Современное состояние сырьевой базы ОАО «Томскнефть» ВНК характеризуется ухудшением структуры и качества запасов на разрабатываемых и вновь вводимых в разработку месторождениях. Существенным является рост в общем балансе ОАО истощенных, трудноизвлекаемых запасов и залежей с непредельным нефтенасыщением. При этом высокая (более 85%) обводненность скважин на объектах с истощенными высокоактивными запасами переводит их в разряд низкодебитных по нефти. В результате было предопределено, что при существующей системе воздействия на пласты принятые коэффициенты нефтеизвлечения по большинству залежей не будут достигнуты и около 10% всех извлекаемых запасов нефти, числящихся на балансе ОАО, не будет извлечено.

По существу все месторождения по мере выработки запасов становятся сложнопостроенными, а их запасы трудноизвлекаемыми. Поэтому наиболее актуальной становится задача разработки и внедрения новых технологий, позволяющих наиболее эффективно извлекать такие запасы.

В геологическом строении месторождений принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента, на которых с несогласием залегают мезокайнозойские отложения осадочного платформенного чехла.

Палеозойская группа. Палеозойские образования вскрыты разведочными скважинами на глубинах 2650 - 3000 м. Они представлены сильно карбонатизированными, филлитизированными алевролитами, серовато-зелеными, слабометаморфизованными аргиллитами. Вскрытая толщина 46 - 243 м. В строении осадочного чехла выделены юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.

Юрская система. Тюменская свита. Представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями углей и углистых аргиллитов. Толщина свиты 220 - 290 м.

Васюганская свита. Представлена морскими и прибрежно-морскими отложениями.

В ее составе выделяются две подсвиты: нижневасюганская глинистая и верхневасюганская песчано-алевролитовая.

Нижневасюганская подсвита сложена двумя пачками. Нижняя - представлена низкоомными глинистыми образованиями, верхняя - аргиллитами с прослоями алевролитов.

Верхневасюганская подсвита сложена песчаными пластами переслаивающимися с аргиллитами и алевролитами и угольным пластом У\. В разрезе подсвиты выделены два пласта Ю)° и ЮД Пласт K) i°, являющийся продуктивным, представлен мелкосреднезернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Пласт Ю|^! в пределах месторождения преимущественно водоносный. Общая толщина васюганской свиты колеблется от 60 до 80 м.

Георгиевская свита. Отложения васюганской свиты перекрываются отложениями георгиевской свиты. Литологически они представлены темно-серыми с зеленоватым оттенком аргиллитами и алевролитами, обогащенными глауконитом и пиритом. Отложения имеют ограниченное распространение. Толщина свиты около 6 м.

Баженовская свита. Отложения баженовской свиты залегают на отложениях георгиевской свиты. Они представлены темно-серыми, почти черными битуминозными аргиллитами, являющимися региональной покрышкой для нефтенасыщенных пластов горизонта Ю. Толщина свиты 16-21 м.

Вышележащие меловые отложения представлены куломзинской, тарской вартовской, алымской, покурской, кузнецовской и ганькинской свитами, сложенными широким диапазоном фаций: от прибрежно-морских до лагунно-континентальных.

геологический скважина нефть пласт

Расположение регионов добычи нефти в Томской области

Зона деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК составляет около 34 тысяч км. Площадь лицензионных участков - свыше 26 тысяч км(кв). Главная отличительная черта нашей географии - разбросанность месторождений, они находятся в труднодоступных Васюганских болотах и на неосвоенных землях.

ИГольское месторождение открыто в 1966 г., введено в разработку в 1977 г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113 км восточнее г. Нижневартовска и в 80 км от г. Стрежевого (Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70% территории; поймы рек изобилуют озерами, протоками, старицами. На заболоченных участках торфяной слой достигает 6-10 м.

Общие сведения о месторождении

Анализ разработки Игольского месторождения

На территории месторождения проложены бетонные дороги к основным производственным объектам (ЦПС, БКНС, базы промысловые), к остальным - грунтовые. Нефть с Игольского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Cоветский центральный товарный парк (ЦТП), оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск - Александровское - Анжеро-Судженск. Нефтяной газ компримируется до 1.6 МПа для последующей его подачи по газопроводу «ГКС - Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г. Стрежевой, Нижневартовский ГПЗ). Попутный газ утилизируется на 95%. Энергообеспечение 110 и 35 кВт по ЛЭП от Сургутской ГРЭС. На территории месторождения из строительных материалов имеются глина, песок, строительный лес, водоснабжение из подземных источников.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ. твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод.

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок» соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На схеме 1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Со скважин жидкость (нефть, пи и ноли) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДПС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДИС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или на установку подготовки нефти (УПН).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент - деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные блоки (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.