1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Орогидрография
Лянторскоеместорождение расположено в Сургутском районе Ханты — Мансийского автономногоокруга Тюменской области (Смотри рисунок 1.1.1 – Обзорная карта).
Ворогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляетсобой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину.Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м (южная часть) до +80м (севернаячасть).
Гидрографическая сетьразвита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков.
Наводоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупныеозера: Мойкетлор, Токтурилор, Вэнтымлор, Секъяунсораклор и другие.
На территорииместорождения судоходна лишь река Пим. Большая часть территории покрытатруднопроходимыми болотами. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделахучастками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят изкедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, режевстречаются редколесье.
Среди источниковпитьевого и технического водоснабжения возможно использование пресныхповерхностных вод, пресных подземных вод четвертичных и палеогеновых отложений,а так же минерализованных и высокотемпературных вод апт-альб-сеноманскоговодоносного комплекса.
Район относится к слабозаселенным. Плотность населения не превышает одного человека на 1 км2,коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительнооленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное населениепринимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти.
Внепосредственной близости от месторождения находится город Лянтор,расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт городСургут, расположен в 80км. к юго-востоку от месторождения. Действующиймагистральный нефтепровод Усть-Балык — Омск проходит в 75км к юго-востоку отместорождения.
С развитием работ по разработке и добыче нефти и газа районполучил значительные перспективы для экономического развития всего народногохозяйства.
1.2 Тектоника
В пределахЗападно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальномуэтапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными иметаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.
Промежуточныйструктурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермо-триасовоговозраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами(туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По даннымсейсморазведочных работ, в том числе и методом МОВ ОГГ, два нижних этажа натерритории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивныхнарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту «А» представляетчередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разностиабсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.
Отложения верхнегоструктурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условияхустойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Онихарактеризуются пликативными дислокациями.
Согласно тектоническойкарте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирскойгеосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантейскойантеклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяютположительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.
Пимский вал поотражающему горизонту «Б» оконтуривается сейсмоизогипсой -2700м, в пределахкоторой его размеры составляют 20х190 км. Он имеет субмеридиональноепростирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м. Вал осложненрядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит всостав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой 2680 м и имеетсубмеридиональное простирание. Его амплитуда составил 90 м.
К северу от Пимского валанаходится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Егоразмеры 20х55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них,Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения.Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающемугоризонту «Б» изогипсой -2680 м и имеет форму брахиантиклинальной складкимеридионального простирания с размерами 4х16 км. Ее амплитуда достигает 15 м.
Следуетотметить, что объединения в пределах одного месторождения частей двух структурвторого порядка, выделенных по отражающему горизонту «Б», ставит под сомнениеналичие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки.Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско — Пимскоговала как единой структуры.
Свостока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудныхнезначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское иТаняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.
1.3Характеристика продуктивных горизонтов
НефтегазоносностьЛянторского месторождения связанна с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете запасов быливыделены следующие залежи:
— газонефтяные — впластах АС9, АС10, АС11;
— нефтяные — в пластахБС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.
В ГКЗ РФ запасы нефтиутверждены по пластам АС9, АС10, АС11, БС82, БС18.
По соотношению газо — инефтенасыщенных частей продуктивных основных пластов АС9-11 Лянторскоеместорождение является нефтегазовым, по геологическому строению — сложнопостроенным.
Ниже приводитсяхарактеристика продуктивных основных горизонтов Лянторского месторождения.
Залежи пласта АС11относятся к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуютсянаиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залеганияпесчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы ит.д.).
Общая толщина пласта АС11изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальныхтолщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы,напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовымзонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин,напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской иЯнварской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).
Эффективные толщиныпласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения значений от 2-4до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываютсяв субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельныхучастках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2, 4, 5,6).
Уменьшенные эффективныетолщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному изападному бортам Лянторской структуры.Залежь пласта АС11 Лянторской площадиприурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональномнаправлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размерыподнятия составляют 16х4-6 км, высота 40 м.
Проницаемая часть пластаАС11 изучена по 178 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщеннаячасть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5% (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водонасыщенной — 25,8%.Проницаемость изменяется от 2.2 ∙10-3 до 698∙10-3мкм2 при среднем значении 266∙10-3 мкм2,по нефтенасыщенной части -258∙10-3 мкм2, поводонасыщенной-276∙10-3 мкм2. Среднее значения поскважинам существенно не различаются и изменяются от 229∙10-3до 316∙10-3 мкм2.
Коллекторские свойствапласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики.Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднеезначение проницаемости 536∙10-3 мкм2 при вариациях1∙10-3 — 1493∙10-3 мкм2.
Эффективные толщиныпласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В ихплановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. НаЯнварском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, ана Востокинском — связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоныуменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половинеместорождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются отТайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинскойструктур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходятна его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2, 4, 1, 19. Значительнаяпо размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотногопростирания отмечается также и в районе северного купола Востокинскойструктуры.
Характер измененияпесчанистости пласта АС10, очень близок поведению эффективныхтолщин. Диапазон изменения коэффициента песчанистости весьма широк и находитсяв пределах 0,2-1,0. Газонефтяные залежи пласта АС10 являютсяосновным добывающим объектом Лянторского месторождения и содержат основныезапасы нефти (57,4%).
В подсчете запасов залежипласта АС10 выделены в пределах единого контура нефтеносности,охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районеТайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончанииосновной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.
Размеры залежи в пределахосновной площади 57х19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовойшапки на Лянторской структуре — 44м, Январской — 35м, Востокинской — 18м.Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м.Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м.
Залежи пласта АС10отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от2 до 8 м и более, имеющим почти повсеместное распространение. Проницаемая частьпласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаникамис прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых.Коллекторские свойства пласта АС10 изучены по 453 скважинам.
Открытая пористостьизменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая частьпород (66%) имеет пористость 24-28%. Проницаемость изменяется от 1,3∙10-3до 2735∙10-3 мкм2. По площади месторождениянаибольшая часть пород имеет проницаемость от 100∙10-3 до 500∙10-3мкм2. Участки с проницаемостью менее 100∙10-3 мкм2тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.
Коллекторские свойствапласта АС10 определялись также по данным ГИС. Среднее значениепористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяетсяот 1∙10-3 до 1493∙10-3 мкм2 присреднем значении 590∙10-3 мкм2.
Пласт АС9выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщимраспространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистымианалогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскимиосадками быстринской пачки глин.
Зонымаксимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южнуюпериклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской иЯнварской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурномупогружению Лянторской и Январской структур и к северной периклиналиВостокинского поднятия.
В геоструктурномотношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщинпласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий,за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуютдостаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.
Залежи пласта АС9характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложенияэтого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.
В подсчете запасовгазонефтяные залежи пласта АС9 выделены в пределах основной площади(Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской,Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Основная залежь пласта АС9имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки наЛянторской структуре — 74 м, Январской- 48 м, Востокинской- 43 м.
Проницаемая часть пластаАС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистымиалевролитами.
Коллекторскиесвойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость,изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% присреднем значении 24,3% (24%).
Наибольшая часть пород(80%) имеет пористость 22-26%, у 13% пород — более 26%.
Проницаемость по пласту всреднем составляет 299∙10-3 мкм2 и изменяется от1,1∙10-3 до 1830∙10-3 мкм2.Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10-3 -500*10-3мкм2, проницаемость более 500∙10-3 мкм2характеризуется 16% пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважинимеют проницаемость от 102∙10-3 до 495∙10-3мкм2. Участки с проницаемостью более 500∙10-3 мкм2отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльяхВостокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторовс проницаемостью от 10∙10-3 до 100∙10-3 мкм2выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, впериферийных участках центральной части месторождения и на севере.Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаютсяот значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6%при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости- 432∙10-3 мкм2.
1.4 Состояние разработкиместорождения
Лянторское нефтегазовоеместорождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождениясвязана с отложениями нижнего мела:
нефтегазонасыщенныепласты АС-9, АС-10, АС-11, нефтенасыщенные — БС-82, БС-18. Пласты AC-9, AC-10, AC-11объединены в один объект АС. В текущем году вовлечена в пробную эксплуатациюзалежь пласта БС-82 вводом четырех скважин со средним дебитом нефти21,5 т/сут, добыча из них составила 3,102 тыс. т нефти. Эксплуатация пластаБС-18 ведется одной скважиной. Разработка месторождения велась согласно«Технологической схеме разработки Лянторского месторождения», составленной в1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и «Анализа разработкиЛянторского месторождения», выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП№ 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:
— выделение одногообъекта разработки АС 9-11;
— размещение добывающих инагнетательных скважинпо обращенной девятиточечной системе с плотностьюсетки 16 га/скв.
С 1999 года месторождениеразрабатывается на основании «Дополнения к технологической схеме разработкиЛянторского месторождения», выполненного ТО «СургутНИПИнефть» (протокол ЦКРМинистерства топлива и энергетики РФ № 2375 от 15.07.99 г.). В работе проведенапереоценка балансовых запасов нефти и газа на базе уточненныхгеолого-физических параметров пластов АС9-11 и распределение их по типамгеологического строения, рассмотрена эффективность применения площаднойдевятиточечной системы разработки по участкам ДНС.
Дана характеристика распределенияпо площади неконтактных нефтенасыщенных толщин и контактных с газом и водой,даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию состояния разработки сприменением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. На основании анализаразработки выполнены расчеты технологических показателей разработки.
По состоянию на 1.01.2009года на месторождении пробурено всего 5765 скважин, что составляет 9.5,2 %проектного фонда. Отобрано 164632,217 тыс. т нефти с начала разработки притекущей обводненности 92,67 %. За отчетный год добыто 8257,750 тыс. т нефти приплане 8000 (на 7,137 тыс. т больше чем в 2001 году), что составляет 82,58 %максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологическойсхемой разработки Лянторского месторождения». Уровень добычи жидкости за 2002год составил 113184,276 тыс. т при плане 110195, что на 8774,753 тыс. т большепо сравнению с прошлым годом. Фактический средний дебит по нефти однойдействующей скважины за год — 6,5 т/сут, по жидкости 88,5 т/сут, присреднегодовой обводненности 92,70 %, увеличение по отношению к 2001 годусоставило 0,61 %.
Эффект от проведениякапитальных ремонтов за 2002 год составил 1952,613 тыс. т нефти, ГРП провели в11 добывающих скважинах и 1 нагнетательной, дополнительная добыча составила59,151 тыс. т, ГПП — в 16 добывающих и 2 нагнетательных скважинах,дополнительная добыча составила 12,315 тыс. т.
Кроме того, провелигидромеханическую щелевую перфорацию в 19 добывающих и 16 нагнетательныхскважинах, дополнительно добыто 25,862 тыс. т. В течение отчетного года провелиработы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 25 добывающихи 15 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидациимежпластовых перетоков в 8 добывающих и 57 нагнетательных скважинах, поснижению обводненности продукции в 23 добывающих, с целью регулированиязаводнения провели изоляцию пласта в 2 нагнетательных скважинах, в 7 — ликвидацию негерметичности забоя.
Эксплуатационный фонддобывающих скважин на конец года составил 3836, действующих — 3562, в периодическойработе 130 скважин, из них 52 со слабым притоком, 1 с высоким газовым фактором,77 с высокой обводненностью. На 1.01.2003 года на месторождении фонтанный фондсоставил всего 92 скважины, дающих 51 со средним дебитом нефти на конец года3,3 т/сут. Добыча нефти по фонтанным скважинам составила 67,807 тыс. т — 0,8 %от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи — 97,3 % составляетдобыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8037,212 тыс. ). Фонд скважин,оборудованных ЭЦН, на 1.01.2003 года составил 3447 со средним дебитом нефти загод 6,8 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 297 со средним дебитомнефти 1,8 т/сут, добыча за 2002 год из этих скважин составила 152,731тыс. т(1,9 %). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2003 года поместорождению составил 361 скважину, добывные возможности которых на конец годасоставили 1351,5 т/сут.
Извлечение нефти наместорождении сопровождается большими объемами попутно добываемой воды.Практически все скважины работают с водой, с обводненностью до 50 % работают131 скважина (3,7 % действующего фонда), с обводненностью от 50 % до 90 %работают 793 скважины (22,3 %). Более половины действующего фонда работает собводненностью выше 90 % (2637 скважин — 74 %), из них 353 скважины работают собводненностью более 98 % (9,9 %), добыча из них составляет 353,6 т/сут нефти и26519,8 т/сут жидкости. В ноябре 2002 года составлены мероприятия по сокращениюнепроизводительных отборов жидкости по 143 высокообводненным скважинам(Протокол № 587 от 6.11.2002г. НТС ОАО «Сургутнефтегаз»), согласно которым 77добывающих скважин переведены в периодическую эксплуатацию, 28 скважин — вконтрольно-пьезометрический фонд, 3 скважины переведены под нагнетание воды, 31остановлены и переведены в бездействующий фонд, 2 скважины запущены в работупосле проведенных ГТМ (дострел, РИР). Из общего числа скважин по 86запланировано проведение ГТМ (РИР, дострел, бурение бокового ствола), в 2003году в 44 скважинах, в 2004-2005 годы — в 42 скважинах. Кроме того, 42высокообводненные скважины переведены в контрольно-пьезометрический фонд.
Распределение обводненности по площади показывает, что пообъекту разработки АС9-11 по всем ДНС текущая обводненность составляет > 90%, за исключением ДНС-1, 17, 18, 19, повышенное обводнение (> 94 %)отмечается как в районах с высокой степенью выработки запасов — ДНС — 2, 3, 4так и с низкой степенью выработки — ДНС — 10, 13, 14. Контроль за выработкойзапасов проводится по районам ДНС. Характер выработки зависим от геологическогостроения месторождения, максимальное количество остаточных запасов определяетсяв монолитной зоне, где сосредоточен максимальный процент начальных запасов.Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС -3, добыча с началаразработки составила 24193,093 тыс. т. нефти, ДНС — 4 -16811,004 тыс.т., ДНС — 6 — 15461,085 тыс.т., что соответственно составляет 14,7 %, 10,2 %, 9,4 % отнакопленной добычи по месторождению. Согласно анализу распределения текущихбалансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти поДНС, что в большой степени зависит от соотношения в этих зонах участков сразличным типом геологического строения объекта разработки. Наибольшая степеньвыработки наблюдается на ДНС — 4 — 31,7 %, ДНС — 7 — 25,3 %, ДНС-3 -25,5 %, ДНС- 11 — 24,8 %, наименьшая — в районах ДНС — 13 — 7,1 %, ДНС — 14 — 7,6 %,ДНС-19 — 9,7 %, ДНС — 12 — 10,5 %, Основные текущие отборы нефти сосредоточенына ДНС — 6 (9 % годовой добычи по месторождению), ДНС — 17 (8,9 %), ДНС — 3(7,3 %). Анализ выработки запасов проводился по результатам исследованийметодами ГИС по контролю за состоянием разработки, а также по результатамдострелов в газонефтяной и газовой зонах. Отмечено, что продолжается процесс стягиванияконтуров нефтегазоносности как из-за отборов газа из газовой шапки, так и врезультате формирования системы воздействия, при нагнетании воды в подгазовуюзону. По данным РК в 2002 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в169 скважинах, в том числе внедрение нефти — в двух скважинах. Для вовлечения вразработку контактных и перемещенных запасов нефти за текущий год произведеныдострелы в 78 добывающих скважинах. Большая часть дострелов — 67 скважин быланаправлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов,в процессе разработки замещенных нефтью.
Наиболее эффективными являются дострелы, направленные наподключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с интерваламизамещенными нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятийсоставила 202,6 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабодренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторыхстволов 59 аварийных и высокообводненных скважин, из которых в 2009 году добыто159,574 тыс. т нефти, средний дебит на конец года по ним составил 16,9 т/сут. Вотчетном году продолжался эффект от восстановления бурением скважин,пробуренных в 2004 — 2009 годы. Общая добыча по скважинам с пробуреннымибоковыми стволами за год составила 454,085 тыс.т нефти при среднем дебите наконец года — 12,1 т/сут, с начала внедрения метода добыто всего 790,050 тыс. тнефти. Анализ результатов бурения боковых стволов подтверждает, как фактподъема газо-нефтяного контакта и внедрение нефти в газовую шапку, так и подъемводо-нефтяного контакта. Анализ эффективности бурения боковых стволовпоказывает, что для выбора скважин для бурения боковых стволов недостаточноиметь такие критерии, как текущие геологические запасы и нефтенасыщенныетолщины. При прочих равных условиях, положительные результаты получены в скважинахс небольшим этажом газоносности или при неконтактном залегании нефтенасыщенныхтолщин.
В 2009 году было введенов разработку 66 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 221,297тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,2т/сут при среднегодовой обводненности — 61,36 %. Основные показатели разработкиЛянторского месторождения приведены в таблице № 5.1.
По основному объектуразработки АС9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная системавоздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления вотчетном году было закачано 136747,3 тыс.мЗ воды, на 4871 тыс мЗ больше, чем в2001 году. Среднесуточная закачка воды составила 374650 мЗ/сут. Всего за 2002год введено под закачку 23 скважины, эксплуатационный фонд нагнетательныхскважин на конец года составил 1292, действующий — 1139 скважин, среднегодоваяприемистость одной скважины составила 336,7 мЗ/сут. Компенсация отбора жидкостис учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 96,4%, с начала разработки 108,3 %. По пласту АС-9 пластовое давлениестабилизировалось на уровне 202,3 атм, компенсация за год составила 101,3 %, сначала разработки — 108,6 %. Пластовое давление в газовой шапке снижено до 189,3атм, что на 20,7 атм ниже первоначального. По ДНС пластовое давлениеудерживается на уровне200-203 атм, по ДНС — 5, 8, 13, 16, 19 превысило 203 атм.По ДНС-17 пластовое давление менее 200 атм (198,1), хотя за год возросло на 6,5атм. компенсация за год по этой ДНС составила 108,2 %, с начала разработки — 87%. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец года составило 203,5 атм пригодовой компенсации 94,0 % и 106,7 % с начала разработки. По всем ДНС, заисключением ДНС-10 (Рпл.-199,5 атм), ДНС-1 (Рпл.-199,7 атм.) пластовое давлениепо пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-3, 5, 6, 11- более 205 атмпри компенсация с начала разработки, превышающей 100 %. По пласту АС-11пластовое давление на конец года составило 208,1 атм при компенсации за год 84%, с начала разработки 125,4 %.
По пластам АС-9 и АС-10Лянторского месторождения отмечается дефицит закачки 25629,648 и 34482,947 тыс.м3 соответственно, по пласту АС-11 дефицит закачки отсутствует.Пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3-208,1 атм припервоначальном 210 атм. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды законтур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток водысоставил 141563,886 тыс. м3. С целью регулирования заводнения,сокращения непроизводительной закачки за 2009 год установлены штуцера в 40нагнетательных скважинах, в 125 скважинах произвели замену штуцеров. Для защитыэксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 25скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 37 нагнетательныхскважин на зимний период. Сформировано с начала разработки с целью созданиябарьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействиягазовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС-9 5 барьерных рядов (23нагнетательные скважины), по пласту АС-10 6 рядов (29 нагнетательных скважин).С целью совершенствования системы воздействия и регулирования выработки запасовразработаны совместно с ТО
За отчетный год поместорождению добыто 6129,301 млн. м3 газа. Динамика отборов газа поплощадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом поместорождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа.Добыча нефти по ДНС-2, 3, 13, 14, 20 сопровождается большими объемами добычигаза, что составляет по ДНС-2 — 16,6 %, по ДНС-3 -10,1 %, по ДНС-13 — 12,0 %, поДНС-14 -9,6 %, по ДНС-20 — 8,4 % от общей добычи газа за год по месторождению.Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС — 2 — 3753 м3/т,ДНС-3 — 1146 м3/т, ДНС-13- 1694 м3/т, ДНС-14 — 2643 м3/тпри среднем по месторождению 742 м3/т. В отчетном году из числаскважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, двепрекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2008 годаработающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 63 скважины (втом числе одна в периодической эксплуатации), 12 — в неработающем фонде, из них9 скважин из-за прекращения фонтанирования.
Сведения по исследованию скважин приведены в таблицах № 5.8,5.9. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давленийсоставил 100 %, в т.ч. прямыми замерами — 1,8 %. Всего промыслово-геофизическихисследований за 2002 год проведено 1940 при плане 1725 (115 %).
Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетныйгод составил 22 % по добывающим и 70,2 % по нагнетательным скважинам. Ведетсяконтроль за изменением газонасыщенности и положением газонефтяного контакта.Всего проведено исследований радиоактивными методами в 136 добывающих скважинахи 46 нагнетательных. Для оценки выработки запасов и определения коэффициентатекущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследованияуглерод-кислородным каротажем в 28 контрольных скважинах. Всего этим методомисследовано 35 скважин. По контролю за возможными газоперетоками сформированаопорная сеть скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических иконтрольных.
Из данной опорной сети исследовано 122 скважины. Контроль заизменением пластового давления в газовой шапке ведется в 138 скважинах. В 2009 годупланируемый объем промы слово-гидродинамических исследований по контролю заразработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин»составлял 4845 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4894скважины.
Физико-химические исследования жидкости проведены в 3803скважинах, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины,работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замеритьдебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за техническиххарактеристик, замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». Втечении отчетного года всего замерено этой установкой 433 скважины.Исследования по контролю за разработкой ведутся в основном при КРС (1735исследований при общем количестве – 1940).
Таблица 1.4.1- Основные показатели разработки по Лянторскому месторождениюПоказатели Ед. изм. Пласт АС-9 Пласт AC-10
Пласт
AC-11 Объект AC Пласт БС-18
Пласт БС-82 Итого 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Добыча нефти за год т 3639028 4299486 315415 8253929 719 3102 8257750 в т.ч. фонтан. т 47971 19043 793 67807 67807 ЭЦН т 3464140 4254648 314603 8033391 719 3102 8037212 ШСН т 126917 25795 .19 152731 152731 Количество действующих скважин в начале года СКВ 1851 2013 143 3588 3588 в конце года СКВ 1860 1985 139 3558 4 3562 Среднесуточная добыча нефти за год т/с 9969,9 11779,4 864,2 22613,5 2,0 8,5 22624,0 в начале года " 9651,8 12076,5 863,7 22592 3,6 22595,6 в конце года " 10120,0 11940,6 806,0 22866,6 60,6 22927,2 по нефти на конец года т/с 5,6 6,2 5,9 6,5 28,5 6,5 в т.ч. фонтан. " 4,0 1,4 1,0 3,3 3,3 ЭЦН " 6,1 6,4 6,1 6,9 28,5 7,0 ШГН " 1,7 1,1 1,7 1,7 Добыча нефти с начала разработки т 59134185 95088808 10403971 164626964 2151 3102 164632217 Обводненность за год % 90,87 93,68 94,00 92,71 38,02 47,77 92,70 в начале года % 90,71 93,39 93,86 92,49 42,86 92,48 в конце года % 90,86 93,68 93,86 92,69 35,72 92,67 Количество обводненных скважин в начале года СКВ. 1849 2013 143 3586 3586 в конце года и 1859 1985 139 3557 4 3561 Закачка воды за год т.мЗ 55035,762 76984,929 4726,609 136747,3 136747,3 Приемистость 1 скв. среднесуточная мЗ/с 266,6 327,0 392,2 336,7 336,7 Количество действующих нагнетательных скважин в начале года СКВ. 559 648 33 1112 1112 СКВ. 577 665 33 1139 1139
Пластовые нефтигоризонтов АС9 и АС10 тяжелые, с высокими давленияминасыщения 14,5-20 Мпа и сравнительно низким газосодержанием. Содержание метанав нефтях пласта АС10 достигает 31 процента, молекулярная масса нефти высокая –162. Дегазированные нефти пластов АС9, АС10 и АС11 тяжелые, пласта АС9 –средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов — смолистые. Все нефти вязкие, парафинистые.
Пластовая водапродуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно-натриевого типа, лишь ввосточной части месторождения – хлоркальциевого и хлормагниевого. Минерализацияводы колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионынатрия и хлора. При эксплуатации месторождения, в результате нарушенияпервоначальных условий, на нефтепромысловом оборудовании возможно отложениеугольной кислоты.
Таблица1.4.2 — Лянторское месторождение. Пласты АС9-11.
Геолого-физическаяхарактеристика залежей нефти и газаПараметры
АС9
АС10
АС11
АС9-11 Средняя глубина залегания, м 2093 2099 2101 - Тип залежи Пластовые сводные Тип коллектора Терригенн ый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 1060535 645899 81653 106053 Средняя общая толщина, м 11,73 22,84 23,10 62,57
Средняя эффективная
толщина, м 8,60 16,71 13,26 37,66
Средняя газонасыщенная
толщина, м 6,59 7,27 5,84 6,82
Средняя нефтенасыщенная
толщина, м 4,42 7,40 5,72 5,89
Средняя водонасыщенная
толщина, м 4,07 10,50 12,69 20,89
Пористость газонасыщенного
коллектора, доли ед 0,248 0,247 0,240 0,247 Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли ед 0,248 0,251 0,246 0,250
Начальная насыщенность
газом, доли ед 0,665 0,688 0,673 0,675
Начальная насыщенность
нефтью, доли ед 0,625 0,623 0,639 0,629 Объемный коэффициент газа, доли ед 0,0048 0,0048 0,0048 0,0048 Объемный коэффициент нефти, доли ед 1,17 1,17 1,17 1,17 Объемный коэффициент воды, доли ед 1,01 1,01 1,01 1,01
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 0,686 0,686 0,686 0,686 905 916 897
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 891
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 1009 1008 1008 1008
Средняя проницаемость по
керну, мкм2 0,299 0,399 0,266 0,347
Средняя проницаемость по
геофизике, мкм2 0,438 0,572 0,496 0,517
гидродинамике, мкм2 0,122 0,109 0,100 -
Вязкость газа в пластовых
условиях, мПа∙с 0,0188 0,0188 0,0188 0,0188
Вязкость нефти в пластовых
условиях, нз/гнз, мПа∙с 3,67/4,53 6,18/4,26 6,18/4,26 6,18/4,2
Вязкость воды в пластовых
условиях, мПа∙с 0,49 0,49 0,49 0,49
Плотность газа в пластовых
условиях, кг/м3 144,8 144,8 144,8 144,8
Плотность нефти в пластовых условиях, нз/гнз, кг/м3 812/795 846/796 846/796 846/796