Геологическая характеристика продуктивного пласта. Ярегское месторождение вязкость нефти


Опыт эксплуатации добывающих скважин по технологии SAGD на примере ОПУ-5 Ярегского месторождения

Добываемая на Лыаельской площади Ярегского месторождения нефть характеризуется сверхвысокой вязкостью, в связи с чем для разработки объектов традиционно используется термошахтная технология. Также с 2013 года на скважинах ОПУ-5 проводятся ОПИ нового для данного месторождения метода – SAGD, суть которого состоит в нагреве паром нагнетательной скважины и реагирующей добывающей скважины, в результате чего пар поступает в пласт, а разогретая нефть – в скважину.

В предлагаемой Вашему вниманию статье анализируются особенности применения технологии SAGD на скважинах опытно-промышленного участка (ОПУ) №5 с учетом их конструкции. Также обсуждаются вопросы контроля работы УЭЦН, динамики наработки оборудования на отказ и способов ее повышения.

21.04.2016 Инженерная практика №04/2016 Зобнин Никита Анатольевич Руководитель группы подготовки нефти и трубопроводного транспорта НШУ «Яреганефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Рис. 1. Зависимость вязкости нефти Ярегского м/р от температуры

Ярегское месторождение расположено в южной части Тимано-Печорской провинции в Ухтинском районе Республики Коми и включает в себя три  структуры: Ярегскую, Лыаельскую и Вежавожскую. В промышленной разработке с 1939 года находится только Ярегская площадь, где с 1972 года применяется термошахтная технология добычи нефти. Кроме того, Ярегское месторождение – единственное в России, где помимо нефти добывается титановая руда.

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика (D3dzr-D2st) пласта III Ярегского месторождения

Средняя глубина залегания продуктивного нефтеносного пласта месторождения составляет 200-220 м, коллектор терригенный. Ярегская нефть тяжелая, смолистая, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 12 000 мПа·с. Месторождение характеризуется низким пластовым давлением и низким газовым фактором (табл. 1, рис. 1).

В связи с высокой вязкостью нефти в качестве основного МУН на данном месторождении применяется закачка пара. Выбор оптимальной технологии МУН при этом требует глубокого понимания характеристик коллектора и экономических параметров развития месторождения (рис. 2).

Рис. 2. Применяемые МУН для месторождений высоковязкой нефти

ХАРАКТЕРИСТИКА И КОНТРОЛЬ ОПУ-5

Площадь ОПУ-5, расположенного на Лыаельской площади Ярегского месторождения, составляет 375 тыс. м2. Нефтенасыщенная толщина пласта – 26,3 м, геологические запасы нефти – 1971,1 тыс. т, проектный КИН – 0,34, вязкость нефти – 12 тыс. мПа·с.

В 2007 году на ОПУ-5 была принята технологическая схема ОПР (протокол ТО ЦКР № 540 от 5 октября 2007 года). Впоследствии протоколом ЦКР Роснедра № 901 от 19 ноября 2013 года были приняты дополнения к технологической схеме разработки ОПУ-5 и примыкающих участков B, C, D, E, G Лыаельской площади Ярегского месторождения. Цель проектирования заключается в расширении масштабов ОПР на Лыаельской площади (рис. 3).

Рис. 3. Характеристика ОПУ-5 Лыаельской площади Ярегского м/рРис. 4. Схема технологии SAGD

В 2013 году мы получили разрешение на разработку Лыаельской площади и сейчас проводим ОПИ по технологии SAGD. Механизм повышения нефтеотдачи состоит в нагреве паром нагнетательной скважины и встречной добывающей скважины, в результате чего пар поступает в пласт и конденсируется, а разогретая нефть поступает в добывающую скважину (рис. 4).

По состоянию на конец 2015 года ОПИ технологии проводились в семи скважинах с экстремальным темпом набора кривизны до – до 10°/10 м (рис. 5). Зоны пласта с максимальным поглощением отсечены глухим хвостовиком. В нагнетательную скважину (27Н) закачивается пар, выработка которого производится на ПГУ. Температура пара достигает 240°С.

Рис. 5. Профильный разрез по скважинам участка ОПУ-5

Для контроля развития паровой камеры ОПУ-5 используются хлоридный мониторинг и мониторинг температур пласта. По мере увеличения длины пути, совершаемого паром/конденсированным паром, растет содержание хлоридов в добываемой продукции, которое, в свою очередь, служит промысловым индикатором роста паровой камеры в процессе применения SAGD.

Таблица 2. Основные характеристики добывающих скважин ОПУ-5

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН ОПУ-5

В конструкцию добывающих скважин ОПУ-5 включен щелевой фильтр диаметром 140 мм с размером щели 40х0,35 мм, а также оптоволоконная система мониторинга (ОВС) с кабелем на всю длину ствола скважины для контроля фоновой температуры. В конструкцию нагнетательной скважины включен щелевой фильтр диаметром 178 мм с размером щели 40х0,406 мм (табл. 2, 3; рис. 6).

Таблица 3. Основные характеристики нагнетательных скважин ОПУ-5

Для подачи пара используется воронка НКТ диаметром 89 мм с премиальным резьбовым соединением VAM-Top. Для компенсации температурных расширений ЭК используется АФК в высокотемпературном исполнении с термокомпенсационным устройством. Все фонтанные арматуры, которые используются на скважинах, производятся на заводе «Кубаньнефтемаш».

Рис. 6. Типовая конструкция скважин участка ОПУ-5

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОБ ПРИ ЖЕЛОНИРОВАНИИ

В ходе проведение ОПР по оптимизации ГНО в план ТРС в обязательном порядке включаются работы по определению и при необходимости восстановлению забоя, а также гидродинамические исследования.

В рамках испытаний, в скважине 29Д было проведено желонирование. Полученный результат (табл. 4) говорит об эффективности работы щелевого фильтра и подтверждает правильность выбора проектного решения. Общий объем поднятого из этой скважины материала составил 50 л. Усредненный компонентный состав пробы представлен в основном нефтепродуктами – до 25%, растворимыми солями – 0,16%, карбонатами – до 2,15%, соединениями железа – до 0,6% и нерастворимым остатком (песок с кристаллами светло серого цвета) – 74%.

В ходе работы УЭЦН вынос мехпримесей не превышает 300 мг/дм3.

Таблица 4. Характеристика мехпримесей с желонки скв. № 29Д

КОНТРОЛЬ РАБОТЫ УЭЦН

Контроль работы УЭЦН на промысле ведется ежедневно посредством отчетов через систему промысловой телемеханики.

В составе ГНО используются полнокомплектные УЭЦН производства АО «Новомет-Пермь» в термостойком исполнении (до 150°С). УЭЦН комплектуется интеллектуальными СУ производства ЗАО «Электон» с частотным приводом. Подбор ГНО производится с помощью программного продукта «Автотехнолог».

В число основных осложняющих добычу нефти факторов для скважин, включенных в план ОПР, входят: высокая пластовая температура (до 125-145°С), высокая вязкость нефти в пластовых условиях, непостоянная обводненность и низкое давление на приеме насоса. Последний показатель прямо пропорционален объемам закачки теплоагента в пласт.

По результатам проведенных анализов были определены основные методы борьбы с осложняющим факторами. Во-первых, используется ПЭД в кожухе.Во-вторых, при комплектации УЭЦН закладывается 25%-ный запас ПЭД по мощности. В-третьих, используются СУ с ЧРП, при помощи которых производительность УЭЦН регулируется в зависимости от режима закачки и давления на приеме насоса.

Таблица 5. Текущая наработка на отказ скважин механизированного фонда ОПУ-5 в 2015 г.

НАРАБОТКА ПО МЕХФОНДУ ОПУ-5 И ПУТИ ЕЕ ПОВЫШЕНИЯ

Средняя наработка по мехфонду ОПУ-5 в мае 2015 года составляла 377 сут, а к марту 2016 года снизилась до 249 сут вследствие отказов при вводе новых блоков Б, Д (табл. 5; рис. 7). При подъеме насоса и анализе причин отказов выяснилось, что кожухи засорились нерастворимым осадком в виде песка, что привело к заклиниванию насосов.

Рис. 7. Текущая наработка на отказ скважин механизированного фонда ОПУ-5 в 2015 г., сут

В целях сокращения числа ТРС за счет увеличения СНО оборудования НШУ «Яреганефть» мы предполагаем реализовать три основных группы мер. Прежде всего, это повышение квалификации сотрудников технологических служб (проведение обучение, посещение выставок семинаров). Кроме того, предполагается переход к применению высокоресурного оборудования с проведением ОПР, а также оснащение мехфонда системой промысловой телемеханики.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Никита Анатольевич, Вы сказали, что сейчас на ОПУ5 по технологии SAGD работают семь скважин. Планируется ли увеличение фонда?

Никита Зобнин: Да, на Лыаельской площади Ярегского месторождения планируется пробурить 175 добывающих скважин, а также необходимое для реализации технологии SAGD число нагнетательных скважин. Хотел бы пояснить, что при нашем уровне вязкости нефти, прежде чем запустить скважину в эксплуатацию, необходимо в течение трех месяцев разогревать пласт. То есть, в каждую скважину перед спуском УЭЦН спускается 89-я НКТ и три месяца в нее нагнетается пар с температурой 240°С, чтобы разогреть паровую камеру и обеспечить поступление в нее жидкости. Сейчас на Ярегском месторождении нефть добывается в основном термошахтным способом, а технология SAGD по канадской системе используется впервые.

Вопрос: Где располагается погружной агрегат?

Н.З.: Он располагается в «пятке» на глубине 300-500 м.

Вопрос: Применяя технологию SAGD, вы нагнетаете пар, греете, и при этом искусственно усиленно обводняете пласт. А почему бы паронагнетательную скважину не вывести на поверхность? Ведь в этом случае можно было бы откачивать воду после того, как пар остынет.

Н.З.: Нет, для такого варианта технология SAGD слишком прямолинейна. Как только уменьшается объем закачки пара в нагнетательную скважину, тут же снижается и дебит нефти добывающей скважины. Из-за низкого пластового давления эти скважины очень сильно зависят друг от друга.

Вопрос: К основным осложняющим факторам при эксплуатации УЭЦН Вы отнесли плавающую обводненность. В каких пределах она изменяется?

Н.З.: В плане обводненности наши скважины очень нестабильны. Бывает, что сегодня обводненность равна 50%, на следующий день повышается до 50-70%, а еще через день достигает 100%.

Вопрос: Не рассматривали ли Вы возможность повышения температуры в скважине с целью предотвращения выноса мехпримесей?

Н.З.: Нет, ведь текущие 240°С – это максимум, который может дать котельное оборудование. У нас и так возникают проблемы с котельным оборудованием из-за того, что оно используется на 100%.

Вопрос: Кто ведет супервайзерский контроль эксплуатации скважин ОПУ-5?

Н.З.: Супервайзерский контроль ведется специалистами Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте – проектного института, который не только контролирует эти скважины, но и внедряет на них свои новые решения. При дальнейшей эксплуатации мы учитываем их мнение и заказываем соответствующее оборудование.

Вопрос: Длина участка для нагнетания жидкости в скважину у вас составляет 1300 м. Не возникало ли проблемы неравномерного поступления нагнетаемой жидкости по длине? Например, в начале участка в пласт поступает больше жидкости, чем в конце?

Н.З.: Такой проблемы у нас нет, закачка происходит равномерно.

Вопрос: Разогрев тоже происходит равномерно?

Н.З.: Да, разогрев тоже равномерный. Но мы проводим тщательную регулировку этого процесса – на скважинах закачку регулирует оператор, он же смотрит за телеметрией. В случае перегрева, чтобы избежать повреждения насосного оборудования, оператор снижает закачку пара.

Вопрос: До какого года планируется разработка Лыаельской площади Ярегского месторождения и каков примерный срок службы скважин?

Н.З.: Лыаельскую площадь планируется разработать до 2027 года. Срок службы скважин составляет в среднем 15-20 лет.

glavteh.ru

Геология Ярегского месторождения

Объектом разработки является верхняя часть II пласта, сложенного кварцевыми, преимущественно мелкозернистыми хорошо от­сортированными песчаниками и прослоями тонкозернистых глинистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Общая средняя толщина пласта около 35 м (максимальная 71,2м), средняя толщина нефтенасыщенных песчаников в контуре нефтеносности 8,5 м (максимальная 30,4м), средняя толщина нефтенасыщенных песчаников в границах кондиционной трёхметровой толщины 10,9 м. Средняя проницаемость песчаников 1,9 мкм². Водонефтяная зона занимает 70 % площади. Пласт содержит нефть плотностью в стандартных условиях 948 кг/м3. Вязкость пласто­вой нефти при изменении температуры с 8 (начальная) до 100 °С уменьшается о 12000 до 49 мПа*с. Содержание смол в нефти около 20 % , асфальтенов 1,2-3,8 % , серы 0,9-1,4 %, парафинов 0,4 %. Содержа­ние газа в нефти до 10 м3/т. Начальное пластовое давление на боль­шей части площади 0,9-1,0 МПа. Балансовые запасы нефти на Лыаельской площади в пределах трехметровой кондиционной толщины 51,3 млн.т, извлекаемые (при коэффициенте нефтеотдачи 0,35) около 18 млн. т.

Опытно-промышленный участок (блок уклона 22) расположен у юж­ной границе шахтного поля 2 на расстоянии 1,2 км от подъёмного ствола нефтешахты№ 2. Он граничит с блоками уклонов 20, 102, 201, 202 и 2, ранее разработанных шахтным методом на естественном режиме по уклонно-скважинной системе (рис.1  - план поверхности).

Рис.1 План поверхности Ярегского нефтетитанового месторождения 

Сводный литолого-стратиграфический разрез пород представлен на рис.2. Продуктивный пласт III и надпластовые породы вскрыты горными выработками уклона 22 на глубине 198 м от поверхности на абсолютной отметке –32,7 м. Водонефтяной контакт (ВНК) находится на отметке –57,0 м. Галерея уклона пройдена в продуктивном пласте на отметке –34,8 м. Кровля пласта представлена мелкозернистыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями аргиллитов. В толще песчаника много косых текстурных трещин, из которых обычно выделя­ется нефть. Тектонических нарушений с большим смещением пород не встречено. Выше продуктивного пласта залегает 5,5 - 6,3 метровый слой аргиллитов, которые перекрываются зеленовато-серыми трещинова­тыми мандельштейнами (диабазом) толщиной 1,0 - 1,2 м. В туффитах с включением мандельштейнов пройдены верхние горизонтальные выработки уклона и наклонные выработки на расстоянии 20 м от верхнего переги­ба.

Рис.2. Сводный литолого-стратиграфический разрез 

Продуктивный пласт III и надпластовые породы вскрыты горными выработками уклона 22 на глубине 198 м от поверхности на абсолютной отметке –32,7 м. Водонефтяной контакт (ВНК) находится на отметке –57,0 м. Галерея уклона пройдена в продуктивном пласте на отметке –34,8 м. Кровля пласта представлена мелкозернистыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями аргиллитов. В толще песчаника много косых текстурных трещин, из которых обычно выделя­ется нефть. Тектонических нарушений с большим смещением пород не встречено. Выше продуктивного пласта залегает 5,5 - 6,3 метровый слой аргиллитов, которые перекрываются зеленовато-серыми трещинова­тыми мандельштейнами (диабазом) толщиной 1,0 - 1,2 м. В туффитах с включением мандельштейнов пройдены верхние горизонтальные выработки уклона и наклонные выработки на расстоянии 20 м от верхнего переги­ба. Карта равных эффективных толщин представлена на рис.3.

 Рис. 3. Карта равных эффективных нефтенасыщенных толщин в контуре опытного участка

Рис. 4. Структурная карта по кровле нефтенасыщенного песчанника

Рис. 5. Структурная карта по подошве нефтенасыщенного песчанника 

Параметры продуктивного пласта блока

Площадь блока 86,0 тыс.м2
Средняя глубина залегания кровли пласта 205,0 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина 22,9 м.
Коэффициент открытой пористости 0,26 доли ед.
Проницаемость 2,5 мкм2.
Коэффициент объёмной нефтенасыщенности 0,67 доли ед.
Плотность дегазированной нефти 945,0 кг/мЗ
Начальная температура пласта 6,0 град. С
Вязкость нефти при: пластовой температуре 15000,0 мПа.с
40 С 650,0 мПа.с
70 С 100,0 мПа.с
100С 30,0 мПа.с
Плотность продуктивного пласта 2000,0 кг/мЗ
Теплоёмкость пласта 1,05 кДж/кг.град
Теплоповодность пласта 12,6 Кдж/м.ч.град
Температуропроводность пласта 0,006 м/ч

Начальные балансовые запасы блока подсчитаны объёмным спосо­бом по формуле:

Qн = Р * h * Кп * Кн * Q * Rо , где: Qн - балансовые запасы нефти,

Р - площадь блока,

h - эффективная нефтенасыщенная толщина,

Кп - коэффициент открытой пористости,

Кн - коэффициент объёмной нефтенасыщенности

Q - коэффициент учитывающий усадку нефти, 0,96,

Rо - плотность нефти.

Qн = 86 * 22,9 * 0,26 * 0,87 * 0,98 * 945 = 412,56 тыс.т

При первичной разработке шахтным способам на естественном ре­жиме было добыто 15,36 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти - 397,2 тыс.т.

petrolibrary.ru

Разработка Ярегского месторождения

В разрезе верхней  части джьерского горизонта преобладают плотные, неясно слоистые, тёмно-серые и голубовато-серые аргиллиты, местами алевритистые или известковистые, содержащие обугленный растительный детрит. В верхней части этой терригенной толщи встречаются прослои кварцевых и полимиктовых, обычно тонко и мелкозернистых, реже крупнозернистых и гравелитистых песчаников с прослоями аргиллитов. Это так называемые пласты Б и 2 местной промысловой номенклатуры. Толщина пластов – от 1,5 до 3,0 м (пласт «Б») и от 4 до 6 м (пласт 2). Друг от друга они отделяются перемычкой аргиллитов, толщиной в среднем от 3 до 4 м. Песчаники пластов «Б» и 2 обычно имеют линзовидное строение и ограниченное распространение (шириной до нескольких километров), рукавообразные тела песчаников приурочены к наиболее крупным выступам дна палеобассейна, как правило, субмеридионального простирания. По сравнению с пластом «Б» проницаемые прослои пласта 2 распространены шире.

Цемент песчаников каолинит-серицитовый или глинисто-карбонатный, они являются хорошими коллекторами.

Тиманский  горизонт–средней  толщиной  на  Ярегской  площади  около 90 м представлен толщей слабо известковистых аргиллитов и аргиллитоподобных глин зеленовато-серого цвета и пёстро окрашенных, участками и прослоями буровато-коричневых, с подчинёнными прослоями мергелей, известняков и песчаников пласта А.

Пласт А представлен  на востоке известняками с прослоями  глин и мергелей. К западу в пласте появляются прослои песчаников и  ближе к границам выклинивания пласт  опесчанивается до полного замещения  известняков и глин тонко-мелкозернистыми  песчаниками. Средняя толщина пласта в районе работ – 6 м. Аналогично пласту 2 песчаники пласта А имеют  линзовидно-рукавообразное строение, ограниченное распространение и  приурочиваются к выступам дна палеобассейна, в основном субмеридионального простирания. Перекрывается пласт А пачкой пестро-цветных глин с прослоями  алевролитов, известняков и мергелей, средней толщиной на Ярегском месторождении 36 м.

Среднефранский подъярус. В пределах Ухтинской складки в целом среднефранский подъярус выделяется в объёме саргаевского и доманикового горизонтов, но на шахтных полях 1–бис, 2–бис, 3–бис, доманиковый горизонт срезан современным размывом, а отложения саргаевского горизонта сохранились от размыва лишь в краевых частях района работ.

Саргаевский горизонт. В подошве саргаевского горизонта выделяется пласт 1, представленный переслаиванием зеленовато-серых и коричневато-серых, тонко и мелкозернистых песчаников с глинисто-карбонатным цементом и слюдистых алевролитов и глин с фауной брахиопод плохой сохранности. Максимальная толщина пласта 1 в северной и западной частях Ухтинской складки достигает более 60 м при песчанистости до 30 %, но в резко сокращённых разрезах песчанистость иногда может достигать и 50 %. Средняя толщина пласта 1 в пределах поля распространения саргаевского горизонта на Ярегском месторождении составляет 4 м, а вышележащих зеленовато-серых глин с прослоями мергелей и известняков –18 м.

Четвертичные  отложения.Рыхлые четвертичные образования перекрывают палеозойские породы сплошным чехлом неравномерной толщины (от 0,3 до 70 м). В основании покрова прослеживается комплекс ледниково-морских образований из валунных суглинков и глин, включающих линзовидные прослои разнозернистых песков с гравием, галькой и валунами различных пород. Средняя толщина на Ярегском месторождении около 20 м. Завершают разрез современные озерно-болотные и аллювиальные отложения толщиной до 8 м. Средняя толщина четвертичных отложений на Яреге – 27 м.

    1. Физико-химические свойства  нефти, газа и пластовой воды

Нефть Ярегском месторождении тяжелая, высоковязкая, сернистая, слабо насыщенная сухим газом. Средняя плотность  ее в стандартных условиях (при  температуре 200С) составляет 0,945 кг/м3, динамическая вязкость 3600 мПа×с, молекулярный вес 379 (таблица 1.1) Фракционный состав нефти приводятся в таблице 1.1.

 

 

Таблица 1.1 - Физико-химические свойства дегазированной нефти 

Наименование

Значение

Плотность, кг/м3

952

Вязкость, мПа*с

3600

Молекулярный вес

379

Температура вспышки, °С

115-130

Температура застывания, °С

Ниже –20

Количество определений

Сотни

Серы %

1,15

Смол силикагелевых, % об.

20,6

Асфальтенов, % об.

1,99

Парафинов, % об.

0,43

Масел, % об.

73,3

Выкипает в % об.; при нагревании до °С

 

100

Нет

150

Нет

200

Нет

220

1

240

3

250

6

280

8

300

14.9

Вязкость нефти при 100°С снижается  до 60 мПа*с

 

О физико-химических свойствах пластовой нефти можно  судить лишь по исследованию одной  глубинной пробы, отобранной в скв. 49р на Лыаельской площади (таблица 1.2).

Изменение плотности и вязкости пластовой, а также разгазированной  нефти в зависимости от температуры  приведено в таблице 1.3.

Содержание силикагелевых  смол в нефти 20,6%, масел в среднем  – 73,3%, асфальтенов – 2,4%.Среднее  содержание твердых парафинов в  нефти 0.48%. Однако при тепловом воздействии  на пласт оно может возрастать. В нефти, экстрагированной из керна, содержание твёрдых парафинов достигает 0,43 %.

 

 

Таблица 1.2 - Параметры и состав пластовой нефти скв.49р (Рпл = 0,8 МПа, Тпл = 8°С)

Наименование

Значение

Плотность, кг/м3

933

Вязкость, мПа*с

15300

Молекулярный вес

372

Газосодержание, м3/м3

1,168

Газосодержание, м3/т

1,223

Объёмный коэффициент, д.ед.

1,019

Коэффициент термического расширения, %

6,3

Содержание компонентов, % масс

Сероводород

Отс.

Углекислый газ

Отс.

Азот + редкие

0,0015

Метан

0,0777

Этан

0,0003

Пропан

0,0009

Изобутан

0,0002

Н-бутан

0,0001

Изопентан

0,0001

Н-пентан, гексаны, гептаны

Отс.

Остаток С7 + высшие

99,92

Вязкость нефти при 100°С снижается  до 49 мПа*с

 

Таблица 1.3 -  Изменение плотности и вязкости нефти от температуры

 

Температура, 0С

Плотность нефти, кг/м3

Вязкость нефти, мПа*с

пластовой

дегазированной

пластовой

дегазированной

8

933

962

12000

14000

20

914

955

3100

3600

50

868

933

350

390

100

846

898

49

60

 

Состав газа по Ярегскому  месторождению измеряется в следующий  пределах: метан от 88,2 до 99,3% (среднее  – 95,2%), гомологи метана от 0,1 до 2,5% (среднее  – 0,5%), углекислота от 0,3 до 9,4% (среднее  – 2,44%), азот-инертные от 0 до 12,6% (среднее 1,9%) и тяжелые I инертные от 0 до 0,07 % (среднее  – 0,026%). В составе водорастворенного  газа в пласте III содержится от 12 до 29% метана, от 8 до 20% азота и 60% углекислоты. Состав газа в целом соответствует  составу нефти. Газовый фактор пластовой  нефти из скв. 49р равен 1,223 м3/т .

Газ на Ярегском месторождении  может рассматриваться по его  залеганию в 2-х видах: в порах  пород и в нарушенных трещиноватых зонах. Газоносность на месторождении  связана с различными стратиграфическими горизонтами (от постплиоцена до метаморфических  сланцев). Для отложений девона характерна усиливающаяся интенсивность газопроявлений с увеличением стратиграфической  глубины.

В предыдущие годы приводились следующие данные по опробованию газа в разрезе  Ярегской структуры для верхних  пластов и для метаморфических  сланцев (таблица 1.4).

Таблица 1.4 -  Состав и свойства газа

Наименование

Газ, выделившийся при однократном  разгазировании пластовой нефти

Попутный газ

Плотность газа, кг/м3

0,67

0,69

Метан, % масс.

98,56

96,5

Этан, % масс.

0,20

0,49

Пропан, % масс.

0,04

Следы

Изобутан, % масс.

0,07

0,07

Н-бутан, % масс.

0,02

0,03

Изопентан, % масс.

0,03

Отс.

Н-пентан, % масс.

Отс.

0,01

Гексаны, % масс.

Отс.

Отс.

Гептаны + высшие

Отс.

Отс.

Углекислый газ, % масс.

Отс.

1,9

Азот, % масс.

1,08

1,23

Гелий

Не определен

Не определен

Сероводород

Не определен

Отс.

 

В III пласте газ находится  главным образом в растворенном состоянии. Газовой шапки на месторождении  не отмечено. Интенсивные газовыделения  приурочиваются к зонам радиальных разломов. В период шахтной разработки месторождения отмечены неоднократные  случаи бурных газопроявлений, в основном с попутной жидкой фазой (нефть или  вода) из скважин или в горных выработках, вскрывших подобные зоны.

На площади лицензионного  участка в процессе разработки нефтяной залежи шахтным способом на естественном режиме замеры дебитов газа производились  на шахтных полях 1 и 3 при испытаниях подземных скважин. Они колебались в пределах от 1,2 до 86 м3/сут при среднем значении на нефтешахте 1 (по 70-ти интервалам пласта) 18,2 м3/сут. Средний газовый фактор в испытанных скважинах составил здесь 19,7 м3/т, причем, в чисто нефтяной части пласта по 71 скважине он не превышал в среднем 13,9 м3/т, а в водонефтяной зоне по 29-ти скважинам достигал в среднем 33,8 м3/т при колебании от 4,7 до 107,5 м3/т. Характерно, что максимальная величина газового фактора 187,5 м3/т зафиксирована на отметках от -68 до -69 м, т.е. в переходной зоне ВНК. Эти и другие факты свидетельствуют о том, что при сравнительно небольшой насыщенности нефти газом основная часть его поступает в скважины (и в шахтную атмосферу) из нижележащей водоносной части пласта, а также по трещинам из фундамента.

Коэффициент растворимости  газа в нефти в среднем равен 0,43. В начальный период разработки в пластовых условиях при Тпл = 6ºС и при давлении 1,3 МПа в  1 м3 нефти было растворено 5,6 м3 газа. Газовый фактор в подземных скважинах составлял от 30 до 40 м3/т, общешахтный газовый фактор по шахтам в зависимости от их производительности колебался от 100 до 400 м3/т.

В рудничную атмосферу газ  поступает из различных источников. Он выделяется из нефти, попутно добываемой воды и за счет «дыхания пород».

За время разработки с 1939 по 1955 гг. центральной части месторождения  на всех трех нефтяных шахтах по ухтинской  системе при весьма густой сетке  разбуривания и довольно большой  плотности горных выработок на единицу  площади было вскрыто большое  количество очагов скопления газа в  нефтеносной толще пласта. В результате частичной повторной разработки ранее отработанных участков по ухтинской  системе установлено, что площадь  в значительной степени дегазирована.

Химический  состав  вод III пласта изменяется в  больших пределах в зависимости  от места отбора проб воды как на площади, так и по глубине отбора. Наименьшую минерализацию (от 3 до 10 г/л) имеют воды, отобранные на площади  НШ-3. Наибольшей минерализацией обладают воды, взятые из скважин нефтешахты № 2 (от 13 до 24 г/л). Вода в пробах, отобранных на нефтешахте № 1, ближе по своему составу  к водам нефтешахты № 2 (от 16 до 22 г/л). С глубиной отбора минерализация  вод возрастает, что обусловлено  влиянием ниже залегающей воды в метаморфических  сланцах, имеющей минерализацию  до 40 г/л. Меньшая минерализация воды на нефтешахте № 3 обусловлена влиянием проникновения воды из выше залегающих горизонтов (таблица 1.5).

stud24.ru

Ярегское нефтяное месторождение - NefteGaz.kz

Ярегское нефтяное месторождение расположено на территории муниципального образования Город Ухта Республики Коми. Месторождение приурочено к песчаникам насыщенных тяжелой высоковязкой нефтью и расположено в 18 километрах к юго-западу г.Ухты. Ярегское нефтяное месторождение представлено Ярегской, Лыаельской и Вежавожской положительными структурами третьего порядка, приуроченными к сводовой части крупной Ухтинской брахиантиклинали Южного Тимана. Протяженность структур 13 - 14,9 км при ширине 4 - 5,5 км, амплитуда 82 - 87 м. Промышленная нефть залегает на глубинах 130 - 300 м в кварцевых девонских песчаниках живетско-пашийского возраста, образуя единую пластовую сводовую, тектонически и литологически экранированную залежь размерами 36 x 4 - 6 км высотой 87 м. Объектом разработки является продуктивный пласт III со средней толщиной 70 м, максимальной 106 м. Коллектор терригенно-поровый, интенсивно и неравномерно разбит нарушениями и трещинами, протяженностью от 10 м до 2 км. Нефтесодержащие песчаники по своему составу содержат титановые и редкоземельные руды. Ярегское нефтяное месторождение детально разведано. Нефть этого месторождения тяжелая, смолистая, малопарафинистая по технологической классификации ГОСТ 912-66. Плотность ее составляет 0,945 г/куб.см, плотность в пластовых условиях 0,933 г/см. Вязкость высокая - в пластовых условиях достигает 12000 - 15300 мПа/с, в стандартных - 3600 мПа с. Температура в пласте 6 - 8 град. С, температура застывания - минус 100С. Смол сернокислых содержится до 70%, масел - 73,3%, парафина - 0,48%, серы - 1,12%, асфальтенов - 3,7%. Газонасыщенность нефти в пластовых условиях достигает 10 куб.м/т. Групповой состав: метановые углеводороды - 21,2%, нафтеновые - 45,6%, ароматические - 33,2%. Разрабатывает месторождение ЛУКОЙЛ-коми. Вежавожская площадь, представляющая южное окончание Ярегского месторождения, расположена на северо-восточном склоне Южного Тимана, в бассейне р.Седью - левого притока р.Ижмы. В административном отношении Вежавожская площадь расположена в Ухтинском районе Республики Коми в 53 км к юго-западу от районного центра г.Ухты и в 28 км к юго-востоку от пос.Ярега, где расположена ст.Ярега северной железной дороги. Энергоснабжение осуществляется от Ухтинской ТЭЦ-2, в городе действует Ухтинский нефтеперерабатывающий завод. Геологоразведочные работы на нефть на Вежавожской площади были начаты в 1983 г. Структурно-поисковое бурение осуществлялось с целью изучения структурного плана средне-верхнедевонских и кровли рифейских отложений, уточнения деталей строения площади, вскрытия пласта III с отбором керна для определения нефтеводонасыщенности и коллекторских свойств, отбора глубинных проб нефти, замеров пластовых температур и давлений. По состоянию на 01.01.1987 законсервированы после бурения и спуска эксплуатационной колонны (в ожидании опробования) 5 скважин (707, 708, 718, 728, 729). Из них одна скважина (707) находится за контуром нефтеносности пласта III, но в пределах перспективного участка по верхним пластам. Скважина 735 также за контуром нефтеносности пласта III, после испытания пласта III она оставлена как наблюдательная. Остальные скважины ликвидированы. Добыча нефти в пределах Вежавожской площади не велась.

www.neftegaz.kz