Лянторское нефтегазовое месторождение

метки: Лянторский, Месторождение, Толщина, Январский, Эффективный, Поднятие, Размер, Проницаемость

расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1.1).

В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м (южная часть) до +80м (северная часть).

Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера – Монкетлор, Токтурылор, Энтльлор, Сыхтынлор и другие. На территории месторождения судоходна лишь река Пим. Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах – участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесья. Заболоченность территории составляет 62%. Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод, четвертичных и палеогенных отложений, а также минерализованных и высокотемпературных вод.

Климат района резкоконтинентальный. Зима продолжительная и снежная, толщина снежного покрова достигает 1,5м. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Среднегодовые температуры в районе месторождения составляют 3° — 4°С.

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1км ² , коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последнее время местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти. В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт Сургут, расположен в 80км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск проходит в 75км к юго-востоку от месторождения.

С развитием работ по разработке и добыче нефти и газа район получил значительные перспективы развития всего народного хозяйства.

Указом Верховного Совета Российской Федерации 18 мая 1992 года рабочий поселок Лянторский стал городом Лянтор.

1.2 Тектоника

По строению мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирская плита представляется в виде огромной чашеобразной геосинеклизы, окруженной со всех сторон складчатыми сооружениями, консолидированными до начала общего прогибания и накопления платформенных толщ. Внутреннее строение плиты свидетельствует о высокой степени расчлененности рельефа ее складчатого основания и перекрывающих мезозойских и отчасти кайнозойских толщ, что и позволяет выделить три структурно-тектонических этажа.

Анализ разработки Вахского нефтяного месторождения Консультанты по

... части территории распространены докембрийские граниты – в южной части Вахского месторождения. Граниты прорывают докембрийские cланцы серицит-кварцево-биотиткварц-амфиболитового состава, распространенные предположительно в пониженных частях рельефа. ... к которым приурочены залежи нефти. Региональный циклит (горизонт) ЮЗ охватывает толщу пород между угольными пластами У4 и УЗ, имеющими батский возраст. ...

Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты и представлен он изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты, изученный крайне слабо, поскольку изучение его возможно, в основном, геофизическими методами.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриассового возраста. Породы, слагающие данный этаж, менее дислоцированы и подвержены метаморфизму. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе методом отраженных волн, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту «Б ₁₀ » представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.

Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей горизонтально залегающих мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Именно эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.

Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платф орменного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантейской антеклизы в северо-западной части Сургутского свода, который вытянут в северо- северовосточном направлении на 425 км, его максимальная ширина 140 км. Амплитуда поднятия по поверхности фундамента около 500 м. Сургутский свод принадлежит к числу крупных поднятий непрерывного конседиментационного роста в юрском периоде и раннемеловую эпоху.

Здесь выделены положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.

Пимский вал по отражающему горизонту оконтуривается сейсмоизогипсой – 2700 м, в пределах которой его размеры составляют 20х190 км. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой – 2680 м и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров.

К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20 х 55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть Лянторского месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту изогипсой – 2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4 х 16 км. Ее амплитуда достигает 15 метров.

Следует отметить, что объединения в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту, ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.

Первую информацию о структурном строении Пимского и Востокинского валов дают сейсморазведочные работы, проводимые с 1963 по 1965 гг. сейсмопартиями 9/63-64, 11/63-64.

Дальнейшие детализационные работы, проведенные в 1963-1967гг. позволили подготовить данные структуры к поисково-разведочному бурению. Была получена информация о строении различных горизонтов осадочного чехла и связанных с ними отражающих границ.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.

В подсчете запасов были выделены

В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС ₉ , АС₁₀ , АС₁₁ , БС-8² , БС-18.

Геологический разрез линии скважин приведен на рис. 1.3.1.

Основные характеристики продуктивных горизонтов приведены в таблице 1.3.1.

Пласты АС _9-11 объединены в один эксплуатационный объект. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению – сложно

Терригенный пласт АС ₁₁ относится к нижней части эксплуатационного объекта 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 АС ₁₁ изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 метров. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые конусообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам – Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным погружениям (сочленение Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС₁₁ , также характеризуются широким диапазоном изменения от 2 – 4 до 28 – 30 метров. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую полосу), характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2, 4, 5, 6).

Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской

Залежь пласта АС ₁₁ Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиальном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16 ´ (4 – 6) км, высота 40 метров.

Характеристика продуктивных горизонтов

Таблица 1.3.1

Параметры	АС 9		АС 10	АС 11	АС 9-11
Средняя глубина залегания	2093		2099	2101
Тип залежи	Терригенный
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности (тыс. кв. м)	1060535	675899		18653	1060535
Средняя общая толщина (м)	11,73	22,84		23,1	62,57
Эффективная средняя толщина (м)	8.6	16.71		13.26	37.66
Средняя газонасыщенная толщина (м)	6.59	7.29		5.84	6.82
Средняя нефтенасыщенная толщина (м)	4.42	7.5		5.72	5.89
Средняя водонасыщенная толщина (м)	4.07	10.5		12.69	20.89
Пористость газонасыщенного коллектора, доли ед.	0.248	0.247		0.24	0.247
Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли ед.	0.248	0.251		0.246	0.25
Начальная насыщенность газом, доли ед.	0.665	0.686		0.673	0.675
Начальная насыщенность нефтью, доли ед.	0.625	0.623		0.639	0.629
Объемный коэффициент газа, доли ед.	0.0048	0.0048		0.0048	0.0048
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.7	1.7		1.7	1.7
Объемный коэффициент воды, доли ед.	1.01	1.01		1.01	1.01
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/куб. м	0.686	0.636		0.686	0.686
Плотность нефти в поверхност. условиях кг/куб. м	891	905		906	897
Плотность воды в поверхност. условиях, кг/куб. м	1009	1008		1008	1008
Средняя проницаемость по керну, мкм кв.	0.299	0.399		0.266	0.347
Средняя проницаемость по геофизике, мкм кв.	0.432	0.539		0.496	0.517
Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм кв.	0.122	0.109		0.1
Вязкость газа в пластовых условиях, мПа×с	0.0188	0.0188		0.0188	0.0188
Вязкость нефти в пласт. условиях, чнз/гнз, мПа×с	2.67/4,5	6,18/4.2		6,18/4.2	6,18/4.26
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	0,49	0,49		0,49	0,49
Плотность газа в пластовых условиях, кг/куб. м	144,8	144,8		144,8	144,8
Плотность нефти в пл. условиях, чнз/гнз, кг/куб. м	812/795	846/796		846/796	846/796
Плотность воды в пластовых условиях, кг/куб. м	1000	999		999	999
Газовый фактор, м. куб/т	84	89		78	87
Пластовая температура, С	61,5	61,5		61,5	61,5
Пластовое давление, Мпа	21	21		21	21
Давление насыщения нефти газом, чнз/гнз, МПа	15,2/20	14,5/19		14,5/19	14,5/19,4
Средняя продуктивность, х10м куб/сут*МПа	0,96	1,13		1,08	1,01
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,733	0,732		0,574	0,602
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,295	4,048		5,193	11,147
Содержание серы в нефти, %	1	1,22		1,22	1,22
Содержание парафина, %	2,33	1,98		1,98	1,98
Содержание стабильного конденсата, г/м 3	39,7	39,7		39,7	39,7

Проницаемая часть пласта АС ₁₁ изучена по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6% и в среднем по пласту составляет 24,5%, по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной 25,8%. Проницаемость изменяется от 2,2

• 10^-3 до 698

• 10^-3 мкм² среднем значении 266

• 10^-3 мкм² , по нефтенасыщенной части 258

• 10^-3 мкм² по водонасыщенной 276

• 10^-3 мкм² . Средние значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229 ·10^-3 до 316 ·10^-3 мкм² .

Коллекторские свойства пласта АС ₁₁ определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 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 АС ₁₀ в пределах месторождения изменяются от 4 – 8 до 24 метров. В их плановом размещении не просматриваются 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 минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленения Январской и Востокиннской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную переклиналь, отвечающей территории ДНС 2, 4, 6, 1, 19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Характер изменения песчанистости пласта АС₁₀ очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанистости весьма широк и находится в пределах 0,2 – 1,0.

Газонефтяные залежи пласта АС ₁₀ являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения и содержат основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи пласта АС ₁₀ 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.

Размеры залежи в пределах основной площади 57х19км. Высота нефтяной оторочки 15-17м. Высота газовой шапки на Лянторской структуре – 44м, Январской – 35м, Востокинской – 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22 при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.