Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Западно-Сибирская провинция - наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.

Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню добычи нефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитую нефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла на первое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих - более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.

Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа крупнейших месторождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такие месторождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское. Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явился определяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать на территории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс.

Все более возрастает потребность в топливе различных видов и сырьевых ресурсах. Одним из наиболее крупных поставщиков для народного хозяйства является нефтяная и газовая промышленность.

Обеспечить дальнейший прирост добычи нефти и газа сложная задача, т.к. многие нефтяные месторождения старых районов в значительной мере выработаны и добыча нефти на них естественно снижается.

Свыше 80% общей добычи нефти составляет добыча с искусственным воздействием на пласт. На месторождениях находящихся на поздней стадии разработки, до 95% добывается из старых скважин, а механизированная добыча составляет свыше 80%. Быстрыми темпами растет обводнённость продукции.

Развитие нефтяной промышленности на современном этапе характеризуется значительным увеличением обьёмов работ в усложняющихся горно-геологических и природно-климатических условиях, что прежде всего связано с повышением добывающих мощностей - ростом добывающих скважин в Западно-Сибирском добывающем комплексе.

Западная Сибирь в настоящее время стала самым мощным нефтегазодобывающим районом в нашей стране, и темпы роста увеличиваются. Это закономерно, т.к. от темпов и масштабов роста нефтяной и газовой промышленности зависит развитие производства в других отраслях тяжелой индустрии и всего народного хозяйства. В данной квалификационной работе приведён анализ разработки пласта БС6 Правдинского месторождения.

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Правдинское месторождение одно из первых нефтяных месторождений Тюменской области, открыто в 1964 г.

В административном отношении месторождение расположено в Хантымансийском автономном округе Тюменской области. Рядом находятся такие месторождения как, как Салымское, Усть-Балыкское, Мамонтовское, Восточно-Правдинское.

Месторождение расположено в 140 км. Восточнее г. Хантымансийска и в 50 км. Западнее г.Нефтеюганска.

В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слабо расчлененную пологую, сильно заболоченную равнину, наклоненную на север к долине р. Оби.

Гидрографически сеть представлена реками Обь, Большой Салым, Пойка. Река Обь протекает севернее месторождения и является основной водной магистралью.

Абсолютные отметки местности изменяются от +66 м на водоразделах в среднем течении р.р. Большого и Малого Салыма до +25 м в долине р. Оби.

Территория месторождения заболочена.

Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура - 3,3°С.

Мощность снежного покрова доходит до 1,5-2 м и удерживается в течении 200 дней.

Растительный мир представлен хвойными и смешанными лесами. Транспортная схема позволяет осуществлять доставку грузов в любое время года (автомобильный, речной, авиа и железнодорожный транспорт). В северной части месторождения проходит асфальтированная дорога, соединяющая поселок Пойковский и г. Нефтеюганск. Вблизи месторождения проходит и железная дорога

Тюмень-Сургут. Ближайшая станция Пыть-ЯХ. В поселке Пойковский имеется речной порт, вертолетная площадка. К юго-востоку от месторождения проходят газопроводы Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск

1.2 История освоения месторождения

Разведочное бурение на Правдинской площади начато Главтюменьгеологией в 1964 году. Промышленная нефтеносность структуры показана в том же году первой заложенной здесь скважиной 51р в сводовой части. В 1966 году по Правдинскому месторождению ВНИИ был составлен проект опытной эксплуатации, в котором были рассмотрены вопросы определения параметров пластов и проблемы связанные с проведением опытной эксплуатации месторождения. Указанный отчет ВНИИ рассматривался на заседании Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений при МНДП СССР. Решением коллегии МНДП от 18 ноября 1966 г. на северном участке месторождения принято бурение 33 первоочередных эксплуатационных и нагнетательных скважин - два эксплуатационных и один разрезающий ряд. Эксплуатация месторождения осуществляется Главтюменнефтегазом с 1968 года, на дату подсчета - по состоянию на 1.01. 2002 года добыто 127516,4 тыс.тонн нефти.

Настоящий пересчет запасов нефти и газа Правдинского месторождения является пятым со времени его открытия.

Дважды подсчет производился Главтюменьгеологией с представлением в ГКЗ СССР: в 1965 году по категории С₂ в количестве 485380 тыс.т нефти (балансовые запасы) по пластам АС_10-11, БС₅ и БС₆; в 1967 году по категориям В (173580 тыс. т), С₁ (213790 тыс.т) и С₂ (48170 тыс.т) с суммарными балансовыми запасами по месторождению в количестве 435540 тыс.т по пластам АС_10-11, БС₅ ,БС₆, БС₈,БС₉ и ачимовской толще.

В процессе эксплуатационного разбуривания месторождения, уточнения контуров нефтеносности залежей Главтюменнефтегазом в оперативном порядке производился пересмотр категорий запасов, их прирост по отдельным участкам и пластам.

В 1977 году институтом СибНИИНП произведена переоценка запасов Правдинского месторождения по состоянию его изученности на 1.10.1976 года. К этому времени на месторождение было пробурено 495 скважин, в т.ч. 60 разведочных (совместно Главтюменьгеологией и Главтюменнефтегазом), весь запроектированный эксплуатационный метраж по техсхеме, составленной ВНИИ в 1967 году, был реализован. Возникла необходимость в переоценке запасов, уточнении технологических показателей разработки и составлении проекта разработки. В результате переоценки запасов последние по промышленным категориям изменились в сторону уменьшения менее чем на 20% по сравнению с утвержденными ГКЗ СССР в 1967 году. Однако на балансе ВГФ пересчитанные запасы не были приняты вследствие пересмотра коэффициентов нефтеизвлечения и слабой изученности нефтеностности отложений ачимовской толщи и баженовской свиты, перспективы которых в то время оценивались весьма высоко, особенно баженовские свиты.

Для геометризации залежей использованы данные интерпретации ГИС как ручной, так и машинной обработки, выполненной в П.О. Тюменнефтегеофизика по скважинам, пробуренным в течение 1978-1983 г.г. и П.О. Юганскнефтегеофизика по скважинам, пробуренным после 1983 г.

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

Стратиграфический разрез Правдинского месторождения представлен породами палеозойского фундамента, корой выветривания триастового возраста и породами осадочного чехла от юрского до четвертичного возраста.

Палеозойский фундамент. Породы палеозойского фундамента вскрыты на Правдинской площади скв. 76р, 80р, 90р,2002р и на соседней Салымской - скв. 1 на глубинах 3166, 3133 и 3248 м. Представлены они кварцевыми базальными порфиритами с зеленоватым оттенком, известняками и метаморфизованными мергелями. Вскрытая мощность до 30 м.

Кора выветривания сложена эффузивами светло-зеленовато-серого цвета, состоящими из стекловатой массы с присутствием многочисленных округлых миндалинок. Порода имеет неоднородное строение и носит следы выветривания - каолинизации и карбонизации. Возраст принимается условно - как триасовый.

Юрская система, нижнеюрский отдел (низы тюменской свиты) представлен аргиллитами с прослоями и линзами песчаников и алевролитов. Аргиллиты черные, плотные. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, мелкозернистые, полимиктовые, местами известковистые. Тип цемента базальный и контактовый. Мощность отложений достигает 96 м.

Среднеюрский отдел (верхняя часть тюменской свиты) сложен частым чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые местами с буроватым и зеленоватым оттенком, полимиктовые, мелко и средне-зернистые с карбонатным и глинисто-кремнистым цементом. Общая мощность отложений 254 м.

Верхнеюрский отдел (абалакская, георгиевская, баженовская свиты). Верхнеюрские отложения в основном сложены породами абалакской свиты залегающей на осадках тюменской свиты. Мощность отложений верхнеюрского отдела достигает 90-100 м.

Меловая система, нижнемеловой отдел, валанжинский ярус (мегионская свита и низы вартовской). В основании яруса залегают отложения ачимовской толщи, сложенной песчаниками, серыми алевролитами мелкозернистыми аркозовыми и аргиллитами с включениями растительных остатков. На правдинском месторождении из коллекторов ачимовской толщи получены низкодебитные притоки нефти. Мощность толщи достигает 98 м.

Мегионская свита представлена толщей аргиллитов темно-серых, с раковистым изломом, маломощными линзовидными прослоями известняков, алевролитов песчаников серых, аркозовых и известковистых. В кровле свиты выделяется песчано-глинистая пачка, к которой приурочены песчаные пласты, индексируемые БС_10,11. Общая мощность валанжинского яруса до 300 м.

В разрезе нижней подствиты на Правдинском месторождении выделяются 9 песчаных пластов от БС₂ до БС₁₀. Характерным для данного месторождения является полное отсутствие в разрезе песчаников пласта БС₁. Пласты БС₈, БС₉ и БС₁₀ появляются в песчаной фации в последовательном порядке сверху вниз и с запада на восток на восточном крыле структуры по мере погружения данных осадков.

Продуктивные пласты представлены песчаниками светло-серыми и коричневато-серыми, средней крепости, мелко-средне- и тонкозернистыми, полимиктовыми, иногда аркозовыми, алевритистыми, слюдистыми, с включениями обуглившегося растительного детрита. На месторождении промышленная нефтеносность установлена в пластах БС₅, БС₆, БС₈ и БС₉. Мощность песчаных пластов колеблется от 0 до 34 м, а мощность глинистых пачек от 2 до 30 м.

Верхняя подсвита представлена также чередованием пластов песчаников и алевролитов (от АС₄ до АС₁₂) с аргиллитами. На Правдинском месторождении нефтеносными являются пласты АС_10,11.

Верхнемеловой отдел, сеноманский ярус (верхи покурской свиты) представлен чередованием песков, песчаников и алевролитов серых, местами зеленовато-серых, полимиктовых с глинами. По всему разрезу встречается растительный детрит. Мощность отложений 270-280 м.

Четвертичная система, отложения системы представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами серыми с зеленоватым оттенком, вязкими песчанистыми лессовидными суглинками и супесями; в верхней - болотными и озерными отложениями: торфом, илами, глинами, суглинками и супесями. Мощность отложений достигает 76 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом отношении Правдинское месторождение приурочено к Сургутскому своду - положительной структуре I порядка, которая осложнена рядом структур II порядка, такими как Янгунское, Чернореченское куполовидные поднятия, Пойкинский и Пимский валы и др. Правдинская структура расположена в северо-восточной части Пойкинского вала и представляет собой крупную брахиантиклинальную складку меридионального простирания. По отражающему горизонту "Б" эта структура в пределах сейсмоизогипсы - 2775 м имеет размеры по длинной оси 42 км, по короткой - 12, в северной и центральной - 22 км, в южной части амплитуда поднятия более 100 м.

Длинная ось структуры образует две вершины, районы скв. 56р, 84р, 73р и скв. 68р, 51р, 57р, 402. Крылья структуры имеют извилистые очертания и осложнены в южной части площади небольшими куполовидными поднятиями за счет чего размеры складки заметно расширяются. Углы наклона крыльев составляют 1⁰30¹-2⁰00¹. Периклинальные окончания структуры выражены весьма четко и наклонены под углом 0⁰40¹ - 1⁰20¹.

Структурный план по выше залегающим горизонтам и пластам в общих чертах совпадает с таковыми по отражающему горизонту. Так, по отложениям нижнего и верхнего мела также отмечается общая сходимость структурных планов, сохранение геометрии структуры и отсутствие смещения свода. Одновременно с этим наблюдается уменьшение амплитуды поднятия от 120 м (по отражающему горизонту "Б", низы валанжина) до 50 м (в отложениях сеномана).

Данные о тектоническом строении Правдинского месторождения по основным продуктивным горизонтам и пластам приводятся в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Продуктивный горизонт	Размер складки, км	Амплитуда, м	Углы наклона крыльев, градусы, минуты
Ю0 (баженовская свита)	42х12-22	100	до 20
БС9	залежь структурно-литологическая	80	до 10
БС8	залежь структурно-литологическая	74	00341-10081
БС6	36,5х12-22	68	до 10301
БС5	22,5х4,2-6,1	60	10 - 10201
АС10	16,8х7	31	до 10
АС11	12,2х5	21	до 201

Таким образом, Правдинское поднятие представляет собой тектоническую структуру обтекания, при формировании которой наряду с главным тектоническим фактором играли процессы осадконакопления. Последние обусловили выполаживание структурных форм от более древних к молодым отложениям при унаследованном характере поднятий по всем горизонтам мезокайнозоя.

2.3 Основные параметры продуктивных пластов

Нефтенасыщение отмечается в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2). Скрпоелния нефти встречаются в отложениях верхней юры (баженовская свита-пластЮС0), ачимовской толщи - валанжинскиий ярус (пласты Б16-17.Б-18, Б19-20, Ю21-22),хотя по данным опробования этих отложений невилика. Основная промышленная нефть приурочена к пластам БС8 и БС9 валанжинскогоо ярусов. На небольшой площади в купольной части структуры нефтенасыщенными являются пласты АС9, АС10, АС11.

Пласт АС10

Тип залежи-пластовая сводовая.

Размеры залежи -5,6*2,4 км.

Высота залежи 20 м

Отметка ВНК-2078 м.

Пласт АС-10 содержит небольшую пластовую сводовую залежь нефти, которая почти полностью подстилается подошвенной водой, исключеним является скв. 714 и 1329.

Залежь вытянута с севера на юг и вскрыта на абс.отметках - 2066-2078 м. В северной и южной частях залежи вскрыты небольшие нефтенасыщенные толщи до 5 м. Вся центральная часть залежи водоплавющая, где пласт заглинизирован. Общая толщина АС10 небольшая - 7,9м.

Эффективная толщина составляет всег 5,2 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются в небольших пределах от 1,2 (скв.429) до 5,2 м. (скв,1142, 4002, 427), при среднем значении 3,9 м. Расчлененность пласта невелика - 2,6. Коэффициент песчанистости 0,59.

Контур залежи, в основном, проведен по водоносным скважинам, отметки кровли пласта которых близки к отметкам границ «нефть» - «вода» в скважинах, находящихся в водоплавающей зоне. В южной части залежи границ «нетфть» -«вода» по скважинам колеблется от 2069 м. до 2084 м.

В пределах контура нефтеносности наблюдаются зоны замещения коллекторов алевролитами и глинами (р-н скв. 4004,165). В южной части (р-н скв. 167,462,1335) залежь также ограничена линией замещения коллекторов.

Открытая пористость, по изучению разреза песчаников в скв. 51Р, изменяется от 20 до 24,2% , проницаемость - от 24 до 308*10(-3) мкм² .

На северо-востоке площади (р-н скв. 68Р) залегают лучшие коллектора, пористость их в среднем равна 24%, проницаемость-330*10(-3) мкм².

Среднее значение по проницаемости составили 173*10(-3) мкм², по пористости 22%.

Пласт АС11

Тип залежи - пластовая сводовая.

Размеры залежи 7*4,5 км.

Высота залежи 10 - 12 м.

Отметка ВНК - 2069 м.

Абсолютные отметки кровли колеблются от 2076 м. До 2100 м. Пласт имеет значительную общую толщину пласта, которая в среднем составляет 30,9 м., эффективная толщина изменяется от 6 до 27,6 м. при среднем значении 14,9 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 14,8 м. При среднем значении 8,8м. Отмечается высокая расчлененность 9,6. Коэффициент песчанности несколько ниже пласта АС10 и составляет 0,48.

Пласт АС11 представлен мелкозернистым песчанником с прослоями крупнозернистых алевролитов. Коллекторские свойства пласта изучены по разрезу 3-х скважин В скважине 51Р, пористость нефтенасыщенного прослоя составила 21%,проницаемость 145*10^-3.

В скважине 51Р при испытании интервала глубин 2125,4-2131 м. Получен приток нефти с водой дебитом 22,1 м³/сут, в том числе 7,3 м³ нефти и 15м³ воды через 50мм. штуцер. По ГИС ВНК в этой скважине на отметке 2101,2 м. В целом по пласту колебание отметок границы «нефть- вода» па скважинам имеет широкий диапазон, связано это с наличием плотных пропластков, как глинистых так и известковых, которые «плавают» по разрезу и в большинстве скважин определяют характер насыщения.

Пласт БС5

Пласт представлен преимущественно глинисто-алевролитовыми песчанниками и средне-крупно-зернистыми алевролитами, которые в некоторых участках структуры частично замещаются глинистыми отложениями глубинах 2274 - 2311 м.

Сложное литологическое строение пласта, частое замещение пород коллекторов плотными разностями и изрезанность структурной формы поднятия обусловили нахождение здесь четырёх, территориально изолированных синклинальными прогибами, типа эрозионных врезов, залежей нефти.

Пласт БС5 в большинстве скважин расчленен пропластками известковых пород, аргилитов и алевролитов на 1-5 проницаемых прослоев.

Коэффициент расчлененности по пласту-3,5.

Коэффициент песчанистости-0,47.

Общая толщина пласта 17м, эффективная-9,3 м. Средняя нефтенасыщення толщина пласта БС5- 4,2м.

Сложное литологическое строение пласта, частое замещение пород коллекторов плотными разностями и изрезанность структурной формы поднятия обусловили нахождение здесь четырёх, территориально изолированных синклинальными прогибами, типа эрозионных врезов, залежей нефти.

Залежь 1 расположена в северной части месторождения и приурочена к небольшому куполовидному поднятию. Нефтеносность определена по ГИС. Опробование пласта как отдельного объекта по этой залежи не производилось. ВНК залежи принят на отметке - 2248 м.

Залежь 1 отличается от других залежей небольшими нефтенасыщенными толщинами, которые в среднем составляют 1,2м.

Водонефтяная зона занимает чуть меньше половины площади залежи (47%). Залежь пласта БС по типу относится к структурно-литологическим, размеры ее составляют 3,2*2,6 км, высота залежи -10м.

Залежь 2 от первой отделяется зоной замещения коллекторов глинистыми разностями. Нефтеносность пласта БС₅ здесь установлена по результатам испытания разведочных скважин 51р и 68р. Уровень ВНК залежи пласта БС₅ принят в среднем на отметке -2255 м. В соответствии с принятой отметкой ВНК высота залежи составляет 33 м, нефтенасыщенные мощности изменяются от 1,2 до 9,3 м. Размер залежи 7 х 5,2 км.

Залежь 3 расположена южнее второй и отделяется от последней неглубоким прогибом. Песчаники пласта БС₅ в этих скважинах вскрыты на отметках - 2264 и 2260 м. Уровень ВНК обосновывается на отметке -2255 м. В соответствии ВНК высота залежи составляет 21 м, размеры 6,5 х 4,5 км нефтенасыщенные мощности по залежи изменяются от 1 до 10 м.

Залежь 4 установлена в процессе доразведки эксплуатационным бурением. ВНК принят на отметке -2255 м. Размеры залежи 4 х 1,6 км, высота 11 м. Нефтенасыщенные мощности применяются от 1,2 до 7,7 м.

Залежи 2, 3 и 4 пласта БС₅ - пластво-сводового типа, залежь 1 - структурно-литологическая.

Пласт БС6

Залежь пласта БС₆ приурочена к отложениям вартовской свиты. В результате детального изучение разреза горизонта БС₆, его толща была разделена на два пласта БС₆ и БС₆¹. Верхний пласт БС₆ имеет лучшую коллекторскую характеристику. Он прослеживается почти по всей площади месторождения и лишь в ее южной и юго-восточной частях замещается плотными породами. Наибольшие эффективные мощности БС₆ вскрыты в северной и северо-западной частях структуры. Среднее значение нефтенасыщенной мощности составляет 7 м. Пласт БС₆¹ как по разрезу, так и по площади весьма неоднороден. В песчаной фации он развит, в основном, в южной и юго-западной частях месторождения. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта БС₆¹ составляет 4,1 м.

Пласт БС6 в нефтенасыщенной части пласта имеет лучшие фильтрационно-емкостные свойства (более крупнозернистые, менее глтнистые и более отсортированные породы). Пористость здесь составляет 20%, проницаемость-121*10^-3мкм².

Залежи нефти БС₆ и БС₆¹ приурочены к своду Правдинского поднятия и по типу относятся к пластово-сводовым. Коллекторы пластов БС₆ и БС₆¹ в центральной части месторождения сливаются в монолитный пласт, что свидетильствует об их гидродинамической связи. Промыслово-геофизические материалы и данные опробования скважин показали, что ВНК для залежей обоих пластов является единым, по площади он изменяется, имея общую тенденцию к понижению в направлении с юго-запада на северо-восток от 2315 до 2325 м.

Пласт БС8

Залежи пласта БС₈ кровля продуктивного пласта БС₈ четко выделяется по подошве сармановских глин. Для пласта БС₈ характерно очень сложное строение. Почти на всей площади развития пласта в верхней его части выделяется песчаный пласт мощностью в среднем 0,6 - 5 м, а иногда достигает 8 м. Все залежи пласта БС₈ литологически экранированные.

Основная залежь 1 приурочена к песчаным пропласткам, развивающимися в виде полосы шириной 35 - 75 км по всему восточному склону поднятия. Сплошной глинистый экран ограничевает основную залежь с севера, запада, юга и юго-востока.

Зональная неоднородность песчаных тел пласта БС₈, прерывистость коллекторов по площади в сочетании со структурными особенностями их залегания обусловили избирательное насыщение коллекторов фиксируемое скважинами на различных гипсометрических отметках. Поэтому уровень ВНК существенно колеблется по отдельным участкам, в связи с чем можно предпологать затрудненную гидродинамическую связь отдельных песчаных прослоев между собой. Особенно характерно сложное строение пласта в северной части основной залежи. Здесь пласт БС₈ состоит из песчаных линз, часто малой мощности, развитых то в кровле пласта, то в подошве. Характер насыщения линз разнообразен. ВНК в данной части залежи принят на отметке -2405 м.

В южной части залежи пласт БС₈ в большинстве своём представлен коллекторами по всему разрезу, и эффективные мощности во многих скважинах достигают от 15 до 21 м, а нефтенасыщенные от 10 до 21 м. В южной части основной залежи ВНК условно принят на отметке -2416 м. По восточному крылу структуры в залежи пласта БС₈ ВНК колеблется в пределах -2405 -2415 м.

Залежь 2 выделяется на восточном крыле юго-восточного структурного поднятия и отделена от основной залежи зоной неколлекторов. Кроме того залежь 2 ограничена зоной неколлектора с севера, юга и юго-востока. Коллекторы этой залежи представлены маломощной нефтенасыщенной линзой. ВНК ни в одной скважине не получен.

В районе скважин 503р, 513р и др. выделяется небольшая залежь 3. По данным ГИС выделены нефтенасыщенные песчаники мощностью 1 - 3 м. ВНК проведён на отметке -2382 м.

Залежь 4 выделяется по скважинам 88р, 512р и др., она вероятно, приурочена к границе сочленения Правдинской площади со Средне-Салымской. ВНК по залежи 4 в районе скважины 88р принят на отметке -2442 м, в районе скважины 516р -2438 м и далее на востоке он поднимается до отметки -2428 м.

Пласт БС9

Залежи пласта БС9 приурочены к песчано-алевролитовым отложениям верхневаланжинского возраста, развитым по восточному склону Правдинского поднятия. Сложное литологическое строение горизонта, частое замещение пород - коллекторов плотными разностями и изрезанность структурной формы поднятия обусловили формирования здесь нескольких залежей со своими уровнями ВНК, которые относятся к типу литологически - экранированных.

Залежь 1 пласта БС₉ является самой большой и выделяется в северной части структуры. С запада залежь полностью ограничена зоной неколлектора. Среднее значение ВНК по залежам принято на отметке - 2434 м.

Залежь выделяется в районе скважин 89р, 509р, 99р. В скважине 89р при испытании получен приток нефти дебитом 15 м3/сут при переливе. С запада и юго-запада залежь оконтурена абсолютной отметкой -2411 м. По восточному крылу ВНК принят на отметке -2403 м. С юга и юго-востока залежь ограничена зоной неколлекторов.

Залежь 2 выделяется в районе скв.87 и 507. В скважине 87 при интерпитации промыслово-геофизических материалов нефтенасыщенность отмечается до отметки-2452,2 м, при опробовании с абс,отм, подошвы перфорации -2447,8 м. получен безводный приток нефти 4,8м³/сут. В связи с этим ВНК здесь ниже чем по залежи 1- на отметке -2452,6 м.

2.4 Свойства и состав нефти и газа

Физико-химические свойства нефги и газа Правдинского месторождения учены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтами СибНИИНП, ВНИИ, Гипровостокнсфть, Центральной лабораторией Главтюмсньгеологии и службами производственного объединения "Юганскснефтегаз".

Рабочие условия для дифференциального разгазирования пластовой нефти приняты среднегодовые в соответствии со схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа

Пласт АС 10-11

Товарная характеристика нефти составлена по данным исследований поверхностных проб из скважин 51, 68, 1069. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 838,0 кг/мЗ, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 7,2 МПа, газсодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 30,6 .м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,24 мПа.с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 890,0 кг/мЗ, газосодержание 26,0 мЗ/т, объемный коэффициент 1,079. Динамическая вязкость раз газирован ной нефти 49,16 мПас.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,60%), смолистая (8,57%), парафиновая (3,87%). Объемный расход светлых фракций при разгонке до 300"С - 32%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 0,77%, метана 83,42%, этана 7,38%, пропана 3,18%, высших углеродов расход (пропан + высшие) 5,79%. Относительная плотность газа по воздуху 0,692.

Пласг БС5

Физико-химические свойства нефти и газа изучены по 11 глубинным пробам из 5 скважин. 354, 359, 421, 463, 635 и 13 поверхностным пробам из 11 скважин. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержа-серы 1,00%), смолистая (5,33%), парафиновая (4,53%). Объемный рас ход светлых фракций при разгонке до 300° С - 41%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 1,52%, метана 69,03%, этана 12,43%, пропана 10,32%, высших углеводородов (пропан+высшие) 15,95%. Относительная плотность газа по воздуху 0,826 .

Пласт БС6

Свойства нефти и газа определены по 26 глубинным пробам из 23 скважин и 81 поверхностной пробе из 63 скважин.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,80%), смолистая (6,03%), парафиновая (4,21%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С - 42%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: «азота 1,40%, метана 61,34%, этана 12,53%, пропана 13,86%, высших углеводородов (пропан + высшие) 23,91%.

Пласт БС8

Характеристика нефти и газа составлена по результатам исследований 18 глубинных проб из 11 скважин и 17 поверхностных проб из 16 скважин.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,00%), смолистая (7,45%), парафиновая (4,15%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С - 37%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся и 1 нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: люта 1,21%, метана 68,26%, этана 10,99%, пропана 11,37%, высших углеводородов (пропан+высшие) 18,64%.

Пласт БС9.

Изучены пять глубинных проб из скважин 501, 958 (две пробы), Ч 13, 3217 и шесть поверхностных проб из скважин 67, 87, 89, 772, 1183, 402. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содсржание серы 1,30%), смолистая (7,81%), парафиновая (3,68%). Объемный коеффициент светлых фракций при разгонке до 300"С - 37%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при деференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 1,14%, метана 72,39%, этана 9,77%, пропана 10,24%, высших углеводородов (пропан +высшие) 14,98%.

Таблица 2.2 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Продуктивный пласт	АС10	АС11	БС5	БС6	БС8	БС9
Плотность нефти в поверхностных условиях,т/м3	0.890	0.890	0.861	0.841	0.858	0.856
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.838	0.838	0.786	0.792	0.804	0.729
Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек	50.6	48	13.4	12.1	24.6	26.8
Вязкость в пластовых условиях, мПа*с	3.24	3.24	1.91	1.30	2.05	1.94
Давления насыщения, МПа	7.2	7.2	10.7	11.1	9.4	8.2
Объемный коэффициент	1.079	1.079	1.181	1.216	1.128	1.114
Пористость %	22	22	21	20	20	19
Газосодержание м3/т	30.6	30.6	70.7	90.6	68.7	54.5
Газовый фактор м3/т	26	26	68	84	50	44

Свойсва и состав вод

Наиболее изученными являются воды пластов БС6 и ачимовскои толщи, приуроченных к неокомскому гидрогеологическому комплексу. В целом, воды всех рассматриваемых объектов относятся к хлоркальциевому типу. Плотность их в стандартных условиях изменяется от 1007 до 1010 кг/мЗ. Минерализация - от 10,5 до 163 г/л. В составе вод преобладают ионы хлора и натрия. Их содержание в пластах группы АС и БС изменяется от 160,0 до 277,4 моль/м ³ и от 175,3 до 257,9 моль/мЗ, соответственно. В водах ачимовскои толщи содержание иона хлора составляет 136,0-203 моль/м³, натрия - 162,2-240,0 моль/м³. Концентрации кальция и магния в водах всех продуктивных пластов изменяются, соответственно, от 1,08 до 4,1 моль/м ³ и от 0,37 до 1,3 моль/м³. Количество гидрокарбонат-иона ко-леблется от 10,8 до 45,6 моль/мЗ. Из микрокомпонентов определялись йод и бром. Содержание йода составляет 14,1-25,0 мг/л, брома - 40,2-50,9 мг/л .

Водорастворенный газ в водах неогенового комплекса на 88-90% состоит из метана. Содержание азота не превышает 2,2-4,3%. Вязкость вод в пластовых условиях, определенная по палеткам, вниз по разрезу незначительно уменьшается, составляя в среднем для вод пласта АС 10-1 Ь0,37 МПа.с, для вод группы БС-0,36 МПа.с, для вод ачимовской толиш 0,325 МПа.с. Объемный коэффициент увеличивается, соответственно, от 1,017 до 1,019 и 1,021.

Залежи нефти продуктивных пластов на рассматриваемом месторождении разрабатываются с заводнением, с применением в качестве выгесняюшего агента сначала вод сеноманского горизонта, а затем и сточной воды.

Как свидетельствуют результаты многочисленных анализов, воды сеноманских отложений по плотности, минерализации, высокому содержанию хлористого натрия, а также по концентрации йода, брома и газосодержанию практически идентичны вод.

3. Технологическая часть

3.1 Проектные решения по разработки месторождения

Правдинское месторождение находится на третий стадии разработки. Основной целью является оценка эффективности применяемой технологии разработки и выработки запасов нефти, внесение корректив в систему разработки для повышения эффективности процесса эксплуатации нефтяных залежей и обеспечение достижения проектной величины коэффициента нефтеизвлечения в связи с отклонением фактических показателей от проектных. Одной из задач является также обеспечение ввовода в разработку неразрабатываемых частей основных нефтяных залежей и второстепенных нефтяных залежей, вскрытых в разрезе осадочной толщи.

Правдинское месторождение введено в разработку в 1968 году согласно технологической схеме, составленной ВНИИ на основе запасов, утвержденных ГКЗ СССР в 1967 году.

Всего по Правдинскому месторождению составлено семь проектных документов:

1. Технологическая схема разработки Правдинского месторождения, составленная ВНИИ в 1966 году.

2. Комплексная схема разработки Правдинского месторождения, утвержденная ЦКР Миннефтепрома, протокол № 525 от 14 июля 1977 года.

3. Уточненный проект разработки Правдинсксго месторождения, утержденный ЦКР Миннефтепрома, протокол № 591 .от 17 мая 1978 года.

4. Анализ разработки Правдинского месторождения с уточнением технологических показателен до 2000 года, утвержденный ЦКР Миннефтепрома, протокол № 1005 от 3 ноября 1982 года.

5. Дополнительная записка «Анализ разработки Правдинского месторождения с уточнением технологических показателей до 2000 года», утвержденная техсоветом Главтюменнефтегаза, протокол от 24 января 1983 года.

6. Технологическая схема разработки пластов БС8 и БС9 Правдинского месторождения, утвержденная ЦКР СССР, протокол ,№ 1181 от 25 декабря 1985 года.

В южной части проведены расчеты на запасы в пределах рентабельной нефтенасыщенной толщины 5 м и вариант с размещением скважин до 2 м нефтенасыщенной толщины пласта.

Основные проектные положения разработки Правдинского месторождения следующие:

1. Выделение в качестве разрабатываемых четырех эксплуатационных объектов - БС5, БС6, БС8 и БС9. Консервация залежей горизонтов АС 10-11 И БС18 вследствие их низкой продуктивности,

2. Горизонты БС5 и БС6 являются единым эксплуатационным объектом с раздельной закачкой: для горизонта БС5 принята трехрядная система разработки с плотностью сетки скважин 22-104 м²/скв;.; для горизонта БС6 пятирядная и трехрядная блоковая системы и обращенная девятиточечная система при средней плотности сетки скважин 50-104;м2/скв.; горизонты БС8 и БС9 разрабатываются самостоятельными сетками скважин при семиточечной обращенной схеме площадного заводнения, скважины размещены по сетке 750x750 м, 500x500 м и 400x400 м. »

3. Давление на устье нагнетательных скважин принято равным 15 МПа для горизонтов БС5 и БС6 и 18 МПа для горизонтов БС8 и БС9. Закачивается сточная, пресная и сеноманская вода.

4. Добыча нефти преимущественно механизирована. Вследствие снижения эффективности газлифта в поздней стадии разработки газлифтные скважины переведены на насосный способ добычи. Фонтанные скважины постепенно переводятся на механизированную добычу.

В 1996 году институтом СибНИИ НП составлены «Дополнительная записка к технологической схеме разработки пластов БС8 и БС9 Правдинского месторождения (северная часть), в которой даны технологические ре-щения по вводу в разработку неразбуренной части пластов БС8 и БС9. Указанная работа в ЦК Минтопэнерго не рассматривалась и не утверждалась, а ее рекомендации по разбуриванию северной части пластов БС8 и БС9 не осуществлялись.

В 1996 году ГКЗ РФ утвердила пересчет запасов нефти и газа Правдинского месторождения, выполненный институтом СибНИИ НП, в результате чего извлекаемые запасы нефти по месторождению в общей сложности уменьшились по категориям В+С1 на 48,4 млн.т. ОАО «Юганскнефтегаз» в 1994 году получило лицензию на право пользования недрами по Правдинкому месторождению серия ХМН № 00164, срок действия лицензии до 17.04.2014 года. Одним из условий лицензионного соглашения являлось составление и утверждение на ЦКР Минтопэнерго России новой технологической схемы разработки с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В лицензионном соглашении приведены уровни добычи нефти и газа на 1994-2012г.г. Уровни добычи на 1994-1996г.г. были определены согласно протоколу ЦКР Минтоэнерго № 1569 от 04.08.1993г., на 1997-2012г.г. согласно экспертному заключению, выполненному СибНИИ НП в 1993 году. Сравнению уровней добычи по лицензионному соглашению и фактических приведено в одном из разделов настоящей работы.

3.2 Текущее состояние разработки

Правдинское нефтяное месторождение введено в эксплуатацию в 1968 году. Запасы нефти и газа по месторождению утверждались дважды - в 1967 г. и в 1997 г. В соответствии с последним подсчетом запасов выделяются следующие нефтеносные горизонты: БС5, БС6, БС8, БС9, АС 10-11, БС16-17, БС18, БС19-20, БС21-22. Позднее, ЦКЗ были утверждены запасы также по пласту АС9.

На конец 1998 г. в эксплуатации находятся залежи нефти пластов АС9, АС11, БС6, БС8, БС9, каждый из которых является самостоятельным объектом разработки. Залежи нефти пластов АС'10, БС5 и БС18 находятся в консервации.

К группе с неблагоприятными для разработки параметрами отнесены: водоплавающие залежи горизонта АС9, АС 10, АС 11 с низкими удельными запасами, залежи горизонтов БС 16-22 с низкими фильтрационными свойствами коллекторов.

Залежи нефти пластов АС9, АС 10, АС И эксплуатировались единичными скважинами, начиная с 1978 года, фактически они находились в пробнойной эксплуатации.

3.3 Осложнения при эксплуатации добывающих скважин

Производительность нефтяных скважин и поглотительная способность нагнетательных скважин зависят главным образом от проницаемости пород, складывающий продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность её. Также осложнения могут возникнуть от появления парафиновых пробок, образующихся в НКТ. При эксплуатации нефтяных скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, солевыми соединениями. Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными видами механических примесей, имеющимися в закачиваемой воде. Методы увеличения проницаемости горных пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто их применяют в сочетании, либо последовательно.

Для борьбы с осложнениями применяют следующие методы обработок скважин:

Солянокислотная обработка.

Термокислотная обработка.

Гидроразрыв пласта.

Электротепловая обработка.

Паротепловая обработка.

Закачка горячих жидкостей.

Закачка ПАВ.

Использование скребков.

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. При обработке соляной кислотой она реагирует с породой и отложениями как на стенках скважины, так и в поровых каналах. Под действием кислоты иногда образуются узкие длинные кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличивается область дренирования скважин и их дебиты. Также используется кислотная обработка стенок скважины в пределах продуктивного горизонта, так называемые кислотные ванны, с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корки и продуктов коррозии. При составе раствора для солянокислотной обработки используют соляную кислоту, ингибиторы коррозии, стабилизаторы и интенсификаторы (ПАВ).

Термокислотная обработка проводится в скважинах, где возможно запарафинивание забоя отлагающимся парафином или смолами. При этом на забой скважины опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся большим выделением тепла. После опускания этих веществ на забой делают прокачку кислоты обычными способами.

Сущность гидроразрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок.

Электротепловая обработка осуществляется при помощи глубинных электронагревателей (ТЭН), спускаемых в скважину на кабель тросе.

Закачка горячих жидкостей (нефть, вода с ПАВ и без них, керосин, дизтопливо) используется для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны.

Паротепловая обработка. При этом теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего закрывают устье для передачи тепла вглубь пласта.

Технология обработки ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. Этот метод обработки применяется в скважинах, в которых в процессе эксплуатации проницаемость призабойной зоны резко ухудшилась из-за попадания в неё посторонней воды или твердых частиц из глубины пласта.

Для очистки подъёмных труб от парафинистых отложений используют скребки, спускаемые в скважину с утяжелителем на проволоке лебёдкой.

3.4 Контроль за разработкой

Объемы и виды исследовательских работ по контролю за процессом разработки определены обязательным комплексом промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, утвержденным в 1981 году Главтюменьнефтегазом.

В настоящее время Правдинское месторождение находится на третьей стадии разработки.

По состоянию на 01.01.2002г. на месторождении пробурено 1406 скважин (в т.ч. 245 нефтяных, 307 - нагнетательных, 854 - прочих), что составляет 94.5 от утвержденного проектного фонда.

На 01.01.2002г. эксплуатационный фонд скважин составил 401 скважин, из которых 54 действующих, бездействующих 6, 84 в консервации и 307 контрольные и пьезометрические, 55 скважин ликвидировано.

Добыча нефти из всех скважин производится механизированным способом и фонтанным.

Анализ показывает что среди этих установок встречаются почти все типоразмеры УЭЦН, выпускаемые машиностроительной промышленностью. Наиболее часто применяются установки с подачей 50 и 80 м³/сут. Широкое использование этого типоразмера УЭЦН обусловлено средними дебитами по скважинам, эксплуатирующимися центробежными насосами - 86 м³/сут. Основным поставщиком УЭЦН является крупнейший в мире производитель модульных электропогружных установок для добычи нефти - Альметьевский завод - АО “АЛНАС”.

Штанговые глубинные насосы, применяемые в НГДУ “Правдинскнефть”, в основном выпускаются Бакинским заводом штанговых насосов и Чебоксарским заводом .

Скважинные штанговые насосы являются элементом, определяющим технико-экономическую эффективность работы всего комплекса оборудования при сравнительно небольшой роли их в общей стоимости и массе установок.

Для получения более полной информации, необходимой для проектирования и совершенствования системы разработки, определения полноты выработки запасов нефти в качестве первоочередного мероприятия по контролю рекомендуется внедрение на месторождении импульсных нейтронных методов исследования скважин. В условиях однопластовых объектов разработки необходимо проведение массовых замеров ИННМ(импульсный нейтрон нейтронный метод) в транзитных скважинах и бурение контрольных скважин с проведением систематических наблюдений за подъемом ВНК и изменением нефтенасыщенности пластов.

Для повышения эффективности геофизических методов количественной оценки текущей нефтенасыщенности пластов рекомендуется использовать металлопластиковые обсадные трубы в интервале продуктивных пластов контрольных скважин.

При исследовании неперфорированных контрольных скважин импульсным нейтронным методом, эффективность работ может быть повышена применением методики с использованием борсодержащих соединений. Наряду с применением метода ИННМ, положительные результаты по определению характера насыщения пластов за неперфорированной колонной, могут быть получены широкополосным акустическим и кислородным каротажем.

Необходимым видом контроля являются индикаторные методы, в частности химических соединений и трития для информации о скорости и направленности движения флюидов в пласте. Они могут быть использованы для оценки новых способов изоляции промытых зон и оптимальных режимов нагнетания и отборов жидкости.

Эффективность мероприятий по контролю за разработкой во многом зависит от подготовленности скважин к исследованиям.

Исследуемые интервалы в перфорированных пластах не должны быть перекрыты НКТ, осадком, застойной водой.

Как указывается в 60-ти скважинах 34% скважин, исследованных комплексом геофизических методов для анализа технического состояния скважин, оказались неподготовленными к исследованиям: в 22 скважинах (21%) перфорированные интервалы пластов были перекрыты осадком, в 13 скважинах (13%) - НКТ.

Под способом добычи нефти (или способом эксплуатации) понимают процесс подъема жидкости из нефтяных скважин от динамического уровня до устья с помощью определенных технических средств. Среди существующих способов добычи нефти наиболее распространены насосные способы, при которых подъем жидкости осуществляют гидравлическими машинами, работающими на подводимой извне энергии. При насосных способах добычи для подъема нефти из скважин применяют УШСН и УЭЦН.

4. Техническая часть

Требования к конструкциям скважин

Размещение добывающих, нагнетательных и разведочных скважин определялось принятой схемой разработки и результатами геологоразведочных работ. Дальнейшее бурение скважин на месторождении как и в предыдущие годы рекомендуется проводить по технологии наклонно-направленного кустового метода с использованием буровых установок Уралмаш-3000 ЭУК или установок, поставляемых по импорту с комплектом оборудования для сбора, очистки и утилизации отходов бурения.

4.1 Конструкция скважин

Предусматривается дальнейшее бурение добывающих и нагнетательных скважин проектной сетки на продуктивный пласт БC_4-5 глубиной 2600 м по вертикали с максимальным отклонением забоев скважин от вертикали до 1500 м. Для вновь проектируемых скважин, как и для ранее пробуренных, конструкция предлагается трехколонной, что соответствует требованиям РД-39-137-95 /12/ и условиям их эксплуатации. Глубины спуска обсадных колонн ранее пробуренных скважин удовлетворяли условиям прочности горных пород в интервалах необсаженного ствола скважин по разрезу (то есть, до момента спуска следующей обсадной колонны) и необходимость строительства промежуточной колонны отсутствовала.

На а. Конструкция нагнетательных скважин

Направление (диаметр 324 мм). Направление спускается на глубину от 30 до 60м для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами и цементируется до устья.

Кондуктор (диаметр 245 мм). Для исключения нарушений эксплуатационных колонн во вновь буримых скважинах спускается удлиненный кондуктор на глубину 750 м по вертикали с учетом перекрытия неустойчивых глинистых отложений Чеганской, Талицкой, Люлинворской свит и изоляции верхних водоносных горизонтов и цементируется до устья (согласно /12/ и приказа № 31 от 04.11.92 г Тюменской области Госгортехнадзора России).

Эксплуатационная колонна (диаметр 146 мм). Эксплуатационная колонна спускается на проектную глубинурисунке 4.1 представлена конструкция скважин Правдинского месторождения. Тампонажный раствор за колонной поднимается на 100 м выше башмака предыдущей колонны (кондуктора).

б. Конструкция добывающих скважин

Конструкция добывающих скважин должна отвечать требованиям, которые предъявляются к глубине спуска, и креплению направления и эксплуатационной колонны нагнетательных скважин. Глубина спуска кондуктора (согласно /12/) определяется глубиной залегания кровли Чеганской свиты ,Правдинского месторождения и будет составлять от 450 до 550 м. При вероятности перевода добывающей скважины под нагнетание её проектируют и строят как нагнетательную с удлиненным кондуктором.

...