Верхнечонское газонефтяное месторождение Выполнила: Соловьева Е. Б. 85041

Верхнечонское газонефтяное месторождение Выполнила: Соловьева Е. Б. 85041 гр.

Положение Расположено в бассейне верхнего течения р. Чоны-правого притока р. Вилюй, в Катангском районе Иркутской области. Открыто в 1978 г.

Нефтегазоносное районирование. 3

Тектоника 4

Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре. Расположено в центральной части Непского свода.

Стратиграфия

Месторождение многозалежное, в разрезе его выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в коре выветривания фундамента(КВ), песчаниках непской свиты(пласты В 10, В 13), карбонатных горизонтах(Б 3 -4, Б 5, Б 12) даниловской свиты и горизонте Б 1 усольской свиты. Залежи характеризуются сложным строением резервуаров в связи с изменением литологии пород и засолонением порового пространства. Основные активные запасы нефти и газа связаны с песчаниковыми пластами В 10 и В 13 подсолевого терригенного комплекса.

Тип ловушек Залежь УВ Непроницаемые породы Вид в плане Вид в разрезе Водонасыщенные породы Структурная приуроченность- неантиклинальные Тип резервуара- пластовый Контроль контуров- литологически ограниченный Продуктивные пласты: В 10(Непская свита) и Б 1(Усольская свита)

Тип ловушек Залежь УВ Вид в плане Вид в разрезе Кристаллический фундамент Структурная приуроченность- неантиклинальные Тип резервуара- пластовый Контроль контуров- литологически ограниченные, стратиграфически экранированные Продуктивные пласты: В 13(Непская свита)

Тип ловушек Залежь УВ Вид в плане Вид в разрезе Непроницаемые породы Структурная приуроченность- неантиклинальные Тип резервуара- пластовый Контроль контуров- литологически ограниченные, тектонически экранированные Продуктивные пласты: Б 12(Даниловская свита)

Залежи карбонатных пластов Б 1, Б 3 -4, Б 5, Б 12 изучены сравнительно слабо. Они обладают сложным строением резервуаров и низкими емкостными и фильтрационными свойствами пород при пористости в 7— 12%. Насыщение горизонтов газоконденсатное с признаками нефти, пластовое давление выше гидростатического. Пластовая температура 16°С. Залежь пласта B 10 — газоконденсатнонефтяная. Песчаники экранируется 6— 8 -метровой пачкой аргиллитов, слагающих верхнюю часть неп-ской свиты. Толщина продуктивного пласта 8— 16 м. В целом залежь пласта В 10 — пластовая структурно-литологическая с дизъюнктивным разграничением блоков. Залежь пласта В 13 — газоконденсатнонефтяная. Приурочена она к базальным песчаникам осадочного чехла, залегающим на поверхности кристаллического фундамента или коры его выветривания. Сложен пласт перемежающимися прослоями серых и буровато-серых песчаников, алевролитов, аргиллитов. Характерной его особенностью является повышенная естественная радиоактивность(содержание КПШ). Роль экранирующей покрышки играет глинистая пачка, слагающая верхнюю часть нижненепской подсвиты. Величина пористости проницаемых интервалов достигает 12— 16% Залежь коры выветривания (KB) — нефтяная. Пористость пород составляет 8— 14%. Породы коры выветривания в ряде скважин непосредственно контактируют с продуктивным пластом Bi 3 и имеют с ним близкие термобарические условия, что может свидетельствовать о единой гидродинамической системе.

Структурная карта. 13

Геологический разрез. 15

Производственные планы 2010 года: Добыча 2. 3 млн. тонн нефти Увеличение мощности установки подготовки нефти-1 (УПН-1) до 3 млн. тонн нефти/год Бурение 44 скважин Увеличение мощности «Системы поддержания пластового давления» (ППД) до 6. 3 млн. тонн/год Строительство Энергоцентра собственных нужд -2 (ЭСН-2) мощностью 26, 6 МВт Продолжение строительства системы нефтепроводов с кустов

Бурение скважин и добыча нефти

Утвержденные запасы Верхнечонского месторождения: На месторождении выявлено 3 горизонта: два нефтяных – Верхнечонский, Преображенский и один газовый – Осинский. Горизонт Нефть, млн т. Газ, млрд м 3 С 1 С 2 Верхнечонский 146, 0 20, 4 7, 36 0, 4 Преображенский 13, 3 21, 7 - - Осинский 0, 2 - 4, 34 83, 4 Всего 159, 5 42, 1 11, 7 83, 8

ОАО «Верхнечонскнефтегаз» занимается разведкой и разработкой Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, одного из крупнейших в Восточной Сибири. Участники проекта: НК «Роснефть» ― 25, 94% ТНК-BP ― 62, 71% Восточно-Сибирская газовая компания ― 11, 29% Миноритарные акционеры ― 0, 06% Промышленная добыча на Верхнечонском месторождении началась в октябре 2008 г. Нефть с месторождения транспортируется по введенному в эксплуатацию участку нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан, работающему в реверсном режиме, до Тайшета и далее до Ангарского НПЗ НК «Роснефть» . Общий объем инвестиций в Верхнечонский проект уже составил более 1 млрд долл. , и может достичь 4― 5 млрд долл. в зависимости от необходимого количества скважин.

Верхнечонское месторождение – «черная жемчужина» Восточной Сибири «Планы нашей омпании базируются в ом числе на том, что менно ресурсы Восточной Сибири озволят «Роснефти» ставаться на идирующих позициях в трасли, а Верхнечонское месторождение -- одна з наших точек опоры в егионе» ( «Роснефть» ) «Мы создаем новый центр добычи в Восточной Сибири. Применение современных технологий, а также своевременный запуск ВСТО позволили начать промышленную разработку месторождения, которое в течение трех десятилетий считалось нерентабельным. Начало регулярных поставок верхнечонской нефти в ВСТО означает, что Восточная Сибирь становится важной нефтегазоносной провинцией России» (управляющий директор по производству и технологиям ТНКBP Тим Саммерс)

Сдача нефти в систему ВСТО Добыча нефти

Благодарю за внимание! =)