Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1968
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 329.03 км²
Русское газонефтяное месторождение
Русское газонефтяное месторождение (рис. 1,2) расположено в 135 км к юго-востоку от г. Находка. Открыто в 1968 г. Приурочено к антиклинальной складке в пределах Русско-Часельского мегавала. Продуктивны терригенные отложения сеноманского и туронского ярусов верхнего мела. Выявлено 8 залежей: 5 газонефтяных, 2 газовые и 1 нефтяная (7 в сеномане, 1 в туроне). Коллекторы поровые, представлены песчаниками пористостью 23—29%, проницаемостью 0,033—0,065 мкм2. Залежи пластовые сводовые и массивные, осложненные тектоническими нарушениями. Эффективная толщина газоносных сеноманских пластов 18—22 м, нефтвнасыщенная — 12 м. ВНК на отметках от -810 до 960 м, ГВК - от -790 до -950 м. Высота залежей 20-240 м. Начальные пластовые давления 7—9,1 МПа, t 12—22°С. Плотность нефти 939—942 кг/м3. Нефти ароматически-нафтенового типа с содержанием парафина 0,7—1,2%, смол 10—12%, асфальтенов 0,5-1 %, серы до 0,3%. Состав газа: СН4 -99,2%, С2Н6+высшие -0,2%, N2-0,4,CО2-0,2.
Рис. 1. Русское газонефтяное месторождение. Геологический разрез (составил С.Е. Агалаков, сеноман - по В.Н. Андрюкову):1 — залежи: а — нефтяные, б — газовые; 2 — породы: а — проницаемые, б — непроницаемые; 3 — кремнистые аргиллиты; 4 — подошва распространения многолетнемерзлых пород; 5 — интервал с условиями, благоприятными для зоны гидратообразования (ЗГО); 6 — разлом
Рис. 2. Русское газонефтяное месторождение. Геологический разрез (по С.Е. Агалакову, В.Н. Андрюкову). а — структурная карта продуктивного горизонта ПК1-2 (сеноман); б — геологический профиль. Контуры нефтегазоносности продуктивного горизонта ПК1-2: 1 — восточный блок, 2 — юго-западный купол, 3 — центральный блок, 4 — западный блок
Источник: Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Русское месторождение, находится в Тазовском районе Ямало–Ненецкого автономного округа, открыто в 1968году. Тяжелые, высоковязкие нефти приурочены к сеноманским отложениям пласты ПК1-7.
Геологическое строение Русского месторождения является очень сложным. Сеноманская залежь разделена тектоническими разломами на несколько гидродинамически несвязанных блоков. Как в пределах отдельных блоков, так и внутри каждого из них наблюдается колебания гипсометрических отметок уровней газонефтяных и водонефтяных контактов. Это послужило основанием для выделения в разрезе всей продуктивной толщи пяти самостоятельных залежей, отделенных друг от друга сравнительно небольшими по толщине глинистыми перемычками. Основные запасы углеводородов сосредоточены в центральном блоке, наиболее низкая отметка контакта углеводород – вода 870 м. Высота нефтяной оторочки до 100м, газовой шапки до 150 м.
Открытая пористость, в основном, в слабосцементированных нефте– газосодержащих коллекторах изменяется в пределах 26–35%. Проницаемость колеблется в пределах от 1 до 1650–1790 мД, среднее значение 136мД. Нефть по углеводородному составу преимущественно нафтеновая – 39,95%, малосернистая – 0,35%, смолистая – 11,4%. Плотность нефти составляет 940–956 кг/м3. Пластовая температура 200 С. Динамическая вязкость колеблется в пределах от 140–600 мПас.
Опытно – промышленная эксплуатация (ОПЭ) Русского месторождения началась в 1976 году. Были составлены более десяти проектных документов по ОПЭ.
Промысловые экспериментальные работы в рамках опытно-промышленной эксплуатации разведочных и добывающих скважин проводились в 1976 – 1985 годы на опытном участке месторождения (восточное крыло структуры) в безгазовой зоне сотрудниками Главтюменьгеологии и Главтюменнефтегаза. В этот период применялись: разработка на естественных режимах; механизированный способ эксплуатации скважин; вытеснение нефти холодной водой; сухое и влажное внутрипластовое горение. Проектные решения большинства документов не были реализованы, предусматривалась эксплуатация вертикальных скважины. После 1984 г. активной эксплуатации скважин не велось. Практически до 2007 все скважины находились в консервации. Наличие зоны многолетних мерзлых пород (ММП) осложняло и осложняет применение тепловых методов, приводит к большим потерям тепла, температура на забоях нагнетательных скважин и на тепловом фронте вытеснения при закачке горячей воды может быть недостаточна для увеличения подвижности высоковязкой нефти.
В 2006 году был утвержден «Проект пробной эксплуатации Русского месторождения» (ЗАО «ТННЦ»). Период разработки составляет 22 года, при этом достигается коэффициент извлечения нефти 0,283.
Проектным документом предусмотрено выделение одного объекта разработки ПК1. Авторами выделено четыре пилотных участков, на которых планируется рассмотреть различные конструкции скважин и технологии воздействия на пласт. Три пилотных участка находятся в подгазовой области и один в водонефтяной зоне. В основу выделения опытных участков положен принцип разделения месторождения на условные зоны. В скважине Р–91 впервые в практике работ для освоения и исследования пластов был применен струйный насос УОЭП – 3М.
На 2010 г. на 1-м пилотном участке пробурено 5 горизонтальных скважин. Планируется на восточном фланге в водонефтяной зоне ввести в эксплуатацию ещѐ 3 скважины, из них одна водозаборная, одна добывающая и одна паронагнетательная. Предусматривается использование горизонтальной паронагнетательной скважины, с длиной горизонтального участка 400 м. Расстояние между добывающими и нагнетательной скважиной составит 150 м. Запланировано испытание технологии паротеплового воздействия. На втором пилотном участке запланированы: введение в эксплуатацию многозабойной скважины конструкции «рыбий хвост»; наклонно-направленной скважины, вскрывающей весь продуктивный интервал. На третьем пилотном участке все добывающие скважины бурятся как горизонтальные в направлении с запада на восток. Подобная ориентация горизонтальных скважин позволит вскрыть выделенный по данным сейсмических исследований разлом и подтвердить его местонахождение. Планируется на пилотных участках ввести в эксплуатацию 20 скважин. Предполагается использование паротеплового воздействия на пласт; вытеснение нефти газом и водой; нагнетание мягкой воды; полимерное заводнение.
Источник: https://www.tyuiu.ru/media/files/2015/01_19/uchebnoe-posobie.pdf
Следующее Месторождение: Соколовогорское