Оценка эффективности различных систем термошахтной разработкой Ярегского месторождения ВВН

      В северной части Лыаельской площади  до 2000 года функционировал (в настоящее время законсервирован) поверхностный опытно-экспериментальный промысел, связанный с ближайшим населенным пунктом пос.Первомайский (нефтешахта 2) грунтовой автодорогой протяженностью 6 км и далее с пос.Ярега (нефтешахта 1) и г.Ухтой дорогой круглогодичного действия с асфальтобетонным покрытием.

      Разработка  залежи с поверхности на опытно-промышленном участке первой очереди, расположенном  в северной части Лыаельской площади велась с 1974 до 1993 года. Здесь было пробурено 87 вертикальных добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин общим метражом около 20 тыс.м, а также 2 горизонтальные (скв.Г-1, г-2), общей длиной около 1100 м и многозабойная (многостволовая) скважина с суммарной длиной около 460 м.

      В 1987 - 1991 гг. велось эксплуатационное бурение  на участке проектного опытно-промышленного промысла второй очереди, расположенного в наиболее богатой нефтью центральной части Лыаельской площади, где было пробурено 46 вертикальных скважин и 2 горизонтальные. Добыча нефти здесь не производилась. К настоящему времени большинство из пробуренных на промыслах скважин находятся в консервации, небольшая часть ликвидирована.

      В 1988 - 1992 годах проводилось бурение водонагнетательных и контрольно-наблюдательных скважин.

            Объемы эксплуатационного и технического бурения, выполненного к настоящему времени в пределах Лыаельской площади, составляют 152 вертикальных, 4 горизонтальных, 1 многостволовая скважина. В несколько этапов проводилась разведка площади.

      Геологическое строение и нефтеносность Лыаельского  участка Ярег-ского месторождения по состоянию на 01.01.2001 изучены 113 разведочными и 1 параметрической скважинами. Общий объем бурения составил 34134 м. Достигнута высокая степень разведанности. Последние разведочные скважины бурились в 1983 - 86 гг. В 1988 - 90 гг. на промплощадке участка опытно-промышленных работ 1 очереди бурилась параметрическая скважина 700-Ярега проектной глубиной 4900 м на венд-рифейские отложения. Скважина добурена до глубины 4797 м и ликвидирована по техническим причинам.

      По  состоянию на 01.01.1988 88 разведочных  скважин ликвидированы, как выполнившие свое целевое назначение, а также из-за аварийного состояния ствола.

      На  площадке участка первой очереди  опытно-промышленной отработки с поверхности паратепловым методом находится в консервации 13 скважин (2, 3, 5, 7 - 9, 13 - 15, 20, 24, 32, 36).

      В ожидании эксплуатации опытно-промышленного  промысла второй очереди, законсервированы 21 скважина (1029, 1049, 1098, 1107, 4009, 4029, 4039, 4049, 4050, 4072, 4082, 4083, 4105, 4131, 4170, 4180, 4191, 4211, 4243, 4252), которые обсажены эксплуатационной колонной. Для производства режимных наблюдений за водоносным горизонтом третьего пласта оставлены 2 скважины (9р, 78р). Кроме этого, по всей площади Лыаельского участка расположены законсервированные разведочные скважины (10р, 41-44р, 46-51р, 54р, 55р, 69р,71р, 74р,75р,78р).

                Ухта расположена в центральной  части Республики Коми. Граничит: город Сосногорск, Ижемский район,  Княжпогостский район, Усть-Куломский  район, Корткеросский район. Город расположен в южной части Тиманского кряжа, в долине р. Ухта и ее притока Чибью (бассейн Печоры), в 1560 км от Москвы.

                Территория Ухтинского района 13200 кв. км. По площади муниципальное образование "Город Ухта" занимает 14 место в республике Коми.

      Отклонение  от московского времени - нет.

      Географическая  широта: 63o34'

      Географическая  долгота: 53o42'

      Высота  над уровнем моря 100 м.

      Климат  умеренно-континентальный

      Город приравнен к районам Крайнего Севера.

      Средние температуры: зима - минус 17,5°C, лето - плюс 15,3°С

      Среднегодовое количество осадков - 700 мм.

               Ухта расположена на пологоувалистом,  холмистом плато, расчлененном  реками и ручьями бассейна  реки Ижмы. Наиболее крупные притоки  Ижмы - реки Ухта, Седъю, Тобысь, Кедва.  Водораздельные пространства заболочены.

               Площадь земель лесного фонда  достигла 1270 тыс.га с общим запасом  древесины. Основную часть запасов  составляют хвойные породы (78%).

               Леса относятся к подзонам  средней и северной тайги. Преобладают  еловые леса. Встречаются также сосновые леса, береза и осина. В лесах обитают лоси, белки, куропатки, глухари, тетерева, рябчики. Разнообразен видовой состав рыб. На территории МО имеются 2 заказника: "Белая Кедва" и "Чутьинский".

               Природные ресурсы: месторождения нефти, газа, руд черных и цветных металлов, разнообразных видов минерального строительного сырья, а также пресных и лечебно-минеральных подземных вод. 
 

      

      
 

              

      2.      ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

              2.1   ОСНОВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

                 Промышленная термошахтная разработка в мире ведется только на Ярегском месторождение высоковязкой нефти, расположенном в Республике Коми на северо-востоке Европейской части России. Научные результаты, полученные в диссертации, основываются на опыте разработки Ярегского месторождения. Ниже даются основные характеристики месторождения. 

                2.2    ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

             Продуктивный пласт Ярегского месторождения высоковязкой нефти приурочен к отложениям верхнего и среднего девона. Коллектор представлен трещиновато-пористыми кварцевыми песчаниками. Пласт интенсивно, но неравномерно разбит крутопадающими (60 - 80) трещинами на множество блоков самых разных размеров и форм. Среднее расстояние между трещинами 20 - 25 м, раскрытость от долей миллиметра до 2 - 3 см. ВНК прослеживается в интервале абсолютных отметок -65 —55 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта - 26 м, максимальная в своде складки - 46 м, а общая толщина пласта вместе с водонасыщенной зоной около 70 м. Средняя пористость — 26 %. Начальная нефтенасыщенность — 87 %. Проницаемость - 2 - 3 мкм2. Глубина залегания кровли пласта 140 — 210 м от поверхности земли. Начальная пластовая температура 6 - 8 С. Начальное пластовое давление 1,4 МПа. Начальный газовый фактор - 10 м3/т.

      В результате длительной шахтной эксплуатации месторождения на естественном режиме истощения пластовой энергии  плотной сеткой подземных скважин  пласт на шахтных полях практически  полностью дегазирован. Текущий  газовый фактор на шахтных полях  составляет 1,2 м3/т, а пластовое давление в кровле пласта на шахтных полях снизилось до 0,1 МПа. 

               2.2 .1    СТРАТИГРАФИЯ

      При расчленении осадочного чехла использовалась стратиграфическая схема, унифицировавшая  разрезы Волго-Уральской нефтегазоносной  провинции.

      В геологическом строении месторождения  принимают участие терригенные  породы девонской системы, которые  перекрыты повсюду четвертичными  образованиями и залегают на метаморфических  сланцах, служащих нижним структурным  ярусом. Сланцы темно - серые и серые, кварцево-слюдистые, в различной степени гравитизированные, включают в себя прослой кварцито-песчаников и кварцитов, сильно дислоцированы и прорваны. 

           2.2.2      НЕФТЕНОСНОСТЬ.

      Нефтяная  залежь размером 36x4- 6 км пластового сводчатого типа высотой 87 км, контролируется Ярегской, Лыаельской и Вежавожской структурами третьего порядка. Промышленные запасы нефти находятся в III пласте, приуроченном к среднедевонским отложениям живетского яруса. III пласт залегает на глубине 130-220 м в песчаниках среднего и верхнего девона непосредственно на метаморфических сланцах рифейского возраста и прикрывается среднедевонскими аргиллитами, поверх которых залегают туфито-диабазовая толща и песчано-аргиллитовая пачка верхнего девона. Пласт представлен слабо- и среднесцементированными песчаниками, состоящими из кварцевых и полевошпатовых зерен, сцементированных железисто-карбонатным и глинистым материалом. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 26 м.

      Нижняя  часть пласта на большей площади  месторождения содержит подошвенную воду. Водонефтяной контакт в пласте имеет переходную зону толщиной 2-5 м. Эффективная средняя пористость III пласта — 25%,проницаемость в соседнем составляет 2.0 мкм². Пласт разбит многочисленными тектоническими нарушениями и густой сетью мелких трещин. Раскрытость нарушений изменяется от долей миллиметров до нескольких сантиметров.

      Нефть, насыщающая III пласт, тяжелая, плотностью 945 кг / м³, она обладает вязкостью 5-20 Па-с в пластовых условиях и характеризуется высоким содержанием смол 60-70%, что определяет её плохую подвижность. Исследования авторов /30, 40, 54/, показали, что с увеличением в нефти поверхностно-активных компонентов условия нефтеизвлечения резко ухудшаются в результате образования на поверхности породы коллектора коллоидированных слоев из активных компонентов, обладающих аномальными свойствами. Эти слои, не принимая участия в фильтрации, уменьшают диаметр пор и приводят к закупорке порового пространства. Эти явления значительно усугубляются при невысоких температурах и низких скоростях фильтрации. Причем на участках с большей проницаемостью песчаника нефть содержит больше асфальто-смолистых компонентов.

      Таким образом, несмотря на хорошие коллекторские  свойства породы, вмещающей нефть, извлечение последней крайне затруднено в силу специфических особенностей свойств нефти и состояния ее в пласте.

      К основным факторам, снижающим нефтеотдачу  пласта, относятся :

      а) высокая вязкость нефти;

      б) большое содержание в нефти поверхностно-активных компонентов, что приводит к образованию малоподвижных структурных слоев, примыкающих к 
поверхностям породы и снижающих проницаемость коллектора;

      в) большая величина поверхностного натяжения нефти на границе с водой Якраевого угла смачивания;

      г) низкая пластовая энергия и температура пласта.

      Важнейшим   фактором,   повышающим   нефтеотдачу   пласта,   является снижение вязкости нефти путем теплового воздействия  на пласт.

      Кроме того, исследования показали, что при  тепловом воздействии на пласт происходят следующие изменения физико-химических свойств пластовой системы, способствующие увеличению нефтеотдачи пласта:

      —повышение  проницаемости коллектора для нефти  и воды в результате 
разрушения адсорбционных слоев нефти;

      —уменьшение поверхностного натяжения нефти  и краевого угла смачивания;

      —тепловое расширение пластовых флюидов; —улучшение реологических свойств нефти;

      — разрушение коллектора и повышение его однородности. 

                                       3.  ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ:

      содержание  акцизных смол - 67%;

• содержание силикагеновых смол - 22%;
• содержание асфальтенов - до 3%;
• содержание парафина - до 0.5%;
• содержание серы - 1.27%;
• содержание азота - 0.42%;
• содержание нафтеновых кислот - 0.45%.

      Фракционный состав по ACTMD 1160 (ФРГ).

      Близость  к дневной поверхности и несовершенство покрышки обусловили потерю значительной части легких фракций нефти . По существу в нефти пласта III полностью отсутствуют бензиновые фракции , поскольку начало кипения редко опускается ниже 200 °С и в среднем по Лыаельской площади составило 220°С

      Начало  кипения +203 ^С;

• Выход фракций:
• от начала кипения до        220*-*С - 5.7% масс;

      220-380°С -27.3% масс;

      380-520°С -25.3% масс;

      остаток 520°С -41.8% масс. 

                    4. ВСКРЫТИЕ ШАХТНОГО ПОЛЯ.