Географо-экономическая характеристика района работ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

ГЛАВА 1. Географо-экономическая характеристика района работ. 

    Административно Лянторское месторождение расположено  в Сургутском районе Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области  в среднем течении реки Пим  с 49 по 163 км. от устья. Ближайшим населённым пунктом являются город Лянтор, расположенный на территории месторождения, и посёлок Нижний Сортым – 60 км  к северу от него. Наиболее крупный населённый пункт г. Сургут расположен в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» (рис.1.).

    В орогидрографическом отношении  район работ представляет собой  слабо пересеченную, значительно  заболоченную, аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м. (на юге) до +80 м. (на севере). Гидрографическая сеть района широко развита и представлена рекой Пим с ее многочисленными притоками Ай-Пим, Ляркни, Тутлим-Яун, Котун-Тур и др. Речки типично равнинные с небольшим уклоном, русла сильно меандрируют, скорость течения 0.5-0.7 м/сек. На территории месторождения судоходна лишь р. Пим.

    На  водоразделах расположены озера  и болота различных размеров. Берега их пологие, дно песчаное, глубина  до 4 м. Озёра занимают 22% территории. Наиболее крупные из них: Энтльлор, Токтурылор и др. Озера и реки покрываются льдом в конце октября – начале ноября. Большая часть (80%) территории покрыта труднопроходимыми болотами и топями, на северо-востоке месторождения отмечается сплошная озёрно-болотная система,  плохо промерзающая зимой, и поэтому представляющая большую трудность как при транспортировке оборудования, так и при строительстве буровых.

    Лесные  массивы расположены вдоль реки на водоразделах участками среди  обширных болот, занимают 12% от общей  площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и берёзы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречается редколесье.

    Климат  района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная, с метелями и снегопадами. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Средняя  температура самого холодного месяца (января) –22С.

    Глубина промерзания грунта составляет 1-1.5 м. Мощность снежного покрова на водоразделах не превышает 1м., в понижениях рельефа 1.5-2 м.

    Самый жаркий месяц - июль. Средняя температура  месяца составляет +17С. Среднегодовая температура отрицательная и равняется –3.1С.

    Количество  атмосферных осадков в год  составляет 480-520мм. В холодный период преобладают ветры южного и юго-западного  направления, для летнего периода  характерны ветры северо-восточного и северо-западного направления.

    Район относится к слабозаселенным. В  основном, население проживает в  посёлках, образовавшихся в связи  с разработкой месторождений. Коренные жители- ханты и манси- проживают  в небольших национальных посёлках по берегам рек, ведут кочевой  образ жизни и занимаются традиционными видами промысла- охотой, рыболовством и оленеводством.

    Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование  пресных поверхностных вод, пресных  подземных вод четвертичных и  палеогеновых отложений, а также минерализованных и высокотемпературных вод апт-альбсеноманского водоносного комплекса.

    В Сургутском районе и в непосредственной близости от месторождения имеются  промышленные запасы песка, песчано-гравийной  смеси, керамзитовых и кирпичных  глин. Которые могут быть использованы в процессе обустройства месторождения, при строительстве автодорог, оснований под кусты скважин, в промышленном и гражданском строительстве.

    Районный  центр город Сургут является крупным  речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Тюмень, Нижневартовск, Уренгой. Город связан авиалиниями со многими крупными населёнными пунктами севера и юга области, а также с европейской частью страны. 

    ГЛАВА 2.   Геолого-геофизическая изученность района.

    Лянторское  месторождение введено в промышленую экспедицию в 1978 году.

    Разработка  месторождения осуществляется по площадной  девятиточечной системе по сетке  скважин 400х400. С начала разработки залежи происходит интенсивный приток газа газовой шапки воды к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет их эксплуатацию, ухудшает технико-эксплуатационные показатели добычи нефти, оказывает негативное влияние на величину извлечения нефти.

    Контроль  за выработкой запасов нефти геофизическими методами организован на месторождении с начала ввода его в разработку. По результатам геофизических исследований добывающих скважин выявлено, что пласт не включается в работу полностью в скважинах, где перфорацией вскрыты интервалы с различным насыщением; отсутствие притока в отдельных интервалах обусловлено различием в фильтрационно-емкостных характеристиках в разрезе пласта. Основными причинами обводнения скважин является подтягивание подошвенной воды на участках с контактным залеганием нефти и воды, прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам, а также затрубная циркуляция воды в интервал перфорации как снизу, так и сверху не всегда фиксируется по термометрии. С 1988 года выявлено перетоков воды сверху в 101 добывающей скважине. Скважины с затрубной циркуляцией составляют 28% от фонда исследованных скважин. Наличие затрубного перетока воды в интервал перфорации снижает эффективность выработки запасов нефти.

    В нагнетательных скважинах закачиваемую воду пласты принимают практически  по всей эффективной перфорированной  толщине. В водонефтяной зоне с контактными запасами закачиваемая вода уходит и ниже интервала перфорации. В таких скважинах только около 40% поглощается нефтенасыщенной частью пласта. В скважинах, где перфорацией вскрыта газонасыщенная часть пласта, основной объем воды (до 90%) поглощается газонасыщенным интервалом, а подошвенная часть пласта закачиваемую воду практически не принимает. В скважинах, где перфорацией вскрыта газонасыщенная и нефтенасыщенная части пласта, приемистость по всей эффективной толщине, в количественном  отношении до 90%, приходится на газонасыщенную часть. Это снижает эффективность вытеснения нефти из пласта.

    При проведении на месторождении эксперимента по нестационарному заводнению на пласт  в 1987 году выявлено, что закачиваемая вода по газонасыщенной части пласта может мигрировать на значительные расстояния, вплоть до 3200 м. То есть, продвижение фронта воды происходит с существенным опережением по газовому слою по сравнению с нефтяным. По данным геофизических исследований (РК) замещение газа на воду отмечается в 144 нагнетательных скважинах, эксплуатирующихся на нижележащие пласты. Впоследствии закачиваемая вода мигрирует по газовому слою к соседним добывающим скважинам. В следствии этого и происходит изменение насыщения изначально газонасыщенных интервалов на водонасыщенные, выявленное по данным геофизических исследований в 204 добывающих скважинах. Поступление воды вызвано наименьшим фильтрационным сопротивлением газонасыщенных интервалов.

     К аналогичным последствиям привело  разбуривание с 1986 года только краевых участков месторождения, вызванное выполнением мероприятий по сокращению непроизводительных отборов природного газа.

     В 1989 году пробурены кусты скважин, расположенные в центре Январской  площади, в 1994-1995 годах на Востокинской площади. Выявилось, что во вновь пробуренных скважинах изменено первоначальное насыщение пластов АС₉, АС₁₀. Эти пласты были представлены полностью или частично промытой зоной. В большинстве скважин коллектора пласта АС₁₀ насыщены водой; нефтью с водой, а в газонасыщенной части – газом с водой. Изменение произошло из-за миграции закачиваемой воды из разрабатываемых участков в непробуренную зону.

     В результате строительства и испытания  в 1995 году скважин куста №427 выявлено, что закачиваемая с 1989 года вода внедрялась в газовую шапку и в нефтяную оторочку на расстояние более 2000 метров. Сопоставление интервалов пласта, промытых закачиваемой водой, и интервалов перфорации нагнетательных скважин указывает на то, что фронт закачиваемой воды продвигается по напластованию. 

ГЛАВА 3. Геологическое строение месторождения. 

3.1 Стратиграфия 

      В геологическом строении месторождений (рис3.1.1) принимают участие породы палеозойского фундамента и мезо-кайнозойского  осадочного чехла, сложенного песчано-глинистыми отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.  

Доюрский  фундамент. 

    Породы  доюрского фундамента представлены диабазовыми порфиритами и трещиноватыми кристаллическими базальтами, относящимися по возрасту к палеозойской группе.

Мезозойская группа

 

Юрская система.

    Отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхним отделами. Мощность этих отложений колеблется от 60 до 380 м. Нижний отдел представлен Тоарским ярусом. Отложения этого возраста представлены Тюменской,Абалакской , Георгиевской  и Баженовской  свитами.  

Нижний  – средний отдел (нерасчлененные).

Тоарский-ааленский-байосский-батский  ярусы.

                                   J1-2(тюменская свита)

         Отложения Тюменской свиты несогласно  залегают на породах полеозойского  фундамента.

    Тюменская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники  мелкозернистые, алевролиты серые, аркозовые  и полимиктовые с небольшим содержанием обломков пород, к низу переходящие в полимиктовые. Наблюдаются обильные включения растительных остатков и прослойки угля. Аргиллиты темносерые и серые, алевритистые, иногда углистые. Встречаются прослои угля и углистого сидерита. Глинистые породы свит обогащены ОВ,содержание которого достигает 3%.В верхней части тюменской свиты прослеживается нефтеносный пласт. Мощность тюменской свиты изменяется от 0 до 300 м. 

Верхний отдел.

Келловейский,оксфордcкий,киммериджский ярусы (нерасчлененные).

J3 kl-ox (абалакская свита).

  J3 kl-ox (васюганская свита).

                                 J3 km  (георгиевская свита).

    Верхнеюрские  отложения представлены морскими фракциями  и содержат фауну аммонитов и  фораминифер, позволяющие выделить келловейский, оксфордский, киммериджский ярусы, которые согласно залегают на батских отложениях. Результаты палинологических исследований не дают достаточного материала для ярусного расчленения.

      Представлена абалакской, васюганской  и георгиевской свитами.

    Отложения Абалакской свиты  довольно отчетливо  выделяются по всему Сургутскому  нефтеносному району. Повсеместно в  основании разреза свиты залегает пласт черных аргиллитов, местами битуминозных с прослоями серого алевролита. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников, алевролтов и аргиллитов. В верхней части разреза абалакской свиты прослеживается нефтеносный пласт ЮC₁.

    Васюганская свита представлена слабобитуминозными аргиллитами, прослеживается не по всему  Сургутскому нефтеносному району.

    Отложения георгиевской свиты, представленные аргиллитами  битуминозными, почти черными, с включениями рыбного детрита, с отпечатками пелеципод и аммонитов. В основании свиты - конкреции фосфоритов, присутствуют не повсеместно, в сводовых частях отдельных локальных структур они отсутствуют. 

Волжский  ярус. 

                                       J3V (баженовская свита)

                         

    Отложения волжского яруса, представленные баженовской  свитой (J₃v), сложены плотными темносерыми аргиллитами, отчетливо выделяются по всему району. В кровле свиты встречаются прослои глинистых известняков. Отложения согласно залегают на породах келловей-оксфорд-киммериджского возраста. В разрезе свиты прослеживается нефтеносный пласт ЮС₀.  
 

Меловая система.  

    Суммарная мощность меловых отложений достигает 2000 м. Меловые отложения представлены нижне и верхнемеловыми, морскими, лагунными и континентальными фациями. 

Нижний  отдел.

Бериасский,валанжинский ярусы(нерасчлененные)

                                    K1 br-v(Мегионская свита).

    Образования этого отдела представлены преимущественно  глинистыми осадками бериасс-валанжского  возраста, объединенные  в мегионскую свиту, которая согласно залегает на породах баженовской свиты и представлена аргиллитами темносерыми, часто алевритистыми, гидрослюдистыми. Алевролиты и песчаники - аркозовые, реже полимиктовые. Встречаются обломки ростра белемнита и раковин пелеципод. В основании разреза мегионской свиты выделяется ачимовская пачка, представленная чередованием аркозовых песчаников светло-серых и серых с крупнозернистым алевролитом, с прослоями сидеритов. В составе ачимовской пачки выделяется несколько продуктивных пластов сложного строения БС₂₂, БС_19-21, БС₁₈, БС₁₆. В верхней части разреза мегионской свиты прослеживается четыре нефтеносных пласта БС₁₄, БС₁₂, БС₁₁ и БС₁₀. Кровлей мегионской свиты является чеускинская пачка.