Карта месторождения славнефть мегионнефтегаз: Чистинное месторождение: карта и описание

Чистинное месторождение: карта и описание


Расположено в восточной части Ханты-Мансийского АО, в бассейне реки Большой Юган, в 120 км юго-западнее г. Нижневартовска. 


В 2005 г. лицензии на поиск и добычу нефти и газа в пределах Чистинного лицензионного участка были переданы ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология», входящему в состав ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» — базового нефтегазодобывающего предприятия ОАО «НГК «Славнефть» и являющемуся одной из крупнейших геологических организаций в Среднем Приобье.


Извлекаемые запасы нефти, по результатам геолого-разведочного исследования, составляют 21 594 тыс. т. Промышленная разработка месторождения недропользователем началась в 2003 г. и планомерно наращивалась. Генпроектировщиком обустройства Чистинного месторождения выступает ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть».


До 2006 г. энергоснабжение месторождения осуществлялось дизельными генераторными агрегатами российского изготовления, размещенными в железнодорожных вагонах, установленных на рельсошпальную решетку на колесных парах-тележках. В общей сложности энергообеспечение обеспечивали 4 ДГУ номинальной мощностью около 1 МВт. В качестве привода генератора использовались тепловозные дизельные двигатели, которые уже достаточно давно выработали свой ресурс и не могли обеспечить эффективное энергоснабжение объектов нефтяного промысла. Выработавшая свой ресурс техника периодически выходила из строя, вызывая сбои в энергоснабжении. За счет того, что одна единица техники, как правило, находилась в ремонте, общая мощность энергоцентра не превышала 2 МВт.


Основными потребителями электроэнергии на месторождении являются:


  • асинхронные электродвигатели внутрипромысловой перекачки нефти единичной мощностью до 630 кВт и напряжением 6,3 кВ, расположенные на совмещенной технологической площадке;


  • добывающие нефтяные скважины, распределенные по всей территории месторождения.


Основные электроприемники — асинхронные электродвигатели единичной мощностью от 25 до 250 кВт.


Электроснабжение кустов нефтяных скважин осуществляется по внутрипромысловым воздушным линиям электропередачи напряжением 6,3 кВ. Увеличивающиеся объемы добываемой нефти и, как следствие, количества потребляемой электроэнергии требовали от недропользователя эффективной организации энергоснабжения технологических объектов нефтяного промысла. Более чем 300-километровая удаленность нефтяного промысла от линий энергосистемы не позволяла в короткий промежуток времени построить ЛЭП. Так, по предварительным подсчетам, эти работы заняли бы около 3 лет, что никак не увязывалось с планами добычи, установленными лицензионным соглашением разработки месторождения.


Эти факты заставили недропользователя рассмотреть альтернативную схему энергоснабжения — строительство электростанции собственных нужд. Оценка количества потребляемой электроэнергии и прогноз добычи на ближайшие годы позволили определиться с электрической мощностью ЭСН, которая должна составлять не менее 6 МВт. Анализ состава извлекаемой нефти показал значительное количество попутного нефтяного газа. Но необходимо отметить, что пробы попутного газа, взятые на Чистинном месторождении, показали наличие тяжелых углеводородов в количестве более 10%.


59°49’4»N 75°57’56»E

Перевозчик
Грузовладелец

Я соглашаюсь на обработку моих
персональных данных в соответствии с требованиями
Федерального закона РФ от 27 июля 2006 года № 152-ФЗ «О персональных данных»

Славнефть-Мегионнефтегаз в 2017 г займется обустройством нового актива

AИ-95

0

AИ-98

0

28356

Славнефть-Мегионнефтегаз (СН-МНГ) получил лицензию на изучение, разведку и добычу углеводородов на Западно-Чистинном лицензионном участке недр в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО).

Славнефть-Мегионнефтегаз (СН-МНГ) получил лицензию на изучение, разведку и добычу углеводородов на Западно-Чистинном лицензионном участке недр в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО).

Как сообщает 16 декабря 2016 г пресс-служба компании, новый актив был передан СН-МНГ по итогам аукциона, состоявшегося 15 декабря 2016 г.

Лицензионный участок недр прилегает к Чистинному месторождению, разработкой которого уже занимается компания.

Специалистами компании уже разработали дорожную карту по комплексному вовлечению запасов углеводородов Западно-Чистинного и Чистинного участков недр, что позволит повысить экономическую эффективность инвестиционного проекта и обеспечить рациональную выработку запасов.

Суммарные запасы Западно-Чистинного месторождения оцениваются в 3,3 млн т нефти.

В 2017 г СН-МНГ начнет комплекс мероприятий по созданию инфраструктуры, в числе которых: строительство и обустройство кустовых площадок, нефтесборных сетей и возведение высоковольтных линий электропередач.

Как пояснил гендиректор СН-МНГ А. Кан, стратегия развития компании нацелена на стабилизацию и последующий рост объемов производства.

Для достижения этой цели мы ведем планомерную работу по расширению и укреплению ресурсной базы.

В течение 4х лет Славнефть планирует вложить в развитие нефтедобычи не менее 100 млрд руб.

Только за последние 2 года компания ввела в промышленную эксплуатацию Южно-Островное нефтяное месторождение и в пробную – Островной и Травяной лицензионные участки недр.

В 2017 г запланирован запуск в разработку Восточно-Охтеурского месторождения.

Западно-Чистинный лицензионный участок расположен на территории Сургутского и частично Нижневартовского района ХМАО Тюменской области, в 125 км на юго-запад от г Нижневартовск, в 60 км к юго-западу от г Мегион.

Месторождение открыто в 1987 г.

Площадь участка составляет 263,52 км2.

Источник : Neftegaz.RU

#актив
#аукцион
#грр
#западно-чистинное
#кустовая площадка
#месторождение
#обустройство
#славнефть-мегионнефтегаз
#сн-мнг
#участок недр

Новости СМИ2

Последние новости

Используя данный сайт, вы даете согласие на использование файлов cookie, помогающих нам сделать его удобнее для вас. Подробнее.

Славнефть-Мегионнефтегаз: Комплексное построение модели верхнеюрского пласта Ю1

Введение

Ключевым фактором успешного бурения эксплуатационной скважины является точный прогноз геологического строения продуктивного пласта. В настоящее время новые данные бурения скважин часто опровергают существующие модели пласта, что снижает эффективность добычи нефти и газа. Локальная неоднородность, выявленная при бурении и детализации профиля резервуара, подчеркнула необходимость дальнейшего анализа геологии резервуара. Модели пласта, построенные на основе сейсмических данных, точно отображают площадное распределение пористости и проницаемости пласта.

Описание исследуемого участка

Участок территориально расположен в Сургутском районе и частично в Нижневартовском районе Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа. Стратиграфию J1 составляют верхнеюрские (верхний бат-келловей и оксфорд) отложения васюганской свиты. Отложения состоят из песчано-глинистых алевритов с маломощными прослоями угля. Остатки микрофауны в отложениях являются симптомами условий осадконакопления в мелководных морских водах.

Отложения пластинчатые, приподнятые с перекрывающей покрышкой. Верхняя подсвита васюганской свиты включает интервалы J3, J2 и J1 с прослоями аргиллитов.

Пласты имеют различную мощность в пределах выявленных границ коллектора. Неустойчивые формы отложений на мелководье создали отдельные песчаные линзы непостоянного размера. Общая мощность пласта в пределах участка колеблется от 53 до 70 м. Суммарная мощность пластов Ю1 и Ю2 составляет от 2 до 18 м с повторным латеральным залеганием залежей за исключением некоторых участков в северной части. Мощность пласта Ю2 достигает 18 м, что значительно превышает мощность верхнего подпласта Ю1 от 1 до 8 м ( 9 м).0003 Рис. 1 ). Коллектор в подслое Ю2 находится в стадии разработки.

Месторождения расположены в северной части площади, приуроченной к структурному поднятию.

Карта изохрон и срез объема трехмерных сейсмических данных во временной области показаны на рис. 2 .

Интерпретированная история осадконакопления и особенности отложения и удаления наносов дают представление о распределении пористости и проницаемости по площади. Сейсмический разрез показывает, что стратиграфически отражающая полоса Ю1 находится в верхней части верхней формации Ю1. Отражение, соответствующее кровле формации J2, не может быть выделено, так как с волнами невозможно обнаружить геологические структуры с приблизительной мощностью 10 м как отдельные отдельные сейсмические границы раздела. Отражение, видимое на сейсмическом разрезе, представляет собой совокупность интерференции между двумя формациями. Таким образом, можно предположить, что значения эффективных толщин этих пластов находятся в пределах разрешающей способности сейсморазведки [1]. Геологические параметры этих структур могут быть предсказаны только для комбинации двух пластов или для пласта, имеющего наибольшую мощность в этой области коллектора. В данной статье обсуждается оценка пласта J2 в этом месторождении.

Геомоделирование коллектора J2

Для построения модели пласта был использован объем данных 3-D сейсморазведки, полученный в 2006 г. и повторно обработанный с помощью новых программных средств в 2017 г. Цель группы обработки данных состояла в том, чтобы получить достаточно подробную волновую картину для юрского интервала. Еще одним показателем качества обработки данных стало сохранение динамического диапазона сейсмической записи, необходимого для анализа атрибутов. Наконец, качество полученного тома соответствовало поставленным целям. После повторной обработки сейсмический разрез имеет разную амплитуду отражения. Амплитуды волн зависят от акустики горных пород, поэтому анализ амплитуды говорит нам о геологии участка. Для изучения латерального изменения амплитуд использовался многомерный подход, включающий углубленный анализ скважинной информации. Методика В. Муромцева [2] применялась для определения различий в условиях отложения пород по форме кривой СП. Для построения единой структурной модели необходимо было выделить общие закономерности в системах осадконакопления по сейсмическим и скважинным данным. Благодаря целостному анализу удалось выявить этапы эволюции осадконакопления коллектора, различные области генезиса и локальные особенности в пределах предполагаемых структур. В качестве наиболее перспективного участка для размещения скоплений углеводородов было указано ориентированное почти с востока на запад вытянутое короткоживущее русло водотока.

Сейсмические исследования включали расчет карт амплитуд отражающего интервала, карт изохор, карт сейсмофаций и других атрибутов сейсмического сигнала. Первый шаг в амплитудном анализе стремился объяснить дисперсию свойств для всей изучаемой области на основе одного сейсмического атрибута. Следующим шагом было описание этапов формирования коллектора и попытка прояснить причины неудачной оценки по одной из карт амплитуд. Карты сейсмических атрибутов показали закономерности латеральной зональности. Карта сейсмических фаций показала более четкое расположение зон со структурным разделением, выровненным почти в направлении север-юг. Фациальные зоны имеют различный геологический состав. Зоны на сейсмофациальной карте были геологически классифицированы с выделением фаций в проксимальном, дистальном и осевом концах бара. Баровая система, сформировавшаяся в определенный момент времени, была в дальнейшем размыта и частично переотложена волнами.

Изменение фации в западном направлении от проксимального к осевому и дистальному концу стержня. В западной части имеются только дистальные участки стержня, отличающиеся меньшей мощностью, пористостью и проницаемостью.

Аналогичная зональность наблюдается на временных срезах в ±10 мс от отражателя J1. Их анализ показывает, что отложение резервуара было многостадийным процессом.

Объем сейсмических данных был разделен вдоль рефлектора J1 на аналогичные слои по 2 мс во временном окне ±14 мс. Они показывают распределение амплитуд в некоторый момент времени. Отличающиеся выше и ниже рефлектора сдвигающие характеристики зональности интерпретируются авторами как линзовые слои J2. Эта зональность продолжается и дальше, и бассейн постепенно вмещает отложения. На срезе 10 мс показаны отложения, отложившиеся в западной части резервуара, граница которого изгибается вниз на юг. На более позднем этапе откладывается северо-восточная часть резервуара, простирающаяся почти в направлении север-юг. По мнению авторов, смещение береговой линии связано с такой зональностью и является решающим фактором в определении характеристик коллектора. На основании этого зонирования для разделения коллекторского отложения на этапы атрибутивно-амплитудные карты по срезам были преобразованы в карты нетто-мощностей. Срез под рефлектором J1 был использован для создания карты западной части коллектора, а срез над рефлектором – для его восточной части, в результате чего была получена комбинированная карта мощности для всего участка. В этом случае коэффициент корреляции для атрибута и эффективной мощности был довольно высоким и составлял около 0,7. При сильной корреляции между сейсмическими и геологическими данными стало возможным создать карту чистой мощности для всей области. Используя подход истории осадконакопления коллектора, было описано изменение структурного стиля пласта. Пористость и проницаемость пласта, рассчитанные для разных стадий осадконакопления, выявили общую закономерность их распределения в пределах всей границы коллектора.

Чтобы получить представление об эволюции отложений коллектора, необходимо изучить карты изохор между сейсмическими поверхностями, отражающие латеральную неоднородность и вариации конфигурации горизонтальной структуры. На изохорных картах видны области с меньшей или большей временной мощностью, которые могут быть связаны с изменением общей или чистой мощности пласта. Например, в восточной части участка различима область меньшей мощности между отражающими горизонтами B и J1, связанная с большей мощностью пласта. Анализ карт амплитуд позволил предположить, что в русле, пересекающем водохранилище с востока на запад, существуют временные аномалии толщины. Для более детального изучения района русла были составлены сейсмофациальные карты (см. 9).0003 Рис. 3 ) из анализа латеральной вариации формы сейсмической трассы. Следы одинаковой формы были организованы в классы с границей между классами, дифференцированной по вероятному изменению структурных свойств. На сейсмофациальной карте отражающего интервала Ю1 также выявлена ​​аномальная область, простирающаяся в направлении, аналогичном направлению на карте изохор. Если предположить, что геологическая структура, в частности, изменение литологических характеристик и мощности пласта, играет решающую роль в определении формы сейсмической трассы, структура резервуара может быть охарактеризована как латерально изменчивая в фациях с пространственно распределенными классами сейсмических фаций. Карта толщины ( Рис. 4 . а ) отчетливо показывает канал (узкий участок в центральной части участка), простирающийся с северо-востока на юго-запад. Тенденция канала также видна на карте RGB спектрального разложения (, рис. b, ).

Теоретическое обоснование канала подробно описано в литературе, например, в [3]. Возможно, существовали берега с преобладающими волновыми условиями для создания приливных каналов, о чем свидетельствуют барьерные острова.

Отсутствие каких-либо входов для движения волн, направленных к берегу, вызывало затопление и разрушение барьеров во время штормов. И образовались структуры, называемые аллювиальными каналами и приливными бухтами. Русла, как правило, заполнены крупнозернистым песчаником (мощность отложений около 1 м), перекрытым крупным и средним песком (мощностью до 14 м), причем крупность песка уменьшается вверх по разрезу до мелкозернистого песка, образующегося у кромки залива. Русло недолговечно и может перемещаться вдоль берега или оставаться на месте в зависимости от волновой картины. Проведенный анализ, по-видимому, открыл канал такого генезиса в интересующей области. Данные сейсморазведки были успешно применены для выявления основных структур в залежи и перспективных площадей разработки.

Заключение

В результате вновь выявленного геологического строения и уточнения информации о распределении фильтрационно-емкостных свойств по основному объекту добычи в пласте Ю1 было принято решение о пересмотре стратегии бурения в районе канала с переходом на селективную разработку и создание новая система поддержания пластового давления (ППД), основанная на распределении характеристик пласта.

Ввиду местного геологического строения в виде узкого русла длиной около 7 км и шириной 400-600 м было принято решение о размещении горизонтальных скважин поперек русла с шагом 500 м. Для предотвращения раннего прорыва воды из системы ППД нагнетательные скважины были равномерно распределены по площади канала с учетом схемы расположения скважин на основном участке. Чистая нефтеносность, вскрытая скважинами в канале, значительно превышала нефтенасыщенность основного участка бурения.

Это привело к бурению одноствольной горизонтальной скважины и многостадийному гидроразрыву пласта вместо, как это принято в этой области, бурения многоствольных скважин. Реализованные результаты подтвердили обоснованность принятых решений. Добыча нефти превысила план на 77%.

Многомерный подход к анализу залежи позволил понять ее структуру и площадное распределение пористости и проницаемости пласта. Подход, основанный на истории осадконакопления, оказался весьма эффективным для численной оценки геологических параметров этого месторождения. Фактическое понимание геологического строения перспективных площадей сыграло решающую роль в успешном бурении горизонтальных скважин на месторождении.

Ссылки

1. Сейсмическая стратиграфия / П. Р. Вейл, А. П. Грегори, Р. М. Митчум, Р. Шериф / под редакцией Чарльза Пэйтона. – Москва: Мир, 1982. – 375 с.

2. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Москва: Недра, 1984. – 258 с.

3. Барабошкин Е.О. Практическая седиментология (терригенный резервуар).- Томск: Изд. ТПУ, 2007. – 154 с.

Авторы:

М. А. Кузнецов, Д.А. Прунова

(ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»)

Р.Н. Асмандияров, О.Э. Курманов, В.Г. Мирошкин, А.А. Дудзинская, Л.А. Гурьевских, А.А. Шпиндлер, А.В. Рощин, М.А. Слепухин

Газпромнефть НТЦ (ООО «Газпром нефть НТЦ»)

Опубликовано с благодарностью журналу «Газпром нефть и ПРОнефть»

Теги:Газпром нефть,Комплексное моделирование,Славнефть,Славнефть-Мегионнефтегаз,Верхняя юра J1 Пласт

Горизонтальные скважины — их применение и статус в России | Российская нефтегазовая техническая конференция SPE

Пропустить пункт назначения навигации

  • Цитировать

    • Посмотреть эту цитату
    • Добавить в менеджер цитирования

  • Делиться

    • Facebook
    • Твиттер
    • LinkedIn
    • MailTo

  • Получить разрешения

  • Поиск по сайту

Citation

Галливан Дж. Д., Ганнингем Т. В., Хольцлаг Р. Дж., Курамшин Р. М., Пепеляев Р. В. «Горизонтальные скважины — их применение и статус в России». Доклад представлен на Российской нефтегазовой технической конференции и выставке SPE, Москва, Россия, октябрь 2008 г. doi: https://doi.org/10.2118/116870-MS

Скачать файл цитаты:

  • Рис (Зотеро)
  • Менеджер ссылок
  • EasyBib
  • Подставки для книг
  • Менделей
  • Бумаги
  • КонецПримечание
  • РефВоркс
  • Бибтекс

Расширенный поиск

Горизонтальные скважины имеют долгую историю в России в различных продуктивных бассейнах. Эта статья опирается на опубликованные источники, чтобы дать читателю как общую, так и подробную информацию о применении, типах скважин и производительности, которую можно почерпнуть из статей, опубликованных в российских журналах и книгах. Охвачен период в 60 лет, с 1947 по 2007 год, в течение которого в России было пробурено около 3000 горизонтальных скважин. Текущий темп бурения составляет около 300 скважин в год. В статье рассматриваются горизонтальные скважины в четырех регионах России: Волго-Уральском, Тимано-Печорском, Западной Сибири и Дальнем Востоке.

В первые дни сообщалось о значительном повышении производительности в диапазоне от 10 до 20 по сравнению с добычей из вертикальных скважин. В последнее время сообщалось о более низких коэффициентах улучшения в Татарстане, в диапазоне 1,3-1,6 в известняковых породах и 1,5-3,5 в формациях песчаника, но в одном случае в Западной Сибири наблюдалось улучшение в 10+ раз. На месторождениях тяжелой нефти сообщаемые коэффициенты улучшения дебита составляют 5-10. Было успешно опробовано бурение на депрессии с использованием смеси нефти и азота в качестве бурового раствора. Улучшение по сравнению с горизонтальными скважинами, пробуренными на обычном репрессии, составляет 4 раза.

Карта месторождения славнефть мегионнефтегаз: Чистинное месторождение: карта и описание