Где находится петелинское месторождение


Петелинское месторождение

Toggle navigation energybase.ru
  • Зарегистрироваться
  • Войти
Toggle navigation energybase.ru
  • Связаться по WhatsApp
  • Поставщики
    • Вебинары / Конференции
    • Каталог оборудования
    • Каталог поставщиков
    • Разделы каталога
    • Список поставщиков
    • Связаться по WhatsApp
  • Нефть и газ
    • Вертикально-интегрированные нефтегазовые компании
    • Добыча и разведка
    • Переработка
    • Транспортировка
    • Нефтепродукты
    • Нефтехимия
  • Электроэнергетика
    • Генерация
    • Распределение
    • Сбыт
    • Гарантирующие поставщики
    • Генерация промышленных предприятий
    • Карты
  • Объекты
    • Электростанции
      • Тепловые электростанции
      • Атомные электростанции
      • Гидроэлектростанции
      • Гидроаккумулирующие электростанции
      • Газотурбинные электростанции
      • Теплоэлектроцентрали
      • Малые гидроэлектростанции
      • Дизельные электростанции
      • Геотермальные электростанции
      • Котельные
      • Газопоршневые электростанции
      • Ветряные электростанции
      • Солнечные электростанции
      • Ветро-дизельные комплексы
      • Волновые электростанции
      • Приливная электростанция
      • Биогазовые электростанции
      • Водородные электростанции
    • Карта всех электростанций
    • Подстанции
    • НПЗ / ГПЗ / LNG
      • Нефтеперерабатывающие заводы
      • Газоперерабатывающие заводы
      • Нефтехимические предприятия
      • Заводы по производству СПГ
      • Регазификационные терминалы
    • Карта всех НПЗ / ГПЗ / LNG
    • Трубопроводы
      • Газопроводы
      • Нефтепроводы
      • Продуктопроводы
    • Объекты трубопроводного транспорта
      • Компрессорные станции
      • Нефтеперекачивающие станции
      • Нефтепродуктоперекачивающие станции
    • Карта всех трубопроводов
    • Месторождения
    • Карта всех месторождений
    • Морские терминалы
    • Карта всех терминалов
    • Проекты
  • Новости
  • Закупки
  • Вакансии
  • Зарегистрировать
    компанию
  • energybase.ru
  • Вертикально-интегрированные нефтегазовые компании
  • ПАО "НК "РОСНЕФТЬ"
  • Петелинское месторождение

Геология Петелинского месторождения (Петелинка)

Петелинское месторождение  было открыто  Главтюменьгеологией  в 1979 году.  По результатам промышленной разведки залежи нефти установлены в пластах БС1, БС6, ЮС2.  Изучение геолого-геофизических материалов  показало, что пласты АС4, БС1, БС5, БС6, БС8 являются продуктивными.

                В 1988 г. введена в эксплуатацию залежь  пласта БС8, в 1989 г.  залежь пласта АС4.

                Породы палеозойского фундамента в пределах Петелинского месторождения залегают на глубине 3300-3400 м и пробуренными скважинами не вскрыты. Кора выветривания сложена аргиллитами, алевролитами. Мощность коры выветривания до 25 м.

                Юрская система представлена тремя отделами: нижнеюрский отдел (низы тюменской свиты) сложен аргиллитами серыми: песчаниками мелкозернистыми. Мощность  до 350 м.

                Среднеюрский отдел (верхний отдел тюменской свиты) сложен песчаниками тёмно-серыми сцементированными с аргиллитами тёмно-серыми.                     Общая мощность  до 50 м

                 Верхнеюрский отдел (васьюганская, георгиевская, баженовские свиты) сложен аргиллитами тёмно-серыми, плотными, крепкими с частыми прослоями светло-серого песчаного материала. Мощность 90-100 м.

                Меловая система представлена двумя отделами. Нижний отдел (мегионская свита и низы вартовской). В основании мегионской свиты залегает ачимовская пачка, представлена аргиллитами темно-серыми,  плотными, с прослоями песчаного материала. В составе ачимовской толщи выделяются пласты БС16-22. Общая мощность 100-160 м.

                Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность до 30 м.

                Вартовская свита представлена чередованием песчаников серых и светло-серых, алевролитов и аргиллитов. В средней части выделяется продуктивный пласт БС 8.

                Нижняя часть вартовской свиты объединяет песчаные пласты БС1-БС6, а верхняя часть вартовской свиты объединяет группу пластов АС -АС12. Мощность 1100 м.

                Верхнемеловой отдел представлен песками, песчаниками, алевролитами светло-серыми, серыми. Мощность 480 м.

                Палеогеновая система сложена глинами, алевролитами, кварцевыми песками с прослоями кварца и полевого шпата. Мощность 670 м.

                Четвертичная система сложена алювиальными и озёрно-алювиальными образованиями.   Встречаются прослои торфа,  линзы галечников.   Мощность 40-50 м.

                Петелинское месторождение расположено в северной части Чупальской седловины, в зоне сочленения крупных  структур I порядка - Салымской моноклинали и Сургутского свода.

                Северное окончание Салымской моноклинали осложнено Пойкинским валом, а южное окончание Сургутского свода -Южно-Балыкским куполовидным поднятием.

                По поверхности фундамента район месторождения имеет блоковое строение. Блоки ограничены субмеридиальными и поперечными сбросами амплитудой 50 м. В северной части четко выделяются Средне-Салымское подковообразное локальное поднятие размером 14 х 4 км, амплитудой 20 м. К югу от поднятия выделяется Крючковское локальное поднятие, которое имеет изометрическую форму размером 10 х 7 км и амплитудой 40 м.

                Локальные поднятие разделены неглубокой седловиной амплитудой 10 м.

                Вверх по разрезу поднятия выполаживается  и почти полностью затухает.

                На Петелинском месторождении разведаны залежи нефти в песчано-глинистых отложениях нижнего мела (БС1 и БС6).

                Залежи нефти пласта БС1 приурочены к кровле песчано-глинистой пачки ахской свиты. Залежи нефти изучены пятью поисковыми и разведочными скважинами, контролируются северным и южным куполами. Залежь нефти  на северном  куполе  является  пластово-сводовой   и  имеет  максимальную  толщину 4,6 м. Залежь нефти на южном куполе относится к пластово-сводовому типу, имеет узкую водонефтяную и довольно обширную нефтяную зоны. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 3,6 м.

                Пласт БС1 представлен в основном песчаниками.  В разрезе встречаются маломощные  прослои и линзочки алевролитов.  В кровле и подошве пласта залегают аргиллиты. Общая толщина пласта изменяется от 3 до 8м.

                Песчаники серые, мелкозернистые (0,06-0,25, редко 0,4 мм), алевритистые, полимиктовые с глинистым цементом.

                Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта БС1 по керну характеризуется  значениями пористости от 2,4 до 23,3 %  (среднее - 18,6%),  проницаемости от 0,01 до  180,6х10(-3) мкм2  (средняя - 10,5х10(-3) мкм2, карбонатность колеблется от 0, до 28,2 %, остаточная водонасыщенность от 21,2 до 93,3 %.

                Залежь нефти пласта БС6 изучена девятью скважинами. Залежь нефти имеет обширную водоплавующую зону в пределах северного купола, только на южном куполе сформированна чисто нефтяная зона. Толщина на южном куполе и на своде северного купола составляет 11,4 м. В водоплавующей зоне они изменяются от 6,4 до 0 м. Проницаемые пласты БС2, БС3, БС4, БС5 являются водонасыщенными.

                Пласт БС6  представлен  песчаниками и алевролитами.  В северной части залежи появляются пропластки аргиллитов. Иногда встречаются прослои углей и углистого детрита. Толщина пласта колеблется от 16 до 23 м.

                Пористость пласта БС6  изменяется от 2,9 до 32,7 %  (средняя  - 20,2%),  проницаемость  -   от 0,01 до 229х10(-3) мкм2  (средняя - 50х10(-3)мкм2).  Карбонатность колеблется от 0 до 55 %, водоудерживающая способность от 17,4 до 91,1 %.

                Отложения пласта БС5  представлены песчаниками средне-мелкозернистыми светло-темно-коричневого  (в зависимости от степени нефтенасыщенности) цвета с прослоями аргиллитов темно-серых, массивных с остатками органики.  Встречаются прослои, толщиной до 1 м песчаника светло-серого, плотного, слюдистого, непроницаемого.

                По минералогическому составу коллекторы пласта БС5 имеют аналогичную характеристику как и коллекторы пласта БС6.

                Пористость коллекторов  по керну  изменяется от 18,9 до 22,5 %, проницаемость -  от 10,6 до 271х10(-3) мкм2,  водоудерживающая способность - от 24,5 до 39,5 %.

                Залежь нефти баженовской свиты открыта в процессе бурения и испытания скважины 13 - получен приток нефти дебитом 2,2 м3/с. Залежь требует дополнительного изучения.

                Пласт ЮС2 сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.  Эффективная толщина пласта изменяется от 2,4 до 3,6 м. Песчаники разнозернистые, алевролитовые, полимиктовые, со слюдисто-глинистым или глинисто-карбонатным цементом.  Обломочная часть  плохо отсортирована, имеет размеры от 0,04 до 0,8 мм.

                Залежь нефти ачимовской пачки открыта в процессе бурения и испытания скважины 13. В колонне получен приток нефти 1,38 м3/с. Залежь нефти также требует дополнительного изучения. Залежь нефти тюменской свиты (пласт ЮС2) вскрыта в четырёх скважинах и продуктивна - в двух (скв. 7 и 9). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.

                Нефть пласта БС1  вязкая  (вязкость  при  стандартных  условиях изменяется от 31,49 до 59,52 мПа*с). В нефти содержится: серы - 1 %, асфальтенов - 2,73%,  смол селикагелевых - 6,91 %,  парафина - 4,46 %. Выход фракций до 300 С - 39,2 %.

                Вязкость нефти пласта БС6  при стандартных  условиях изменяется от 25 до 53,1 мПа*с.

                В нефти содержится серы - 1,1 %, асфальтенов - 3,25 %, смол селикагелевых - 7,48 %, парафина - 3,22 %. Выход фракций до 300 С-42,1%.                Вязкость нефти пласта ЮС2  в стандартных  условиях составляет 17,9 мПа*с.  Содержание серы - 1,0 %, асфальтенов - 2,86 %, смол селикагелевых - 5,72 %, парафина - 2,70 %. Выход фракций до 300 С-41,0%.

                                       Краткая  характеристика залежей

                                        Петелинского  месторождения

Наименование

показателей

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Извлекаемые

запасы, тыс.тонн

Накопленная

добыча,тыс.тонн

Годовая 

добыча,тыс.тонн

Фонд скважин

добывающие

нагнетательные

21

14

6

56

42

14

28

17

10

478+170раз.

358

177

Схема

разбуривания

площ.

избир.

замк.блок.

замк.3-ряд.

блок.

Размер сетки

500*500

500*500

500*500

Плотность

скважин

47.3/25

25.6/25

25

                       Краткая геолого-промысловая характеристика

                     продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Глубина залегания пласта, м

2010-2050

2270-2300

230-2331

2350-2400

2460-

2958-2972

Абсолютная отметка кровли пласта, м

-1920-1960

-2200-2230

-2230-2261

-2280-2330

-2380

-2888-2902

Абсолютная отметка ВНК, м

-1955

-2222

-2255

-2311

-2390

не опр.

Общая толщина пласта, м

18-26

3-8

10-12

16-23

+12

10-15

Эффективная толщина, м

12-14

1.88

7-8

8-11

2

2.50

Нефтенасыщенная толщина, м

5.6

1.88

4.71

5.80

1.2

2.50

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.5

0.45

0.75

0.56

0.1

0.46

 

                      Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Карбонатность,%                                      

мин-мак среднее

0-28.2

0-55

0.1-26.6

Содержание фракций %,

2.42

3.77

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак среднее

42.03

75.66

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак среднее

40.1

16.77

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак среднее

15.45

3.8

Коэффициент отсортированности,       

мин-мак среднее

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

Тип цемента

поровый

контакт.

полимиктовый

Глинистость,%

Коэфф. открытой пористости по керну, доли единицы

мин-мак среднее

0.19

0.17-0.22

0.186

0.17-0.233

0.208

0.189-0.225

0.202

0.18-0.227

0.17

0.16-0.2

0.143

0.06-0.191

Коэфф. проницаемости по керну,

10-3 мкм2

мин-мак среднее

10.5

0.2-180.6

78.2

10.6-271

50.0

0.01-229

0.6

0.03-42.9

Водоудерживающая способность,%       

мин-мак среднее

39.6

21.2-93.3

29.5

24.5-39.5

35.9

17.4-91.1

39.4

26.9-81.3

Коэфф. открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

0.19

0.266

0.232

0.216

0.17

0.172

Коэфф. проницаемости по ГИС,  

10-3 мкм2

0.7

115

0.50

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

0.607

0.54

0.65

0.67

Начальное пластовое давление, МПа

22.4

23.2

23.4

34.5

Пластовая температура,  Со

65

78

79

80

65

99

Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут.

мин-мак среднее

14.7

8.5-20.8

3.3

2.0-4.4

25.4

3.2-57.7

8

7.1

сухо-30.3

Продуктивность, м3/сут. мПа

мин-мак среднее

0.294

0.16-0.478

0.22

0.1-0.29

1.24

0.12-3.54

0.178

0-0.624

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.

мин-мак среднее

4.63

2.5-7.04

22.98

1.87-71.97

2.56

0-8.98

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

866.0

879.0

865.0

883.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

816.0

827.0

817.0

811.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

45.5

39.1

17.9

Вязкость в пластовых условиях

3.75

3.61

3.28

1.73

Содержание,%

Смол селикагелевых

6.91

7.48

5.72

Асфальтенов

2.73

3.25

2.86

Серы

1.0

1.1

1.0

Парафина

4.46

3.22

2.70

Температура застывания нефти,  Со

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 150 Со

9.0

6.8

17.5

до 200 Со9.3

18.5

16.6

17.5

до 250 Со

27.5

29.0

28.0

до 300 Со

39.2

42.1

41.0

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

0.00

Азот

0.00

Метан

0.15

Этан

0.08

Пропан

0.22

Изобутан

0.34

Нормальный бутан

0.8

Изопентан

0.74

Нормальный пентан

1.15

С6+высшие

96.52

Давление насыщения, МПа

7.9

7.25

8.3

14.9

Объемный коэффициент

1.08

1.08

1.09

1.18

Газовый фактор при условии сепарации,м3

32.4

38.5

33.5

70.5

Плотность газа,кг/м3

1.028

1.026

1.050

1.09

Тип газа

ме

та

но

вый

Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%)

Углекислый газ

1.52

1.00

1.51

2.02

Азот

2.32

1.33

2.5

0.74

Метан

76.28

76.64

77.52

70.26

Этан

5.44

4.90

5.54

13.48

Пропан

5.46

6.98

5.16

10.0

Изобутан

2.24

3.13

2.20

0

Нормальный бутан

2.64

3.84

2.51

1.08

Изопентан

не опр

1.11

не опр

не опр

Нормальный пентан

не опр

0.87

=

=

С6+высшие

=

0.2

=

=

             Состав и свойства пластовых вод

Параметры

Индекс

Продуктивный пласт

БС5

ЮС2

Плотностьводы в поверхностных условиях,кг/м 3

1008

1005

Минерализация,  г/л

14-15

7.9

Тип воды

гидрокарбо-

-натно-натриев.

Содержание,мг/л

    Хлор

87-6737

3759

    Натрий

95-5057

2774

    Кальций

3.0-190

46.0

    Магний

0.8-28.7

21.0

    Гидрокарбонат

13-2391

1122

    Иод

0.87-2568

3.5

    Бром

3.03-55.9

24.7

    Бор

10.4-24.6

2.28

    Кремний

     Фтор

Славная история Петелинки » «Здравствуйте, нефтеюганцы!» — Региональная газета.

Оглядываясь назад, в весну 1986 года, когда Петелинское месторождение Майского региона ООО «РН-Юганскнефтегаз» дало свою первую нефть, увидеть все, что есть здесь сегодня, конечно, не представлялось возможным. Ведь тогда, 30 лет назад, его славная история только начиналась.

А сегодня, в 2016-м, продолжается. И как! Но об этом позже. Сначала знакомство с самим месторождением. О нем говорят не очень часто (как, например, о Приобке), но оно, безусловно, заслуживает нашего внимания, тем более в месяц и год своего тридцатилетия.

Петелинское месторождение открыли в 1986 году. Имеющее сравнительно небольшую площадь, оно расположено на водоразделе рек Большой Салым и Малый Балык, в ста километрах к юго-западу от Нефтеюганска. Наряду с другими подземными кладовыми Общества Петелинку обслуживает крупный и прогрессивный цех добычи нефти и газа №17, который «вышел» именно из этого месторождения.

Благодаря стараниям отважного и самоотверженного коллектива нефтяников с начала разработки Петелинского из недр земли было извлечено более 29 млн тонн «черного золота». Максимальный уровень добычи пришелся на 1990 год - 1,890 млн тонн нефти. Данный рекорд не побит и по сей день. Но, может быть, все еще впереди и этот результат померкнет в сравнении с будущими достижениями? В том, что они не заставят себя ждать, не стоит сомневаться - впереди великие дела!

Как рассказал начальник участка ЦДНГ-17 Владимир Глазырин, ответственный за Петелинку, сегодня месторождение представляет собой 61 кустовую площадку (три из них находятся под бурением). Но это только пока.

«Петелинское прошло все этапы: сначала развитие, затем период стабильной работы, потом небольшой спад. Сейчас наступает самая интересная стадия - преображения: в текущем году у нас начинается массовое бурение, - говорит Владимир Петрович. - Планируется добавить к имеющемуся фонду 14 кустовых площадок. Это очень большой объем. Чтобы с ним справиться, нужно будет принимать новых сотрудников. Так что нас ожидает расширение штата, появление дополнительных рабочих мест».

По словам начальника участка, с целью увеличения нефтеотдачи пластов на Петелинском месторождении широко практикуется (как и по всему ООО «РН-Юганскнефтегаз») зарезка боковых стволов (ЗБР), что дарит скважинам новую жизнь. Сегодня около 60% скважин Петелинки имеют боковые стволы. ЗБР позволяет каждой из них давать в среднем 148,3 тонны жидкости в сутки. Также здесь эксплуатируются три горизонтальные скважины. Дебит у них не такой высокий, как у вертикальных, зато извлекаемая жидкость более чем на половину состоит из чистой нефти (а это очень хороший показатель для данной подземной кладовой).

Конечно, производственные успехи не были бы возможными без коллектива: историю любого месторождения создают люди. Коллектив, обслуживающий Петелинское, состоит из 45 человек. Это две бригады, первая и вторая, операторов по добыче нефти и газа, возглавляемые молодыми мастерами Олегом Лемыком и Максимом Ивашиным. Всего в штате трудятся пятеро инженерно-технических работников.

«Коллектив здесь устоявшийся, состоит в основном из старейшин месторождения. Сам я пришел сюда более 15-ти лет назад, в 2000 году, а некоторые сотрудники были тут и до меня, - отмечает Владимир Глазырин (до того как возглавить участок, уроженец поселка Береговой Каслинского района Челябинской области работал оператором ДНГ и мастером). - То есть костяк составляют работники в возрасте, с внушительным опытом. Немало приходит и новичков, стеснительных и неопытных, которых старшие товарищи охотно обучают всему, что умеют сами. Молодежь учится быстро, радуя нас своими успехами и трудовым энтузиазмом».

Благодаря слаженности нефтяников, отвечающих за Петелинское месторождение, поставленные руководством задачи по добыче «черного золота» всегда выполняются. В этом году план больше обычного в связи с ожидаемым появлением новых объектов, но Владимир Петрович уверен, что его коллектив справится с любыми объемами.

«Чтобы все задуманное получалось, желаю всем нам здоровья и терпения, счастья в семье, успехов в жизни! Молодежи - учиться у опытных коллег, а тем - не торопиться на пенсию», - улыбается начальник участка.

Мастер ДНГ первой бригады Олег Лемык, уроженец Пыть-Яха, выбрал профессию как раз по примеру старшего поколения родного города - большинство его взрослых земляков трудились в нефтяной промышленности. На Петелинском месторождении выпускник Тюменского государственного нефтегазового университета работает девятый год - с 2008-го. Отмечает, что деятельность его бригады, ответственной за 25 кустовых площадок и примерно за 80 скважин, строится на взаимопонимании и профессионализме. «Соотношение молодых и опытных сотрудников у нас примерно одинаковое, - рассказывает мастер. - Старшие операторы всегда подсказывают новичкам, как и что лучше сделать. Отмечу, что новенькие ребята у нас весьма перспективные, слабых звеньев в цепочке нет. От души желаю работникам своего подразделения здоровья (профессия у нас нелегкая), успехов в труде и всего самого наилучшего!»

Возглавляющий бригаду №2 Максим Ивашин, что интересно, тоже выпускник ТГНГУ и также работает на Петелинке девятый год (правда, с перерывом - уходил на другой объект). «У нас на обслуживании находится 21 кустовая площадка, около 70 скважин. Основной задачей является непрерывная добычи нефти и газа, контроль над соблюдением технологического режима скважин, поддержка оборудования в исправном состоянии. Случается, нам приходится преодолевать очень сложные преграды, но общими силами мы справляемся, - бодро говорит молодой мастер. - Новенькие удивляются, как мы все успеваем, но быстро втягиваются и мужественно переносят трудности - из моей бригады еще никто не убегал (смеется. – Прим. авт.). Чтобы выдержать большую нагрузку, быстрый темп, непростые климатические условия, нужно иметь твердый характер, силу воли, стремление развиваться. Иначе ничего не получится. Есть желание - будет результат. А опытные работники никогда не оставят молодых операторов наедине с трудностями, всегда подскажут, направят по верному пути. Всем здоровья, семейного счастья, карьерного роста!»

Побеседовав с начальником участка и мастерами, отправляемся на куст в компании двух опытных операторов ДНГ Андрея Грязнова и Николая Гавришева, которые вкратце рассказывают о себе и знакомят нас со своим профессиональным миром.

Андрей Николаевич приехал на Север из Донецка (Украина). В прошлом работник стройки (с десятилетним стажем), профессию нефтяника он выбрал случайно и не пожалел. В сфере добычи «черного золота» трудится с 2000 года. Сначала добывал сокровища земли на Южном Балыке, затем пришел на Петелинское месторождение ЦДНГ-17 да здесь и остался. Говорит, что ему и сама работа оператора по душе («Люблю железки крутить»), и заработная плата устраивает («Мне ведь семью кормить, детей учить!)».

«В мои основные обязанности входит объезд фонда, проверка кустовых площадок, АГЗУ и БМА (автоматическая групповая замерная установка и блок механизации и автоматизации), запуск в работу скважин, отбор проб - дел так много, что и не перечислить. Но мне это нравится», - признается оператор Грязнов. - Свой рабочий день я начинаю в восемь утра и заканчиваю в восемь вечера, прерываясь на обед. За смену должен объехать 18 кустовых площадок… и все успеть».

Отличной помощницей Андрея Николаевича является рация. По ней он отчитывается, например, о проведенной по заданию руководства контрольной проверке скважины, передает коллегам снятые показания. «Технологи Петелинки, ответьте!», «Диспетчер Петелинки, ответьте!» - так выходит на связь оператор ДНГ, оперативно диктуя необходимую информацию. По словам Андрея Грязнова, несмотря на колоссальные возможности современных управляющих систем (передача информации посредством телеметрии) человеческий фактор еще никто не отменял. Поэтому ответственный работник всегда делает записи в блокнот и рапортует о результатах проделанной работы по рации.

Верными друзьями операторов Петелинки являются также штурвальные ключи (это вспомогательное оборудование, помогающее крутить штурвалы задвижек, делается под конкретного человека - с учетом его физических особенностей) и эхолот. О последнем приборе, мини-компьютере весом около пяти килограммов, хочется сказать отдельно. Это удивительное «оружие» операторов ДНГ, предназначенное для измерения (с помощью эхограммы) уровня жидкости в скважине, я увидела впервые в своей жизни и мысленно сравнила с гигантским железным шприцем. «Мы без эхолота никуда, это наш хлеб, наше все», - смеются «рулевые» кустовых площадок.

С устройством, «стреляющим» эхом, оба оператора (и Грязнов, и Гавришев) на ты: люди они опытные, бывалые. Так, приехавший в Западную Сибирь в 1986 году, после армии, уроженец Казахстана Николай Анатольевич (в прошлом помбур и электролинейщик) трудится на Петелинском месторождении уже 15 лет. Работать здесь ему приятно и комфортно. «Коллектив - дружный, техника и оборудование - интересные (чем сложнее технологии, тем лучше), зарплата - достойная и стабильная, хороший социальный пакет, - аргументы нефтяника более чем убедительны. - А еще у нас прекрасные бытовые условия. Отличное общежитие, уютная столовая, замечательная компания коллег, вместе с которыми проводим досуг - что еще нужно?!»

Думаю, людям, отвечающим за непрерывную, бесперебойную добычу нефти, необходимо богатырское здоровье, терпение, мужество и отвага. А Петелинскому месторождению мы желаем долгих лет жизни и рождения успешных и щедрых «детей» - новых скважин. С самыми высокими дебитами и с самой чистой нефтью.

Евгения Александрова

Геология Петелинского месторождения (Петелинка)

Петелинское месторождение  было открыто  Главтюменьгеологией  в 1979 году.  По результатам промышленной разведки залежи нефти установлены в пластах БС1, БС6, ЮС2.  Изучение геолого-геофизических материалов  показало, что пласты АС4, БС1, БС5, БС6, БС8 являются продуктивными.

                В 1988 г. введена в эксплуатацию залежь  пласта БС8, в 1989 г.  залежь пласта АС4.

                Породы палеозойского фундамента в пределах Петелинского месторождения залегают на глубине 3300-3400 м и пробуренными скважинами не вскрыты. Кора выветривания сложена аргиллитами, алевролитами. Мощность коры выветривания до 25 м.

                Юрская система представлена тремя отделами: нижнеюрский отдел (низы тюменской свиты) сложен аргиллитами серыми: песчаниками мелкозернистыми. Мощность  до 350 м.

                Среднеюрский отдел (верхний отдел тюменской свиты) сложен песчаниками тёмно-серыми сцементированными с аргиллитами тёмно-серыми.                     Общая мощность  до 50 м

                 Верхнеюрский отдел (васьюганская, георгиевская, баженовские свиты) сложен аргиллитами тёмно-серыми, плотными, крепкими с частыми прослоями светло-серого песчаного материала. Мощность 90-100 м.

                Меловая система представлена двумя отделами. Нижний отдел (мегионская свита и низы вартовской). В основании мегионской свиты залегает ачимовская пачка, представлена аргиллитами темно-серыми,  плотными, с прослоями песчаного материала. В составе ачимовской толщи выделяются пласты БС16-22. Общая мощность 100-160 м.

                Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность до 30 м.

                Вартовская свита представлена чередованием песчаников серых и светло-серых, алевролитов и аргиллитов. В средней части выделяется продуктивный пласт БС 8.

                Нижняя часть вартовской свиты объединяет песчаные пласты БС1-БС6, а верхняя часть вартовской свиты объединяет группу пластов АС-АС12. Мощность 1100 м.

                Верхнемеловой отдел представлен песками, песчаниками, алевролитами светло-серыми, серыми. Мощность 480 м.

                Палеогеновая система сложена глинами, алевролитами, кварцевыми песками с прослоями кварца и полевого шпата. Мощность 670 м.

                Четвертичная система сложена алювиальными и озёрно-алювиальными образованиями.   Встречаются прослои торфа,  линзы галечников.   Мощность 40-50 м.

                Петелинское месторождение расположено в северной части Чупальской седловины, в зоне сочленения крупных  структур I порядка - Салымской моноклинали и Сургутского свода.

                Северное окончание Салымской моноклинали осложнено Пойкинским валом, а южное окончание Сургутского свода -Южно-Балыкским куполовидным поднятием.

                По поверхности фундамента район месторождения имеет блоковое строение. Блоки ограничены субмеридиальными и поперечными сбросами амплитудой 50 м. В северной части четко выделяются Средне-Салымское подковообразное локальное поднятие размером 14 х 4 км, амплитудой 20 м. К югу от поднятия выделяется Крючковское локальное поднятие, которое имеет изометрическую форму размером 10 х 7 км и амплитудой 40 м.

                Локальные поднятие разделены неглубокой седловиной амплитудой 10 м.

                Вверх по разрезу поднятия выполаживается  и почти полностью затухает.

                На Петелинском месторождении разведаны залежи нефти в песчано-глинистых отложениях нижнего мела (БС1 и БС6).

                Залежи нефти пласта БС1 приурочены к кровле песчано-глинистой пачки ахской свиты. Залежи нефти изучены пятью поисковыми и разведочными скважинами, контролируются северным и южным куполами. Залежь нефти  на северном  куполе  является  пластово-сводовой   и  имеет  максимальную  толщину 4,6 м. Залежь нефти на южном куполе относится к пластово-сводовому типу, имеет узкую водонефтяную и довольно обширную нефтяную зоны. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 3,6 м.

                Пласт БС1 представлен в основном песчаниками.  В разрезе встречаются маломощные  прослои и линзочки алевролитов.  В кровле и подошве пласта залегают аргиллиты. Общая толщина пласта изменяется от 3 до 8м.

                Песчаники серые, мелкозернистые (0,06-0,25, редко 0,4 мм), алевритистые, полимиктовые с глинистым цементом.

                Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта БС1 по керну характеризуется  значениями пористости от 2,4 до 23,3 %  (среднее - 18,6%),  проницаемости от 0,01 до  180,6х10(-3) мкм2  (средняя - 10,5х10(-3) мкм2, карбонатность колеблется от 0, до 28,2 %, остаточная водонасыщенность от 21,2 до 93,3 %.

                Залежь нефти пласта БС6 изучена девятью скважинами. Залежь нефти имеет обширную водоплавующую зону в пределах северного купола, только на южном куполе сформированна чисто нефтяная зона. Толщина на южном куполе и на своде северного купола составляет 11,4 м. В водоплавующей зоне они изменяются от 6,4 до 0 м. Проницаемые пласты БС2, БС3, БС4, БС5 являются водонасыщенными.

                Пласт БС6  представлен  песчаниками и алевролитами.  В северной части залежи появляются пропластки аргиллитов. Иногда встречаются прослои углей и углистого детрита. Толщина пласта колеблется от 16 до 23 м.

                Пористость пласта БС6  изменяется от 2,9 до 32,7 %  (средняя  - 20,2%),  проницаемость  -   от 0,01 до 229х10(-3) мкм2  (средняя - 50х10(-3)мкм2).  Карбонатность колеблется от 0 до 55 %, водоудерживающая способность от 17,4 до 91,1 %.

                Отложения пласта БС5  представлены песчаниками средне-мелкозернистыми светло-темно-коричневого  (в зависимости от степени нефтенасыщенности) цвета с прослоями аргиллитов темно-серых, массивных с остатками органики.  Встречаются прослои, толщиной до 1 м песчаника светло-серого, плотного, слюдистого, непроницаемого.

                По минералогическому составу коллекторы пласта БС5 имеют аналогичную характеристику как и коллекторы пласта БС6.

                Пористость коллекторов  по керну  изменяется от 18,9 до 22,5 %, проницаемость -  от 10,6 до 271х10(-3) мкм2,  водоудерживающая способность - от 24,5 до 39,5 %.

                Залежь нефти баженовской свиты открыта в процессе бурения и испытания скважины 13 - получен приток нефти дебитом 2,2 м3/с. Залежь требует дополнительного изучения.

                Пласт ЮС2 сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.  Эффективная толщина пласта изменяется от 2,4 до 3,6 м. Песчаники разнозернистые, алевролитовые, полимиктовые, со слюдисто-глинистым или глинисто-карбонатным цементом.  Обломочная часть  плохо отсортирована, имеет размеры от 0,04 до 0,8 мм.

                Залежь нефти ачимовской пачки открыта в процессе бурения и испытания скважины 13. В колонне получен приток нефти 1,38 м3/с. Залежь нефти также требует дополнительного изучения. Залежь нефти тюменской свиты (пласт ЮС2) вскрыта в четырёх скважинах и продуктивна - в двух (скв. 7 и 9). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.

                Нефть пласта БС1  вязкая  (вязкость  при  стандартных  условиях изменяется от 31,49 до 59,52 мПа*с). В нефти содержится: серы - 1 %, асфальтенов - 2,73%,  смол селикагелевых - 6,91 %,  парафина - 4,46 %. Выход фракций до 300 С - 39,2 %.

                Вязкость нефти пласта БС6  при стандартных  условиях изменяется от 25 до 53,1 мПа*с.

                В нефти содержится серы - 1,1 %, асфальтенов - 3,25 %, смол селикагелевых - 7,48 %, парафина - 3,22 %. Выход фракций до 300 С-42,1%.                Вязкость нефти пласта ЮС2  в стандартных  условиях составляет 17,9 мПа*с.  Содержание серы - 1,0 %, асфальтенов - 2,86 %, смол селикагелевых - 5,72 %, парафина - 2,70 %. Выход фракций до 300 С-41,0%.

                                       Краткая  характеристика залежей

                                        Петелинского  месторождения

Наименование

показателей

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Извлекаемые

запасы, тыс.тонн

Накопленная

добыча,тыс.тонн

Годовая 

добыча,тыс.тонн

Фонд скважин

добывающие

нагнетательные

21

14

6

56

42

14

28

17

10

478+170раз.

358

177

Схема

разбуривания

площ.

избир.

замк.блок.

замк.3-ряд.

блок.

Размер сетки

500*500

500*500

500*500

Плотность

скважин

47.3/25

25.6/25

25

                       Краткая геолого-промысловая характеристика

                     продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Глубина залегания пласта, м

2010-2050

2270-2300

230-2331

2350-2400

2460-

2958-2972

Абсолютная отметка кровли пласта, м

-1920-1960

-2200-2230

-2230-2261

-2280-2330

-2380

-2888-2902

Абсолютная отметка ВНК, м

-1955

-2222

-2255

-2311

-2390

не опр.

Общая толщина пласта, м

18-26

3-8

10-12

16-23

+12

10-15

Эффективная толщина, м

12-14

1.88

7-8

8-11

2

2.50

Нефтенасыщенная толщина, м

5.6

1.88

4.71

5.80

1.2

2.50

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.5

0.45

0.75

0.56

0.1

0.46

 

                      Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Карбонатность,%                                      

мин-мак среднее

0-28.2

0-55

0.1-26.6

Содержание фракций %,

2.42

3.77

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак среднее

42.03

75.66

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак среднее

40.1

16.77

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак среднее

15.45

3.8

Коэффициент отсортированности,       

мин-мак среднее

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

Тип цемента

поровый

контакт.

полимиктовый

Глинистость,%

Коэфф. открытой пористости по керну, доли единицы

мин-мак среднее

0.19

0.17-0.22

0.186

0.17-0.233

0.208

0.189-0.225

0.202

0.18-0.227

0.17

0.16-0.2

0.143

0.06-0.191

Коэфф. проницаемости по керну,

10-3 мкм2

мин-мак среднее

10.5

0.2-180.6

78.2

10.6-271

50.0

0.01-229

0.6

0.03-42.9

Водоудерживающая способность,%       

мин-мак среднее

39.6

21.2-93.3

29.5

24.5-39.5

35.9

17.4-91.1

39.4

26.9-81.3

Коэфф. открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

0.19

0.266

0.232

0.216

0.17

0.172

Коэфф. проницаемости по ГИС,  

10-3 мкм2

0.7

115

0.50

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

0.607

0.54

0.65

0.67

Начальное пластовое давление, МПа

22.4

23.2

23.4

34.5

Пластовая температура,  Со

65

78

79

80

65

99

Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут.

мин-мак среднее

14.7

8.5-20.8

3.3

2.0-4.4

25.4

3.2-57.7

8

7.1

сухо-30.3

Продуктивность, м3/сут. мПа

мин-мак среднее

0.294

0.16-0.478

0.22

0.1-0.29

1.24

0.12-3.54

0.178

0-0.624

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.

мин-мак среднее

4.63

2.5-7.04

22.98

1.87-71.97

2.56

0-8.98

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

866.0

879.0

865.0

883.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

816.0

827.0

817.0

811.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

45.5

39.1

17.9

Вязкость в пластовых условиях

3.75

3.61

3.28

1.73

Содержание,%

Смол селикагелевых

6.91

7.48

5.72

Асфальтенов

2.73

3.25

2.86

Серы

1.0

1.1

1.0

Парафина

4.46

3.22

2.70

Температура застывания нефти,  Со

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 150 Со

9.0

6.8

17.5

до 200 Со9.3

18.5

16.6

17.5

до 250 Со

27.5

29.0

28.0

до 300 Со

39.2

42.1

41.0

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

0.00

Азот

0.00

Метан

0.15

Этан

0.08

Пропан

0.22

Изобутан

0.34

Нормальный бутан

0.8

Изопентан

0.74

Нормальный пентан

1.15

С6+высшие

96.52

Давление насыщения, МПа

7.9

7.25

8.3

14.9

Объемный коэффициент

1.08

1.08

1.09

1.18

Газовый фактор при условии сепарации,м3

32.4

38.5

33.5

70.5

Плотность газа,кг/м3

1.028

1.026

1.050

1.09

Тип газа

ме

та

но

вый

Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%)

Углекислый газ

1.52

1.00

1.51

2.02

Азот

2.32

1.33

2.5

0.74

Метан

76.28

76.64

77.52

70.26

Этан

5.44

4.90

5.54

13.48

Пропан

5.46

6.98

5.16

10.0

Изобутан

2.24

3.13

2.20

0

Нормальный бутан

2.64

3.84

2.51

1.08

Изопентан

не опр

1.11

не опр

не опр

Нормальный пентан

не опр

0.87

=

=

С6+высшие

=

0.2

=

=

             Состав и свойства пластовых вод

Параметры

Индекс

Продуктивный пласт

БС5

ЮС2

Плотностьводы в поверхностных условиях,кг/м 3

1008

1005

Минерализация,  г/л

14-15

7.9

Тип воды

гидрокарбо-

-натно-натриев.

Содержание,мг/л

    Хлор

87-6737

3759

    Натрий

95-5057

2774

    Кальций

3.0-190

46.0

    Магний

0.8-28.7

21.0

    Гидрокарбонат

13-2391

1122

    Иод

0.87-2568

3.5

    Бром

3.03-55.9

24.7

    Бор

10.4-24.6

2.28

    Кремний

     Фтор

Добыча нефти и газа

Петелинское месторождение  было открыто  Главтюменьгеологией  в 1979 году.  По результатам промышленной разведки залежи нефти установлены в пластах БС1, БС6, ЮС2.  Изучение геолого-геофизических материалов  показало, что пласты АС4, БС1, БС5, БС6, БС8 являются продуктивными.

                В 1988 г. введена в эксплуатацию залежь  пласта БС8, в 1989 г.  залежь пласта АС4.

                Породы палеозойского фундамента в пределах Петелинского месторождения залегают на глубине 3300-3400 м и пробуренными скважинами не вскрыты. Кора выветривания сложена аргиллитами, алевролитами. Мощность коры выветривания до 25 м.

                Юрская система представлена тремя отделами: нижнеюрский отдел (низы тюменской свиты) сложен аргиллитами серыми: песчаниками мелкозернистыми. Мощность  до 350 м.

                Среднеюрский отдел (верхний отдел тюменской свиты) сложен песчаниками тёмно-серыми сцементированными с аргиллитами тёмно-серыми.                     Общая мощность  до 50 м

                 Верхнеюрский отдел (васьюганская, георгиевская, баженовские свиты) сложен аргиллитами тёмно-серыми, плотными, крепкими с частыми прослоями светло-серого песчаного материала. Мощность 90-100 м.

                Меловая система представлена двумя отделами. Нижний отдел (мегионская свита и низы вартовской). В основании мегионской свиты залегает ачимовская пачка, представлена аргиллитами темно-серыми,  плотными, с прослоями песчаного материала. В составе ачимовской толщи выделяются пласты БС16-22. Общая мощность 100-160 м.

                Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность до 30 м.

                Вартовская свита представлена чередованием песчаников серых и светло-серых, алевролитов и аргиллитов. В средней части выделяется продуктивный пласт БС 8.

                Нижняя часть вартовской свиты объединяет песчаные пласты БС1-БС6, а верхняя часть вартовской свиты объединяет группу пластов АС-АС12. Мощность 1100 м.

                Верхнемеловой отдел представлен песками, песчаниками, алевролитами светло-серыми, серыми. Мощность 480 м.

                Палеогеновая система сложена глинами, алевролитами, кварцевыми песками с прослоями кварца и полевого шпата. Мощность 670 м.

                Четвертичная система сложена алювиальными и озёрно-алювиальными образованиями.   Встречаются прослои торфа,  линзы галечников.   Мощность 40-50 м.

                Петелинское месторождение расположено в северной части Чупальской седловины, в зоне сочленения крупных  структур I порядка - Салымской моноклинали и Сургутского свода.

                Северное окончание Салымской моноклинали осложнено Пойкинским валом, а южное окончание Сургутского свода -Южно-Балыкским куполовидным поднятием.

                По поверхности фундамента район месторождения имеет блоковое строение. Блоки ограничены субмеридиальными и поперечными сбросами амплитудой 50 м. В северной части четко выделяются Средне-Салымское подковообразное локальное поднятие размером 14 х 4 км, амплитудой 20 м. К югу от поднятия выделяется Крючковское локальное поднятие, которое имеет изометрическую форму размером 10 х 7 км и амплитудой 40 м.

                Локальные поднятие разделены неглубокой седловиной амплитудой 10 м.

                Вверх по разрезу поднятия выполаживается  и почти полностью затухает.

                На Петелинском месторождении разведаны залежи нефти в песчано-глинистых отложениях нижнего мела (БС1 и БС6).

                Залежи нефти пласта БС1 приурочены к кровле песчано-глинистой пачки ахской свиты. Залежи нефти изучены пятью поисковыми и разведочными скважинами, контролируются северным и южным куполами. Залежь нефти  на северном  куполе  является  пластово-сводовой   и  имеет  максимальную  толщину 4,6 м. Залежь нефти на южном куполе относится к пластово-сводовому типу, имеет узкую водонефтяную и довольно обширную нефтяную зоны. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 3,6 м.

                Пласт БС1 представлен в основном песчаниками.  В разрезе встречаются маломощные  прослои и линзочки алевролитов.  В кровле и подошве пласта залегают аргиллиты. Общая толщина пласта изменяется от 3 до 8м.

                Песчаники серые, мелкозернистые (0,06-0,25, редко 0,4 мм), алевритистые, полимиктовые с глинистым цементом.

                Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта БС1 по керну характеризуется  значениями пористости от 2,4 до 23,3 %  (среднее - 18,6%),  проницаемости от 0,01 до  180,6х10(-3) мкм2  (средняя - 10,5х10(-3) мкм2, карбонатность колеблется от 0, до 28,2 %, остаточная водонасыщенность от 21,2 до 93,3 %.

                Залежь нефти пласта БС6 изучена девятью скважинами. Залежь нефти имеет обширную водоплавующую зону в пределах северного купола, только на южном куполе сформированна чисто нефтяная зона. Толщина на южном куполе и на своде северного купола составляет 11,4 м. В водоплавующей зоне они изменяются от 6,4 до 0 м. Проницаемые пласты БС2, БС3, БС4, БС5 являются водонасыщенными.

                Пласт БС6  представлен  песчаниками и алевролитами.  В северной части залежи появляются пропластки аргиллитов. Иногда встречаются прослои углей и углистого детрита. Толщина пласта колеблется от 16 до 23 м.

                Пористость пласта БС6  изменяется от 2,9 до 32,7 %  (средняя  - 20,2%),  проницаемость  -   от 0,01 до 229х10(-3) мкм2  (средняя - 50х10(-3)мкм2).  Карбонатность колеблется от 0 до 55 %, водоудерживающая способность от 17,4 до 91,1 %.

                Отложения пласта БС5  представлены песчаниками средне-мелкозернистыми светло-темно-коричневого  (в зависимости от степени нефтенасыщенности) цвета с прослоями аргиллитов темно-серых, массивных с остатками органики.  Встречаются прослои, толщиной до 1 м песчаника светло-серого, плотного, слюдистого, непроницаемого.

                По минералогическому составу коллекторы пласта БС5 имеют аналогичную характеристику как и коллекторы пласта БС6.

                Пористость коллекторов  по керну  изменяется от 18,9 до 22,5 %, проницаемость -  от 10,6 до 271х10(-3) мкм2,  водоудерживающая способность - от 24,5 до 39,5 %.

                Залежь нефти баженовской свиты открыта в процессе бурения и испытания скважины 13 - получен приток нефти дебитом 2,2 м3/с. Залежь требует дополнительного изучения.

                Пласт ЮС2 сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.  Эффективная толщина пласта изменяется от 2,4 до 3,6 м. Песчаники разнозернистые, алевролитовые, полимиктовые, со слюдисто-глинистым или глинисто-карбонатным цементом.  Обломочная часть  плохо отсортирована, имеет размеры от 0,04 до 0,8 мм.

                Залежь нефти ачимовской пачки открыта в процессе бурения и испытания скважины 13. В колонне получен приток нефти 1,38 м3/с. Залежь нефти также требует дополнительного изучения. Залежь нефти тюменской свиты (пласт ЮС2) вскрыта в четырёх скважинах и продуктивна - в двух (скв. 7 и 9). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.

                Нефть пласта БС1  вязкая  (вязкость  при  стандартных  условиях изменяется от 31,49 до 59,52 мПа*с). В нефти содержится: серы - 1 %, асфальтенов - 2,73%,  смол селикагелевых - 6,91 %,  парафина - 4,46 %. Выход фракций до 300 С - 39,2 %.

                Вязкость нефти пласта БС6  при стандартных  условиях изменяется от 25 до 53,1 мПа*с.

                В нефти содержится серы - 1,1 %, асфальтенов - 3,25 %, смол селикагелевых - 7,48 %, парафина - 3,22 %. Выход фракций до 300 С-42,1%.                Вязкость нефти пласта ЮС2  в стандартных  условиях составляет 17,9 мПа*с.  Содержание серы - 1,0 %, асфальтенов - 2,86 %, смол селикагелевых - 5,72 %, парафина - 2,70 %. Выход фракций до 300 С-41,0%.

                                       Краткая  характеристика залежей

                                        Петелинского  месторождения

Наименование

показателей

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Извлекаемые

запасы, тыс.тонн

Накопленная

добыча,тыс.тонн

Годовая 

добыча,тыс.тонн

Фонд скважин

добывающие

нагнетательные

21

14

6

56

42

14

28

17

10

478+170раз.

358

177

Схема

разбуривания

площ.

избир.

замк.блок.

замк.3-ряд.

блок.

Размер сетки

500*500

500*500

500*500

Плотность

скважин

47.3/25

25.6/25

25

                       Краткая геолого-промысловая характеристика

                     продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Глубина залегания пласта, м

2010-2050

2270-2300

230-2331

2350-2400

2460-

2958-2972

Абсолютная отметка кровли пласта, м

-1920-1960

-2200-2230

-2230-2261

-2280-2330

-2380

-2888-2902

Абсолютная отметка ВНК, м

-1955

-2222

-2255

-2311

-2390

не опр.

Общая толщина пласта, м

18-26

3-8

10-12

16-23

+12

10-15

Эффективная толщина, м

12-14

1.88

7-8

8-11

2

2.50

Нефтенасыщенная толщина, м

5.6

1.88

4.71

5.80

1.2

2.50

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.5

0.45

0.75

0.56

0.1

0.46

 

                      Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Карбонатность,%                                      

мин-мак среднее

0-28.2

0-55

0.1-26.6

Содержание фракций %,

2.42

3.77

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак среднее

42.03

75.66

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак среднее

40.1

16.77

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак среднее

15.45

3.8

Коэффициент отсортированности,       

мин-мак среднее

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

Тип цемента

поровый

контакт.

полимиктовый

Глинистость,%

Коэфф. открытой пористости по керну, доли единицы

мин-мак среднее

0.19

0.17-0.22

0.186

0.17-0.233

0.208

0.189-0.225

0.202

0.18-0.227

0.17

0.16-0.2

0.143

0.06-0.191

Коэфф. проницаемости по керну,

10-3 мкм2

мин-мак среднее

10.5

0.2-180.6

78.2

10.6-271

50.0

0.01-229

0.6

0.03-42.9

Водоудерживающая способность,%       

мин-мак среднее

39.6

21.2-93.3

29.5

24.5-39.5

35.9

17.4-91.1

39.4

26.9-81.3

Коэфф. открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

0.19

0.266

0.232

0.216

0.17

0.172

Коэфф. проницаемости по ГИС,  

10-3 мкм2

0.7

115

0.50

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

0.607

0.54

0.65

0.67

Начальное пластовое давление, МПа

22.4

23.2

23.4

34.5

Пластовая температура,  Со

65

78

79

80

65

99

Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут.

мин-мак среднее

14.7

8.5-20.8

3.3

2.0-4.4

25.4

3.2-57.7

8

7.1

сухо-30.3

Продуктивность, м3/сут. мПа

мин-мак среднее

0.294

0.16-0.478

0.22

0.1-0.29

1.24

0.12-3.54

0.178

0-0.624

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.

мин-мак среднее

4.63

2.5-7.04

22.98

1.87-71.97

2.56

0-8.98

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

БС1

БС5

БС6

БС8

ЮС2

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

866.0

879.0

865.0

883.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

816.0

827.0

817.0

811.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

45.5

39.1

17.9

Вязкость в пластовых условиях

3.75

3.61

3.28

1.73

Содержание,%

Смол селикагелевых

6.91

7.48

5.72

Асфальтенов

2.73

3.25

2.86

Серы

1.0

1.1

1.0

Парафина

4.46

3.22

2.70

Температура застывания нефти,  Со

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 150 Со

9.0

6.8

17.5

до 200 Со9.3

18.5

16.6

17.5

до 250 Со

27.5

29.0

28.0

до 300 Со

39.2

42.1

41.0

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

0.00

Азот

0.00

Метан

0.15

Этан

0.08

Пропан

0.22

Изобутан

0.34

Нормальный бутан

0.8

Изопентан

0.74

Нормальный пентан

1.15

С6+высшие

96.52

Давление насыщения, МПа

7.9

7.25

8.3

14.9

Объемный коэффициент

1.08

1.08

1.09

1.18

Газовый фактор при условии сепарации,м3

32.4

38.5

33.5

70.5

Плотность газа,кг/м3

1.028

1.026

1.050

1.09

Тип газа

ме

та

но

вый

Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%)

Углекислый газ

1.52

1.00

1.51

2.02

Азот

2.32

1.33

2.5

0.74

Метан

76.28

76.64

77.52

70.26

Этан

5.44

4.90

5.54

13.48

Пропан

5.46

6.98

5.16

10.0

Изобутан

2.24

3.13

2.20

0

Нормальный бутан

2.64

3.84

2.51

1.08

Изопентан

не опр

1.11

не опр

не опр

Нормальный пентан

не опр

0.87

=

=

С6+высшие

=

0.2

=

=

             Состав и свойства пластовых вод

Параметры

Индекс

Продуктивный пласт

БС5

ЮС2

Плотностьводы в поверхностных условиях,кг/м 3

1008

1005

Минерализация,  г/л

14-15

7.9

Тип воды

гидрокарбо-

-натно-натриев.

Содержание,мг/л

    Хлор

87-6737

3759

    Натрий

95-5057

2774

    Кальций

3.0-190

46.0

    Магний

0.8-28.7

21.0

    Гидрокарбонат

13-2391

1122

    Иод

0.87-2568

3.5

    Бром

3.03-55.9

24.7

    Бор

10.4-24.6

2.28

    Кремний

     Фтор

На Бельском и Логовском месторождениях в Пермском крае ЛУКОЙЛ пробурит гидрогеологические скважины

Новые скважины позволят проводить гидрорежимные наблюдения за изменением качества подземных вод в процессе эксплуатации месторождения и опробования пластов.

Екатеринбург, 14 мар - Neftegaz.RU. Екатеринбургский филиал Главгосэкспертизы России выдал положительное заключение по проектам строительства гидрогеологических скважин на территории Бельского и Логовского нефтяных месторождений. 

Результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям техрегламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация - результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки.

 

 

Данные участки расположены на территории Соликамского муниципального района Пермского края.

Заказчиком строительства и недропользователь - ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ.

 

Новые скважины позволят проводить гидрорежимные наблюдения за изменением качества подземных вод в процессе эксплуатации месторождения и опробования пластов.

В рамках реализации проектов построят 2 наблюдательные гидрогеологические скважины № 5-нг и № 3-нг в районе площадки куста скважин №1 Бельского месторождения и Логовского месторождения соответственно.

Реализация проектов строительства наблюдательных скважин на территории действующих месторождений позволит дополнить реализованную на месторождениях ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ систему мониторинга компонентов окружающей среды и своевременно пресекать возможность ухудшения экологической обстановки в регионе.

 

 Бельское месторождения находится на территории водозабора Усолка, снабжающий питьевой водой г. Березники, что повышает требования к природоохранным мероприятиям.

Бельское месторождение находится в стадии зрелой эксплуатации.

Но ЛУКОЙЛ пытается поднять нефтеотдачу, внедряя современные технологии.

В 2016 г. там была введена в эксплуатацию первая в Пермском крае скважина с 3мя горизонтальными стволами дебитом 42 т/сутки нефти, достигшая нефтяной залежи в карбонатных отложениях башкирского пласта с геологическими запасами до 1 млн тонн.

Длина стволов 300 м каждый.

Скважина №309 была пробурена за 81 день. 

Применялась система Discovery MLT с использованием колтюбинга.

 

Логовское нефтяное месторождение расположено в Соликамском районе Пермской области на территории Березниковско-Соликамского территориально-производственного комплекса, в 6 км от г. Соликамска.

Открыто в 1985 г. бурением параметрической скважины 13-ОГН.

Промышленные запасы нефти установлены в карбонатных отложениях башкирского и турнейско-фаменского ярусов (пласты Бш, Т+Фм) и терригенных отложениях бобриковского горизонта (пласт Бб).

Для любознательных напомним, технологическую особенность месторождения.

Нефть на Логовском месторождении добывают на глубине до 2 тыс метров скважинами, пробуренными через толщу калийных солей, залегающих на глубине 300-400 метров. 

В середине 1990х гг. нефть фонтанировала, но позже стали применять механизированные методы добычи, в тч с использованием электроцентробежных насосов (УЭЦН). 

 

Накынское месторождение — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Данные в этой статье приведены по состоянию на 2014 год.

Вы можете помочь, обновив информацию в статье.

Накынское месторождение —кимберлитовое поле, расположенное в 300-х километрах от г. Мирный, Якутия. В 1994 году Ботуобинская геологоразведочная экспедиция в Нюрбинском улусе открыла кимберлитовую трубку, названную в честь экспедиции «Ботуобинская». В январе 1996 года была обнаружена ещё одна геофизическая аномалия - кимберлитовая трубка «Нюрбинская». Обе трубки находятся в Накынском рудном поле, скрытые под слоем наносов в 60-80 метров. Трубки оказались богатыми как по содержанию, так и по качеству алмазов. В настоящее время месторождение разрабатываются карьерным способом.

Один из самых молодых и современных горно-обогатительных комбинатов компании АЛРОСА. Он работает на Накынском рудном поле, добывая алмазы из руды и песков трубки «Нюрбинская» [1]. Расположенная неподалеку трубка «Ботуобинская» только строится [2]. Головной офис Нюрбинского ГОКа находится в городе Мирный, в то время как сами месторождения и разрабатывающие их предприятия располагаются в непосредственной близости от вахтового поселка Накын [1], расположенного на расстоянии около 200 км к северо-западу от города Нюрба и в 320 км к северо-востоку от города Мирный. Поселок Накын был основан в 2000 году для освоения месторождений Накынского кимберлитового поля [3]. С 2000 года на площадке работает сезонная обогатительная фабрика № 15, она обрабатывает пески россыпи «Нюрбинская». Доля Нюрбинского ГОКа в общей добыче алмазов АЛРОСА в 2013 году - 20% [4]. По итогам 2013 года комбинат добыл 7,407 миллиона карат алмазов.

Структура и характеристика объектов[править | править код]

Все работы на Нюрбинских объектах выполняются на основании договоров об оказании услуг с дочерней компанией «АЛРОСА-Нюрба», которой принадлежит лицензия на разведку и добычу. По состоянию на 30 июня 2013 года, АЛРОСА принадлежит 87,5% акций компании «АЛРОСА-Нюрба», 10% акций принадлежит Министерству имущественных и земельных отношений Якутии, остальные акции принадлежат другим юридическим и физическим лицам [5].

Карьер «Нюрбинский»[править | править код]

Эксплуатация этого карьера началась в 2002 году. В настоящее время разработка месторождения ведется открытым способом. В 2013 году примерная глубина разработки месторождения составляла 255 м. Согласно проекту, разработка открытым способом будет вестись до глубины примерно 570 м.

Карьер «Ботуобинский»[править | править код]

В настоящее время находится в фазе строительства, вскрышные работы начались в декабре 2012 года [6]. Алмазная трубка «Ботуобинская» была открыта в 1994 году в 3,3 км к юго-западу от трубки «Нюрбинская». Строительство карьера «Ботуобинский» было начато в 2012 году, чтобы компенсировать истощение Нюрбинского месторождения. Предполагается, что строительство карьера будет завершено в 2014 году, и добыча руды начнется в 2015 году. Разработка трубки «Ботуобинская» будет вестись открытым способом. Проектная производственная мощность карьера – 300 тысяч тонн руды в год [6].

Россыпные месторождения[править | править код]

Аллювиальные россыпи расположены рядом с карьером «Нюрбинский». Недалеко от карьера «Ботуобинский» также находятся россыпные месторождения, но их эксплуатация начнется через несколько лет после начала эксплуатации карьера.

Проектная глубина карьера «Нюрбинский» - 570 метров, текущая глубина – 272 метра.

Размеры карьера по поверхности - 1945*1050 метров, по дну – 324*105 метров.

Срок отработки карьера – 23 года.

Руда и пески Нюрбинского ГОКа перерабатываются на обогатительных фабриках №15 и №16, ежегодная проектная производительность которых составляет 500 тысяч тонн и 1,4 миллиона тонн руды соответственно [7].

Обогащение руды на фабрике №16 ведется в тяжёлых средах с последующей доводкой концентрата рентгенолюминесцентной и жировой сепарацией. Применение процессов тяжелосредной сепарации позволяет значительно снизить нагрузку на участок доводки, что обеспечивает стабильную работу и высокое извлечение алмазов.

По уровню примененных технологий и глубине автоматизации процессов фабрика является одной из самых современных в мировой алмазодобывающей промышленности. На комбинате нет сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду, отсутствует сверхлимитное размещение отходов. Это позволяет комбинату иметь статус экологически безопасного производства [8].

• Нюрбинский ГОК имеет самые высокие темпы прироста добычи природных алмазов АЛРОСА.

• Технологии, используемые Нюрбинским ГОКом, получили самую высокую оценку за экологичность [8].


Смотрите также

Описание: