Файл: Учреждение высшего профессионального образования санктпетербургский государственный университет.docx

---

5.2 Примеры освоения месторождений с тяжелым высоковязкими

нефтями в ТПНГП по НГО

Тиманская НГО

Ярегское месторождение тяжелых высоковязких нефтей находится в Тиманской НГО. Месторождение было открыто в 1932 году, общей площадью 40 км2 и включает в себя 13 продуктивных залежей. Оно представляет собой пластовую залежь, расположенную на своде и юго-востоке погружения Ухтинской антиклинальной складки. Главную роль играют отложения девона, представленные терригенными отложениями, мощность которых достигает до 1000 м. Возраст пласта-коллектора D2gv-D3f. Пористость – 26%, проницаемость – 2617 мД, нефтенасыщенность – 87%, а температура в пласте составляет – 6 ̊ С/5МПа. Промышленная нефть залегает на глубине 130-300 м. Ее плотность составляет 0,945 г/см3, вязкость достигает до 15000 мП.с, температура в пласте составляет – 6 ̊ С, пластовое давление – 5МПа. (таб.2) Начальные геологические запасы нефти составляют – 82, 9 млн.т. На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 – 129 732 тыс.т, категории С2 – 6167 тыс.т. (рис. 15)

Метод разработки месторождения – шахтно-скважинный.
Таблица 2

Характеристика залежей Ярегского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи М	Общая/эфф.толщина пласта М	Пористость %	Проницаемость мД	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
D2gv-D3f пл. III гор. D2st-D3ps	Тер	3,9	82,9	175	21/21	26	2617	87	0,945	15000	1,1
D2gv пл. III гор. D2af	Тер	10,4	19,2	130	12,4/10,7	27	2617	87	0,945	15000	1,9
D2gv пл. III гор. D2af	Тер	-	11,3	130		27	2617	87	0,945	15000	1,9
D2gv-D3f пл. III гор D2пл-D3ps	Тер	-	112,5	175	21/21	26	2617	87	0,945	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	Тер	11,2	6,8	175	3,4/3,5	26	2617	87	0,45	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	Тер	30	9,0	175	4,2/3,52	24	2617	43	0,945	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	1,8	3,5	130	9,9/8,9	27	2617	87	0,945	15000	1,9
D3ps	тер	1,8	1,2	130	3,6/3,1	27	2617	87	0,945	15000	1,9
D2gv-D3f пл. III	тер	0,8	2,3	175	15,2/13,8	26	2617	87	0,945	15000	1,9
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	23,6	51,4	180	15/10,9	25	1944	86	0,945	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	7,9	2,3	180	1,5/1,5	25	1944	86	0,945	15000	1,4
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	25,7	50,3	133	/10,4	24	317	85	0,945	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	6,2	1,8	133	1,5/1,5	24	317	85	0,945	15000	1,1

---

Рисунок 15 . Динамика добычи нефти, тыс.т (по данным Госбаланса).
Печоро-Колвинская НГО

Усинское месторождение находится в Печоро-Колвинской НГО, было открыто в 1963 году и приурочено к антиклинальной складке, расположенной в южной части Колвинского мегавала. На месторождении выявлено 3 залежи, наиболее продуктивной является залежь с площадью 0,5 кв.км, расположенной в карбонатных отложениях среднекаменоугольно-нижнепермских отложениях , глубина залегания которого составляет 1108 м, общая мощность продуктивных пластов около 300м. Возраст терригенного пласта-коллектора – верхняя пермь с пористостью 20% и проницаемостью 50 мД. Нефтенасыщенность составляет 72%. Высота залежи 324 м. Начальное пластовое давление 12,1МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 3,4 млн.т, плотностью нефти – 0,923г/см3 и вязкостью в 206 мПас*c. (таб.3) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 – 187486 тыс.т, категории С2 – 1061 тыс.т. (рис.16)

Разрабатывается с применением тепловых методов воздействия.
Таблица 3.

Характеристика залежей Усинского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология Пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи М	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость мД	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
P2 пл.P- v1	Тер	0,5	3,4	1108	1/1	20	50	72	0,923	206	1,4
P1+C	Карб	36,2	212,5	1260	41,65/41,65	19,8	50	77	0,962	710	2,5
P1+C	Карб	74,3	521,0	1260	50,07/50,07	19,8	50	77	0,92	710	2,5

---

Рисунок 16. Динамика добычи нефти, тыс.т (по данным Госбаланса).

Чедтыйское месторождения территориально приурочено к Печоро-Колвинской НГО, открыто в 1987 году и располагается в южной части Колвинского мегавала, на территории которой выявлено 3 залежи. Залежь расположена в верхепермских отложениях, площадью 9,6 кв.м. Пласт-коллектор приурочен к терригенным отложениям верхней перми (P2) c пористостью 18,5%, проницаемостью – 144 мД и нефтенасыщенностью в 68%. Температура в пласте составляет 29 ̊ С, пластовое давление – 15 МПа. Начальные геологические запасы нефти залежи составляют в 35,6 млн.т, плотность нефти – 0,956 г/см3 и вязкость – 35 мПас*c. (таб.4) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 – 2522 тыс.т, категории С2 - 1608 тыс.т.

Данных по разработке и добычи нет. Возможный способ разработки – тепловое воздействие на пласт.
Таблица 4.

Характеристика залежей Чедтыйского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи м	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость мД	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
P2пл III	тер	9,6	35,6	1510	7,43/7,43	18,5	144	68	0,956	35	1,8
P2пл II	тер	3,7	18,7	1550	9/9	21	50	61	0,948	465	1,5
P2пл I	тер	6,8	13,7	1610	8,11/8,11	19	30	61	0,932	115,4	1,4

Хорейверская НГО
Месторождение

---

им. Романа Требса находится на территории Хорейверской НГО, было открыто в 1993 году и приурочено к Садаягинской ступени Хорейверской впадины. На месторождении выявлено 2 залежи, наиболее продуктивной является залежь с площадью 13,7 кв.км, расположенной в карбонатных отложениях верхнего девона , на глубинах 3781-3897 м. Возраст карбонатного пласта-коллектора – верхний девон с пористостью 8%. Нефтенасыщенность составляет 87%. Начальное пластовое давление 1МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 4,4 млн.т, плотностью нефти – 0,92г/см3 и вязкостью в 145,7 мПас*c. (таб.5) На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 – 42288тыс.т, категории С2 – 40329 тыс.т. (рис.17)

Месторождение разрабатывается тепловым методом.

Таблица 5.

Характеристика залежей месторождения им. Романа Требса (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология Пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи м	Общая/эфф. толщина пласта м	Пористость %	Проницаемость Мкм2	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
D3src+V	Карб	13,7	4,4	3781-3897	/5,3	8		87	0,907	145,7	1,8
D3dm	Карб	5,2	69,6	3820-3910	/9,0	10			0,907		2,3

Рисунок 17. Динамика добычи нефти, тыс.т (по данным Госбаланса).


Висовое месторождения территориально приурочено к Хорейверской НГО, открыто в 1989 году. На территории месторождения выявлено 2 залежи. Запасы нефти связаны с карбонатными коллекторами верхнего девона и залегают в диапазоне глубин 3109-3200м. Пористостью 12%, проницаемость – 13мД и нефтенасыщенностью - 92%. Пластовое давление – 31,1 МПа. Начальные геологические запасы нефти залежи составляют в 28,5 млн.т, плотность нефти – 0,918 г/см3 и вязкость – 9,9 мПас*c. На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 – 8223 тыс.т, категории С2 - 102 тыс.т. (таб.6)

---