Нефтяная промышленность

Введение

В последние годы при оценке состояния и перспектив развития нефтяной промышленности страны особо отмечаются истощение ранее введенных крупных месторождений и снижение объема прироста запасов, которые к тому же приурочены преимущественно к небольшим залежам нефти с осложненными геолого-физическими характеристиками в удаленных районах.

Актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

В 20-40е гг двадцать первого столетия глобальный спрос  на энергоносители может возрасти вдвое или даже втрое по сравнению с 2000 годом, учитывая дальнейшее развитие современной отраслей экономики. Доля возобновляемых источников энергии неуклонно растет и может составить 30 % к 20- 40 м гг. В связи с тем, что огромный дефицит энергии никуда не исчезнет, нефть и газ еще несколько десятилетий будут играть ведущую роль в мировой энергетике.

В тоже время происходит истощение разрабатываемых месторождений нефти,  что делает еще актуальней вопросы поиска новых запасов и увеличение нефтеотдачи при их разработки. Следовательно, высокая  потребность в углеводородах выдвигает задачи, которые необходимо решать эффективные и инновационными методами.

Сегодня основная доля мировой добычи нефти приходится на месторождения, пик добычи на которых уже пройден. Поэтому для удовлетворения будущего спроса на энергоносители огромное значение приобретает использование эффективных стратегий максимального повышения нефтеотдачи.

Мы находимся в процессе постоянного поиска инновационных методов разведки, разработки и добычи углеводородов, которые будут не только эффективными и экономичными, но и будут оказывать минимальное воздействие на окружающую среду.

Геологическая характеристика месторождения

 

В настоящее время северо-западный район Сахалина относится к высокоперспективным землям с доказанной промышленной нефтегазоносностью, прямые признаки которой отмечены от эффузивной (музьминской) толщи до окобыкайской свиты включительно. Газоконденсатное месторождение Узловое находится в северо-западной части острова Сахалин в 70 км от г. Охи.

Месторождение открыто в 1968 г. параметрической скважиной №1.

На площади пробурено 28 скважин, вскрывших 28 продуктивных газоносных пластов.

Месторождение Узловое расположено в холмистой низменной равнине, понижающейся в северном направлении. С запада месторождение ограничено береговой линией озера Сладкое, с севера - береговой линией озера Успеновское. Восточная часть его выходит на восточный склон Люгинского хребта, на юге - широта устья реки Сладкая. Центральную часть в меридианальном направлении пересекает река Успеновка. Ширина русла ее в нижнем течении достигает 15 м, глубина до 2 м. Долины многочисленных мелких рек и ручьев широкие, поймы заболоченные, развиты мари, встречаются небольшие зарастающие озера. Средний уровень воды в ручьях и реках сравнительно постоянен, благодаря их питанию грунтовыми водами, однако во время дождей уровень воды быстро повышается, что делает продвижение по району затруднительным. Большая часть района покрыта смешанным лесом средней густоты, представленным в основном березой, лиственницей, осиной, кедровым стлаником. Редко встречается ель и пихта.

Вскрытый на Охинском месторождении разрез сложен образованиями неогена, палеогена и верхнего мела и наиболее полно охарактеризован скважинами №№ 1003. 1014. 1015р. 1050. В сводовой части Охинской складки выходят на поверхность отложения верхнего миоцена.По литологическим и микрофаунистическим признакам все породы подразделяются на толщи, пачки, горизонты (снизу вверх):

Толща туфогенных песчаников (верхний мел) общей толщиной 1500 м;

По литологическому составу, комплексам моллюсков и фораминифер нутовский горизонт можно разделить на 3 части:

-нижнюю, сложенную преимущественно глинистыми породами и охватывающую отложения от кровли 16 пласта до подошвы 7а пласта;

-среднюю, сложенную в основном песчаными породами и включающую пласты от 7а по 4 включительно;

-верхнюю, представленную неравномерным чередованием песков, глин, алевритов. Включает в себя песчаный пласт, характеризуется преобладанием глин над песками.

Глины серые, буровато-серые, алевритовые, песчанистые слоистые, плотные, с обуглившимися растительными остатками.

Алевриты глинистые, песчано-глинистые, содержат 52-78% обломочного материала, размером 0.01-0.8 мм.

Пески светло-серые, желтовато-серые, разнозернистые, гривистые, мелкозернистые, наблюдается мелкая рассеянная галька.

Четвертичные отложения в пределах месторождения представлены делювием, элювием, аллювием и озерно-болотными отложениями.

Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

 

Стратиграфия

Стратиграфический разрез района месторождения представлен следующими отложениями:

    - меловой «фундамент»

 

- мачигарский горизонт (олигоцен)

 

- даехуриинский горизонт (олигоцен)

 

- уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен)

 

- нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен)

 

- четвертичные отложения

 

Наиболее древней вскрытой частью стратиграфического разреза (скважина 1) является верхнеокобыкайский подгоризонт (N1 ok). Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений составляет 350 м; по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, к востоку от месторождения (в пределах Восточно-Одоптинской зоны) составляет около 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных аргиллитов.

Нутовский горизонт (N1 nt) - верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800-2000 м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море).

Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский («М», «Н», «О», I-VIII пласты).

Нижненутовский подгоризонт (N1 nt1 - верхний миоцен) литологически представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60 м), глин и алевролитов. Максимальным содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300 м, в прогибах возрастает до 1800 м, уменьшаясь на восток (к Восточно-Одоптинской зоне) до 400-500 м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.

Верхненутовский подгоризонт - N2nt (плиоцен). Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами “М”,”Н”, “О”, I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м.

В результате детальной корреляции разрезов скважин, пробуренных в период с 1996 по 2009 гг. с учетом материалов сейсморазведки 3Д, изменена корреляция продуктивных пластов

 

Тектоника

По данным сейсморазведки и глубокого бурения Узловая складка представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания. В изученных пределах размеры складки составляют 8-8,5 км по длинной оси и 4,5 км по короткой. Брахиантиклиналь имеет ассиметричное строение. Западное крыло пологое и короткое, постепенно переходящее в неглубокую синклиналь, западный борт которой непосредственно граничит с Западно-Байкальским разломом.

Строение свода складки несколько меняется с глубиной. По нутовским и верхнеокобыкайским отложениям свод складки (район скважин 31, 9, 12) широкий и пологий. Углы падения в приосевой части менее 1?. С удалением от оси складки углы падения возрастают до 2-3?. Постепенно с глубиной свод складки становится уже.

Кроме того, наблюдается несоответствие структурных планов различных структурно-стратиграфических комплексов. Если по отложениям нутовского и окобыкайского горизонта свод складки располагается в районе скважин 9, 12 13, 31, то по отложениям дагинского горизонта в районе скважин 6, 21, 23.

Неверхняя переклиналь складки более короткая и сильно разбита тектоническими нарушениями. Южная переклиналь протяженнее северной. Погружение шарнира складки в южном направлении проходит под углом не более 5?. В строении Узловой брахиантиклинальной складки основную роль играли тектонические подвижки, в результате чего складка представляет собой сложно построенную структуру, разбитую диагональными нарушениями сбрососдвигового характера на 16-17 блоков различных размеров. Плоскости сбросов наклонены в основном в сторону свода. Сводовый блок опущен относительно переклинальных. Южная переклиналь (блока 5а и 5) по неогеновым отложениям менее нарушена, чем северная переклиналь и присводовая часть структуры. По материалам бурения разведочной скважины 4 и сейсмическим исследованиям 1999-2000 гг. южный переклинальный блок практически не нарушен. Выделяемый ранее разрыв 6 в скважине №11 на глубине 2800 м материалами скважины №4 не подтверждается.

Охинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, входящей в состав Охинской мегантиклинали.

Охинская мегантиклиналь расположена на западном крыле Шмидтовского антиклинорного поднятия и имеет протяженность с юга на север 34-35 км. Мегантиклиналь простирается в субмеридиональном направлении вдоль крупного взброса, осложняющего ее восточное крыло.

В составе Охинской мегантиклинали выделяются (с севера на юг) Хангусинская, Северо-Охинская, Охинская, Южно-Охинская и Эхабинская антиклинальные складки.

Охинская антиклинальная складка представляет собой крупную ассиметричную брахиантиклиналь. вытянутую почти в меридиальном направлении более чем на 5 км, шириной до 2 км. Углы падения восточного и западного крыльев складки увеличиваются по мере удаления от сводовой части. Крутизна восточного крыла изменяется от 5 – 10 до 30 – 35 градусов, западного не превышает 15 градусов. Шарнир складки погружается в северном и южном направлениях под углом от 3 – 5 до 10 градусов.

Складка осложнена многочисленными разрывами сбросового и взбросового характера, широтного и диагонального простирания различной амплитуды, которые делят складку на ряд блоков. Их поверхности экранируют залежи нефти, приуроченные к этим блокам.

Нефтегазоносность

Северо-Сахалинский нефтегазоносный бассейн остается основным нефтегазодобывающим районом на востоке России. К настоящему времени в его пределах открыто более 50 месторождений нефти и газа, причем наиболее крупные из них расположены на шельфе северо-восточной части Сахалина. Сложность и высокая стоимость проведения нефтегазопоисковых работ в акваториях требуют повышения эффективности прогноза нефтегазоносности.

Геохимические исследования рассеянного органического вещества пород кайнозойского разреза Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна позволили построить схемы распространения его типов и концентраций в нефтематеринских породах основных нефтегазоносных комплексов, определить границы проявления главной зоны нефтеобразования, разработать модели генерации углеводородов для различных типов рассеянного органического вещества. В то же время ряд аспектов формирования месторождений нефти и газа, имеющих ключевое значение для повышения эффективности и достоверности прогноза нефтегазоносности, четко не установлен. В частности, по-прежнему сосуществуют две конкурирующие гипотезы о преимущественной сингенетичности или эпигенетичности нефтяных месторождений, приуроченных к двум основным нефтегазоносным комплексам: нутовско-окобыкайскому и дагинско-уйнинскому. Для решения этой проблемы важное значение имеет проведение генетической типизации нефтей.

В процессе многолетних газохроматографических исследований, проводимых в СахалинНИПИморнефти, были изучены нефти из 41 месторождения Северного Сахалина и накоплен большой объем данных по индивидуальному углеводородному составу бензиновой фракции нефтей (200 анализов) и составу нормальных и изопреноидных алканов сырых нефтей (320 анализов). В последнее время методом хроматомассспектрометрии (прибор Finnegan 4000) выявлен состав полициклических углеводородов в нефти (21 анализ) из 13 месторождений.

В результате статистической обработки и анализа взаимозависимости большого набора углеводородных показателей нефтей в качестве наиболее информативных были выбраны три параметра: соотношение нормальных стеранов С27, С28, С29, отношение сумм циклогексанов к цикло-пентанам ЦГ/ЦП и отношение пристана к фитану П/Ф. Эти параметры положены в основу аыделения генетических типов нефтей и построения схемы их распределения.

Как показали проведенные исследования, нефти всех изученных месторождений разделяются на два основных генетических типа. В первый тип попадают нефти месторождений, приуроченных к нутовско-окобыкайскому нефтегазоноскому комплексу и расположенных в северо-восточной части Сахалина и на прилегающем к нему шельфе. Второй тип представлен, в основном, нефтями месторождений дагинско-уйнинского нефтегазоносного комплекса, находящихся в юго-восточной и центральной частях Сахалина. Следует отметить, что количественные значения отдельных генетических параметров внутри выделенных двух типов нефтей варьируют, вероятно, вследствие разной доли участия в исходном органическом веществе гумусовой и сапропелевой составляющих и особенностей его диагенетических и катагенетических преобразований.

Нефти I генетического типа обнаружены на месторождениях, размещающихся в северо-восточной части Северного Сахалина и на прилегающем к нему шельфе и приуроченных к отложениям нутовско-окобыкайского нефтегазоносного комплекса. Это месторождения, входящие в состав Эспенбергской, Эхабинской, Одоптинской, Паромайской и Чайвинской зон нефтегазонакопления. Рассеянное органическое вещество нефтематеринских толщ в зонах питания данных месторождений характеризуется смешанным составом с некоторым преобладанием сапропелевых компонентов.

Наряду с общими для всех нефтей генетическими, характеристиками параметры углеводородного состава нормальных и изопреноидных алканов и бензиновой фракции нефтей имеют некоторые различия, свойственные двум группам нефтей.

Первая группа нефтей имеет довольно ограниченное распространение на Северном Сахалине и обнаружена на месторождениях Оха, Эхаби, Восточный Кайган и Колендо, расположенных в зоне максимального развития морских и глубоководно-морских глинисто-кремнистых отложений. Специфическая черта нефтегазоносности этих месторождений - преобладание залежей нефти. Отношение разведанных запасов нефти к газу составляет в них 10:1. Возможно, нефти аналогичного состава могут быть обнаружены в наиболее северных Шмидтовском и Хангузинском участках северо-восточного шельфа Сахалина.