Разработка Ярегского месторождения

В разрезе верхней  части джьерского горизонта преобладают плотные, неясно слоистые, тёмно-серые и голубовато-серые аргиллиты, местами алевритистые или известковистые, содержащие обугленный растительный детрит. В верхней части этой терригенной толщи встречаются прослои кварцевых и полимиктовых, обычно тонко и мелкозернистых, реже крупнозернистых и гравелитистых песчаников с прослоями аргиллитов. Это так называемые пласты Б и 2 местной промысловой номенклатуры. Толщина пластов – от 1,5 до 3,0 м (пласт «Б») и от 4 до 6 м (пласт 2). Друг от друга они отделяются перемычкой аргиллитов, толщиной в среднем от 3 до 4 м. Песчаники пластов «Б» и 2 обычно имеют линзовидное строение и ограниченное распространение (шириной до нескольких километров), рукавообразные тела песчаников приурочены к наиболее крупным выступам дна палеобассейна, как правило, субмеридионального простирания. По сравнению с пластом «Б» проницаемые прослои пласта 2 распространены шире.

Цемент песчаников каолинит-серицитовый или глинисто-карбонатный, они являются хорошими коллекторами.

Тиманский  горизонт–средней  толщиной  на  Ярегской  площади  около 90 м представлен толщей слабо известковистых аргиллитов и аргиллитоподобных глин зеленовато-серого цвета и пёстро окрашенных, участками и прослоями буровато-коричневых, с подчинёнными прослоями мергелей, известняков и песчаников пласта А.

Пласт А представлен  на востоке известняками с прослоями  глин и мергелей. К западу в пласте появляются прослои песчаников и  ближе к границам выклинивания пласт  опесчанивается до полного замещения  известняков и глин тонко-мелкозернистыми  песчаниками. Средняя толщина пласта в районе работ – 6 м. Аналогично пласту 2 песчаники пласта А имеют  линзовидно-рукавообразное строение, ограниченное распространение и  приурочиваются к выступам дна палеобассейна, в основном субмеридионального простирания. Перекрывается пласт А пачкой пестро-цветных глин с прослоями  алевролитов, известняков и мергелей, средней толщиной на Ярегском месторождении 36 м.

Среднефранский подъярус. В пределах Ухтинской складки в целом среднефранский подъярус выделяется в объёме саргаевского и доманикового горизонтов, но на шахтных полях 1–бис, 2–бис, 3–бис, доманиковый горизонт срезан современным размывом, а отложения саргаевского горизонта сохранились от размыва лишь в краевых частях района работ.

Саргаевский горизонт. В подошве саргаевского горизонта выделяется пласт 1, представленный переслаиванием зеленовато-серых и коричневато-серых, тонко и мелкозернистых песчаников с глинисто-карбонатным цементом и слюдистых алевролитов и глин с фауной брахиопод плохой сохранности. Максимальная толщина пласта 1 в северной и западной частях Ухтинской складки достигает более 60 м при песчанистости до 30 %, но в резко сокращённых разрезах песчанистость иногда может достигать и 50 %. Средняя толщина пласта 1 в пределах поля распространения саргаевского горизонта на Ярегском месторождении составляет 4 м, а вышележащих зеленовато-серых глин с прослоями мергелей и известняков –18 м.

Четвертичные  отложения.Рыхлые четвертичные образования перекрывают палеозойские породы сплошным чехлом неравномерной толщины (от 0,3 до 70 м). В основании покрова прослеживается комплекс ледниково-морских образований из валунных суглинков и глин, включающих линзовидные прослои разнозернистых песков с гравием, галькой и валунами различных пород. Средняя толщина на Ярегском месторождении около 20 м. Завершают разрез современные озерно-болотные и аллювиальные отложения толщиной до 8 м. Средняя толщина четвертичных отложений на Яреге – 27 м.

5. Физико-химические свойства  нефти, газа и пластовой воды

Нефть Ярегском месторождении тяжелая, высоковязкая, сернистая, слабо насыщенная сухим газом. Средняя плотность  ее в стандартных условиях (при  температуре 20⁰С) составляет 0,945 кг/м³, динамическая вязкость 3600 мПа×с, молекулярный вес 379 (таблица 1.1) Фракционный состав нефти приводятся в таблице 1.1.

 

 

Таблица 1.1 - Физико-химические свойства дегазированной нефти 

Наименование	Значение
Плотность, кг/м3	952
Вязкость, мПа*с	3600
Молекулярный вес	379
Температура вспышки, °С	115-130
Температура застывания, °С	Ниже –20
Количество определений	Сотни
Серы %	1,15
Смол силикагелевых, % об.	20,6
Асфальтенов, % об.	1,99
Парафинов, % об.	0,43
Масел, % об.	73,3
Выкипает в % об.; при нагревании до °С
100	Нет
150	Нет
200	Нет
220	1
240	3
250	6
280	8
300	14.9
Вязкость нефти при 100°С снижается  до 60 мПа*с

 

О физико-химических свойствах пластовой нефти можно  судить лишь по исследованию одной  глубинной пробы, отобранной в скв. 49р на Лыаельской площади (таблица 1.2).

Изменение плотности и вязкости пластовой, а также разгазированной  нефти в зависимости от температуры  приведено в таблице 1.3.

Содержание силикагелевых  смол в нефти 20,6%, масел в среднем  – 73,3%, асфальтенов – 2,4%.Среднее  содержание твердых парафинов в  нефти 0.48%. Однако при тепловом воздействии  на пласт оно может возрастать. В нефти, экстрагированной из керна, содержание твёрдых парафинов достигает 0,43 %.

 

 

Таблица 1.2 - Параметры и состав пластовой нефти скв.49р (Рпл = 0,8 МПа, Тпл = 8°С)

Наименование	Значение
Плотность, кг/м3	933
Вязкость, мПа*с	15300
Молекулярный вес	372
Газосодержание, м3/м3	1,168
Газосодержание, м3/т	1,223
Объёмный коэффициент, д.ед.	1,019
Коэффициент термического расширения, %	6,3
Содержание компонентов, % масс
Сероводород	Отс.
Углекислый газ	Отс.
Азот + редкие	0,0015
Метан	0,0777
Этан	0,0003
Пропан	0,0009
Изобутан	0,0002
Н-бутан	0,0001
Изопентан	0,0001
Н-пентан, гексаны, гептаны	Отс.
Остаток С7 + высшие	99,92
Вязкость нефти при 100°С снижается  до 49 мПа*с

 

Таблица 1.3 -  Изменение плотности и вязкости нефти от температуры

Температура, 0С	Плотность нефти, кг/м3		Вязкость нефти, мПа*с
	пластовой	дегазированной	пластовой	дегазированной
8	933	962	12000	14000
20	914	955	3100	3600
50	868	933	350	390
100	846	898	49	60

 

Состав газа по Ярегскому  месторождению измеряется в следующий  пределах: метан от 88,2 до 99,3% (среднее  – 95,2%), гомологи метана от 0,1 до 2,5% (среднее  – 0,5%), углекислота от 0,3 до 9,4% (среднее  – 2,44%), азот-инертные от 0 до 12,6% (среднее 1,9%) и тяжелые I инертные от 0 до 0,07 % (среднее  – 0,026%). В составе водорастворенного  газа в пласте III содержится от 12 до 29% метана, от 8 до 20% азота и 60% углекислоты. Состав газа в целом соответствует  составу нефти. Газовый фактор пластовой  нефти из скв. 49р равен 1,223 м³/т .

Газ на Ярегском месторождении  может рассматриваться по его  залеганию в 2-х видах: в порах  пород и в нарушенных трещиноватых зонах. Газоносность на месторождении  связана с различными стратиграфическими горизонтами (от постплиоцена до метаморфических  сланцев). Для отложений девона характерна усиливающаяся интенсивность газопроявлений с увеличением стратиграфической  глубины.

В предыдущие годы приводились следующие данные по опробованию газа в разрезе  Ярегской структуры для верхних  пластов и для метаморфических  сланцев (таблица 1.4).

Таблица 1.4 -  Состав и свойства газа

Наименование	Газ, выделившийся при однократном  разгазировании пластовой нефти	Попутный газ
Плотность газа, кг/м3	0,67	0,69
Метан, % масс.	98,56	96,5
Этан, % масс.	0,20	0,49
Пропан, % масс.	0,04	Следы
Изобутан, % масс.	0,07	0,07
Н-бутан, % масс.	0,02	0,03
Изопентан, % масс.	0,03	Отс.
Н-пентан, % масс.	Отс.	0,01
Гексаны, % масс.	Отс.	Отс.
Гептаны + высшие	Отс.	Отс.
Углекислый газ, % масс.	Отс.	1,9
Азот, % масс.	1,08	1,23
Гелий	Не определен	Не определен
Сероводород	Не определен	Отс.

 

В III пласте газ находится  главным образом в растворенном состоянии. Газовой шапки на месторождении  не отмечено. Интенсивные газовыделения  приурочиваются к зонам радиальных разломов. В период шахтной разработки месторождения отмечены неоднократные  случаи бурных газопроявлений, в основном с попутной жидкой фазой (нефть или  вода) из скважин или в горных выработках, вскрывших подобные зоны.

На площади лицензионного  участка в процессе разработки нефтяной залежи шахтным способом на естественном режиме замеры дебитов газа производились  на шахтных полях 1 и 3 при испытаниях подземных скважин. Они колебались в пределах от 1,2 до 86 м³/сут при среднем значении на нефтешахте 1 (по 70-ти интервалам пласта) 18,2 м³/сут. Средний газовый фактор в испытанных скважинах составил здесь 19,7 м³/т, причем, в чисто нефтяной части пласта по 71 скважине он не превышал в среднем 13,9 м³/т, а в водонефтяной зоне по 29-ти скважинам достигал в среднем 33,8 м³/т при колебании от 4,7 до 107,5 м³/т. Характерно, что максимальная величина газового фактора 187,5 м³/т зафиксирована на отметках от -68 до -69 м, т.е. в переходной зоне ВНК. Эти и другие факты свидетельствуют о том, что при сравнительно небольшой насыщенности нефти газом основная часть его поступает в скважины (и в шахтную атмосферу) из нижележащей водоносной части пласта, а также по трещинам из фундамента.

Коэффициент растворимости  газа в нефти в среднем равен 0,43. В начальный период разработки в пластовых условиях при Тпл = 6ºС и при давлении 1,3 МПа в  1 м³ нефти было растворено 5,6 м³ газа. Газовый фактор в подземных скважинах составлял от 30 до 40 м³/т, общешахтный газовый фактор по шахтам в зависимости от их производительности колебался от 100 до 400 м³/т.

В рудничную атмосферу газ  поступает из различных источников. Он выделяется из нефти, попутно добываемой воды и за счет «дыхания пород».

За время разработки с 1939 по 1955 гг. центральной части месторождения  на всех трех нефтяных шахтах по ухтинской  системе при весьма густой сетке  разбуривания и довольно большой  плотности горных выработок на единицу  площади было вскрыто большое  количество очагов скопления газа в  нефтеносной толще пласта. В результате частичной повторной разработки ранее отработанных участков по ухтинской  системе установлено, что площадь  в значительной степени дегазирована.

Химический  состав  вод III пласта изменяется в  больших пределах в зависимости  от места отбора проб воды как на площади, так и по глубине отбора. Наименьшую минерализацию (от 3 до 10 г/л) имеют воды, отобранные на площади  НШ-3. Наибольшей минерализацией обладают воды, взятые из скважин нефтешахты № 2 (от 13 до 24 г/л). Вода в пробах, отобранных на нефтешахте № 1, ближе по своему составу  к водам нефтешахты № 2 (от 16 до 22 г/л). С глубиной отбора минерализация  вод возрастает, что обусловлено  влиянием ниже залегающей воды в метаморфических  сланцах, имеющей минерализацию  до 40 г/л. Меньшая минерализация воды на нефтешахте № 3 обусловлена влиянием проникновения воды из выше залегающих горизонтов (таблица 1.5).