1.6.Характеристика инфраструктуры района
Район относится к малонаселенным (менее 1 человека на 1 км2). Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное их занятие - охота, рыболовство, звероводство и сельское хозяйство. В последнее время большими темпами, кроме нефтедобывающей отрасли, развиваются энергетическая, лесная, лесоперерабатывающая, строительная, планируется развитие легкой промышленности. Ближайшим от месторождения наиболее крупным населенным пунктом является г. Нефтеюганск (100 тыс. жителей) с речным портом и аэропортом, принимающим все виды современных самолетов. Железная дорога в 50 км от города (ст. Островная). В непосредственной близости от месторождения расположен поселок городского типа - Мамонтово и город Пыть-Ях. Населенные пункты связаны между собой и с месторождением дорогами с асфальтобетонным и грунтово-лежневым покрытием. Из-за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо. Перевозка грузов осуществляется автомобильным, водным и воздушным видами транспорта, а также по железной дороге.
Вблизи месторождения проходят газопровод Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровод Нижневартовск - Усть-Балык - Омск.
Источником электроснабжения района является объединенная энергосистема Урала, в которую входят Сургутская ГРЭС-1 и ГРЭС-11, а также Тюменская ТЭЦ-1 и 2. Электроснабжение месторождения осуществляется от подстанций Пыть-Ях, Мамонтово, Лунная, Очимкинская, МГКС, КНС-18 и далее по ВЛ-35 кв на промысловой подстанции. Поселок Мамонтово питается от ПС-35/6 кв мощностью 8 МВт.
2.Геологическая часть
2.1.Геологическая характеристика месторождения
Мамонтовское месторождение расположено в 40 км к юго-востоку от Нефтеюганска. Характеризуется большой площадью нефтеносности, сложным географическим строением, многопластовостью, сосредоточением около половины запасов в водонефтяных зонах и низко проницаемых коллекторах. Плотность запасов на единицу площади втрое меньше, чем, например, на Самотлоре, и в 1,5 раза меньше, чем на Усть-Балыкской площади (объект Б1-5). Отмечается значительная концентрация запасов (85%) в одном из пластов. Месторождение характеризуется многоэтапностью освоения.
Верхний продуктивный пласт А4 залегает под мощной толщей аргиллитов алымской свиты, являющееся региональной покрышкой. В песчаной фракции пласт А4 развит на всей площади месторождения, нефтенасыщен в сводовой наиболее приподнятой части структуры. Основная часть залежи вытянута в северо-западном направлении. Ее размеры по внешнему контуру нефтеносности 28*14 км. Севернее выделена небольшая самостоятельная залежь размером 8*3,5км., отделенная от основной неглубоким прогибом.
Пласт А4 практически по всей площади вскрыт скважинами горизонта Б10-11. Для пласта А4 характерна значительная литологическая неоднородность, проявляющаяся в значительной прерывистости пласта по
площади и разрезу. В пределах залежи выявлено 21 полное площадное замещение песчаников непроницаемыми разностями пород, вскрытые одной или несколькими скважинами. В целом залежь нефти пластовая сводовая, осложненная зонами замещения.
Общая толщина пласта колеблется от 8 до 28 метров. В песчаной фракции пласт развит в виде отдельных линз и полу линз а также длинных вытянутых в северном направлении, крупных песчаных тел типа русловых врезов. В пределах этих врезов пласт слабо расчленен и имеет эффективную толщину до 10-14 метров. Переход от такого типа развития коллекторов к зонам малых толщин и полного замещения пласта пласта сравнительно быстрый.
Пласт А5-6 отделен от верхнего глинистым разделом толщиной до 20 метров. В северном направлении глинистая перемычка постепенно опесчанивается до практически полного слияния пластов А4 и А5-6.
Общая толщина пласта А5-6 составляет 30-70 метров. Небольшая песчанистость приурочена к подошвенной части (пласт А6). Верхняя часть (пласт А5) в песчаной фракции развита не повсеместно.
Прослои имеют преимущественно линзовидную, полулинзовидную форму. Песчаники нижней части пласта А5-6 более выдержаны по площади и имеют невысокую расчлененность. ВНК в большинстве скважин вскрыт в нижней монолитной части пласта А5-6.
Залежь нефти состоит из трех частей. Основная залежь имеет размеры 18*11 км, северо-запада и запада к ней примыкают две небольших залежи, отделенные неглубокими перегибами, размером 8*4 и 3*2 км. Залежи имеют извилистые контуры, обусловленные малыми углами наклона структуры и литологической изменчивостью пласта.
Все три залежи полностью подстилаются водой. Неконтактные участки залежи встречаются только в верхних прослоях пласта А5-6.
Пласт Б8 залегает на глубине 2275 м под толщей сарманских глин, являющейся надежной покрышкой для залежи. Размеры залежи 12*7 км, контуры ее слабо извилисты. Общая толщина пласта 9,6 м, эффективная 5,8 м. Нефтенасыщена только верхняя часть пласта, залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщеная толщина достигает в центральной части залежи 12 м. При этом нефтенасыщеные прослои отделены от водонасыщеной части пласта выдержанными непроницаемыми прослоями. Зон литологического замещения в пределах залежи не отмечается.
Севернее основной залежи скважинами горизонта Б10-11 вскрыта небольшая (5*1,5 км) залежь в пласте Б8, нефтенасыщенная толщина пласта достигает 8 м при среднем значении 4,1 м.
Основным обьектом разработки месторождения является горизонт Б10-11. Горизонт Б10-11 состоит из ряда крупных и мелких пластов и прослоев, частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами.
Продуктивные пласты.
Продуктивные пласты на месторождения относятся к группе «А» - А4, А5-6 и «Б» - Б6, Б8, Б10, Б11. Залежи находятся на глубине 1900…2500м, характеризуются нормальными значениями пластовых давлений и температур (19,5…24,8 Мпа и 63…80Т) и относятся к пластово - сводовому типу. Коллекторы среднепроницаемые среднепродуктивные –дебит жидкости 20…110 т/сут, Пластовые нефти маловязкие –3…5 мПа*с незначительным газосодержанием –36…56 м3/т, давлением насыщения –7,3…9,1 Мпа, Нефти –сернистые, парафинистые, смолистые.
К подошве осадочного чехла приурочен отражающий горизонт "А", характеризующий рельеф по поверхности доюрских образований.
|
1 - песчаники; 2 - глинистые породы; 3 - алевролиты; 4 - аргиллиты битуминозные; 5 - пласты нефте- или газонасыщенные |
|
Рис. 2.1. Сводный стратиграфический разрез нефтегазоносного района |
По характеру взаимоотношения проницаемых и непроницаемых прослоев в целом по пласту АС были выделены 4 типа строения разреза (рис. 2.2).
Рис.2.2.Типы геологического разреза пласта АС Мамонтовского месторождения
Основные характеристики и параметры залежей продуктивных пластов Мамонтовского месторождения приведены в таблице 2.1.
|
горизонт |
|
БС 04.04 |
|
|
Рис. 2.3. Геологический разрез по линии скважин 366 - 367 - 368 - 3204П - 369 - 370 - 371 - 372 - 491 Мамонтовское месторождение. Пласт АС.
|
||
|
БС 04.04 |
|
горизонт |
|
БС 08.04 |
392 393 394 5К 395 396 397 398 399 400 401
Рис. 2.4. Геологический разрез по линии скважин 392 - 393 - 394 -5К - 395 - 396 - 397 - 398 - 399 - 400 – 401 Мамонтовское месторождение.
Пласт АС.
Таблица 2.2
Основные размеры залежей
|
|
А 4 |
А5-6 |
Б8 |
Б10 |
|
Размеры залежи, км.
|
28*14 |
18*11 |
12*7 |
47*30 |
В таблице 2.2 представлены средние значения геолого-физических параметров пластов Мамонтовского месторождения.
Таким образом, рассматриваемый набор залежей является типичным для первого – второго этапов освоения западносибирского нефтяного региона и представлен традиционными коллекторами.
Кратко рассмотрим особенности геологического строения основного месторождения НГДУ Мамонтовнефть.
Мамонтовское месторождение расположено в 40 км к юго-востоку от Нефтеюганска. Характеризуется большой площадью нефтеносности, сложным геологическим строением, многопластовостью, сосредоточением около половины запасов в водонефтяных зонах и низкопроницаемых коллекторах. Плотность запасов на единицу площади втрое меньше, чем, например, на Самотлоре и в 1,5 раза меньше, чем на Усть-Балыкской площади ( объект Б 1-5). Отмечается значительная концентрация запасов (85%) в одном из пластов. Месторождение характеризуется многоэтапностью освоения.
Промышленно нефтеносны пласты А4, А5-6, Б8, Б10,Б11. Пласт А4 залегает на глубине 1900м. Залежь, занимает в пласте около 40% площади месторождения. Отличается небольшой толщиной (менее 4м), низкой песчанистостью, значительной зональной неоднородностью. В пределах залежи выявлено более 20 участков полного замещения песчаников непроницаемыми разностями пород. Третья часть песчаных пропластков имеет резко ухудшенные свойства (сп-0,5 и половина пропластков –менее 0,6 ). Проницаемость по геофизике 0,030 мкм2 толщина первого песчаного прослоя 1,3 м. Залежь представляет трудности для разработки из-за значительной неоднородности. Пласт А5-6 отделен от верхнего пласта А 4 глинистой толщей до 20 м. В северном направлении перемычка опесчанивается до полного слияния пластов. Залежь занимает 15% площади месторождения. В пласте А5-6 имеются три самостоятельные залежи. Основная из них имеет размеры 11*18 км. С северо-запада и с запада к ней примыкают две небольшие залежи, отделенные небольшими перегибами. Все залежи полностью подстилаются водой. Строение водонефтяных зон неблагоприятное для разработки. Верхняя часть пласта (нефтяная) имеет линзовидное и полулинзовидное строение. Нижняя часть (водоносная) имеет монолитное строение и невысокую расчлененность. Эффективная толщина пласта 26 м, из них нефтенасыщено 30%. Толщина первого проницаемого прослоя –3 м. Степень нефтенасыщения пониженная 0,54 , проницаемость 0,120 мкм2. Большая часть запасов относится к контактным, в связи с чем залежь имеет весьма неблагоприятную характеристику обводнения и ожидаемую нефтеотдачу.
Таблица 2.3