Псп лугинецкое где находится
Западно-Лугинецкое месторождение – это нефтяное месторождение, которое расположено в Российской Федерации. Оно находится в Томской области в Парабельском районе. Оно относится к Лугинецкому месторождению, и входит в блок под номером 87, куда также входят Мыгинская площадь и Нижнелугинецкое месторождение.
Вообще, Лугинецкий район является одним из самых крупных нефтедобывающих районов в Томской области России. Разработкой данного месторождения занимается компания Газпромнефть-Восток – это структурное подразделения ОАО Газпром нефти. Помимо этого месторождения данная крупная компания разрабатывает еще пять других месторождений в Томской и Омской областях.
Разработка Западно-Лугинецкого нефтяного месторождения является одним из важных направлений деятельности Газпромнефть-Восток.
В «Газпромнефть-Востоке» введен в эксплуатацию новый приемо-сдаточный пункт (ПСП) в пункте отправления «Лугинецкое». Проектная мощность объекта, через который будет осуществляться сдача товарной нефти 26 и 87 лицензионных участков в систему магистральных нефтепроводов «АК «Транснефть», составляет 1,1 миллионов тонн нефти в год.
«Для нашего предприятия ввод в эксплуатацию данного объекта играет важную стратегическую роль. Сдача нефти в систему магистральных нефтепроводов через собственную систему измерения количества и показателей качества нефти (СИКН № 1504) позволит существенно снизить затраты, что положительным образом повлияет на эффективность работы предприятия, - подчеркнул генеральный директор «Газпромнефть-Востока» Виктор Мисник. - Строительство объекта выполнено в соответствии с требованиями «АК «Транснефть» на подключение объекта нефтедобычи «Газпромнефть – восток» к системе магистральных нефтепроводов. Объект отвечает всем необходимым требованиям промышленной и экологической безопасности».
Строительство приемо-сдаточного пункта продолжалось 8 месяцев. Для сдачи товарной нефти 26 лицензионного участка через ПСП «Лугинецкое» построен напорный нефтепровод протяженностью 34 километра с максимальной пропускной способностью - 1,35 миллионов тонн в год. Проектом предусмотрена возможность увеличения мощности объекта с целью увеличения объема перекачиваемой нефти.
Реализация данного проекта стала возможна благодаря высокому профессионализму и слаженной работе всей команды «Газпромнефть-Востока».
СПРАВКА:
ООО «Газпромнефть-Восток» - дочернее предприятие компании «Газпром нефть». Основными видами деятельности компании являются добыча и подготовка нефти и попутного нефтяного газа на месторождениях Томской и Омской областей. «Газпромнефть-Восток» ведет активную работу с трудно-извлекаемыми запасами, внедряет на объектах современные технологии по интенсификации нефтедобычи и бурению горизонтальных скважин.
Осваиваемый «Газпромнефть–Востоком» регион сильно заболочен, поэтому работы в основном ведутся в автономном режиме
Около 500 тыс. тонн нефти добыл «Газпромнефть-Восток» на Лугинецкой группе месторождений с начала разработки нового актива до 1 апреля 2012 года
15–16 млн тонн нефти составляют ресурсы 87-го лицензионного участка — это предварительная оценка по имеющейся геологической информации
«Газпромнефть-Восток», до 2011 года эксплуатировавший только действующие месторождения, осваивается в роли первооткрывателя. Предприятие продолжает геологоразведочные работы на Западно-Лугинецком лицензионном участке, в Парабельском и Каргасокском районах Томской области.
Текст: Светлана Анисимова
КАРДИНАЛЬНЫЙ ПОВОРОТ
Сделка 2010 года со шведской Malka Oil по приобретению компании «СТС—Сервис», владевшей Западно-Лугинецким лицензионным участком, изначально имела хорошие перспективы с учетом доброго соседства: с севера к участку примыкает Мыльджинское месторождение, с юго-востока — Лугинецкое. На тот момент на территории уже существовало два месторождения: Западно-Лугинецкое, открытое в годы «Томскнефтегазгеологией», и Нижнелугинецкое, которое было открыто в 2007 году самим «СТС—Сервисом».
Сегодня это самый внушительный по площади участок на предприятии — он занимает около 1,8 тыс. кв. км. На момент его передачи новому собственнику здесь в общей сложности добывалось тонн нефти в сутки. Для наращивания объемов был проведен ряд геолого-технических мероприятий, включающих активное бурение Нижнелугинецкого месторождения. С начала разработки нового актива «Газпромнефть-Востоком» до 1 апреля 2012 года на Лугинецкой группе было добыто около 500 тыс. тонн нефти.
«В наследство нам достался обширный материал: сейсмический, исследовательский, результаты испытаний по пробуренным скважинам, — рассказывает начальник геологического отдела Игорь Сичковский. — Нельзя сказать, что информация отличалась полнотой и совершенно нас устраивала. Безусловно, пришлось многое доработать и переосмыслить. Но тем не менее было от чего оттолкнуться».
Одной из главных зацепок послужила проведенная паспортизация поисковых объектов. Оценив обстановку и имевшуюся базу данных, специалисты выбрали в качестве приоритета Мыгинское локальное поднятие. Летом прошлого года в ходе успешного бурения поисково-оценочной скважины № 32 было открыто месторождение, отнесенное к верхнеюрским отложениям васюганской свиты, запасы которого сейчас учтены Госбалансом.
Значимость события трудно переоценить. На предприятии его называют кардинальным поворотом — по большому счету именно об этом мечтает любой недропользователь.
НОВЫЙ ЭТАП
После кардинального поворота начался новый отрезок пути — тщательное изучение перспективной структуры. В зимний полевой сезон-2011/12 была проведена 3D-сейсморазведка на площади 160 кв. км в пределах открытого месторождения с захватом прилегающих территорий для уточнений геологического строения нового объекта и планирования дальнейших действий.
Полевые работы были завершены в начале марта. В настоящее время проводится конкурсный отбор претендента на обработку и интерпретацию данных, первые результаты которой геологическая служба рассчитывает получить к концу лета.
Интерпретаторам будут переданы данные поисковой геофизики в 2D, которую «Газпромнефть-Восток» проводит в наименее изученной юго-западной части лицензионного участка для постановки поисково-оценочного бурения. В 2012 году там необходимо отработать 300 погонных км дополнительных профилей.
Сосредоточение основного комплекса геологоразведочных работ именно в этой части обусловлено наличием довольно развитой инфраструктуры, что позволяет с наименьшими затратами вовлечь в разработку новые залежи или месторождения. В текущем году намечено пробурить две скважины: поисково-оценочную на ранее подготовленном участке Южно-Шингинской площади и разведочную на Нижне лугинецком месторождении, где уже выполнены подготовительные и проектноизыскательские мероприятия и вскоре начнется монтаж станков. Само бурение должно быть завершено к сентябрю.
ЛУГИНЕЦКИЙ ПОТЕНЦИАЛ
Осваиваемый «Газпромнефть-Востоком» регион сильно заболочен, поэтому работы в основном ведутся в автономном режиме. Исключение составляет только юго-западная часть Крапивинского месторождения, где с прошлого года действует круглогодичная дорога. Доступность остальных промыслов ограничена зимниками, за период действия которых надо полностью укомплектовать объекты всем необходимым. Сегодня эта задача практически решена. В том числе и по обеспечению месторождений Лугинецкой группы.
В ее большом потенциале геологи не сомневаются. Во-первых, на это указывают уже открытые месторождения. Во-вторых, оптимизм вселяет имеющаяся геологическая информация. По предварительной оценке, перспективные ресурсы нового актива составляют млн тонн нефти. Однако в процессе доразведки все может измениться, как уже случалось в истории «Газпромнефть-Востока». Например, при получении лицензии запасы Шингинского месторождение составляли 3 млн тонн, а сейчас их объем вырос до 7 млн тонн. За 11 лет разработки юго-западной части Крапивинского месторождения извлекаемые запасы увеличились с 6 до 18 млн тонн, из которых почти половина уже отобрана. Конечно, возможен и обратный результат, но в случае с специалисты считают риск возникновения такой ситуации невысоким.
Возможные изменения объясняются тем, что первоначально ресурсы просчитывают по данным 2D-сейсмики. В данном случае плотность сети профилей недостаточна для картирования мелких структур. Выявленные ранее структуры оконтурены по сети профилей с расстояниями между ними Этого достаточно для постановки поисково-оценочного бурения, но недостаточно для полного понимания геологического строения. В дальнейшем в ходе геологоразведочных работ контур может значительно расшириться. Так произошло на Урманском месторождении, где изначально в качестве продуктивных рассматривались только пласты палеозоя — М и М1, а затем были выявлены юрские пласты Ю14—15. «В прошлом году мы вообще открыли неожиданную для нас залежь Ю7 и получили с нее неплохой приток, а между ними там еще порядка семи возможных залежей, — рассказал Игорь Сичковский. — Здесь же такая обширная территория, освоение которой, впрочем, требует больших капитальных вложений и времени, которого дается не так уж много: на геологический этап отводится всего пять лет».
МЕТОД СЛОЖЕНИЯ
По мнению геологов, рассчитывать на открытие крупных месторождений в Томской области уже не приходится. Однако регион может таить еще немало «приятных сюрпризов». Это подтвердила история с Мыгинским месторождением, убедившая специалистов в перспективности всего Западно-Лугинецкого участка.
Его дальнейшая разработка будет осуществляться на основе специальной программы, уточненной недавно на выездном заседании геологической службы «Газпром нефти». До 2015 года запланировано пробурить на территории еще скважин на небольших структурах, расположенных поблизости друг от друга. Ресурсы каждой из них не велики: один-два миллиона тонн. Но если их объединить — в целом получится весомая прибавка. Сейчас просчитываются возможные варианты, как это сделать с максимальной эффективностью, чтобы к окончанию геологического этапа превратить эти ресурсы в извлекаемые запасы. Если геологоразведочные работы будут вестись в намеченном темпе, то в течение двухтрех лет есть шанс прирастить запасы углеводородов на млн тонн. Сегодня ясно: участок станет надежным подспорьем для решения ключевой задачи — удержания уровня добычи — и хорошим плацдармом для будущих открытий.
В статье приводится пример комплексного анализа данных для построения геологической модели. Особое внимание уделяется фациальному анализу который определяет характеристики коллектора. На основе данных динамической интерпретации сейсмических данных определяется развитие разнофациальных зон и эффективной толщины коллектора. Подсчет запасов выполнен на основе параметров неопределенностей. Методика актуальна для оптимизации системы разработки и поиска новых зон бурения.
PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 2(8), pp. 26-30
A.H. Abdrazakov, F.R. Grabovskaya, D.G. Murtazin
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
Keywords: Vasuganskaya formation, U1 resrvoir, paleoreconstruction, facies, complex data analysis, reserves, variable approach
The article indicates example of complex data analysis for geological structure comprehension for U1 reservoir of Vasuganskaya formation. Special attention gives to Facies analysis which defines reservoir characteristics. Different seismic facies zones and prediction of reservoir net sand are based on dynamic interpretation of seismic data. Estimation of reserves was calculated on uncertainty parameters. Methodology is actual for optimization field development system and searching for new drilling sites.
На территории Томской области верхнеюрские пласты васюганской свиты характеризуются сложным геологическим строением, которое существенно влияет на выбор системы разработки и эффективность извлечения нефти. В связи с отмеченным особенно актуальна достоверная характеристика коллектора. Для решения этой задачи была построена концептуальная геологическая модель, сформированная на основе комплексных данных смежных направлений нефтяной геологии, таких как сейсморазведка, петрофизика, геофоизические исследования скважин (ГИС) и разработка [1]. Такая модель позволяет взаимно дополнять и подтверждать результаты исследований по каждому из направлений, тем самым получить максимально точное представление о геологическом строении месторождения.
В процессе построения концептуальной геологической модели Западно-Лугинецкого и Нижнелугинецкого месторождений были выполнены следующие работы.
- Восстановлена концептуальная седиментологическая модель пласта по результатам:
- анализа керна;
- типизации разнофациальных зон на основе данных ГИС.
- Определена характеристика коллектора по фациальной модели, построенной на основе анализа:
- петрофизической информации;
- данных ГИС;
- результатов сейсморазведки.
- Проведена оценка начальных геофизических запасов (НГЗ), включающая:
- вариативный подсчет НГЗ с учетом основных неопределенностей;
- выделение и оценку перспективных зон для эксплуатационного бурения.
Анализ керновых данных
По данным изучения керна, отобранного из 25 скважин, выполнен литолого-фациальный анализ [2, 3], в результате которого выделены шесть трансгрессивно-регрессивных циклов осадконакопления (рис. 1). Границы циклов отмечены по локальным максимумам регрессивных уровней, соответствующих кровле и подошве пластов угля (или углистых аргиллитов).
Рис. 1. Схема эволюции ландшафтов по данным изучения керна
В строении васюганской свиты (пласт Ю1) выделяются две части разреза. Первая часть – пласты Ю13Б, Ю13А, которые формировались в условиях открытого мелководья дельтовой равнины (наблюдаются увеличение размера зерен вверх по разрезу, хорошая сортированность песчаного материала), вторая – пласты Ю1М, Ю12, Ю11, которые формировались в условиях дельтовой равнины закрытого мелководья (отмечена плохая сортированность песчаного материала). Особенности смещения фациальных комплексов с I по III циклы свидетельствуют о постепенном обмелении бассейна седиментации. Медленное повышение уровня моря начинается с трансгрессии IV цикла и достигает максимума в баженовское время.
Анализ выполненных палеогеографических построений позволяет утверждать, что выдвижение лопастей дельты на регрессивных этапах II, III, IV, V циклов осадконакопления носило унаследованный характер.
Типизация по данным ГИС
Типизация разнофациальных зон по данным ГИС проводилась по методике В.С. Муромцева, основанной на форме показаний нормированной кривой метода потенциалов собственной поляризации aПС [4]. В качестве эталонных выбирались скважины, из которых был отобран керн. Затем проводилась корреляция по всем скважинам.
С учетом унаследованного характера осадконакопления, были локализованы и построены карты фаций для каждого пласта (цикла). Наибольший интерес представляют дельтовые отложения, поскольку именно с ними связано накопление наиболее мощных (до 14 м) коллекторов.
Концептуальная седиментологическая модель позволила локализовать и дифференцировать коллектор по типу осадконакопления. Это дает возможность осуществить более качественный подсчет запасов углеводородов за счет более точного определения параметров для каждой фации.
Петрофизическая характеристика
На основе фациальной дифференциации коллектора для пластов Ю11, Ю12, Ю1М были рассчитаны петрофизические зависимости
kпр=f(Кп) (kпр, Кп – коэффициент соответственно проницаемости и пористости), которые использовались для моделирования проницаемости в трехмерной модели.
Пласт Ю11, фация:
Пласт Ю12, фация:
Пласта Ю1М, фация:
Каждой группе пород, формировавшейся в разных палеогидродинамических условиях, соответствуют разные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). В таблице приведены средние начальные показатели по скважинам для разных типов коллектора (см. таблицу).
Примечание. Кн – коэффициент нефтенасыщенности,
h – эффективная толщина пласта.
В ходе лабораторных исследований керна определены ФЕС коллектора для разнофациальных зон. Наибольший интерес с точки зрения разработки представляют дельтовые отложения, так как с ними связаны лучшие ФЕС и относительно высокий дебит нефти.
Для прогноза структурного плана и выявления зон развития эффективных толщин в межскважинном пространстве был выполнен анализ сейсмических данных.
Анализ сейсмических данных
Анализ включал два основных этапа:
- оценку входящей информации;
- прогноз геолгического строения коллекторов по результатам динамической интерпретации. Территория и Нижнелугинецкого меторождений полностью охвачена 3D сейсморазведкой, которая позволяет решать различные геологические задачи (картирование целевых отражающих горизонтов (ОГ), трассирование тектонических нарушений, зон выклинивания и литологического замещения) [5, 6]. В результате обработки сеймической информации были получены данные с высоким соотношением сигнал/помеха. Основной ОГ , приуроченный к кровле пласта Ю 1, уверенно прослеживается по всей площади исследований. Кроме того, дополнительно был прослежен ОГ , приуроченный к кровле пласта Ю 3. Данный ОГ отмечался по переходу от отрицательной фазы к положительной.
Анализ волновой картины в интервалах целевых пластов показал расширение фазы ниже ОГ U1-1 в местах увеличенных эффективных толщин пластов Ю 1 и Ю М. Построена карта временного интервала между ОГ U1-1 и U1-3, характеризующая временную толщину первых трех пластов данного интервала (рис. 2). Комплексный анализ эффективных толщин пласта Ю 1 и полученной карты показал коэффициент корреляции 0,7. Однако из-за высокой дисперсии точек на кросс-плоте следует с осторожностью относиться к данному параметру с точки зрения количественного прогноза.
Рис. 2. Карта временного интервала между ОГ U1-1 и U1-3 (а) и сейсмический разрез (б)
данного интервала (выделенная зона указывает на увеличение временных толщин)
В результате сейсмического анализа были выделены потенциальные зоны развития эффективных толщин в неразбуренных интервалах. Такие зоны представляют собой участки развития отложений дельтовых фаций (хороший коллектор) и относятся к краевым частям залежей, поэтому с ними связаны риски бурения. Для их оценки, а также для оценки НГЗ с учетом фациальной основы выполнено построение трехмерной геологической модели.
Построение трехмерной геологической модели
В трехмерной геологической модели интегрирован объем необходимой информации для достоверного отображения геологического строения месторождения. Геологическая модель позволяет решать следующие задачи:
- подсчет НГЗ углеводородов;
- планирование скважин;
- оценка рисков и неопределенностей;
- подготовка основы для гидродинамического моделирования.
Построение цифровой геологической модели включает следующие этапы:
- создание базы данных, содержащей сведения о пробуренных скважинах (координаты устьев, направление траектории ствола), результаты интерпретации данных ГИС и корреляции разрезов скважин, данные испытания скважин;
- построение структурного каркаса (сеток ячеек) на основе данных сейсморазведки и стратиграфических разбивок скважин;
- создание трехмерных параметров геологической модели: кубов фаций, литологии, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.
Вариативная оценка запасов
По результатам вариативной оценки подсчетных параметров получено распределение изменения НГЗ на Нижнелугинецком и Западно-Лугинецком месторождениях. Последний оперативный подсчет запасов Нижнелугинецкого месторождения показал, что они уменьшились на 5,5 %, Западно-Лугинецкого – увеличились на 18 %.
На Нижнелугинецком месторождении запасы уменьшились за счет изменения Кн, рассчитанного на основе J-функции с учетом разнофациальных зон. Основные вовлеченные в разработку НГЗ находятся под пробуренным фондом и характеризуются преобладанием хорошего коллектора. Поэтому для повышения эффективности нефтеизвлечения необходимо сконцентрировать внимание на базовом фонде. Запасы в неразбуренных зонах характеризуются плохими ФЕС и в настоящее время не представляют интереса для эксплуатационного бурения.
На Западно-Лугинецком месторождении прирост запасов связан с развитием эффективных толщин хорошего коллектора в южной и юго-западной частях месторождения. На основе изменения НГЗ оценены зоны, представляющие интерес для эксплуатационного бурения [7].
Оценка потенциальных зон для эксплуатационного бурения
Юго-западная часть Западно-Лугинецкого месторождения приурочена к зоне развития дельты и является наиболее перспективной для бурения (хороший коллектор, значительная эффективная толщина). Однако указанная зона является краевой частью месторождения и с ней связаны риски бурения. Для их оценки была постороена карта вероятности запасов, которая отражает их изменчивость относительно средней величины (рис. 3).
Рис. 3. Проектный фонд скважин на карте суммарных эффективных нефтенасыщенных толщин Hэф (а) и карта вероятности запасов (б)
По проектным скважинам были оценены прогнозные дебиты. Суммарная добыча составила 618 тыс. т. Для участка 1 (см. рис. 3) рассчитан вариант с горизонтальными скважинами, так как он дает возможность обеспечить более продолжительный безводный период работы скважин, а также более равномерную и полную выработку запасов.
В результате анализа геологического строения были получены следующие результаты:
Читайте также: