Характеристика продуктивных горизонтов

ВВЕДЕНИЕ

В Западной Сибири сосредоточено 68% запасов нефти России. Добыча нефти здесь ведется с 1964 г. Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом – Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, где добывается почти 2/3 российской нефти.

В 2003 году потребление нефти в мире на 2020 г. оценивалось в пределах 5,2-5,6 млрд. тонн, фактическое потребление на данный период составляет около 4,2 млрд. тонн.

По состоянию на 01.01.10 г. ОАО «Сургутнефтегаз» является одной из крупнейших вертикально интегрированных нефтяных компаний России, объединяющей научно-проектные, геологоразведочные, добывающие, нефте- и газоперерабатывающие, сбытовые предприятия.

Основными направлениями деятельности компании являются:

1. разведка и добыча углеводородов (поиск, разведка, эксплуатация месторождений нефти и газа);

2. производство и маркетинг нефтепродуктов (переработка сырой нефти, оптовая и розничная продажа углеводородов, сопутствующих товаров и услуг);

3. выработка продуктов нефтехимии (переработка углеводородного сырья в материалы для различного вида химических продуктов);

4. переработка газа и производство электроэнергии (переработка нефтяного газа, продажа газа и жидких углеводородов, строительство и эксплуатация газотурбинных электростанций, работающих на нефтяном газе).

За 30 лет (1977-2006 гг.) компанией добыто 1404,6 млн. т нефти, для поддержания пластового давления закачано в пласты 8274,5 млн. м³ воды, пробурено 74,51 млн. м горных пород, введено в эксплуатацию 26642 скважины, находятся в эксплуатации 46 месторождений. Объем капитальных вложений в 2006 г. В 2006 году добыча нефти ОАО «Сургутнефтегаз» составила 65,3 млн. т.

Весомый вклад в достижение таких показателей вносит деятельность НГДУ «Сургутнефть». Яун-Лорское месторождение является одним из самых крупных не только в России, но и в мире, поэтому эффективность его разработки напрямую влияет на экономическую стабильность предприятия в целом.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Орогидрография

В административном отношении Яунлорский участок недр расположен в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 40 км к северо-западу от города Сургута.

В настоящее время Яунлорский лицензионный участок включает Яунлорское нефтяное месторождение и прилегающую к нему территорию, общая площадь участка с учетом дополнительного соглашения составляет 462,1 км².

Яунлорское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1968 году, введено в промышленную разработку в 1980 году. Промышленная нефтеносность установлена в нижнемеловых и юрских отложениях пластах АС_7-8, АС₉, АС₁₀, БС₂, БС₁₀⁰, БС₁₀, БС₁₈, БС₁₉, БС₂₀, пласт ЮС₂.

Разработку месторождения поручено осуществлять НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Ближайшими месторождениями, которые находятся в эксплуатации, являются Федоровское, Западно-Сургутское, Быстринское, Вачимское, Тончинское, Дунаевское.

В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой слабопересечённую, неравномерно заселенную, сильно заболоченную равнину, приуроченную к широтному течению реки Оби. Гидрографическая сеть представлена рекой Минчимкина с притоками Вынгой, БыстрыйКульёган и рекой Берёзовой, а также озёрами - Берёзовое, Ай-Яунлор, Чукнынлор.

Месторождение имеет развитую производственную инфраструктуру: пункт сбора, подготовки и хранения нефти, дожимные насосные станции, кустовые насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, водоводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.

Непосредственно на Яунлорском участке недр населенные пункты отсутствуют, земель под посевами не имеется.

 

 

Рисунок 2 - Схема сейсмической и буровой изученности. Яунлорский лицензионный участок

 

Таблица 1 - Изученность сейсморазведкой Яунлорского лицензионного участка(площадь 444 км²)

 

№ п/п	имя с/п	исполнит, сейсморазвработ	методы исслед.	объем с/п, пог.км	объём с/ппо лиц.уч., %	объем с/ппо лиц.уч., пог.км	плотность сейсм. наблюд., пог. км/км2
	Ю1/72-73	ТНГФ	MOB	208,024	5,909	12,292	0,028
	01/76-77	ТНГФ	ОГТ	335,834	60,786	204,140	0,460
	01/97-98	ТНГФ	ОГТ	568,276	10,188	57,894	0,130
	05/60-61	ХМГФ	MOB	303,636	10,528	31,967	0,072
	08/98-99	ТНГФ	ОГТ	517,809	36,653	189,794	0,427
	10/63-64	ХМГФ	MOB	540,488	27,722	149,832	0,337
	10/76-77	ТНГФ	ОГТ	270,129	44,38	119,884	0,270
	10/77-78	ТНГФ	ОГТ	343,521	5,067	17,406	0,039
	10/80-81	ТНГФ	ОГТ	366,461	0,949	3,477	0,008
	10/82-83	ТНГФ	ОГТ	270,629	25,108	67,951	0,153
	10/84-85	НТНГФ	ОГТ	120,117	5,943	5,937	0,013
	10/87-88	ТНГФ	ОГТ	188,902	2,055	3,882	0,009
	15/68-69	ХМГФ	MOB	733,237	7,707	56,507	0,127
	15/69-70	ХМГФ	MOB	555,487	22,702	126,109	0,284
	23/62-63	ХМГФ	MOB	451,787	15,009	67,808	0,153
	27/65-66	ХМГФ	MOB	435,621	31,525	137,328	0,309
	29/64-65	ХМГФ	MOB	490,710	2,335	11,457	0,026
	32/65-66	ХМГФ	MOB	345,745	2,579	8,917	0,020
всего (все методы 2Д):				1272,581	2,866
всего (ОГТ 2Д):				670,364	1,510
	10/84-85	ТНГФ	ОГТЗД		13,808	10,77км2	100x150м
всего ОГТ ЗД:			10,77км2

 

Тектоника

В тектоническом плане Яунлорское месторождение включает Северо-Минчимкинское, Яунлорское, Вершинное и Пильтанское поднятия, которые являются структурами 3 порядка, приуроченными к Минчимкинскому куполовидному поднятию 2 порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода - крупной положительной структуре 1 порядка.

Непо­средственно площадь работ находится в погруженной зоне, между осложняющи­ми Сургутский свод структурами II порядка - Федоровским малым валом и Минчимкинским малым валом. Яунлорское месторождение приурочено к следующим куполовидным поднятиям III порядка: Северо-Минчимкинскому, Яунлорскому, ЯунлорскомуII, III, Вершинному, Пильтанскому. В структурном плане все поднятия имеют изометричные очертания. По отражающему горизонту «Б» это брахиантиклинальные складки субмеридианального простирания. Северо-Минчимкинская структура по горизонту Боконтуриваетсясейсмоизогипсой 2560 м, Яунлорская - 2570 м, Вершинная - 2600 м.

Северо-Минчимское поднятие по горизонту «Б», по замкнутой изогипсе - 2600 м имеет размеры 6,5×15,5 км и амплитуду до 37 м, западный склон Северо-Минчимского поднятия осложнён двумя небольшими куполами размером 2×3 и 2,5×4,2 км. Амплитуда поднятия достигает 27 м. Яунлорское поднятие через небольшую седловину глубиной 25 м в районе скважины 58 р граничит с Северо-Минчимкинским и оконтуривается изогипсой - 2600 м. Размеры структуры 10,2×17,5 км, амплитуда до 84 м. Вершинное поднятие оконтуривается изогипсой - 2625 м и имеет довольно изрезанные очертания. Размеры поднятия 3,8×5,5 км, амплитуда до 44 м. Более мелкие структуры Пильтанская, ЯунлорскаяII, IIIоконтуриваются изогипсами 2520 и 2590 м.

Пильтанская структура имеет форму структурного носа, раскрывается в сторону Яунлорской структуры и оконтуривается с ней изогипсой 2630 м. Яунлор­ское локальное поднятие объединяется с Южно-Таяльянеким по изогипсе 2580 м.

Для всех поднятий характерно более крутое залегание по горизонту «Б» восточных склонов (до 2º) и уменьшение крутизны в западном направлении (0º30´-1º). Структурные планы по кровле продуктивного пласта БС₁₀ и отражающему горизонту «Б» сходны между собой, отличаясь глубинами залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоёв

 

Рисунок 3 - Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского ортоплатформен-ного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы

 

Рисунок 4 - Тектоническая карта Центральной части Западно-Сибирской плиты

 

Рисунок 5 - Структурная карта по кровле Баженовской свиты

Противопожарные мероприятия

Особенности нефтяной промышленности обусловлены, прежде всего, физическими и химическими свойствами нефти и нефтяного газа, их пожароопасностью и взрывчатостью при определенных условиях.

При оценке пожарной опасности нефти и нефтепродуктов или газа необходимо учитывать, что некоторые тяжелые газы в 1.1-1.3 раза, а пары легких фракций нефти в 2.5-3.5 раза тяжелее воздуха и обладают большей, чем жидкости, текучестью и диффузионной способностью, благодаря которым они стелятся по земле, затекая в низменные места далеко от источника своего появления. Пары и газы при своем движении могут встретиться с источником воспламенения, что приведет к взрыву и возможно пожарам одновременно в нескольких местах.

Нефть и ее продукты, благодаря сравнительно небольшому удельному весу, всплывают на поверхность более тяжелых жидкостей. При толщине пленки в 0,2 см и более нефть и нефтепродукты способны гореть, а в отдельных случаях и создавать взрывоопасные концентрации над зеркалом жидкости.

Взрывоопасность сырой нефти обусловлена тем, что пары ее легких фракций в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Интервалы взрываемости паров различных сортов нефти с воздухом находятся в пределах от 1.9 до 7%, нефтяных газов — от 4.8 до 15%.

Огнеопасность сырой нефти характеризуется температурой вспышки, которая для различных сортов нефти колеблется в пределах от -35 до +34°С.

Персональная ответственность за обеспечение пожарной безопасности управления в соответствии с действующим законодательством возлагается на начальника управления.

Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов несут руководители этих объектов или лица исполняющие их обязанности, назначенные приказом по управлению. На каждом объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности ответственного за пожарную безопасность.

Работники управления допускаются к работе только после прохождения противопожарного инструктажа. Занятия по пожарно-техническому минимуму проводятся ежегодно в соответствии с приказом по управлению.

Все работники управления обязаны строго соблюдать требования правил пожарной безопасности и знать физико-химические свойства нефти.

Лица, виновные в нарушении Правил пожарной безопасности, несут уголовную, административную, дисциплинарную или иную ответственность в соответствии с действующим законодательством.

Территория производственных объектов управления должна постоянно содержаться в чистоте и порядке. Сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и т.п. следует собирать на специально выделенных площадках в контейнеры или ящики, а затем вывозить.

Запрещаются на территории объектов управления разведение костров, выжигание травы, нефти.

В местах разлива ЛВЖ и ГЖ пропитанный ими грунт должен быть тщательно промыт, убран и засыпан сухим песком или грунтом.

Вокруг взрывопожароопасных объектов и сооружений периодически должна скашиваться трава в зоне радиусом не менее 5 м. Запрещается складирование сгораемых материалов в указанной зоне.

Противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями не разрешается использовать под складирование материалов, оборудования, для стоянки автомобилей и др.

Дороги, проезды, подъезды и проходы к зданиям, сооружениям, открытым складам, наружным пожарным лестницам, пожарному инвентарю и водоисточникам, используемым для целей пожаротушения, должны быть всегда свободными для проезда пожарной техники, содержаться в исправном состоянии, а зимой очищаться от снега и льда.

Территория объектов управления должна иметь наружное освещение, достаточное для нахождения в темное время противопожарных источников, наружных пожарных лестниц, мест расположения пожарного инвентаря, входов в здания и сооружения.

Въезд на территорию взрывопожароопасных объектов (цех подготовки и перекачки нефти, дожимные насосные станции) допускается только по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и др. агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

Курение на территории объектов управления допускается в специально отведенных местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи «Место для курения».

 

 

Охрана окружающей среды

Наиболее тяжелыми и опасными по последствиям являются загрязнения подземных и наземных пресных вод и почвы. К основным их загрязнителям в глобальном масштабе относится нефть. Загрязнение окружающей среды возможно при добыче и промысловой обработке газа. Вредные жидкие отходы в данном случае представлены дренажными водами, содержащими значительное количество метанола, поступающего от установки регенерации. Загрязнителями атмосферы на объектах дальнего транспорта являются природные газы от газоперекачивающих агрегатов, их спутники и т.д. Мощным источником опасных загрязнителей воздушного бассейна нефтяной и газовой промышленности продолжают оставаться продукты сгорания нефти, конденсата, природного нефтяного газа в факелах.

Источниками загрязнения атмосферного воздуха в процессе эксплуатации действующих и проектируемых нефтепромысловых объектов являются:

- организованные источники - вытяжная вентиляция замерных установок;

- неорганизованные источники - утечки через не плотности оборудования и фланцевые соединения на устьях скважин и технологических сооружениях ДНС.

Основными загрязняющими веществами являются: сероводород, окислы азота, сажа, группа суммации «сернистый ангидрид + сероводород».

К возможным источникам загрязнения вод относятся аварийные порывы нефтегазосборных коллекторов, для предотвращения аварийных сбросов предусматривается следующее:

Контроль сварных стыков, испытание трубопроводов и сооружений на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормативными документами.

Для защиты от коррозии высоконапорных водоводов системы заводнения предусматривается ввод ингибитора коррозии «Нефтехим». Кроме того, с этой целью все трубопроводы, коллекторы и водоводы покрываются наружной изоляцией.

С целью исключения разлива нефтепродуктов на устьях нефтяных скважин предусматривается установка клапанов-отсекателей, срабатывающих при понижении давления в выкидных трубопроводах, обваловка нефтяных скважин;

Для предотвращения разлива нефтепродуктов, находящихся в аварийных емкостях, предусмотрено ограждение площадки бетонной стенкой высотой 0,5 м. Сброс дождевых сточных вод с бетонных площадок, ограждённых бордюрным камнем, предусмотрен в канализационные ёмкости объёмом 5 м3 каждая.

Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении.

При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами.

Запрещается выпускать в атмосферу газосодержащие вредные вещества без сжигания или нейтрализации.

По окончании ремонта скважины необходимо:

- вывести оставшиеся растворы для повторного их использования или регенерации;

- очистить загрязненные нефтью участки вокруг скважины;

- бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважины, так и после его завершения, следует собирать и вывозить в места свалки.

В процессе ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.

В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебания уровня закачиваемой жидкости) всякая работа на скважине должна быть прекращена.

Также при капитальном ремонте скважин проводят следующие мероприятия охраны окружающей среды:

1 использование закрытой системы циркуляции промывочной жидкости, включающей слив отработанной или оставшейся жидкости в специальную емкость, нефтеловушку или канализацию;

2 обваловка площадки вокруг скважин;

3 применение ПВО;

4 рекультивация территории, примыкающей к скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба.

 

 

Расчет амортизации скважин

Амортизационные отчисления определяются по формуле:

 

(31)

где Сср.г – стоимость одной скважины (38164320);

Н_а – норма амортизации скважины на полное восстановление;

Норму амортизации скважин принять равной 6,7 %;

Ф – количество скважин.

руб.

Расчет цеховых расходов

 

В состав цеховых расходов включают следующие затраты:

· расходы по заработной плате и отчисления на социальное страхование персонала управления цехом;

· затраты на содержание зданий, сооружений и инвентаря цеха;

· износ малоценного и быстроизнашивающегося инвентаря цеха;

· стоимость материалов, топлива, энергии и заработная плата персонала, занятого обслуживанием и уборкой помещений и т.д.

Цеховые расходы определяются в процентном соотношении от прямых расходов.

 

(32)

 

 

руб.

 

(33)

 

где %Р_ц – процент цеховых расходов (10%)

 

 

руб.

 

ТАБЛИЦА ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОЕКТА

Таблица 14

Наименование показателей	Единицы измере-ния	Значения показателей
Объем добычи нефти Среднесуточный дебит одной скважины Объем закачиваемой в пласт воды Число скважин, оборудованных ЭЦН Коэффициент эксплуатации Процент обводненности Фонд основной заработной платы рабочих, обслуживающих скважины Фонд дополнительной заработной платы рабочих, обслуживающих скважины Страховые взносы Численность рабочих, обслуживающих скважины Производительность труда Удельно-трудовые затраты Среднемесячная заработная плата одного рабочего Полная себестоимость продукции	т   т/сут.   м3 скв.     %   руб.     руб.   руб.   чел. т/чел. чел./скв руб.   тыс.руб.	320987,86   7,8   1178955,41   0,989 78,6   14582494,08     2639431,42   5606318,53   8916,32 0,31 39865,56   1119237285,4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выбор ингибиторов парафиноотложений производится опытным путем в процессе эксплуатации скважин.

Для борьбы с мехпримесями предлагается использовать забойные щелевые фильтры, как на трубах НКТ, так и на пакере под насосом, применять жидкости глушения скважин, очищенных от механических примесей. Необходимо вести контроль за выносом механических примесей во время вывода скважины на режим и в процессе эксплуатации.

Для защиты от солеотложений рекомендуется использовать ингибиторы комплексного воздействия.

Применение и требуемая дозировка рассчитывается и уточняется во время работы и мониторинга за состоянием защищаемых трубопроводов и аппаратов. Применяемые реагенты должны быть допущены к применению в нефтяной отрасли и включены в Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» и в Регистр Паспортов безопасности.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Материал, предоставленный НГДУ «Сургутнефть»

2 Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. –Ростов н/Д: Феникс, 2015 – 318с.

3 Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (МДК.01.02): учеб. Пособие. – Ростов н/Д: Феникс, 2016 – 605с.: ил.

4 Покрепин Б.В. Дорошенко Е.В., Покрепин Г.В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие.. – Ростов н/Д: Феникс,2016 – 284с.

5 Покрепин Б.В. Оператор по добыче нефти и газа: Учебное пособие. –Волгоград: «Ин-Фолио», 2012 – 448с.

6 Коршак А.А. Нефтегазопромысловое дело: введение в специальность: учебное пособие. – Ростов н/Д: Феникс, 2017 – 350с.

7 «Коллективный договор ОАО «Сургутнефтегаз» на 2007 - 2009 гг.», 2006 г., 169 с.

8 В.И. Щуров. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов-2-е изд.-М:ООО ТИД “Альянс” 2005-510 с.

9http://www.studopedia.ru

10http://www.ngpedia.ru

ВВЕДЕНИЕ

В Западной Сибири сосредоточено 68% запасов нефти России. Добыча нефти здесь ведется с 1964 г. Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом – Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, где добывается почти 2/3 российской нефти.

В 2003 году потребление нефти в мире на 2020 г. оценивалось в пределах 5,2-5,6 млрд. тонн, фактическое потребление на данный период составляет около 4,2 млрд. тонн.

По состоянию на 01.01.10 г. ОАО «Сургутнефтегаз» является одной из крупнейших вертикально интегрированных нефтяных компаний России, объединяющей научно-проектные, геологоразведочные, добывающие, нефте- и газоперерабатывающие, сбытовые предприятия.

Основными направлениями деятельности компании являются:

1. разведка и добыча углеводородов (поиск, разведка, эксплуатация месторождений нефти и газа);

2. производство и маркетинг нефтепродуктов (переработка сырой нефти, оптовая и розничная продажа углеводородов, сопутствующих товаров и услуг);

3. выработка продуктов нефтехимии (переработка углеводородного сырья в материалы для различного вида химических продуктов);

4. переработка газа и производство электроэнергии (переработка нефтяного газа, продажа газа и жидких углеводородов, строительство и эксплуатация газотурбинных электростанций, работающих на нефтяном газе).

За 30 лет (1977-2006 гг.) компанией добыто 1404,6 млн. т нефти, для поддержания пластового давления закачано в пласты 8274,5 млн. м³ воды, пробурено 74,51 млн. м горных пород, введено в эксплуатацию 26642 скважины, находятся в эксплуатации 46 месторождений. Объем капитальных вложений в 2006 г. В 2006 году добыча нефти ОАО «Сургутнефтегаз» составила 65,3 млн. т.

Весомый вклад в достижение таких показателей вносит деятельность НГДУ «Сургутнефть». Яун-Лорское месторождение является одним из самых крупных не только в России, но и в мире, поэтому эффективность его разработки напрямую влияет на экономическую стабильность предприятия в целом.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Орогидрография

В административном отношении Яунлорский участок недр расположен в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 40 км к северо-западу от города Сургута.

В настоящее время Яунлорский лицензионный участок включает Яунлорское нефтяное месторождение и прилегающую к нему территорию, общая площадь участка с учетом дополнительного соглашения составляет 462,1 км².

Яунлорское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1968 году, введено в промышленную разработку в 1980 году. Промышленная нефтеносность установлена в нижнемеловых и юрских отложениях пластах АС_7-8, АС₉, АС₁₀, БС₂, БС₁₀⁰, БС₁₀, БС₁₈, БС₁₉, БС₂₀, пласт ЮС₂.

Разработку месторождения поручено осуществлять НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Ближайшими месторождениями, которые находятся в эксплуатации, являются Федоровское, Западно-Сургутское, Быстринское, Вачимское, Тончинское, Дунаевское.

В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой слабопересечённую, неравномерно заселенную, сильно заболоченную равнину, приуроченную к широтному течению реки Оби. Гидрографическая сеть представлена рекой Минчимкина с притоками Вынгой, БыстрыйКульёган и рекой Берёзовой, а также озёрами - Берёзовое, Ай-Яунлор, Чукнынлор.

Месторождение имеет развитую производственную инфраструктуру: пункт сбора, подготовки и хранения нефти, дожимные насосные станции, кустовые насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, водоводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.

Непосредственно на Яунлорском участке недр населенные пункты отсутствуют, земель под посевами не имеется.

 

 

Рисунок 2 - Схема сейсмической и буровой изученности. Яунлорский лицензионный участок

 

Таблица 1 - Изученность сейсморазведкой Яунлорского лицензионного участка(площадь 444 км²)

 

№ п/п	имя с/п	исполнит, сейсморазвработ	методы исслед.	объем с/п, пог.км	объём с/ппо лиц.уч., %	объем с/ппо лиц.уч., пог.км	плотность сейсм. наблюд., пог. км/км2
	Ю1/72-73	ТНГФ	MOB	208,024	5,909	12,292	0,028
	01/76-77	ТНГФ	ОГТ	335,834	60,786	204,140	0,460
	01/97-98	ТНГФ	ОГТ	568,276	10,188	57,894	0,130
	05/60-61	ХМГФ	MOB	303,636	10,528	31,967	0,072
	08/98-99	ТНГФ	ОГТ	517,809	36,653	189,794	0,427
	10/63-64	ХМГФ	MOB	540,488	27,722	149,832	0,337
	10/76-77	ТНГФ	ОГТ	270,129	44,38	119,884	0,270
	10/77-78	ТНГФ	ОГТ	343,521	5,067	17,406	0,039
	10/80-81	ТНГФ	ОГТ	366,461	0,949	3,477	0,008
	10/82-83	ТНГФ	ОГТ	270,629	25,108	67,951	0,153
	10/84-85	НТНГФ	ОГТ	120,117	5,943	5,937	0,013
	10/87-88	ТНГФ	ОГТ	188,902	2,055	3,882	0,009
	15/68-69	ХМГФ	MOB	733,237	7,707	56,507	0,127
	15/69-70	ХМГФ	MOB	555,487	22,702	126,109	0,284
	23/62-63	ХМГФ	MOB	451,787	15,009	67,808	0,153
	27/65-66	ХМГФ	MOB	435,621	31,525	137,328	0,309
	29/64-65	ХМГФ	MOB	490,710	2,335	11,457	0,026
	32/65-66	ХМГФ	MOB	345,745	2,579	8,917	0,020
всего (все методы 2Д):				1272,581	2,866
всего (ОГТ 2Д):				670,364	1,510
	10/84-85	ТНГФ	ОГТЗД		13,808	10,77км2	100x150м
всего ОГТ ЗД:			10,77км2

 

Тектоника

В тектоническом плане Яунлорское месторождение включает Северо-Минчимкинское, Яунлорское, Вершинное и Пильтанское поднятия, которые являются структурами 3 порядка, приуроченными к Минчимкинскому куполовидному поднятию 2 порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода - крупной положительной структуре 1 порядка.

Непо­средственно площадь работ находится в погруженной зоне, между осложняющи­ми Сургутский свод структурами II порядка - Федоровским малым валом и Минчимкинским малым валом. Яунлорское месторождение приурочено к следующим куполовидным поднятиям III порядка: Северо-Минчимкинскому, Яунлорскому, ЯунлорскомуII, III, Вершинному, Пильтанскому. В структурном плане все поднятия имеют изометричные очертания. По отражающему горизонту «Б» это брахиантиклинальные складки субмеридианального простирания. Северо-Минчимкинская структура по горизонту Боконтуриваетсясейсмоизогипсой 2560 м, Яунлорская - 2570 м, Вершинная - 2600 м.

Северо-Минчимское поднятие по горизонту «Б», по замкнутой изогипсе - 2600 м имеет размеры 6,5×15,5 км и амплитуду до 37 м, западный склон Северо-Минчимского поднятия осложнён двумя небольшими куполами размером 2×3 и 2,5×4,2 км. Амплитуда поднятия достигает 27 м. Яунлорское поднятие через небольшую седловину глубиной 25 м в районе скважины 58 р граничит с Северо-Минчимкинским и оконтуривается изогипсой - 2600 м. Размеры структуры 10,2×17,5 км, амплитуда до 84 м. Вершинное поднятие оконтуривается изогипсой - 2625 м и имеет довольно изрезанные очертания. Размеры поднятия 3,8×5,5 км, амплитуда до 44 м. Более мелкие структуры Пильтанская, ЯунлорскаяII, IIIоконтуриваются изогипсами 2520 и 2590 м.

Пильтанская структура имеет форму структурного носа, раскрывается в сторону Яунлорской структуры и оконтуривается с ней изогипсой 2630 м. Яунлор­ское локальное поднятие объединяется с Южно-Таяльянеким по изогипсе 2580 м.

Для всех поднятий характерно более крутое залегание по горизонту «Б» восточных склонов (до 2º) и уменьшение крутизны в западном направлении (0º30´-1º). Структурные планы по кровле продуктивного пласта БС₁₀ и отражающему горизонту «Б» сходны между собой, отличаясь глубинами залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоёв

 

Рисунок 3 - Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского ортоплатформен-ного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы

 

Рисунок 4 - Тектоническая карта Центральной части Западно-Сибирской плиты

 

Рисунок 5 - Структурная карта по кровле Баженовской свиты

Характеристика продуктивных горизонтов

Промышленно нефтеносными в разрезе месторождения являются нижнемеловые отложения Сангопайской (пласты АС_7-8, АС₉, АС₁₀), Усть-Балыкской (пласт БС₂) и Сортымской (пласты БС₁₀, БС₁₈, БС₁₉, БС₂₀) свит, юрские отложения Тюменской свиты (пласт ЮС₂).

В пласте ЮС₂ выделены три небольшие залежи: на Северо-Минчимкинском поднятии в районе скважины № 4406 П, на Яунлорском поднятии в районе скважины № 4405 П, новая залежь в районе Пильтанской площади.

Пласт ЮС₂ в районе скважины 82 ПЛ (Пильтанская площадь) вскрыт 2 разведочными и 5 углубленными скважинами. Условный ВНК принят по изогипсе - 2692,7 м. Коэффициент пористости составляет 0,17, коэффициент нефтенасыщенности 0,68. Пласт ЮС₂ вскрыт 4 скважинами. Залежь литологически экранированная и ограничена условной линией ВНК, принятого по изогипсе – 2640 м. Коэффициент пористости составляет 0,16, коэффициент нефтенасыщенности 0,40-0,66,

Пласт БС₂₀ выявлен на Пильтанской площади. Залежь пластово-сводовая. Размеры её 8×3 км, высота - 40 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 11 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,58, расчленённость - 10,6. ВНК принят на отметке - 2487 м.

Залежь пласта БС₁₉ находится на Пильтанской площади. Залежь пластово-сводовая. Размеры её 7,5×3,5 км, высота - 43 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,46, расчленённость - 5,8. ВНК понижается с юга от - 2462 м на север до - 2471 м.

В пласте БС₁₈выявлены 5 залежей. Первая залежь расположена на Пильтанской площади. Залежь литологически экранированная. Размеры залежи 5×2 км, высота - 22 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,9 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,19, расчленённость - 3,8. ВНК принят на отметке - 2442 м. Вторая залежь выявлена на Северо-Минчимкинском поднятии в районе скважин № 871, 1424. Залежь пластово-сводовая. Размеры её 2,1×2 км, высота - 10 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,4 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,58, расчленённость - 5,3. ВНК принят на отметке - 2433,9 м. Третья залежь пластово-сводовая, размеры 4,2×1,5 км, высота 20 м. ВНК принят наклонным: в северной части на а. о. - 2428,2 м, в южной части залежи - 2426,1 м. Четвертая залежь открыта при бурении пилотного ствола на скважине 1164. ВНК принят - 2394,4 м, залежь пластово-сводовая, размеры залежи 1,75×2,35 км, высота 10 м. Запасы по пятой залежи ГКЗ не утверждались. По результатам бурения скважин 110 ГР и 109 Б на севере Пильтанской площади выявлена небольшая по размерам литологически замкнутая залежь площадью 564 тыс.м². Начальные запасы по залежи отнесены к категории С1.

Ввиду схожести условий осадкообразования, литологических признаков пласты БС₁₈, БС₁₉, БС₂₀ объединены в общую группу БС_18-20. Коллекторами пласта БС_18-20 являются песчано-алевритовые породы, представленные песчаниками серыми, мелкозернистыми, алевритовыми, с примесью среднезернистого песчаного материала.

Пласт БС₁₀⁰ залегает на Северо-Минчимкинском поднятии в толще челюскинских глин в виде отдельных песчано-алевролитовых линз. В пласте БС₁₀⁰ выделены 2 небольшие пластово-сводовыелитологически экранированные залежи. Запасы отнесены к категории С2. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,6 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,11, расчленённости - 2,4.

В пласте БС₁₀ проведена оценка запасов по 6 пластово-сводовымлитологически экранированным залежам в пределах Яунлорского, Вершинного и Северо-Минчимкинского поднятий и одной пластово-сводовой залежи в пределах Пильтанского поднятия. Пласт БС₁₀ имеет весьма сложное строение, значительно литологически неоднороден и фациально изменчив по разрезу и площади залежей. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,22, расчленённость - 3,9.

Залежь пласта БС₂ открыта при испытании скважины № 139 Р. В районе залежи пробурена разведочная скважина № 4410. Залежь водоплавающая площадью - 5306 тыс.м². Форма залежи вытянутая с юго-запада на северо-восток, размеры 3,7×1,7 км, высота около 10 м. ВНК принят на а. о. - 2036 м. Запасы нефти по залежи оценены по категории С1. Коэффициент пористости - 0,26; коэффициент нефтенасыщенности - 0,48.

В пласте АС₁₀ выделено 4 залежи. Песчаники пласта АС₁₀ распространены по всей площади месторождения, но нефтенасыщены только в сводовых частях Северо-Минчимкинского и Яунлорского поднятий. Пласт АС₁₀ характеризуется резкой литолого-физической изменчивостью по площади и разрезу. 1 залежь расположена на Северо-Минчимкинском поднятии. Залежь пластово-сводовая. Размеры залежи 3,6×2 км, высота - 12,9 м. 2 залежь расположена на Яунлорском поднятии. Залежь пластово-сводовая. Размеры залежи 3,5×3,1 км, высота - 13,9 м. 3 залежь отделена от 2 залежи небольшим прогибом. Залежь пластово-сводовая. Размеры залежи 0,8×0,8 км, в