Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 151
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Термобарические условия залегания продуктивных горизонтов не исключают возможность образования газовых гидратов в процессе бурения, освоения и разработки. Особенностью продуктивных горизонтов, осложняющей разработку месторождения, является засолоненность породколлекторов при отсутствии опыта разработки таких месторождений, в том числе, методами заводнения.
Верхнечонское месторождение приурочено к большой флексуре, входящей в состав Непско-Ботуобинской антиклизы и осложняющей западный склон Пеледуйского куполовидного поднятия.
Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса сведений, полученных по материалам геолого-съемочных, структурно-картировочных, геофизических (сейсморазведка – МОВ, ОГТ, ТЗС; электроразведка – ТТ, ЗСБ; гравиразведка и аэромагнитная съемка) исследований и глубокого бурения.
Складка представляет собой изометричную вытянутую структуру юговосточного простирания, отчетливо выраженную по структурным подсолевым и, особенно, базальным поверхностям осадочного чехла.
В строении выделяются два структурных яруса: фундамент, представленный кристаллическими породами протерозой-архейского возраста, и осадочная толща, представленная отложениями нижнего, среднего и верхнего кембрия, нижнего отдела карбона и нижнего отдела юры, общей толщиной от 1176 м до 1729 м (без траппов).
В верхней части фундамента сформировалась кора выветривания, возникшая в результате преобразования магматических пород под влиянием факторов выветривания.
По генезису кора выветривания – остаточная, оставшаяся на месте залегания исходных пород, по морфологическому типу – площадная, характеризующаяся распространением в виде сплошного чехла, не имеющая заметной ориентировки в каком-либо направлении.
Толщина коры обычно варьирует от нескольких сантиметров до нескольких метров, реже достигает двух-трех десятков метров.
В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: подсолевой, солевой и надсолевой.
Принципиальное совпадение структурных планов отмечается по поверхностям фундамента, подсолевых отложений и осинского горизонта, а все вышележащие дислоцированы более сложно. Это обусловлено проявлением соляной тектоники, внедрением пластовой интрузии долеритов и, предположительно, гипергенным выщелачиванием каменных солей ангарской свиты.
Структурные поверхности подсолевого комплекса характеризуются наибольшей точностью построений.
Здесь фиксируются локальные пликативные изменения (осложнения) в виде структурных носов, выступов, террас, куполов, выраженность которых не превышает 15 м.
Изменение толщин терригенного комплекса контролируется двумя факторами.
Первый из них связан с сокращением толщин базального пласта Вч2 в северо-западном направлении.
Вторым фактором является возрастание толщин терригенных отложений в юго-восточном направлении за счет увеличения толщин пласта Вч2 и глинистой перемычки, что наряду с довольно стабильными толщинами пласта Вч1 приводит к возрастанию контрастности складки по подошве осадочного чехла и изменению ее площади и амплитуды.
По кровле терригенного комплекса, отождествляемого с отражающим горизонтом М2 (от 8 до12 м выше кровли пласта Вч1), флексура имеет размеры 55×50 км по изогипсе –1260 м и площадь 1850 км2. Высота складки составляет 80 м.
По отложениям подсолевого карбонатного комплекса, до кровли осинского горизонта включительно, структурный план флексуры практически совпадает с вышеописанным планом кровли терригенного комплекса. Выше, до кровли бельской свиты, наблюдается удовлетворительное сохранение структурного плана и конфигурации складки, которые обусловливают стабильные толщины карбонатных и галитовых пластов.
По маркирующим горизонтам ангарской и литвинцевской свит структурный план претерпевает очень резкие изменения, приводящие к обособлению ряда локальных поднятий и мульд в контуре флексуры. Контрастность их по сравнению с нижележащими горизонтами сильно возрастает, достигая 200 и более метров. Причины подобной перестройки заключаются в изменении толщин пластов и пачек каменных солей, что приводит, в свою очередь, к изменению соленасыщенности ангарской свиты.
Вторым существенным фактором, усложняющим структурный план по верхним горизонтам галогенно-карбонатного комплекса, является пластовая интрузия долеритов, приуроченная к отложениям ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона.
Траппы имеют сплошное распространение в пределах месторождения за исключением западной и юго-восточной окраины.
В целом толщины траппового тела изменяются в пределах месторождения плавно, однако, влияние интрузии на структурный план верхней части осадочного чехла проявляется достаточно четко. Выражается это в неравномерном распространении толщин ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона за счет постседиментационного внедрения интрузивной магмы.
Еще одно значительное осложнение в тектоническое строение месторождения внес грабен, находящийся в северо-восточной части площади.
Форму грабен имеет узкую, вытянутую в юго-восточном направлении. Размер в поперечнике не превышает 3 км. Размер по длинной оси (в пределах Иркутской области) составил 23 км.
Таким образом, по полученным сейсморазведочным данным северозападная часть выступа фундамента, а по подсолевым отложениям – зона сочленения двух относительно полого погружающихся моноклиналей оказывается раздробленной выявленными разрывными нарушениями на целый ряд блоков.
Обобщая материалы по тектоническому строению месторождения, следует сделать ряд выводов:
-
В разрезе Верхнечонской площади четко обособляются четыре стратиграфических интервала, отличающихся степенью дислоцированности – кристаллический фундамент, включая его кору выветривания; отложения терригенного, подсолевого карбонатного и нижней части галогеннокарбонатного (до кровли бельской свиты включительно) комплексов; отложения ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и, наконец, отложения карбона и юры. -
По поверхности кристаллического фундамента фиксируется отчетливо выраженный выступ, осложненный малоамплитудными смещениями различных знаков, а в северо-восточной части площади – грабеном. -
По базисному горизонту Вч1 выраженность складки несколько снижается с соответствующим уменьшением ее высоты. -
По горизонтам подсолевого карбонатного и галогенно-карбонатного комплексов, вплоть до кровли бельской свиты включительно, проявляется удовлетворительная унаследованность структурного плана от целевых горизонтов. -
По маркирующим поверхностям булайской, ангарской, литвинцевской и верхоленской свит фиксируется резкое усложнение структурного плана вплоть до обособления ряда локальных куполов и мульд. -
Влияние интрузии долеритов на перекрывающие и вмещающие ее отложения (ангарская, литвинцевская, верхоленская свиты и карбон) более значительно, чем на подстилающие. -
Интенсивность проявления разрывных нарушений (кроме грабена) может быть оценена как средняя и слабая, однако лишь заведомо подчиненную их часть можно отнести к категории нефтегазоконтролирующих.
3. Физико-химическая характеристика нефти.
Плотность пластовых нефтей Восточной Сибири изменяется от 0,66 до 0,85 г/см3, преобладают значения 0,7- 0,8 г/см3, т. е. согласно существующей классификации, они относятся к классу «обычных».
Газосодержание варьирует от 72 до 250 м3/т, что значительно выше среднего статистического значения. Соответственно выше для большинства залежей и величины объемного коэффициента. Вязкость дегазированных нефтей в нормальных условиях колеблется в широких пределах и в целом также гораздо выше средней по России. В то же время, благодаря высокому газосодержанию и относительно небольшим пластовым давлениям, вязкость нефти в пластовых условиях невысока за исключением осинской залежи Верхнечонского месторождения. По той же причине значительно выше средних и коэффициенты сжимаемости нефти.
Химический состав растворенных газов приведен в таблице 7, где отмечается невысокое содержание двуокиси углерода, водорода и азота, близкое к средним по России. Количество азота в нефтяных газах не превышает 9,27 %, гомологов метана в них меньше, чем в среднем по Росии (45 %). В целом рассмотренные газы однотипны и какой-либо закономерности изменения их состава в пределах юга Сибирской платформы не установлено.
Характерная особенность пластовых нефтей Восточной Сибири – близкие значения давлений насыщения нефти газом и пластовых. Это обусловлено тем, что большинство залежей по фазовому состоянию относится к газоконденсатнонефтяным или нефтегазоконденсатным, в которых нефть находится в виде оторочек типа А и Б, при этом перемычки между нефте и газонасыщенными частями пластов отсутствуют.
Развёрнутые сведения физико-химического состава нефти приведены в таблице 1.
Таблица 1. Физико-химический состав нефти.
| Параметр | Значение | |
| Объект разработки | Верхнечонский (Вч 1-2) | Преображенский (Пр) |
| Глубина залегания кровли по вертикали (м) | 1660 | 1630 |
| Проницаемость по разрезу (среднее) (мД.) | От 10 до 12000 | От 0,5 до 2,5 |
| Пластовая температура °С | 8-21 | 14 |
| Начальное пластовое давление (атм.) | 158 | 152,5 |
| Текущее пластовое давление (атм.) | 90-155 | 152,5 |
| Газовый фактор (м3 /т.) | 50-200 | 50-2500 |
| Плотность нефти (г/см3 дегазированная) | 0,849 | 0,850 |
| Вязкость (мПa*c) | 3,35 | 3,42 |
| Объемный коэффициент нефти (д.е) | 1,183 | 1,145 |
4. Общая характеристика производственного объекта УПН-1.
УПН-1 является частью опасного производственного объекта «Пункт подготовки и сбора нефти (УПН-1)».
УПН-1 предназначен для промысловой подготовки пластовой нефти до I группы качества (ГОСТ Р 51858-2002) и транспортировки товарной нефти:
-
до ГС для хранения; -
до ПСП для сдачи товарной нефти в трубопроводную систему «Восточная Сибирь – Тихий океан» ОАО «АК «Транснефть».
Проектные решения по подготовке и перекачки нефти на УПН-1 (ОРН):
-
"Обустройство ВЧНГКМ на период опытно-промышленной эксплуатации» (мощность 1,5 млн. т/год), разработанный ООО «ВолгоУралНИПИгаз» (год ввода в эксплуатацию – 2009); -
"Система сбора, подготовки, внутрипромыслового транспорта нефти и обустройства скважин ВЧНГКМ. I очередь строительства" (мощность 3 млн. т/год), разработанный ОАО "ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ" (год ввода в эксплуатацию – 2011); -
"Система сбора, подготовки, внутрипромыслового транспорта нефти и обустройства Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. I очередь строительства. УПН-1 техническое перевооружение до 4,5 млн. т/год", разработанный ЗАО "ГК "РусГазИнжиниринг" (год ввода в эксплуатацию – 2012); -
"Система сбора, подготовки, внутрипромыслового транспорта нефти и обустройства ВЧНГКМ. Полномасштабная разработка месторождения" Площадка УПН-1 (техническое перевооружение до 6 млн. т/год)" (мощность 6 млн. т/год), разработанный ООО «Терра» (год ввода в эксплуатацию – 2012); -
«Реконструкция УПН-1», разработанный ОАО "ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ" (год ввода в эксплуатацию – 2013).
УПН-1 (ОРН) находится на территории ВЧНГКМ. ВЧНГКМ расположено на территории Катангского района Иркутской области в 250 км севернее города Киренска, в 120 км юго-восточнее п. Ербогачён и в 400 км северо-восточнее г. Усть-Кута, в труднодоступной, практически незаселенной местности. Ближайшим населенным пунктом является п. Преображенка. Транспортная сеть представлена зимниками и водными путями в период высокой воды.
Проектная мощность УПН-1 (ОРН) по подготовке товарной нефти составляет:
-
6 млн. т/год при обводнённости добываемого флюида до 40%; -
4,5 млн. т/год при обводнённости добываемого флюида свыше 40%.
Наглядная схема движения автотранспорта и маршрута эвакуации с технологической площадки АО «ВЧНГ» приведены на рисунке 2.
Р
