Совершенствование и улучшение фактического состояния разработки Лебяжьего месторождения

1.

Выполнил: Лаврищев А.А.
Научный руководитель: Назарова Н.В.

2. Цели и задачи дипломного проекта

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ДИПЛОМНОГО 
ПРОЕКТА
Цель  дипломного  проекта  –  разработать  концепцию, 
направленную  на  совершенствование    и  улучшение 
фактического 
состояния 
разработки 
Лебяжьего 
месторождения.
В ходе написания дипломного проекта решались 
следующие прикладные задачи:
Оценка особенностей геологического строения.
Анализ текущего состояния разработки.
Сопоставление проектных и фактических показателей 
разработки месторождения и выявление причин 
существенных отклонений.
Анализ энергетического потенциала объектов разработки.
Анализ и прогнозирование выработки запасов. 
Предложение методов и вариантов по усовершенствованию 
разработки. 

3. Географическое расположение

ГЕОГРАФИЧЕСКОЕ 
РАСПОЛОЖЕНИЕ Месторождение 
Масштаб 1:500000
п. Заречный
Рогожниковская
площадь
Поснокортское
1981г.
оз. Ун-Жальлор
Сосновомысское
оз. Сортымлор
Лебяжья
площадь
П. Сосновый
ГПЗ
П. Карымкары
оз. Лебяжье
НПЗ
Ем-Еговская
площадь
оз. Бол. Емьеханское
Талинская
площадь
оз. Мал. Емьеханское
ВосточноИнгинская
площадь
Пальяновская
площадь
ВосточноПальяновская
площадь
Водозабор
п. Талинский
оз. Ай-Тор
Каменная
площадь
Условные обозначения:
- ДНС
- границы лицензионных участков
- административные границы
- нефтепроводы
- водоводы
п. Каменный
открыто  в 
Опытно­промышленная 
эксплуатация  ведется 
1996г.
с 
Недропользователем 
Лебяжьего 
лицензионного 
участка 
является 
закрытое 
акционерное 
общество 
«Назымская 
нефтегазоразведочная 
экспедиция».

4. Геологическое строение месторождения, пласт ВК1

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ 
МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ПЛАСТ ВК1
? ??? ?
D
1398
1400
1410
Q ? = 3 .2 5 ? 3 /? ? ?
Q в = 1 2 . 5 4 ? 3 /? ? ?
Q ? = 3 .6 6 ? 3 /? ? ?
Q в = 0 .4 1 ? 3 /? ? ? Q ? = 3 .7 ? 3 /? ? ?
1420
Q ж = 2 7 ? 3 /? ? ?
В Н К - 1 4 1 9 .6 ± 2 .4 м
Н е ф ть + ф и л ьтр а т б у р о в о го р а с т во р а
1430
ВК
1
1440
1450
2735
2573
2559
2567
2714
2661
Условны е обозначения:
С хе м а р а сп о л о ж е н и я с кв а ж и н
I
2609
Н еф ть
302
В ода
Н е кол л е кто р
1304
74
10
И н те рвал пер ф о р ац и и
307
13
312
1003
1005
1006
301
1007 308
1301
313
311
1009
310
1012
304
18
73
II
62
4
306
I
1
И спы та ни е в откры том ствол е
II 30 3
300
Т е кто н и че ско е н а р уш е н и е
7
Л и н и я ге о л о ги ч е с к о го
разреза
305
3
69 2
2728
З а б о й (а б с . о т м е т к а )
Продуктивность Лебяжьего месторождения связана с меловыми 
(пласт  ВК1),  верхнеюрскими  (пласты  ЮК0­1),  среднеюрскими 
отложениями  (пласты  ЮК2­8)  и  доюрским  комплексом  (ДЮК  – 
кора выветривания КВ и палеозойский фундамент PZ).

5. Геологическое строение месторождения, пласты ЮК, КВ, Pz

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ 
МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ПЛАСТЫ ЮК, 
Геологический 
разрез 
Лебяжьего 
КВ, PZ
месторождения 
представлен 
двумя 
структурными  этажами.  Нижний  этаж 
сложен 
кристаллическими 
метаморфизованными  и  магматическими 
породами  доюрского  складчатого  фундамента, 
верхний  –  мезозойско­кайнозойским  осадочным 
чехлом.
Продуктивность  Лебяжьего  месторождения 
связана 
с 
меловыми 
(пласт 
ВК1), 
верхнеюрскими  (пласты  ЮК0­1),  среднеюрскими 
отложениями  (пласты  ЮК2­8)  и  доюрским 
комплексом  (ДЮК  –  кора  выветривания  КВ  и 
палеозойский фундамент PZ).

6. Геолого-физическая характеристика

ГЕОЛОГО­ФИЗИЧЕСКАЯ 
ХАРАКТЕРИСТИКА 

7. Запасы нефти и газа

ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА

8. История проектирования разработки

ИСТОРИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 
РАЗРАБОТКИ
1. «Проект  пробной  эксплуатации  месторождения  Лебяжье 
(пласт  ВК1)»  (ВНИИнефть),  протокол  ЦКР  МЭ  №1535  от 
29.04.1993 г.  Проект  по  экономическим  причинам  не  был 
реализован.
2. «Проект пробной эксплуатации Лебяжьего месторождения» 
(СибНИИНП), протокол ЦКР МТЭ №2033 от 13.06.1996 г.
3. «Дополнение  к  проекту  пробной  эксплуатации  пласта  ЮК1 
Лебяжьего  месторождения»  (ООО  ТЭРМ),  протокол  ТО  ЦКР  по 
ХМАО №427 от 27.05.2003 г.
4. «Технологическая  схема  ОПР  пласта  ЮК1  Красноленинского 
нефтегазоконденсатного 
месторождения 
в 
пределах 
Лебяжьего  лицензионного  участка»  (ООО  «ТЭРМ»),  протокол 
ТО ЦКР по ХМАО №834 от 21.11.2006 г.
5. «Технологическая  схема  разработки  Красноленинского 
нефтегазоконденсатного 
месторождения 
в 
пределах 
Лебяжьего  лицензионного  участка»  (ООО  «ТЭРМ»),  протокол 
ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №1100 от 09.12.2008 г. 
Действующий проектный документ.

9. Анализ текущего состояния разработки

АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ 
РАЗРАБОТКИ
Месторождение  находится  на 
стадии доразведки.
Разработка  осуществляется 
на  естественном  режиме  без 
ППД.
В 
опытно­промышленной 
эксплуатации 
находится 
только пласт ЮК1.
По  состоянию  на  01.01.2010г. 
добыто  319  тыс.т  нефти, 
335 тыс.т жидкости.
Действующий фонд 5 скважин 
– 15% от общего фонда.

10. Анализ энергетического состояния

АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО 
СОСТОЯНИЯ
На 1 января 2010 года текущее пластовое 
давление пласта ЮК1 составило 15.8 МПа, 
что ниже на 10.4 МПа относительно 
начального пластового – 26.2 МПа.
Давление 
насыщения 
составляет 20.6 МПа.
В 
настоящее 
время 
разработка 
месторождения 
осуществляется 
на 
пониженных  давлениях  –  ниже  давления 
насыщения.
пласта 
ЮК1 

11. Анализ выполнения проектных решений

АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕНИЯ 
ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

12. Анализ эффективности ГТМ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТМ
Пласт
ЮК1
ОПЗ
кол. операций, 
доп. доб. 
шт.
нефти, тыс.т
4
0.153
ГРП
кол. операций, 
доп. доб. 
шт.
нефти, тыс.т
1
нет эффекта
Месторождения­аналоги:
1. Каменное месторождение, ГРП – 5.2 тыс.т на скважину, 
ОПЗ – 0.8 тыс.т на скважину
2. Ем­Еговский ЛУ, СКО – 450 т на скважину
3. Рогожниковское месторождение, ЗБС – 2.4 тыс. т
4. Поттымско­Ингинское месторождение, ГРП 3.2 тыс. т

13. Выводы и рекомендации

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
Проблемы:
1. Сложное
геолого-физическое
строение
(литологически,
тектонически экраннированные залежи).
2. Отсутствие системы ППД.
3. Высокий процент бездействующего фонда.
4. Отставание в темпах разбуривания.
5. Разработка залежи ЮК1 на давление ниже давления насыщения.
Решение:
1. Доизучение месторождения посредством бурения новых
скважин. Проведение сейсмических исследований, выделение
участков
для
опытного
применения
инновационных
технологий.
2. Работа
с
фондом
скважин.
Перевод
скважин
на
механизированный способ эксплуатации. Реализация системы
ППД. Проведение ремонтно-изоляционных работ, капитального
ремонта скважин с целью снижения доли бездействующего
фонда скважин.
3. Для снижения рисков неэффективности бурения необходимо
применять высокоэффективные ГТМ в период освоения
скважин.

14. Спасибо за внимание

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ