Подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии (стр. 3 из 17)
Неконтактные нефтенасыщенные толщины выделяются в скважинах водонефтяной и чистонефтяной зон, где в разрезе отсутствует газ и толщина глинистого раздела на уровне ВНК более 2-х метров (22,5% площади залежи).
Залежи пласта АС 10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 метров и более, имеющий почти повсеместное распространение.
Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно - и среднезернистых.
Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24...28% Проницаемость изменяется от 1,3·10-3до 2735·10-3мкм при среднем значение 399·10-3мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100·10-3до 500·10-3 мкм2 . Участки с проницаемостью менее 100·10-3мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.
Песчаный пласт АС9 выделяется в составе сангопайской подсвисты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин. Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур.
Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
Эффективная толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 2...4 до 16 метров.
В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.
Залежи пласта АС 9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30…44 метров.
В подсчете запасов 1994 года газонефтяные залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Запасы нефти пласта АС9 связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Чистонефтяная зона выделяется условно при рассмотрение пласта АС9 отдельно от пласта АС 10.
В морфологическом отношение пласт АС9 на большей части площади имеет монолитное строение со средним коэффициентом песчанности 0,73 и расчлененностью 2,2. На юге, юго-востоке Лянторской залежи коэффициент песчанности снижается до 0,46, расчлененность увеличивается до 3,3. Высоким коэффициентом песчанности характеризуется восточный склон Востокинского поднятия (0,9...1,0), где песчаные коллектора пластов АС9 и АС10 сливаются в единый резервуар. В крыльевой части структур кровельная и подошвенная части пласта часто глинизируются.
Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72x22 километров, высоту нефтяной оторочки 17 метров, газовой шапки на Лянторской структуре - 74 метров, Январской - 48 метров, Востокинской - 43 метров. Чистогазовая зона занимает основную площадь залежи и представлена двумя газовыми шапками. Газоводонефтяная зона выделена лишь в отдельных скважинах. Газонефтяная, нефтяная и водонефтяная зоны узким кольцом окаймляют газовые шапки. На Январском поднятие и в прогибах между поднятиями ширина нефтяной оторочки увеличивается до 5...6 метров. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 15 метров, составляя в среднем 4,3 метров. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 19,8 метров.
Восточная залежь, расположенная в пределах Таняунской и Тайбинской структур, имеет размеры 15x5 километров, высоту нефтяной оторочки - 20 метров, высоту газовой шапки - 24 метров.
Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)
Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22...26% , у 13%) пород - более 26%.
Проницаемость по пласту в среднем составляет 299·10-3 мкм2 и изменяется от 1,1·10-3до 1830·10-3 мкм2 . Большая часть образцов (64%)имеет проницаемость 100·10-3...500·10-2мкм2, проницаемость более 500·10-3 мкм2 характеризуется 16% пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102 · 10-3 до 495·10-3 мкм. Участки с проницаемостью более 500·10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10·10-3 до 100·10 -3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.
Возможно и целесообразно выделения эксплуатационного объекта АС 9…11 обусловливается условиями залегания углеводородов (нефти и газа), а также особенностями строения и взаимоотношением (в частности, степенью литологической и гидродинамической связанности) песчаных резервуаров и тел, формирующих пласты АС9, АС10, АС11.
В пределах месторождения, оконтуриваемого внешним контуром нефтеносности плата АС 9, толщина перемычек между пластами АС9 и АС 10 изменяются в очень широком диапазоне значений 0...14 метров.
На большей части Лянторского месторождения перемычка между пластами АС9 и АС 10 незначительна по толщине и платы, по видимому, гидродинамически связаны. Толщина перемычки между пластами АС 10 и АС 11 изменяется в пределах от 0 до 24м. Зоны максимальных толщин непроницаемых разделов в плане размещены крайне неравномерно. Максимальная по размерам зона увеличенных толщин перемычки (от 6 до 20...24 метров) приходится на собственно Лянторскую структуру (район ДНС-19, 2). Они часто характеризуются вытянутыми формами (район ДНС-1, 3, 5, 6), образуя полукольца и кольца. В центральной и северной частях месторождения, а также в пределах Тайбинской и Таняунской структур - зоны максимальных толщин распределены крайне неравномерно по площади, а преимущественный диапазон изменения перемычек здесь составляет 0...4.0 метров.
1.4 Состояние разработки Лянторского месторождения
Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями | нижнего мела: нефтегазонасыщенные пласты АС-9, АС-10, АС-11, ; объединенные в один объект АС, нефтенасыщенные - БС-8 , БС-18. Разработка месторождения осуществляется в соответствии с "Дополнением к технологической схеме разработки Лянторского месторождения", выполненного ТО "СургутНИПИнефть" (протокол №2375 ЦКР Министерства топлива и энергетики РФ от 15.07.99г.) и "Авторского надзора за реализацией дополнения к технологической схеме разработки", выполненного ТО "СургутНИПИнефть" в 2004 году (протокол №3270 ЦКР МЭ РФ от 28.10.04г.), в которых предусматривается:
-выделение трех эксплуатационных объектов разработки: АС 9. ..11, БС-18, БС-82;
По основному объекту разработки АС 9...11 :
-размещение добывающих и нагнетательных скважин по! обращенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв с организацией на отдельных участках залежи барьерного, очагового и приконтурного заводнения;
-по Тайбинско-Таняунской залежам - трехрядной по квадратной сетке (400x400м) с плотностью 16 га/скв.;
на участке 1утлимскои залежи - трехрядной по квадратной сетке (500x500м) с плотностью 16 га/скв.;
- по пласту АС-9 на участке слияния Востокинской и Таняунской площадей - трехрядной системы разработки с размещением скважин по квадратной сетке (566x566м) с плотностью 32 га/скв.;
-по пласту АС-11 на участке северного купола - трехрядной системы разработки с размещением скважин по квадратной сетке (400x400м) с плотностью 16га/скв.
По объекту БС-18:
-эксплуатация бокового горизонтального ствола в углубленной скважине №2134.
По объекту БС-82:
-размещение скважин по треугольной сетке (600x600м). Разработка в процессе уточнения геологического строения залежи на упруговодонапорном режиме. Решение о формировании системы воздействия принять после разбуривания и уточнения геологического строения залежи.
Проектный фонд по месторождению составляет 6278 скважин. Не. 01.01.2010 пробурено 5952 скважины, из них: добывающих - 4370 нагнетательных - 1430. Проектный фонд реализован на 94,8 %.
С начала разработки месторождения отобрано 216287,622 тыс.т нефти, что составляет 91,4% от начальных извлекаемых запасов.
За отчетный год по месторождению добыто 5821,675 тыс.т нефти. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,46%, от текущих извлекаемых запасов - 22,3%. В 2009 году введены в эксплуатацию 5 новые добывающие скважины, добыча из них составила 9,932 тыс.т. нефти, среднегодовой дебит одной новой скважины по нефти составил 13,12 т/сут, по жидкости 79,22 т/сут, среднегодовая обводненность 83,44%.
Добыча жидкости по месторождению за 2010 год составила 13262,407 тыс.т. Среднегодовой дебит одной действующей скважины составил по нефти - 4,94 т/сут, по жидкости - 113,24 т/сут, среднегодовая обводненность 95,64%.
Рисунок 1.4.1 Динамика добычи
Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составив 3454, действующих - 3255. По причине слабого притока 91 скважину работают в периодическом режиме. На 01.01.2010 года на месторождении эксплуатационный фонтанный фонд составил 47 скважин, действующий - 16, со средним дебитом нефти за год 7,51 т/сут) Добыча нефти за 2009 год фонтанным способом составила 37,735 тыс.т - 0,65% от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи - 97,7% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (5689,287 тыс.т).