Файл: Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 287
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ВВЕДЕНИЕ
Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения (далее возможно использование сокращенного обозначения – Каменный ЛУ или Каменная площадь) в административном отношении находится на западе Ханты-Мансийского автономного округа – Югры между городами Ханты-Мансийск и Нягань на левом берегу и в пойме реки Обь (Верхнее Двуобье).
Каменная площадь разделена на два участка лицензионной границей: западный (недропользователь – АО «РН-Няганьнефтегаз») и восточный (недропользователь – ООО «Лукойл-Западная Сибирь»).
Держателем лицензионного соглашения на разработку западной части (параметры лицензии: серия ХМН, номер 16003, вид лицензии НЭ, дата выдачи – 26.02.2016, срок окончания действия – 31.12.2115) является АО «РН-Няганьнефтегаз» (почтовый адрес: 628183, ХМАО-Югра, г. Нягань, ул. Сибирская, д.10, корпус 1). Недропользователю предоставлено право геологического изучения недр, включающего поиск и оценку месторождений полезных ископаемых, разведки и добычи нефти и газа в пределах Каменного (западная часть) лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения. Общая площадь участка недр составляет 1 153 км2.
Согласно выполненному ООО «ТННЦ» подсчету запасов лицензионный участок можно отнести к уникальному по объему геологических и извлекаемых запасов нефти. Промышленная нефтеносность месторождения в пределах Каменного лицензионного участка (западная часть) установлена в отложениях доюрского комплекса (пласт ДЮК), нижнеюрских (пласт БГ2), среднеюрских (пласт БГ) и верхнеюрских (пласт П) отложениях, тюменской (пласты ЮК2-9), абалакской (пласты ЮК1), баженовской (пласт ЮК0), фроловской (пласт АК1-3) и викуловской (пласты ВК1, ВК2-3) свит. Стоит отметить, пласт БГ2 выделен впервые в рамках актуального подсчета запасов 2017 года.
Основными объектами по извлекаемым запасами являются пласты ВК1-3 (53 %) и ЮК2-9 (39 %), при этом запасы викуловской свиты сосредоточены в недонасыщенных водонефтяных зонах
, а запасы тюменской свиты относятся к категории трудноизвлекаемых. На долю остальных объектов приходится суммарно около 8 % запасов.
Каменный лицензионный участок введен в разработку в 1992 году. По состоянию на 01.01.2017 в пределах Каменного ЛУ пробурено 1 197 скважин. Основной эксплуатационный фонд относится к объекту ВК1-3. Накопленная добыча нефти составила 23 977 тыс. т, за 2016 год добыто 1 999 тыс. т нефти.
Действующий проектный документ – «Дополнение к технологической схеме разработки западной части Каменного ЛУ Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения» (протокол ЦКР Роснедра № 5841 от 19.12.2013). Геологический разрез в действующем проектном документе дифференцирован по степени изученности и вкладу в ежегодные уровни добычи нефти на основной объект (группа пластов ВК) и глубокие второстепенные объекты (АК1-3, ЮК2-9, БГ, П и ДЮК), требующие дальнейшего изучения и запланированные к поэтапному вводу в разработку. Проектные решения рекомендуемого варианта в ближайшей перспективе ориентированы на запасы викуловской свиты – здесь сфокусированы первоочередной фонд к бурению и массивная программа ГТМ. Для глубоких горизонтов планировалось провести малообъемные опытно-промышленные работы и ввод в разработку традиционными технологиями (семиточечная система наклонно-направленных скважин).
Транспорт и инфраструктура
Ближайшими населенными пунктами являются г. Нягань и п. Талинка с общей численностью около 60 000 человек и связанными между собой автомобильной дорогой с асфальтобетонным покрытием (Рисунок 1 .1).
Рисунок 1.1 – Обзорная схема района работ
В г. Нягань базируются административно-управленческие аппараты и производственные базы АО «РН-Няганьнефтегаз» и других предприятий нефтегазового, энергетического и лесопромышленного комплексов. Связь г. Нягань с другими населенными пунктами осуществляется по железной дороге Свердловск-Приобье, воздушным и автомобильным транспортом.
Непосредственно на площади месторождения проложена сеть дорог с твердым и гравийным покрытием.
Территория месторождения характеризуется развитой инфраструктурой, включающей в себя все элементы обустройства промыслов (водоводы, нефте- и газопроводы, ДНС, КНС, внутрипромысловые автодороги, линии электропередач, подстанции и т.п.).
Красноленинское месторождение связано трубопроводом с НПС «Шаим», где нефть поступает в магистральный нефтепровод, доставляющий ее в крупные нефтеперерабатывающие центры.
Часть добываемой на месторождении нефти перерабатывается на небольшом НПЗ, расположенном на соседней Талинской площади в 39 км от г. Нягань для частичного восполнения местных потребностей в нефтепродуктах.
Наиболее целесообразно для питьевых целей использовать воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста, которые являются единственным источником питьевого и хозяйственного водоснабжения.
Четвертичные отложения включают осадки различного генезиса – аллювиальные, озерно-аллювиальные, залегающие на глубинах от 0 до 60-70 м. Воды комплекса слабонапорные, пресные, минерализация составляет 0,2-0,4 г/л. Для питьевых целей могут быть использованы только после очистки.
Атлым-новомихайловский водоносный горизонт представлен переслаиванием мелко- и разнозернистых песков и глин. В кровле залегает толща (10-20 м) глин, служащих водоупором. Воды напорные пресные с минерализацией 0,18-0,6 г/л, гидрокарбонатные. Воды отвечают требованиям ГОСТ 2874-73, широко используются для хозяйственно-питьевого водоснабжения.
Для поддержания пластового давления используются три источника водоснабжения: воды атлым-новомихайловского, сеноманского горизонтов и пластовые попутно-добываемые с нефтью воды.
Физико-химические свойства нефти.
В соответствии с принятым в отчете по подсчету запасов выделением подсчетных объектов горизонт ВК1-3 содержит три продуктивных пласта разной степени изученности. Наиболее охарактеризованным является пласт ВК1. Нефть пластов ВК1-3 изучена по 49 пробам (32 скважины), при определении физико-химических свойств УВ учтено 39 проб (24 скважины).
По данным исследования поверхностных проб, нефть характеризуется следующими средними значениями: плотность – 850,2 кг/м3, кинематическая вязкость при 20 оС – 22,5 мм2/с, молекулярный вес – 233,2 г/моль. В составе нефти на долю серы приходится – 0,33 %, парафинов – 5,57 %, смол силикагелевых – 5,3 %, асфальтенов – 1,32 %, воды – 0,91 %. Хлористые соли присутствуют в количестве 21,0 мг/л. Выход светлых фракций, выкипающих до 300 °С составляет 39,5 %.
По физико-химическим свойствами нефть пластов ВК1-3 классифицируются как парафинистая, малосернистая, смолистая, средней плотности, со средним содержанием легких фракций.
При лабораторном анализе 31 глубинных проб из 9 скважин, методом однократного разгазирования нефти получены следующие результаты: давление насыщения – 6,6 МПа; нефть, имеющая в стандартных условиях плотность 837 кг/м3, растворяет в пластовых условиях 55,6 м3/т попутного газа, объемный коэффициент равен 1,160, вязкость пластовой нефти – 2.04 мПа*с.
Средние параметры, полученные в процессе исследований 24 проб (8 скважин) методом ступенчатой сепарации следующие: давление насыщения – 6,0 МПа, плотность пластовой нефти в пластовых условиях равна 773 кг/м3, после сепарации – 837 кг/м3. Газосодержание – 44,4 т/м3 (37,0 м3/м3), объемный коэффициент – 1,124.
Нефтяной газ при однократном разгазировании 15 глубинных проб (8 скважин) имеет в среднем относительную плотность – 1,174, мольная доля СН4составляет 56,93 %, С2Н6 – 14,62 %, С3Н8 – 15,72 %, на жидкие углеводороды приходится 11,46 %. Содержание диоксида углерода в среднем – 0,52 %.
Смесь газа ступенчатой сепарации 12 проб (7 скважин) в своем составе содержит 67,38 % метана, 12,75 % этана, 11,81 % пропана, 5,06 % бутанов, 2,17 % пентанов + высших. Из неуглеводородных компонентов определены углекислый газ (0,6 %), азот (0,69 %), остальные компоненты не определялись. Относительная плотность газа по воздуху равна 1,020 кг/м
3.
Полученные в ходе исследования по методу ступенчатой сепарации среднее суммарное количество углеводородов С2Н6-С5Н12 равно 28,6 %. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами (н.бутан/изобутан – 2,63, н.пентан/изопентан – 1,51).
По физико-химическим свойствам нефти сернистые, смолистые и парафиновые.
Залежи пластов ВК1-3 относятся к группе залежей легких нефтей и преимущественно жирных газов, с пониженным содержанием гомологов метана. Состав газов стандартной сепарации, содержит метана (до 57 мол%), содержание С5+ (не выше 3,5 мол%).
Весь комплекс исследований позволил получить достаточно полную характеристику нефтей и газов пластов ВК1-3 и изучить изменение их свойств, как по площади, так и по разрезу.
С целью определения текущих параметров нефти и контроля газового фактора рекомендуется продолжить отбор глубинных проб (не менее трех из одной скважины).
Пласт АК1-3 Нефти пласта АК1-3 глубинными пробами не охарактеризованы. Из пласта отобрано три поверхностные пробы нефти. Согласно результатам исследования этих проб нефти пласта малосернистые (содержание серы 0,14-0,36%), малосмолистые (0,23-4,45 %), парафиновые (3,63-5,4 %). Выход светлых фракций с температурой кипения до 150 оС составил 8-23 %.
Подсчетные параметры, характеризующие свойства нефти были приняты по аналогии с пластом АС7-9 Приобского месторождения.
Пласт ЮК0 самостоятельно охарактеризован тремя скважинами с существенно различными свойствами. Газосодержание изменяется от 183 до 239 м3/т, плотность нефти однократного разгазирования меняется от 818 до 828 кг/м3.
Из числа исследованных скважин устьевые пробы углеводородной жидкости скв. 551р (а.о. -2241 м) характеризуются повышенным содержанием бензиновых фракций углеводородов в диапазоне выкипания 80-150 оС. Максимальный выход бензиновых фракций значительно превышает типичное содержание бензиновых углеводородов в поверхностных нефтях. Этот признак является формальным для указания на присутствие в устьевых пробах газового конденсата. Плотность нефти при однократном разгазировании по этой скважине 770 кг/м3.
В устьевых пробах нефтей скважин, вскрывших пласт ЮК0 на более высоких абсолютных отметках, присутствие конденсата не отмечается (скв. 550р с а.о. -2224 м). Это позволяет предположить наличии в скв. 551р при испытании на пласт ЮК