Автор: Пользователь скрыл имя, 12 Марта 2012 в 15:29, курсовая работа
Административно Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в среднем течении реки Пим с 49 по 163км 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».
Административно Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в среднем течении реки Пим с 49 по 163км 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».
В орогидрографическом отношении район работ представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную, аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м (на юге) до +80м (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 река Пим.
На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Берега их пологие, дно песчаное, глубина до 4м. 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) -22 0С. Глубина промерзания грунта составляет 1…1,5м. Мощность снежного покрова на водоразделах не превышает 1м, в понижениях рельефа 1,5…2м.
Самый жаркий месяц - июль. Средняя температура месяца составляет +17 0С. Среднегодовая температура отрицательная и равняется -3,1 0С. Количество атмосферных садков 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 и крупными городами, а также со странами ближнего зарубежья.
1.2 Тектоника
В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.
Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом МОВ ОГТ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.
Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями.
Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антеклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.
Пимский вал по отражающему горизонту “А” оконтуривается сейсмоизогипсой – 2700 метров, в пределах которой, его размеры составляют 20х190 километров. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой - 2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров.
К северу от Лянторского месторождения находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту “А” изогипсой - 2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров. Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту “А”, ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры. С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.
В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
Характеристика продуктивных горизонтов Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные — в пластах АС9, АС10, АС11; нефтяные - в пластах БС18, БС28, БС16...17, БС18, БС19...20, ЮС2
В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС9, АС10, АС11, БС28, БС18.
По соотношению газо - и нефтенасыщенных частей продуктивных, основных пластов АС9…11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложно построенным.
Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9…11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).
Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значении 4...50м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).
Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры.
Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех
из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется 19,3 …28,6% и среднем по пласту составляет 24,5…25%, по нефтенасыщенной части 23,9%, по водо-насыщенной 25,8%.Проницаемость изменяется 2.2.10-3…698.10-3 мкм2 при среднем значении 266.10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части – 258.10-3 мкм2, по водо-насыщенной – 276.10-3 мкм2. Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются 229.10-3…316.10-3 мкм2.Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется 21…26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536.10-3 мкм2 при вариациях 1.10-3…1493.10-3 мкм2.
Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются 4…24м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.
Характер изменения песчанности пласта АС10, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2…1,0.
Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).
В подсчете запасов залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2км.
Нефтенасыщенная толщина изменяется 0,4…22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется 0,5…24,4м.
Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной 2…8м и более, имеющий почти повсеместное распространение.
Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях 21…26%, проницаемости – 432 .10-3 мкм2.
1.4 Текущее состояние разработки месторождения
По состоянию на 1.01.2010 года на месторождении пробурено всего 5931 скважина, что составляет 97,9% проектного фонда. Отобрано 189651,068 тыс.т нефти с начала разработки (81,3 % от начальных извлекаемых запасов).
За отчетный год по месторождению добыто 8071,689 тыс. т. нефти, что составляет 80,7 % максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 3,5 %. Уровень добычи жидкости за 2009 год составил 127312,323 тыс. т. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год – 6,7 т/сут, по жидкости - 105,5 т/сут, при среднегодовой обводненности 93,66%.
Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3598, действующих - 3332, в периодической работе 93 скважины по причине слабого притока. На 1.01.2009 года на месторождении фонтанный фонд составил 61 скважину, действующий – 25, со средним дебитом нефти за год 4,4 т/сут. Добыча нефти за 2009 год по фонтанным скважинам составила 40,505 тыс. т - 0,5% от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи – 98,5% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (7949,996 тыс. т). Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2009 года составил 3357, действующий - 3183 со среднегодовым дебитом нефти 6,6 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН - 180, действующий – 124, средний дебит нефти за год 1,8 т/сут, добыча за 2009 год из них составила 81,188 тыс. т (1,0%). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2009 года по месторождению составил 302 скважины, добывные возможности которых, на конец года составили 256.8 т/сут.
Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2009 год составил 288,424 тыс. т нефти, ГРП провели в 3 добывающих скважинах, дополнительная добыча составила 0,451 тыс. т. От приобщение пласта в 24 добывающих и 10 нагнетательных скважинах дополнительно добыто 20,349 тыс. т нефти. В течение отчетного года провели работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 17 добывающих и 19 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидации межпластовых перетоков в 41 добывающих и 28 нагнетательных скважинах, по снижению обводненности продукции - в 70 добывающих скважинах, с целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 6 нагнетательных скважинах.
Эксплуатация пласта БС-82 ведется с 2002 года на естественном режиме. На 1.01.2009г отобрано нефти с начала разработки 377,876 тыс.т, за текущий год добыча нефти составила 179,606 тыс.т, из них 62,514 тыс.т добыто из новых скважин. В текущем году введены в эксплуатацию 8 добывающих скважин со средним дебитом нефти – 50,6 т/сут. Пласт БС-82 эксплуатируется 25 скважинами, среднесуточный дебит нефти одной скважины за год составил 23,8 т/сут, жидкости – 54,1 т/сут при среднегодовой обводненности 55,96%.