USD ЦБ — 57,50 −0,40
EUR ЦБ — 68,66 −0,49
Brent — 56,90 +0,80%
воскресенье 24 сентября 15:02

Техническая библиотека

Месторождения // Северо-Комсомольское НГКМ

Северо-Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено на территории Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого АО.

НГКМ является одним из крупнейших по запасам высоковязкой нефти.

Балансовые запасы этого месторождения составляют 0,7 млрд. тонн.

Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 175 млн т, газа - 167 млрд м3.

Недропользователем Северо-Комсомольского месторождения явялется РН-Пурнефтегаз, дочка Роснефти

Основным объектом разработки Северо-Комсомольского месторождения является пласт ПК1.

Залежь приурочена к верхней части терригенных отложений покуровской свиты сеноманского яруса мелового периода.

Вмещающий коллектор сложен песчаниками желтовато-серыми, мелкозернистыми, рыхлыми, местами слабосцементированными с линзовидной и пологоволнистой слоистостью за счет прослоя углисто-глинистого вещества.

Тип залежи - сводово-массивная.

Нефтенасыщенная часть пласта - отторочка толщиной до 20 м, подстилающаяся подошвенной водой и сверху перекрытая газовой шапкой толщиной до 40 м.

Коэффициент пористости в нефтенасыщенных коллекторах 27,7 - 45,4 % (среднее 30,7), в газовой части - 23,4 - 41,6 % (среднее 34,3), для водонефтяной и подгазовой залежи - 33,8 -36,0 %.

Породы пласта характеризуются высоким содержанием песчаной фракции. Содержание обломков песка с размером 0,1-0,25 мм в нефтенасыщенном пласте составляет 43 %. Такие песчаники имеют пористость 30-40% и проницаемость от 100 до 1000 и более мД. Содержание обломков размером 0,01-0,1 мм составляет 35%, а с размером 0,1-0,05 мм - 37 %. Проницаемость последних составляет от 10 до100 мД. Породы с преобладанием фракций 0,05-0,01 мм (алевролиты глинистые) имеют пористость 20-25 % и проницаемость от 1 до 10 мД.

Нефть залежи пласта ПК1 тяжелая, плотностью 0,822 - 0,917 г/см3, высоковязкая 46 - 107 мПа*с, газонасыщенность - 23-33 м3/т.

Давление насыщения нефти газом - 6,6 - 10,3 МПа.

Продуктивный пласт имеет сильно развитую слоистую микронеоднородность, которая выражена в частом чередовании тонких прослоев песка и глины. В целом пласт составляет рыхлую толщу.

Прослоями, разделяющими породы-коллекторы, являются глины, песчаники и алевролиты.

Отсутствие выраженных, достаточно мощных непроницаемых перемычек между нефтяной частью пласта, газовой шапкой и подстилающей водой благоприятствует возникновению перетоков газа и воды к интервалу перфорации.

Усугубляет эту проблему наличие слабосцементированного плохо отсортированного песчаника, образование стойкой эмульсии вязкостью до 2000 мПа*с и более при смешивании высоковязкой нефти с пластовой водой.

Наблюжается крайне низкая механическая прочность пород коллекторов.

На границе цементный камень-порода нагрузка (депрессия) на породу максимальна.

При превышении критического значения этой нагрузки происходит разрушение породы в указанном интервале и возникновение заколонных перетоков на границе эксплутационная колонна - цементный камень.

Проведенные работы по паротепловому воздействию и установке газо- и водоизоляционных экранов на южном пилотном участке в 2001-2003 гг в 12 наклоннонаправленных и 3 горизонтальных скважинах эффекта не дали.

Отмечалось неудовлетворительное состояние всех скважин пилотного участка (заколонные перетоки, прорывы воды и газа к интервалам перфорации).

Средние дебиты жидкости составляли 2,1 т/сут; нефти - 0,95 т/сут.

Основные выводы по результатам паротепловой обработки скважин: низкие приемистость и прогрев, уход теплоносителя в подошвенный водоносный слой.

В 2012 г были проведены опытные испытательные работы по индукционному нагреву и закачке деэмульгатора в боковой ствол разведочной скв. 603р. При использовании штангового винтового насоса был получен стабильный приток жидкости дебитом 7-8 м3/сут.


Neftegaz.RU context