Лянторское нефтегазовое месторождение

Залежи пласта АС₁₀ отделяются от вышележащего пласта АС₉ глинистым экраном толщиной от 2 до 8 метров и более, имеющим почти повсеместное распространение.

Проницаемая часть пласта АС₁₀ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС₁₀ изучены по 88 скважинам.

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^-3 до 2735 ·10^-3 мкм². По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100·10^-3 до 500·10^-3 мкм². Участки с проницаемостью менее 100·10^-3 мкм² тяготеют к погруженным частям структурных отложений.

Коллекторские свойства пласта АС₁₀ определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1·10^-3 до 1493·10^-3 мкм² при среднем значении 590·10^-3 мкм².

Терригенный пласт АС₉ подсвиты 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.

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 АС₉ характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.

В подсчете запасов 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.

Основная залежь пласта АС₉ имеет размеры 72х22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре - 74м, Январской – 48 м, Востокинской – 43 м.

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%.

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^-3 до 1830•10^-3 мкм². Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость от 100•10^-3 до 500•10^-3 мкм², проницаемостью 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 мкм². 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.

Коллекторские свойства по данным промысловой  геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24.6% при вариациях от 21 до 26%, проницаемости - 432•10^-3 мкм².

1.4 Состояние разработки месторождения

Лянторское  нефтегазовое месторождение введено  в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность  месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазонасыщенные пласты АС₉, АС₁₀, АС₁₁, нефтенасыщенные - БС-8², БС-18. Пласты АС₉, АС₁₀, АС₁₁ объединены в один объект АС_9-11. Объект БС включает разрабатываемую залежь пласта БС-18, эксплуатация которого ведется одной скважиной. Разработка месторождения велась согласно "Технологической схеме разработки Лянторского месторождения", составленной в 1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и "Анализа разработки Лянторского месторождения", выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:

• выделение одного объекта разработки АС_9-11;
• размещение добывающих и нагнетательных скважин по обращенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв;
• максимальный годовой объем добычи нефти - 10 млн. т/год, жидкости - 71,1 млн. т/год;
• закачка воды - 148 млн. м³/год;
• отбор природного газа – 10,7 млрд. м³/год;
• проектный фонд скважин - 6640.

В 1999 году утвердили "Дополнение к технологической  схеме разработки Лянторского месторождения", (протокол ЦКР Министерства топлива и энергетики РФ № 2375 от 15.07.99 г.), выполненную ТО "СургутНИПИнефть". В нем проведена переоценка балансовых запасов нефти и газа на базе уточненных геолого-физических параметров пластов АС_9-11 и распределение их по типам геологического строения, рассмотрена эффективность применения площадной девятиточечной системы разработки по участкам ДНС. Дана характеристика распределения по площади неконтактных нефтенасыщенных толщин и контактных с газом и водой, даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию состояния разработки с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. На основании анализа разработки выполнены расчеты технологических показателей разработки.

По состоянию  на 1.01.2003 года на месторождении пробурено всего 5765 скважин, что составляет 95,2 % проектного фонда. С начала разработки добыто 164632,217 тыс. т. нефти при текущей обводненности 92,67 %. За 2002 год добыто 8257,750 тыс. т нефти при плане 8000 (на 7,137 тыс. т больше чем в 2001 году), что составляет 82,58 % максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного "Технологической схемой разработки Лянторского месторождения".

Уровень добычи жидкости за 2002 год составил 113184,276 тыс. т при плане 110195 тыс. т, что на 8774,753 тыс. т больше по сравнению с 2001 годом. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год - 6,5т/сут, по жидкости 88,5т/сут, при среднегодовой обводненности 92,7%, увеличение по отношению к 2001 году составило 0,61%.

Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2002 год составил 1952,613 тыс. т. нефти. ГРП провели в 11 добывающих скважинах и 1 нагнетательной, дополнительная добыча составила 59,151 тыс. т., ГПП - в 16 добывающих и 2 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча составила 12,315 тыс. т.

Кроме того, проведена  гидромеханическая щелевая перфорация в 19 добывающих и 16 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто 25,862 тыс. т.

В течение 2002 года проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 25 добывающих и 15 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидации межпластовых перетоков в 8 добывающих и 57 нагнетательных скважинах, по снижению обводненности продукции в 23 добывающих. С целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 2 нагнетательных скважинах и в 7 - ликвидацию негерметичности забоя.

Эксплуатационный  фонд добывающих скважин на конец  года составил 3836, действующих - 3562, в периодической работе 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 фонд составил всего 92 скважины, из них дающих 51 со средним дебитом нефти на конец  года 3,3 т/сут. Добыча нефти по фонтанным  скважинам составила 67,807 тыс. т – 0,8 % от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи – 97,3 % составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8037,212 тыс.).

Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2003 года составил 3447 со средним дебитом нефти за год 6,8 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 297 со средним дебитом нефти 1,8 т/сут, добыча за 2002 год из этих скважин составила 152,731 тыс. т (1,9 %).

Неработающий  фонд добывающих скважин на 1.01.2003 года по месторождению составил 361 скважину, добывные возможности которых на конец года составили 1351,5 т/сут.

Извлечение  нефти на месторождении сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Практически все скважины работают с водой, с обводненностью до 50 %  работают 131 скважина (3,7% действующего фонда), с обводненностью от 50 % до 90 % работают 793 скважины (22,3%). Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90 % (2637 скважин - 74 %), из них 353 скважины работают с обводненностью более 98 % (9,9 %), добыча из них составляет 353,6 т/сут нефти и 26519,8 т/сут жидкости.

В ноябре 2002 года составлены мероприятия по сокращению непроизводительных отборов жидкости по 143 высокообводненным скважинам. Согласно протоколу № 587 от 6.11.2002г. НТС ОАО "Сургутнефтегаз" 77 добывающих скважин переведены в периодическую эксплуатацию, 28 скважин - в контрольно-пьезометрический фонд, 3 скважины переведены под нагнетание воды, 31 остановлены и переведены в бездействующий фонд, 2 скважины запущены в работу после проведенных ГТМ (дострел, РИР). Из общего числа скважин по 86 запланировано проведение ГТМ (РИР, дострел, бурение бокового ствола), в 2003 году в 44 скважинах, в 2004-2005 годы - в 42 скважинах. Кроме того, 42 высокообводненные скважины будут переведены в контрольно-пьезометрический фонд.

По основному  объекту разработки АС_9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в 2002 году было закачано 136747,3 тыс. м^З воды, на 4871 тыс. м^З больше, чем в 2001 году. Среднесуточная закачка воды составила 374650 м^З/сут. Всего за 2002 год введено под закачку 23 скважины, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1292, действующий - 1139 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 336,7 м^З /сут.

Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа за год по месторождению составила 96,4 %, с начала разработки 108,3%. По пласту АС₉ пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3 атм., компенсация за год составила 101,3 %, с начала разработки – 108,6 %. Пластовое давление в газовой шапке снижено до 189,3 атм., что на 20,7 атм. ниже первоначального. В среднем по ДНС пластовое давление удерживается на уровне 200-203 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 6,5 атм. компенсация за год по этой ДНС составила 108,2 %, с начала разработки - 87%. Пластовое давление по пласту АС₁₀ на конец года составило 203,5 атм. при годовой компенсации 94,0 % и 106,7 % с начала разработки. По всем ДНС, за исключением ДНС-10 (Рпл.-199,5 атм.), ДНС-1 (Рпл.-199,7 атм.) пластовое давление по пласту АС₁₀ достигло более 200 атм., а по ДНС-3, 5, 6, 11 – более 205 атм. при компенсации с начала разработки, превышающей 100 %.  По пласту АС₁₁ пластовое давление на конец года составило 208,1 атм. при компенсации за год 84%, с начала разработки 125,4%.

За 2002 год по месторождению добыто 6129,301 млн. м^З газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в 58% скважин имеют контактные запасы нефти и газа.

Добыча нефти  по ДНС-2, 3, 13, 14, 20 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 –  16,6%, по ДНС-3 – 10,1%, по ДНС-13 – 12,0%, по ДНС-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 м^З/т, ДНС-3 - 1146 м^З/т, ДНС-13 - 1694 м^З/т, ДНС-14 - 2643 м^З/т при среднем по месторождению 742 м^З/т.  В 2002 году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, две прекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2003 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 63 скважины (в том числе одна в периодической эксплуатации), 12 - в неработающем фонде, из них 9 скважин из-за прекращения фонтанирования.

Основные показатели разработки Лянторского месторождения  приведены в таблице 1.4.1.

Основные показатели разработки за 2002 год по Лянторскому месторождению

Таблица 1.4.1