Особенности разработки Приобского месторождения

Содержание

1. Характеристика района деятельности                                                          2    
2. История развития Приобского месторождения                                           4     
3. Геолого-промысловая характеристика месторождения                          
1. Нефтеносность                                                                                               7
2. Характеристика продуктивных пластов                                  8

     3.3 Геолого-физические критерии применимости  различных методов     

           воздействия на Приобском месторождении                                               10

4. Исследование микрокомпонентного состава нефти

       Приобского месторождения                                                     12                

5. Физико-химические свойства пластовых флюидов                                   14
6. Заводнение пластов                                                                                       16
7. Особенности разработки Приобского месторождения             19

    Список литературы                                                                 21

    Приложение 1                                                                         22 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Характеристика района деятельности 

          Крупнейшее месторождение Западной Сибири — Приобское — административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65км от Ханты-Мансийска и в 200км от Нефтеюганска. Площадь месторождения 5446 кв. км. Приобское было открыто в 1982г. Разделено рекой Обь на две части: лево– и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988г., правого — в 1999г.

          Месторождению в 1999г. присвоен статус “Территория особого порядка недропользования” ввиду сложных природных и геологических условий и особых экологических требований к разработке. Труднодоступность запасов, хрупкость экосистемы месторождения, обусловили применение новейших природоохранных технологий.

 Добыча  нефти на Приобском месторождении в 2003г. — составила 17,6 млн. тонн, в 2004г. — 20,4 млн. тонн (см. приложение 1).

          60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически — безопасные технологии.

          Только в последние годы, методом наклонно-направленного бурения, здесь выполнено 29 подводных переходов, в том числе построено 19 новых и реконструировано 10 старых.

           Голландская насосная станция “Росскор” оборудована на Приобском месторождении в 2000 году. Она предназначена для внутрипромысловой перекачки многофазной жидкости без применения факелов (во избежание сжигания попутного газа в пойменной части реки Обь).

          Завод по переработке буровых шламов на правом берегу Приобского месторождения выпускает силикатный кирпич, который используется в качестве строительного материала для строительства дорог, кустовых оснований и т.д.

            Для решения проблемы с утилизацией попутного газа, добываемого на Приобском месторождении, на Приразломном месторождении построена первая в ХМАО Газотурбинная электростанция, обеспечивающая электроэнергией Приобское и Приразломное месторождения.

            На месторождении построен современный вахтовый посёлок на проживание 600 человек “Меркур”. Сейчас в нем проживает 640 человек. Запуск в эксплуатацию первого общежития произошел 14 февраля 2002г.

Здесь созданы все условия для проживания нефтяников и работников смежных  и подрядных организаций.

• Разведанные запасы нефти — 1,5 млрд. тонн;
• Извлекаемые — более 600 млн.

Климатические условия

          Климат резко континентальный, характеризуется быстрой сменой погодных условий особенно в переходные периоды - от осени к зиме и от весны к лету, а также в течение суток. Зима суровая и продолжительная с устойчивым снежным покровом, лето короткое и сравнительно теплое.

Средняя температура января по ХМАО от -18 до -24 градусов по Цельсию. Абсолютный минимум отмечался в 1973 году -59,3 градуса. Период с устойчивым снежным покровом продолжается 180-200 дней - с конца октября до начала мая.

          До середины июня нередки заморозки. Самый теплый месяц июль, средняя температура от +15,7 до +18,4 градусов по Цельсию. Преобладающее направление ветра летом - северное; в отличие от зимы, когда чаще наблюдается южный ветер.

           Годовое количество осадков по округу от 400 до 550мм. Высота снежного покрова от 50 до 80см. В июле выпадает максимум осадков, около 15% годового количества.

Средние значения атмосферного давления в июле (754-756мм) ниже, чем в Арктике, но выше, чем в Центральной Азии. 

2. История развития Приобского месторождения 

         Приобское месторождение было введено в разработку в 1988 году. За время эксплуатации месторождения на условиях соглашения о разделе продукции планируется добыть порядка 600 млн. тонн нефти. Доход государства от нефтедобычи должен составить более 4 млрд. долларов.

          Предполагается, что буровые и строительные работы будут продолжаться на Приобском месторождении около 30 лет. Расчет экономической эффективности выполнен на 50-летний период.

          В 1990г. на Приобском была получена первая нефть — годовой объем добычи составил порядка 100 тыс. тонн.

           В 1993г. "Юганскнефтегаз" (дочернее предприятие "ЮКОСа") получил лицензию на северный, самый богатый участок Приобского. 

          В 1993г. тендер на освоение правого берега выиграла американская компания Amoco.

          К 1996г. в освоение левого берега было вложено около $200 млн.: создана инфраструктура, введено в эксплуатацию порядка 500 добывающих скважин.

          В 1997г. после слияния Amoco с British Petroleum вновь образованная компания BPAmoco официально объявила о выходе из проекта. Между тем "ЮКОС", не дожидаясь принятия Госдумой закона СРП по Приобскому месторождению и инвестиций от Amoco самостоятельно начал подготовительные работы на правом берегу. Для освоения Правого берега требовался большой объем инвестиций. (Суммарный объем инвестиций в Приобское первоначально оценивался в $12 млрд.).

          В 1999г. месторождению присвоен статус "Территория особого порядка недропользования" ввиду сложных природных и геологических условий и особых экологических требований к разработке.

В этом же году введены в эксплуатацию скважины 201 куста на правом берегу.

          Интенсивная разработка правого берега потребовала от "ЮКОСа" принятия соответствующих мер по развитию транспортной инфраструктуры. Главной проблемой здесь являлся переход через Обь, ширина основного русла которой в районе месторождения достигала 1,5км при максимальной глубине 19м. Компания приняла решение прокладывать трубопровод методом горизонтального бурения.

          В 2000г. введен в строй первый нефтепровод двухниточного перехода диаметром 426мм, второй — в 200г. Следующий нефтепровод, диаметром 720мм, сдан в эксплуатацию в 2002г.

          С конца 90-х "ЮКОС" направлял в Приобское до 30% всех своих вложений в upstream. С 2000г. ежегодно компания осваивала на Приобском по $200 млн и более.

           В 2000-2001 гг. введены в эксплуатацию 175 новых нефтяных скважин и полигон утилизации буровых отходов мощностью 21 тыс. куб. м в год.

           В мае 2001г. на 201-м кусту правого берега Приобского месторождения произведен монтаж уникальной мультифазной перекачивающей насосной станция Sulzer. Каждый насос установки способен перекачивать 3,5 тыс. куб. м жидкости в час. Станция является единственной в России.

          С 2000 по 2002г. на Правом берегу было пробурено 314 новых эксплуатационных скважин. При этом среди добычных проектов "ЮКОСа" Приобское дает самую высокую и скорую отдачу. Именно этот проект сыграл решающую роль в снижении себестоимости добычи в целом по компании. По официальным данным за 2002г., она составляла $1,67 за барр., что значительно ниже, чем у всех прочих российских компаний.

           По данным на 2002г. извлекаемые запасы Приобского составляют около 700 млн. тонн. Максимум ежегодной добычи прогнозируется на уровне 20 млн. тонн и сроком на 56 лет.

            По итогам 2002г. на левом берегу было добыто 2,3 млн. тонн нефти.

На Приобском "Юганкнефтегаз" ведет интенсивную добычу с применением передовых методов отбора нефти, повышения нефтеотдачи пластов, за счет чего растет объем добычи компании. 

             По данным на ноябрь 2003г. Запасы Приобского месторождения оцениваются уже в 3,5 млрд. барр. (около 480 млн. тонн) нефти.

             В сентябре 2004г. "ЮКОС" увеличил оценку извлекаемых ресурсов Приобского месторождения, которые не были на тот момент завизированы независимым аудитором. Согласно оценке извлекаемые запасы северного Приобского составили 3,8 млрд. тонн нефти. По российской классификации остаточные извлекаемые запасы месторождения по категориям АBС1 – С2 не превышают 700 млн. тонн. (В целом же оценка извлекаемых ресурсов «Юганскнефтегаза» была увеличена в 6 раз до 12,8 млрд. тонн). "ЮКОС" на 2005г. запланировал довести добычу с северной части Приобского месторождения до 22 млн. тонн нефти в год, при этом основной объем добычи планировался на правом берегу.

           В 2004г. суточная добыча составила 56000 тонн/сут, добывающий фонд — 751 скважина, добыто с начала разработки 66620 тыс. тонн.

            В декабре 2004г. "Роснефть", купившая "Юганскнефтегаз", продолжила работы на месторождении.

            В феврале 2005г. было достигнуто соглашение о проведении бригадами "Пурнефтегаза" эксплуатационного бурения на месторождениях "Юганскнефтегаза". За счет увеличения объемов промыслового бурения к 2009г. на Приобском планируется добывать до 35 млн. тонн.

           "Роснефть" также запланировала, что из всего объема бурения "Юганскнефтегаза" в 2005г. в 743,4 тыс. м -  71% будет пробурено на Приобском месторождении.

           В 2005г. на месторождении продолжается строительство компрессорной станции по переработке попутного газа. Мощность новой компрессорной станции позволит перерабатывать более 95% попутного нефтяного газа и составит 1,8 млрд. куб. м газа в год.

            По данным "Роснефти" запасы северного Приобского составляют 1,5 млрд. тонн разведанного и более 600 млн. тонн извлекаемого сырья. 

3. Геолого-промысловая характеристика месторождения

3.1 Нефтеносность

На  Приобском  месторождении  этаж  нефтеносности  охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты K)i и Юз) и баженовской (пласт Юо) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС₇, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе  продуктивных неокомских отложений  выделено 9 подсчетных объектов: AC₁₂3, АС₁₂2, АС₁₁2-4, АС₁₁1, АС₁₁0, АС₁₀1-2, АС₁₀0, АС₉, АС₇. Залежи пластов АС₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

3.2 Характеристика продуктивных пластов 

Основные  запасы нефти на Приобском месторождении  сосредоточены в отложения неокомского  возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.

          По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно  определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на   Приобском   месторождении   пласты BCi.5 были переиндексированы на АС_7-12 .

При подсчёте запасов в составе мегакомплекса  продуктивных неокомских отложений  выделено 11 продуктивных пластов: АС₁₂/3, АС₁₂/1-2, АС₁₂/0, АС₁, /2-4, АС₁₁/1.

                Таблица 1.

Сводная таблица параметров продуктивных пластов  в пределах

                                                   эксплуатационного   участка.     

Из таблицы  видно, что показатели всех пластов  практически одинаковы, но все-таки самыми высокими обладает пласт АС₁₀¹-² 
 
 
 
 
 
 

3.3 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении

Основными   геолого-физическими   характеристиками   Приобского месторождения для оценки применимости различных методов  воздействия являются:

• глубина продуктивных пластов- 2400-2600м;
• залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый;
• толщина пластовАС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6м;
• начальное пластовое давление - 23,5-25 МПа;
• пластовая температура - 88-90 °С;
• низкая проницаемость коллекторов;
• средние значения по результатам исследования керна - по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС ₁₂ соответственно 15,4; 25,8, 2,4 мd;
• высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов;
• плотность пластовой нефти - 780-800 кг/м³;
• вязкость пластовой нефти - 1,4-1,6 мПа*с;
• давление насыщения нефти - 9-11 МПа,
• нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

          Сопоставляя  представленные  данные  с  известными  критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90 °С (для более высоких температур применяются дорогостоящие,   специальные по составам полимеры). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

4. Исследование микрокомпонентного состава нефти Приобского месторождения 

          Микроэлементы унаследованы нефтью из материнского биоорганического материала или привнесены в нее при контакте с вмещающими породами. Микроэлементный состав нефти – важная характеристика этого вида сырья и несет в себе различную геохимическую информацию о возрасте нефти, условиях формирования, происхождении и путях миграции и находит самое широкое применение для идентификации месторождений нефти, оптимизации стратегии поиска месторождений, разделению продукции совместно эксплуатируемых скважин.

    В ходе нашей работы были  проведены работы по анализу  содержания микроэлементов (меди, никеля, ванадия и марганца, хрома) в 115 образцах нефти Приобского месторождения (Табл. 2).

Таблица 2.

Диапазон  и среднее значение содержания микроэлементов нефти (мг/кг)

          Установлено, что распределение никеля и ванадия по изученным образцам нефти происходит симбатно. Для количественной оценки этого наблюдения были вычислены отношения концентрации никеля к концентрации ванадия для каждой пробы, в результате чего было найдено, что содержание никеля по отношению к ванадию в образцах изменяется от 6,9 до 11,0 % (в среднем 8,2%). Установлено, что, несмотря на широкий диапазон содержания никеля и ванадия в нефти, имеет место узкое распределение их отношений, что свидетельствует о наличии явной количественной связи между концентрацией никеля и ванадия в образцах нефти и является своего рода «визитной карточкой» нефти Приобского месторождения.

          Аналогичная взаимосвязь обнаружена и для второй группы микроэлементов (содержание меди и марганца относительно хрома), что позволяет предположить, что эти группы микроэлементов находятся в нефти в комплексах подобной формы и имеют сходные диффузионные и миграционные свойства, единые эволюцию формирования и происхождения.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

5. Физико-химические свойства пластовых флюидов 

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных   объектов   месторождения   свидетельствуют   о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС₁₀, АС₁₁, и АС₁₂ близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС₁₁, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 - С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество  лёгких углеводородов СН4 - С5Н12, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пласт АС₁₀) - 64,29(пласт АС₁₂). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /СЗН8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные  нефти  всех  пластов  сернистые,  парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС₁₀ средней вязкости , с содержанием фракций до 350 С больше 55%, нефти пластов АС₁₁ и АС 12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%. 

Технологический шифр нефтей пласта АС₁₀ - II Т1П2, пластов АС₁₁ и АС₁₂ - П Т2П2.

Оценка  параметров, обусловленных индивидуальными  характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. Условия сепарации следующие:

        1 ступень - давление 0,785 МПа, температура 10⁰С;

        2 ступень - давление 0,687 МПа, температура 30⁰С;

        3 ступень - давление 0,491 МПа, температура 40⁰С;

        4 ступень - давление 0,103 МПа, температура 40⁰С.

                Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
6. Заводнение пластов 

          Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:

ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

• набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой;
• засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде;
• выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды;
• уменьшение охвата пласта заводнением, вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь пласта (для прерывистых пластов, возможно, также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу);
• значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом;
• значительное снижение проницаемости коллектора за счет выпадения парафинов.

          Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.

         Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.

          Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия. 

          Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.