко от побережья. Первое крупное месторождение нефти в Анголе - Тобиас было открыто в 1961 г. в 100 км от порта Луанда - столицы Анголы. В течение ряда лет это месторождение давало примерно 95 % всей нефти, добываемой в стране.  [47]

Нефтегазоносные бассейны Шелиф, Предтельский и Восточно-Атласский занимают межгорные впадины Тельского Атласа, Оранской Месеты и Тунисского Атласа. В первом бассейне выявлено два небольших нефтяных месторождения - Айн-Зефт и Тлиуане с залежами нефти в нижнем миоцене, на глубине 150 - 400 м; в Предтельском бассейне - одно небольшое нефтяное месторождение Уэд-Гетерини с двумя залежами нефти на глубине 300 - 600 м в отложениях эоценового возраста; в Восточно-Атласском бассейне - нефтяное месторождение Джебель-Онк с пятью залежами. Все четыре месторождения имеют незначительные запасы нефти.  [48]

Низкий риск / средняя доходность / высокие вложения Эта категория также включает традиционные добывающие районы, но затраты в них намного выше - либо из-за сложной при-родно-географической среды, либо высоких барьеров для инвестирования, устанавливаемых принимающей стороной. В мировой практике это обычно инвестиции на шельфовых зонах, включая глубоководный шельф Мексиканского залива и Бразилии, а также небольшие нефтяные месторождения в зоне Северного моря и юго-восточной Азии. К данной категории относятся инвестиции, в основном осуществляемые крупными американскими и европейскими компаниями.  [49]

Нефтегазоносные бассейны Шелиф, Предтельский и Восточно-Атласский занимают межгорные впадины Тельского Атласа, Оранской Месеты и Тунисского Атласа. В первом бассейне выявлено два небольших нефтяных месторождения - Айн-Зефт и Тлиуане с залежами нефти в нижнем миоцене, на глубине 150 - 400 м; в Предтельском бассейне - одно небольшое нефтяное месторождение Уэд-Гетерини с двумя залежами нефти на глубине 300 - 600 м в отложениях эоценового возраста; в Восточно-Атласском бассейне - нефтяное месторождение Джебель-Онк с пятью залежами. Все четыре месторождения имеют незначительные запасы нефти.  [50]

Ороген занимает южную краевую часть Центральноазиатского складчатого пояса. На территории орогена находятся бассейны: крупный Джунгарский, небольшие Турфанский, Дзунбаинский, Тамцакско-Хайларский ( Хинган-Монгольский) и наиболее крупный Сунляо. В Дзу-нбаинском НГБ выявлены небольшие нефтяные месторождения Дзун-баинское и Цаган-Эльское с залежами нефти в отложениях нижнего мела. В Тамцакско-Хайларском НГБ на территории Китая открыты четыре небольших месторождения нефти с залежами в отложениях верхней юры и нижнего мела.  [51]

Нефтеносной является и шельфовая зона у берегов Мексики. Бурение на мексиканском шельфе было начато в 50 - е годы. В 1963 г. были выявлены небольшие нефтяные месторождения Исла-да - Лобос и Аресифо-Медио.  [52]

В Аляскинской нефтегазоносной провинции выделяют три нефтегазоносных бассейна - Северной Аляски ( Прадхо-Бей и др.), зал. Кука наиболее крупным является газовое месторождение Кенай, открытое в 1959 г. Его запасы оцениваются в 151 8 млрд. м3 газа, Среди нефтяных месторождений наиболее крупное месторождение Макартур-Ривер расположено в центральной части залива. В бассейне Сент-Элиас выявлено лишь одно небольшое нефтяное месторождение.  [53]

Сбор газожидкостной смеси без отделения из нее газа до пунктов промысловой подготовки нефти является развитием сбора газожидкостной смеси с одно - или многоступенчатым отделением газа и имеет перед ним, как было отмечено выше, преимущества. Однако это не означает, что двухтрубный сбор применять нецелесообразно. Существенным достоинством последнего, наряду с меньшими затратами энергии, является возможность сбора продукции пласта при сравнительно невысоких буферных давлениях скважин ( до 15 кгс / см2) с небольших нефтяных месторождений, удаленных от центрального сборного пункта на 50 - 70 км и разбросанных на большой территории. Транспортирование высокообводненной нефти на дальние расстояния в каждом конкретном случае должно быть экономически обосновано. Во многих случаях в пунктах отделения газа с целью его бескомпрессорного транспортирования и создания напора для подачи жидкости целесообразно производить предварительный сброс воды, применяя трубную деэмульсацию.  [54]

Провинция Бразильской платформы содержит два НГБ - Сред-неамазонский и Баия. Первый находится в пределах одноименной синеклизы, подстилаемой грабеном ( рифтом), сложен преимущественно палеозойскими породами, в меньшей степени меловыми и кайнозойскими. Для юрских и триасовых отложений характерны крупные трапновые включения. В бассейне выявлено три небольших нефтяных месторождения ( Ново-Алинда, Аутас-Мирим, Бом-Жардиум) с залежами в отложениях карбона и девона. НГБ Баия представляет собой грабен, частично открывающийся в океан.  [55]

На антиклинали Лаоцзюньмяо, расположенной на южном борту бассейна, находится наиболее крупное месторождение нефти бассейна - Яэрся. На этой же антиклинали находятся месторождения Лаоцзюньмяо и Шиюгоу, связанные с западной периклиналью крупного поднятия, сложенного палеозойскими и триасовыми породами. На месторождениях нефтеносны отложения свиты Байянхэ, пермские и каменноугольные. В северной моноклинальной зоне бассейна известно небольшое нефтяное месторождение Байянхэ.  [57]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru