Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия: 1932
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 76139.19 км²
Ярегское месторождение
Ярегское месторождение тяжелой нефти открыто в 1932 году, оно находится в Ухтинском районе с хорошо развитой инфраструктурой. Вблизи месторождения расположен крупный Ухтинский нефтеперерабатывающий завод.
В результате переработки тяжёлой нефти получают различные редкие и ценные продукты - дорожные битумы; хрупкие и лаковые битумы, востребованные в авиационной, электротехнической и лакокрасочной промышленности; трансформаторные, белые технические и медицинские масла; арктическое дизельное топливо и другие. В связи с уникальными физико-химическими свойствами нефти Ярегское месторождение представляет большой интерес как в отношении геологического строения, так и технологических особенностей разработки.
Краткая геологическая характеристика месторождения
В геологическом отношении Ярегское нефтяное месторождение представлено Ярегской, Лыаельской и Вежавожской положительными структурами третьего порядка, приуроченными к сводовой части крупной Ухтинской брахиантиклинали Южного Тимана (рис. 1). Протяженность структур 13—14.9 километров при ширине 4-5.5 км, амплитуда 82—87 м. Промышленная залежь нефти залегает на глубинах 130-300 м в кварцевых девонских песчаниках, образуя единую пластовую сводовую, тектонически и литологически экранированную залежь. Месторождение имеет сложное геологическое строение; то обстоятельство, что оно разрабатывается шахтным способом, позволяет наблюдать характер распределения нефти в разрезе. В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийские, девонские отложения. В основании залегают интенсивно дислоцированный венд-рифейский складчатый комплекс фундамента.
Рис.1. Ухтинский район, фрагмент схемы тектонического и нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции:
1 — границы административных районов; 2 — нефтепровод, 3 — газопровод, 4 — железная дорога, 5 — населенные пункты; границы тектонических элементов: 6 — надпорядковых, 7 — первого порядка, 8 — второго порядка; 9 — заповедник комплексный; 10 — выявленные структуры; 11—12 — месторождения: 11 — газовые, газоконденсатные, 12 — нефтяные. Нефтегазогеологическое районирование: 1-1 — Ухта- Ижемский НГР, 2 — Ижма-Печорская НГО, 2-3 — Велью-Тэбукский НГР, 2-6 — Тобышско-Нерицкий НГР. Элементы тектонического районирования: Г — Тиманский кряж, Г3 — Восточно-Тиманская структурная зона, Г3-1 — Вымский вал, Г3-3 — Эшмесская ступень, Г3-4 — Тобысьская депрессия, Г3-7 — Ухта-Ижемский вал, Д — Ижма-Печорская синклиза, Д1 — Нерицкая ступень, Д3-4 — Тэбукская ступень
Венд-рифейские образования сложены различными тонкослоистыми сланцами, а также массивными кварцитами и метамофизованными кварцитовидными песчаниками. Сланцы преимущественно зеленовато-серые серицит-хлорит-кварцевые и темно-серые. Кварциты и кварцитовидные песчаники обычно слюдистые, с серицит-хлоритовым и регенерационным кварцевым цементом. Сланцы, главным образом графитизированные разности, содержат как мелкие, так и достаточно крупные (до 0.5—2.5 мм) зерна лей- коксена и ильменита. Кварциты и кварцито-песчаники беднее титаном, но содержат мелкие зерна рутила, анатаза, циркона и турмалина.
На эродированной поверхности метаморфических сланцев с угловым и стратиграфическим несогласием залегают отложения среднего отдела девонской системы.
Эйфельский ярус (D2ef). Эродированная поверхность венд-рифейских метаморфических сланцев с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывается образованиями среднего отдела девонской системы. Представлен он отложениями верхнего подъяруса эйфельского яруса (D2ef2) (ранее - по уральской стратиграфической номенклатуре - афонинский горизонт (D2af)).
Рис. 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез Ярегского месторождения:
1 - включения гравия и гальки, 2 - песчаники, 3 - алевролиты и аргиллиты, 4 - известняки, 5 - мергели, 6 - фауна, 7 - туффоидный горизонт, сложенный туфами и диабазами, 8 — поверхность несогласия
В целом базальный пласт песчаников пласта III, продуктивный на Ярегском месторождении, сложен тремя литологическими пачками терригенного состава: нижней, средней и верхней, последняя пачка относится уже к верхнему девону. Разрез нижней пачки начинается с грубозернистых разностей песчаника, включающих линзы конгломерата со слабоскатанными обломками кварца и метаморфических сланцев. При закономерном уменьшении крупности зёрен и улучшении сортировки материала снизу вверх по разрезу в его строении выделяются два цикла отложений: основной - нижний, грубозернистый и меньший - верхний, мелкозернистыйВерхняя часть нижней пачки («надрудные алевролиты») характеризуется более сложным строением и резкой фациальной изменчивостью. Она сложена обычно серыми, плотными, горизонтально-слоистыми и узловатыми алевролитами и тёмными тонкослоистыми аргиллитами с прослоями плотных тонкозернистых, редко глинистых мелкозернистых песчаников. Максимальная общая мощность нижней пачки на объекте доходит до 30 м.
Практически все песчаники обладают высокими ёмкостно-фильтрационными свойствами. Открытая пористость их достигает 36 - 40 %, а газопроницаемость - до 10 мкм2 и более.
Выше залегают отложения живетского яруса (D2zv)(Старооскольский горизонт (D2st). Сложены они мономинеральными (кварцевыми), хорошо сортированными, косослоистыми, преимущественно мелко- и тонкозернистыми песчаниками с подчинённымучастием разнозернистых, прослоев аргиллитов, алевролитов и с линзами, прослоями олигомиктовых (лей- коксен-кварцевых) разностей, залегающих в верхней части разреза старооскольского горизонта.
Характерной особенностью кварцевых песчаников старооскольского горизонта является сравнительно однообразный гранулометрический состав, весьма малая глинистость, практическое отсутствие сидеритового материала и слабая сцементированность. Состав цемента серицитовый, реже глинистый (каолинитовый), нередко он практически отсутствует, поэтому в водоносной части прослои встречаются в виде рыхлого песка. Песчаники имеют типичную псаммитовую структуру с беспорядочной и параллельно-слоистой текстурой. Песчаники отличаются хорошо выраженной косой, преимущественно крутопадающей (до 35°) слоистостью, которая характерна главным образом для средней и верхней частей. Но велика роль и горизонтальной слоистости, преобладающей в низах разреза. Средняя толщина отложений старооскольского горизонта на Ярегском месторождении — 36 м (0—65 м).
Отложения верхнего девона на Ярегской площади имеют большое распространение и большую мощность, представлены нижнефранским и средне- франским подъярусами (D3f1 D3f2).
Джьерский горизонт (D3dzr) (ранее пашийский) на Ухтинской складке включает часть разреза поддоманиковых отложений от подошвы верхней пачки III пласта до кровли II пласта. Он расчленяется на три толщи. Первая из них включает залегающие в основании разреза верхнего девона песчаники верхней пачки III пласта и перекрывающие пласт надпластовые аргиллиты, вторая включает базальты, диабазы, туфы и туффиты, и третья — песчано-глинистые отложения с пластами Б и II, венчающие разрез горизонта.
Надпластовые аргиллиты, непосредственно перекрывающие песчаники продуктивного пласта III, представляют собой горизонтально-слоистые глинистые отложения с прослойками и линзами песчаников и конгломератобрекчий. Толщина надпластовых аргиллитов составляет в среднем около 8 м.
Вышезалегающая туфобазальтовая (туфодиабазовая) толща (или «туфоидные слои») сложена различными туффитами с подчиненными прослоями туфобрекчий, туфопесчаников и туфоидных глин. Среди них встречаются пластовые тела диабазов и базальтов, реже встречаются диабазовые дайки. Средняя толщина туфоидных слоев на Ярегском месторождении около 40 м при колебаниях от 5—10 до 60 м.
Неизмененные диабазовые и андезитобазальтовые туфы, обычно средней крепости и плотности, имеют пеструю, зеленовато-серую, местами буроватую окраску с черными, желтыми, коричневыми и сиреневыми пятнами; неравномерно раскристаллизованы, хлоритизированы, участками каолинизированы; трещиноватые, по трещинам кальцит, хлорит, участками нефть. В туфах часто встречаются вулканические бомбы различных размеров и форм. Диабазовые туфы и сами диабазы в периферических зонах и апофизах иногда переполнены миндалинами и пустотами (миндальная текстура), заполненными белым и розовым кварцем, халцедоном, опалом, хлоритом, кальцитом, иногда гематитом и каолинитом
Наиболее мощные слои диабазов и базальтов залегают главным образом в основании толщи в виде неправильных, среднего размера пластообразных тел с апофизами. Количество прослоев доходит до 5, обычно их 1—2. Средняя толщина диабазовых и базальтовых тел — 10-12 м при колебаниях от 0.5 до 80 м. Они имеют северо-западное и субмеридиональное простирание, неправильные очертания в плане и плоские караваеобразные формы в разрезе.
Тиманский горизонт (D3tm) (ранее кыновский D3kn) средней мощностью на Ярегской площади около 85—90 м представлен толщей слабоизвестковистых аргиллитов и аргиллитоподобных глин зеленовато-серого цвета и пестро окрашенных, участками и прослоями буровато-коричневых, с подчинёнными прослоями мергелей, известняков и песчаников.
В разрезе верхней части нижнетиманского подгоризонта преобладают плотные, неяснослоистые, темно-серые аргиллиты, местами алевритистые или известковистые, содержащие обугленный растительный детрит. В верхней части этой терригенной толщи встречаются прослои кварцевых и полимиктовых тонко- и мелкозернистых песчаников (пласты Б и II местной промысловой номенклатуры). Толщина пластов 1.5-3.0 и 4-6 м соответственно. Проницаемые песчаники указанных пластов пропитаны и насыщены нефтью.
Отложения верхнетиманского подгоризонтов представлены слабоизвестковистыми аргиллитами и аргиллитоподобными глинами зеленовато-серого, участками и прослоями буровато-коричневого и шоколадного цвета, с тонкими редкими прослоями мергелей и известняков, с прослоями алевролитов и глинистых песчаников (пласт А), встречающихся в верхней части горизонта. Перекрывается пласт А пачкой пестроцветных глин с прослоями известняков, мергелей и алевролитов.
Среднефранский подъярус (D3f2) в пределах Ухтинской складки выделяется в объёме саргаевского и доманикового горизонтов. Саргаевский горизонт представлен переслаиванием зеленовато-серых и коричневато-серых, тонко- и мелкозернистых песчаников с глинисто-карбонатным цементом и слюдистых алевролитов и глин с фауной брахиопод плохой сохранности.
Разработка Ярегского месторождения показала, что структура разбита трещинами на множество блоков, на каждые 25 метров подземных выработок приходится одна тектоническая трещина. Трещины зияющие и выполненные глиной, рыхлым песком или минеральными образованиями, амплитуды смещения от 1 мм до 2 м. Более крупные нарушения сопровождаются зонами дробления и микротрещиноватостью, а смещения крыльев достигают 20 м по вертикали. Основным промышленным объектом является пласт среднего девона, представленный чередующимися кварцевыми песчаниками, алевролитами и конгломератами. Коллекторские свойства этого пласта хорошие, коэффициент пористости варьирует от 0.03 до 0.33, средние значения составляют 0.14-0.15, трещиноватость пород значительно улучшает коллекторские свойства. Нефтесодержащие песчаники по своему составу содержат титановые и редкоземельные руды.
Технологические особенностии история добычи тяжелой нефти
Нефть Ярегского месторождения тяжелая, смолистая, плотность ее составляет 0.945 г/см3, плотность в пластовых условиях 0.933 г/см . Вязкость высокая — 12000-16000 мПа при пластовой температуре 6-8°С, температура застывания —10°С. Содержание сернокислых смол до 70 %, масел - 73.3%, парафина — 0.48 %, серы - 1.12 %, асфальтенов - 3.7 %. Газонасыщенность нефти в пластовых условиях достигает 10 м3/т. Групповой состав: метановые углеводороды - 21.2 %, нафтеновые - 45.6 %, ароматические - 33.2 %.
В связи с высокой вязкостью нефти и сложностью ее извлечения руководство СССР в 1936 году приняло решение о строительстве опытной нефтяной шахты. Проект нефтяной шахты разработали инженеры А. И. Гармаш, С. С. Гембицкий, П. 3. Звягин, А. П. Нестеренко, А. В. Кулевский, И. С. Новосильцев и другие. К строительству приступили 9 июня 1937 года. Средства, вкладываемые в этот проект, были настолько значительны, что потребовались особые гарантии и государственная оценка нефтяного месторождения, которая была проведена впервые в истории нашей страны 26 ноября 1937 года. Первая шахтная нефть страны была получена 9 сентября 1939 года. В то время нефть добывалась следующим образом. Из вспомогательных выработок, расположенных прямо в пласте, бурили короткие скважины, по которым нефть стекала и собиралась в резервуары. Перевозили её в вагонетках на лошадиной тяге (первые электровозы «Лилипут» для горной породы стали работать только с ноября 1945 года), затем переливали в бадьи и поднимали по стволу на поверхность.
Когда началась Великая Отечественная война, потребность в нефти была так велика, что в 1942 году на Яреге началось ускоренное строительство ещё двух шахт. Из 550 тысяч тонн нефти, добытых за годы войны в Республике Коми, около 400 тысяч тонн дала Ярега. Из тяжёлой нефти на Ухтинском нефтеперерабатывающем заводе получали некоторые виды остродефицитных продуктов для фронта и оборонных предприятий.
Однако более 90 % запасов тяжелой нефти по-прежнему оставались в пласте. В 1954 году на нефтешахтах была внедрена более прогрессивная система разработки - уклонно-скважинная, позволившая в несколько раз уменьшить объёмы горных работ и экономить значительные средства. Она была предложена Е. Я. Юдиным, А. А. Бабаяном, В. Н. Мишаковым, С. Ф. Здоровым, Н. Н. Челинцовым, М. А. Бернштейном, Б. Ф. Харитоненко и И. Ф. Солоцким. К концу 1955 года благодаря новой технологии у Яреги открылось «второе дыхание».
В конце 60-х годов добыча нефти на ярегских шахтах постепенно начала снижаться. Искали новые пути добычи тяжёлой нефти, и в результате появился новый метод — термошахтный, в его основу было положено свойство нефти резко уменьшать свою вязкость при нагреве. Государственный комитет СССР по делам изобретений и открытий выдал авторские свидетельства группе инженеров и учёных, разработавших технологию: П. Г. Воронину, В. Г. Вертию, Е. И. Гурову, В. С. Зубкову, В. Н. Мишакову, Н. И. Мельничуку,Г. Г. Миллеру, Л. М. Рузину, В. С. Сукрушеву, В. П. Табакову. Следует заметить, что еще в 30-х годах И. Н. Стриженовым было предложено использование термического воздействия на нефтяной пласт, однако слабая техническая база не позволила это осуществить.
В июне 1968 года на первой нефтяной шахте организовали опытный участок по термическим методам добычи нефти. Для закачки пара в пласт и отбора нефти использовались старые скважины. Нефтеотдача пласта стала повышаться. В августе 1969 года приказом по Министерству нефтедобывающей промышленности СССР было начато промышленное внедрение этого метода. С 1972 года нефтяные шахты полностью перешли на термошахтную технологию, что позволило увеличить в десять раз нефтеотдачу пласта и в 3,5 раза - добычу нефти. К 12 января 1977 года коллектив НШУ «Яреганефть» добыл термошахтным способом 1 млн тонн нефти. 25 декабря 1977 года за разработку и внедрение комплексного освоения Ярегского месторождения лауреатами Государственной премии СССР стали: Е. И. Гуров, В. Н. Мишаков, К. Г. Болтенко, М. А. Генс, И. Г. Фотиев, Г. П. Левин, В. А. Калюжный, Е. Я. Юдин, А. П. Сушон, Н. Д. Борисенко, С. В. Огурцов, О. К. Комаров. Патенты на термошахтную технологию добычи тяжелой нефти были приобретены в США, Канаде, Японии, Венесуэле и Франции.
В ноябре 1992 года НШУ «Яреганефть» вошло в состав ЗАО «Битран» (позже ОАО «Битран»). В марте 1993 года объединение «Коминефть» было преобразовано в открытое акционерное общество. ЗАО «Битран» было создано британской фирмой «Ютро Лтд.» и ОАО «Коминефть» на базе Ухтинского нефтеперерабатывающего завода для совершенствования технологии и углубления переработки высоковязкой нефти. Предприятие владело лицензией на доразведку и разработку северной части Ярегского нефтетитанового месторождения. Было создано два производства - по добыче нефти шахтным способом и по переработке нефти. Предполагалось создать единую технологическую цепочку с получением широкой гаммы нефтепродуктов.
В конце 80-х годов добыча ярегской нефти поднималась до уровня 512 тыс. тонн в год, но с началом реформ 90-х годов резко упала. В дальнейшем в ЗАО «Битран» добыча нефти стала устойчиво расти и приблизилась к полумиллиону тонн в год. В 1994 году на всех нефтешахтах Яреги были введены новые подземные станки ПБС-А 300 - для замены морально и физически устаревших ПБС-2Т.
ЗАО «Битран» планомерно осуществляло реконструкцию своего нефтеперерабатывающего производства, внедряло технологические процессы, позволяющие сократить негативное влияние производства на окружающую природную среду. На нефтеперерабатывающем заводе в короткое время была коренным образом реконструирована битумная установка № 1, готовый битум стал выпускаться в таблетированном виде. В январе 1996 года была завершена модернизация битумной установки № 2, которая была введена в действие ещё в 1942 году и представляла угрозу здоровью населения города из-за выбросов в атмосферу вредных веществ. Выбросы прекратились, условия трудастали более комфортными, повысилось качество продукции.
В 1996 году была проведена реконструкция, позволившая увеличить глубину переработки нефти. В 1998 году ЗАО «Битран» производило из тяжёлой ярегской нефти высококачественные термостабильные дорожные битумы, отвечающие требованиям мировых стандартов, специальный хрупкий битум марки «Г», масламягчители, используемые в резинотехнической и полиграфической отраслях промышленности, и другую продукцию.
В дальнейшем снова встал вопрос о пересмотре действовавшей термошахтной технологии в целях сокращения эксплуатационных расходов. Первые попытки реализовать эту идею были предприняты в 1997 году на одном из участков нефтешахты № 2 и увенчались успехом инженеров и руководителей «Битрана», учёных института «ПечорНИПИнефть». Впоследствии осуществлялась программа научно-исследовательских работ по совершенствованию термошахтной технологии добычи нефти. Велись опытные работы по закачке пара в пласт с поверхности при добыче с существующих в шахте выработок. Новая технология позволяла повысить коэффициент нефтеотдачи.
С августа 2000 года ОАО «НК “ЛУКОЙЛ”» в рамках общей реорганизации компании передало переработку высоковязкой нефти предприятию «ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка». С 2003 года инвестиционные проекты, связанные с развитием Яреги, вошли в число приоритетных направлений развития ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». В сентябре 2003 года на опытном участке нефтешахты № 2 всего за один месяц было добыто рекордное количество нефти - 1 % от балансовых запасов. В целом же за год нефтеизвлечение составило 9.8% от балансовых запасов, или почти 22 % от извлекаемых.
В 2016 году ОАО «ЛУКОЙЛ» реализовал крупнейший инвестиционный проект «Ярега-1», в рамках которого построен ряд производственных объектов. В конце года вместе с новым пунктом подготовки и сбора нефти здесь была запущена в эксплуатацию уникальная водоподготовительная установка ВПУ- 700. По итогам 2016 года добыча нефти на Ярегском месторождении выросла на 23 % и составила 912,886 тыс. тонн, в 2017 году добыча составила 1 081,789 тыс. тонн высоковязкой нефти (рис. 3).
Рис.3. Динамика добычи нефти на Ярегском месторождении
На Ярегской и Лыаельской площадях Ярегского месторождения осуществляется добыча нефти с применением тепловых методов: термошахтного и термогравитационного дренирования пласта. С 2005 по 2011 годы на участке ОПУ-3 проводились опытные работы по испытанию технологии термогравитационного дренирования пласта (ТГДП) в системе горизонтальных скважин с горизонтальным продолжением 300 м. Термогравитационное дренирование пласта - эффективный метод добычи высоковязкой нефти, который представляет собой две горизонтальные параллельные скважины, расположенные одна над другой, где верхняя скважина нагнетательная, а нижняя - добывающая, при постоянной закачке пара в верхнюю скважину образуется паровая камера.
Всего в ходе эксплуатации Ярегского месторождения по термошахтной технологии создано и внедрено несколько систем разработки- двухгоризонтная, одногоризонтная, панельная и их комбинации. При всех перечисленных системах закачка пара ведется через подземные скважины, пробуренные из горных выработок, а добыча нефти - через подземные горизонтальные и пологовосстающие скважины, пробуренные из горных выработок (добывающие галереи), пройденных в подошве нефтенасыщенной части пласта.
До 1998 г. основной была двухгоризонтная система, при которой достигается максимальная степень охвата пласта, но она требует большого объема проходки горных выработок - 240 м/га. Для устранения недостатков, свойственных этим системам, была разработана новая подземно-поверхностная система, отличающаяся закачкой пара через скважины, пробуренные с поверхности. Увеличение параметров пара и темпа закачки по подземно-поверхностной системе позволило более чем в два раза увеличить темпы отбора нефти. Доказательством этому может служить следующее: на одном из блоков нефтешахты № 2 за 22 года разработки по одногоризонтной и двухгоризонтной системам коэффициент извлечения нефти составил 0,439, а за 11 лет разработки другой части блока по подземно-поверхностной системе коэффициент извлечения нефти достиг 0,564. На основе полученных результатов в 2003 г. был подготовлен проект разработки площадей по подземно-поверхностной системе. При этом проходка горных выработок сократилась с 240 м/га (по двухгоризонтной системе) до 92 м/га (по подземно-поверхностной). Совершенствование подземно-поверхностной системы привело к объединению ее с панельной системой вскрытия шахтных полей, что позволило сократить проходку горных выработок до 57 м/га.
ОАО «ЛУКОЙЛ-Коми» постоянно проводятся работы по повышению эффективности термошахтной разработки Ярегского месторждения, среди которых: увеличение протяженности подземных скважин до 1000 м вместо существующих 300 м, автоматизация технологических процессов по термошахтной добыче нефти. В перспективе это позволит перейти на закрытый режим эксплуатации шахтных блоков, увеличить коэффициент нефтеотдачи до 0.7, снизить затраты на добычу нефти.
Наряду с нефтью Ярегское месторождение представляет интерес в отношении титановых (лейкоксеновых) руд, запасы которых значительные. С 2017 года НШУ «Яреганефть» осуществляет добычу титановых руд для переработки в АО «СИТТЕК» с целью производства титанового коагулянта для водоочистки.
Источник данных: Ярегское месторождение тяжелой нефти: история разработки и перспективы развития. Н. Н. Тимонина, В. В. Пьянков. 2018
Следующее Месторождение: Мадачагское