Президент ПАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов не единожды на всех

уровнях заявлял о том, что разработка Ярегского месторождения является

одним

из

приоритетных

проектов

Компании.

Новые

технологии,

используемые

при

добыче

на

этой

территории

«черного

золота»,

уже

сегодня дают свои результаты.

Ярегское

месторождение

является

крупнейшим

месторождением

высоковязкой нефти Группы ЛУКОЙЛ. Открыто в 1932 году, расположено

в

южной

части

Тимано-Печорской

провинции,

в

Ухтинском

районе

Республики Коми, и включает две основные разрабатываемые площади:

Ярегскую и Лыаельскую.

Разработка Лыаельской площади ведется поверхностным бурением,

Ярегской - шахтным методом. Некогда уникальная технология, когда идет

проходка

шахт,

бурятся

горизонтальные скважины,

закачивается

параллельно пар и нефть поднимается на поверхность и в дальнейшем

транспортируется, ныне активно используется для добычи битуминозной

нефти.

Технология

сложная

и

капиталоемкая,

особенно

в

сфере

экологических

проблем,

поскольку с

паром

поднимается

большое

количество воды, которая должна быть обработана, подготовлена, очищена

и

снова

направлена

на

парогенераторы.

Несмотря

на

это,

шахтный

метод Вагит

Алекперов

считает будущим

российской

нефтедобычи.

Он

может применяться на битумных месторождениях в Татарстане, Башкирии

и месторождениях сверхвязкой нефти в республике Коми. ЛУКОЙЛ готов

тиражировать

эту

технологию

и

открыт

для

того,

чтобы

делиться

с

коллегами-нефтяниками.

В административном отношении Ярегское нефтяное месторождение

расположено на территории, подчиненной МОГО «город Ухта» Республики

Коми, к юго-западу от города на расстоянии 25 км по автомобильной и 18

км по железной дорогам.

Месторождение включает три структуры: Ярегскую, Лыаельскую и

Вежавожскую. В промышленной разработке с 1939 г. находится только

Ярегская площадь, где с 1972 г. применяется термошахтная технология.

С 1975 по 1995 гг. на Лыаельской площади проводились опытно-

промышленные

работы

по

закачке

в

пласт

пара

с

поверхности

через

вертикальные скважины.

Лыаельская

площадь,

занимающая

центральную

часть

Ярегского

месторождения,

расположена

на

северо-восточном

склоне

Южного

Тимана, в междуречье рек Ижма и Ухта. Его географические координаты

63°25



северной широты и 53°25



восточной долготы. В административном

отношении

Лыаельская

площадь

расположена

в

Ухтинском

районе

Республики Коми, в 35 км по автомобильной дороге от административного

центра г. Ухта и в 10 км от п. Ярега.

В

пределах

Ярегского

месторождения

в

3÷4

км

друг

от

друга

находятся

три

поселка

нефтешахт:

п.

Ярега

(Нефтешахта

№

1),

п.

Первомайский (Нефтешахта № 2), п. Нижний Доманик (Нефтешахта № 3).

Поселки связаны между собой с г. Ухтой асфальтированной автомобильной

дорогой. Через месторождение между поселками Первомайский и Ярега

проходит железнодорожная магистраль Москва – Воркута. Добычу нефти

на месторождении осуществляет НШПП «Яреганефть», ТПП «ЛУКОЙЛ-

Ухтанефтегаз»,

ООО

«ЛУКОЙЛ-Коми».

Железнодорожным

и

автомобильным

транспортом

нефть

транспортируется

на

Ухтинский

нефтеперерабатывающий завод ООО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка».

Запасы

нефти

на

месторождении

распределены

между

четырьмя

недропользователями ОАО «Битран», ОАО «ЯНТК», ОАО «Ярега Руда» и

ООО

«ЛУКОЙЛ-Коми».

Недропользование

на

Лыаельской

структуре

осуществляет ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Разработка

Ярегского

месторождения

на

лицензионных

участках

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ведется шахтным и термошахтным способами с

1939 г. Вскрытие пласта разведочными скважинами подземными горными

выработками,

обеспечивающие

непосредственный

визуальный

осмотр,

определили

хорошую

изученность

пласта,

поэтому

дополнительная

доразведка пласта не требуется.

В пределах Лыаельской площади песчаники слагают в среднем до 85

% разреза продуктивного горизонта.

В

целом

по

Лыаельской

площади

средневзвешенное

значение

составляет 0,246 по площади, по скважинам в количестве 543 определения

0,25, что и утверждено в подсчете запасов данной площади. По участку

средневзвешенное

значении

пористости

по

нефтенасыщенной

толщине

пропластков

составило

0,27,

а

при

подсчете

запасов

участка

принято

утвержденное

0,25,

что

говорит

о

большем

потенциале

извлекаемых

запасов.

Начальная нефтенасыщенность коллектора определялась несколькими

способами: прямым – дистилляцией образцов, отобранных из центральной

части керна, куда заведомо не проникал буровой раствор, и косвенными –

капилляриметрией, центрифугированием и хлоридным. Как и в случаях с

остаточной нефтью максимальная начальная насыщенность фиксируется в

средней

и

в

верхней

частях

залежи

(до

0,93÷0,97).

Она

постепенно

снижается к низу, к отметке ВНК, что в основном связано с известными

закономерностями геохимического преобразования нефтей, на контакте с

водой. Снижение также имеет место и в самой верхней части пласта из-за

ухудшения

коллекторских

свойств

конгломератовидных

песчаников

тиманского горизонта.

Средневзвешенная

начальная

нефтенасыщенность

коллектора

составила 69÷96 % объёма. В переходной зоне ВНК она равна 35,6 %.

Утвержденный коэффициент составил 0,86. По проектному участку ОПУ-5

средневзвешенное значение соответствует 0,88, то есть более высокое, что

опять же говорит о возможности увеличения значения запасов.

Остаточная нефтенасыщенность. Среднее значение остаточной нефти

пласта

III

на

Лыаельской

площади

по

негерметизированным

образцам

составляет 68 % при колебании от 40 до 98 %. Среднегеометрическое

з н ач е н и е

с о с т а в л я е т

6 8

% .

П о

з а в и с и м о с т и

о с т а т о ч н о й

нефтенасыщенности

от

емкостно-фильтрационных

свойств

средним

значениям

пористости

и

газопроницаемости

пласта

III

соответствует

величина остаточной нефтенасыщенности 69÷70 %.

Остаточная

водонасыщенность

пород

пласта

III

определялась

методами: сушка, дистилляция, капилляриметрия, центрифугирование и

хлоридный.

Методом сушки по 286 образцам керна скважин Лыаельской площади

в

пределах

нефтенасыщенной

части

пласта

III

определена

остаточная

водонасыщенность.

Содержание

остаточной

воды

в

пропитанных

и

нефтенасыщенных песчаниках изменяется от долей единицы до 48 % при

среднем значении 11,2 %.

Среднее содержание остаточной воды образцов из нефтенасыщенной

части пласта методом дистилляции по 54 определениям составляет 14,46

%.

Методом

капилляриметрии

исследовано

59

образцов,

из

них

32

определения в породах-коллекторах. По 32 образцам пород-коллекторов со

средней

открытой

пористо стью

23

%

величина

о с т аточ н о й

водонасыщенности составила в среднем 23,2 %.

Среднее значение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов,

определенное методом центрифугирования, составило 22,7 % при средней

открытой пористости 22,9 % .

На

Лыаельской

площади

произведено

66

определений

остаточной

водонасыщенности хлоридным методом. Среднее значение составило 10,1

% при среднем значении открытой пористости 24,9 %.

В подсчет запасов принята величина остаточной водонасыщенности

по зависимости Кп.эф. = 1,20 * Кп – 8,4; r = 0,96; n = 239.

В границах горного отвода трех нефтешахт с начала термошахтной

разработки на 01.01.2012 г. введено в эксплуатацию 60 добычных блоков

(участков) площадью 8037,5 тыс.м

2

с начальными геологическими запасами

нефти 49176,5 тыс. т.. Эксплуатационным участком принято считать участок

залежи, дренируемый добывающими скважинами из одной буровой галереи,

обустроенный

по

определенной

системе

разработки

и

имеющий

обособленную

систему

подачи

пара

в

пласт,

позволяющую

вести

учет

закачиваемого пара отдельно по этому участку. Вводом блока (участка) в

эксплуатацию считается начало подачи пара в нагнетательные скважины

уклонного блока.

Все 60 уклонных блоков (участков) по стадии разработки разделены на

три категории: отработанные блоки, блоки в завершающей стадии и блоки в

тепловой разработке.

Отработанные блоки – это блоки, на которых полностью завершена

добыча нефти. На них демонтировано оборудование, добычные галереи и

выработки

туффитового

горизонта

закрыты

изолирующими

бетонными

перемычками.

На

этих

блоках

могут

проводиться

эпизодические

отборы

нефти, что учитывается в геологических отчётах.

Блоки

в

завершающей

стадии

разработки

–

это

блоки,

в

которые

прекращена закачка пара, а добыча ведётся в гравитационном \е. Как

На

действующих

шахтных

площадях,

ещё

не

охваченных

термошахтной разработкой на естественном режиме добыто 1075,5 тыс. т.

В первом разделе данного курсового проекта рассмотрена геолого-

промысловая характеристика Ярегского месторождения. По данным первого

раздела можно сказать, что месторождения высоковязкой нефти и природного

битума имеют огромный потенциал в развитии нефтяной промышленности.

Горные породы, характеризующиеся большой трещиноватостью, являются

отличной средой для распространения пара и прогрева большого объема

пласта, что позволяет использовать и совершенствовать различные способы

разработки.

Во

втором

разделе

описано

состояние

разработки

Ярегского

месторождения, большая часть участков которого находится на завершающей

стадии

разработки.

В

настоящее

время

существует

несколько

различных

систем разработки, каждая из которых имеет свои особенности. Наиболее

лучше

себя

показала

подземно-поверхностная

система.

Благодаря

извлечению

нефти

шахтным

способом

в

настоящее

время

коэффициент

нефтеотдачи уже превзошёл 50%.

В третьем разделе данной работы был произведен анализ показателей

разработки уклонных блоков, разрабатываемых подземно-поверхностной и

одногоризонтной

технологиями.

Были

изучены

особенности

механизмов

прогрева

пласта

и

выработки

запасов

нефти

для

одногоризонтной

и

подземно-поверхностной систем разработки.

В

том

же

разделе

был

произведен

секторный

анализ,

в

результате

которого

установлен

неконтролируемый

и

менее

эффективный

режим

прогрева

пласта

при

подземно-поверхностной

системе

разработки,

по

сравнению с одногоризонтной.

Так же было проведенно исследование влияния расположения скважин

в

пласте

на

нефтеотдачу,

в

результате

которого

были

подтверждены

особенности механизмов прогрева пласта при использовании анализируемых

технологий.

При исследовании влияния температуры пласта на нефтеотдачу было

подтверждено, что при использовании одногоризонтной системы разогрев

пласта происходит быстрее и равномернее, чем при использовании подземно-

поверхностной системы разработки.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.

О п р ед е л е н и е

о п т и м а л ь н ы х

р е ж и м о в

э к с п л у а т а ц и и

пологонаклонных скважин, пробуренных из шахт Ярегского месторождения

Коми АССР. Отчёт ВНИИ и ВНИИ Газа по теме № 408 за 1966 г., этапы 1-3,

Ухта,

Москва,

203

с.

Фонды

ВНИИ.

Рук.

работы

В.П.Пилатовский,

В.П.Табаков, В.Н.Стародубцев.

2.

Грачев

C.И.,

Cтрекалов

А.В.,

Cаранча

А.В.

Особенности

моделирования

трещинопоровых

коллекторов

в

свете

фундаментальных

проблем гидромеханики сложных систем.Фундаментальные исследования. №

4 (часть 1) 2016, стр. 23-27.