Размещено на http://www.allbest.ru/

22

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны.

Во второй половине 90-х годов большинство наиболее крупных месторождений Западной Сибири вступили или вступают на позднюю стадию разработки. Текущее состояние разработки основных пластов Южно-Ягунского нефтяного месторождения характеризуется также снижением добычи нефти в связи с увеличением обводненности. Это предопределяет актуальность промышленного применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Опыт реализации этих мероприятий вывел зависимость эффективности технологии мероприятий от геолого-физической характеристики пластов и особенностей текущего состояния разработки.

Многочисленные исследования по контролю за разработкой на Южно-Ягунском месторождении позволили выявить закономерность: закачиваемая в пласт вода прорывается в добывающие скважины по наиболее проницаемым в разрезе пропласткам ограниченной толщины в то время как пропластки пониженной проницаемости процессом вытеснения не охвачены.

По мере снижения пластового давления в зонах пониженной проницаемости и загрязнения призабойных зон в добывающих и нагнетательных скважинах, низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки постепенно полностью самоотключаются из работы, что приводит к консервации активных геологических запасов на определенное время и снижению текущей и конечной нефтеотдачи.

Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождений является обработка призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности скважины. Ускорение научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны предполагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти.

На современном этапе сокращается число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции.

Вновь открываемые и разрабатываемые месторождения запасов нефти имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми.

В таких условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.

За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологии воздействия на призабойную зону уделялось недостаточное внимание.

Вместе с тем, накопительный опыт показывает, что воздействие на призабойную зону существенно увеличивает показатели скважин, в том числе и нефтедобычу. залежи стратиграфический пласт нефть

Целью данного дипломного проекта является наглядное отображение эффективности применения методов воздействия на призабойную зону пласта в НГДУ «Когалымнефть».

Учитывается влияние методов на пласт, всевозможные отрицательные и положительные стороны воздействия.

В работе рассмотрены и проанализированы методы ПНП, применяемые на этом предприятии, рассмотрены технологические требования и параметры, возможность применения в данных условиях, рассчитана экономическая эффективность.

1. Общая геологическая характеристика залежи

1.1 Общие сведения о Южно-Ягунском месторождении

Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, в 117 км к северо-востоку от г.Сургута и в 97 км к юго-востоку от г.Ноябрьска.

В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения расположен ряд крупных нефтяных месторождений, находящихся в разработке: Федоровское (54 км на юг), Повховское (93 км на восток), Холмогорское (30 км на север), Южно-Ягунское (6 км на восток), Карамовское (61 км на север). Западнее Южно-Ягунского месторождения проходят трассы нефтегазопроводов Уренгой - Челябинск, "Холмо-горовское-Федоровское месторождения" и ряд трасс местного значения.

В орографическом отношении площадь представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов. Абсолютные отметки рельефа изменяются от плюс 70 м на юге до плюс 85 м на севере.

Гидрографическая сеть представлена представлена реками субмеридио-нального направления: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Орть-Ягун, Тлунг-Ягун и др. Они имеют сильно меандрирующие русла, сохранившиеся старицы, множество мелких притоков, изобилуют песчаными перекатами и завалами леса. Благодаря равнинности рельефа и слабому дренажу широко распространены болота и многочисленные озера. Основная масса озер имеет небольшую величину. Наиболее крупными являются озера Выртль-Сам-Лор, Ики-Инг-Лор, Юль-Виум-Лор, Коголым-Лор, Васыг-Лор, Тетль-Котым- Энтль-Лор, Вондыр-Лор. Озера, в основном, неглубокие (3 - 6 м). В зимнее время часть из них промерзает до дна. Судоходные реки на территории Южно-Ягунского месторождения отсутствуют.

Для целей водоснабжения практический интерес представляют воды новомихайловского водоносного горизонта, который имеет повсеместное распространение в пределах данной территории и залегает на глубине 75-104 м. Воды удовлетворяют требованиям предельно допустимых концентраций, за исключением мутности, содержания ионов железа и марганца. Для улучшения качества вод необходимо проводить аэрацию с последующим фильтрованием.

Климатические условия района работ формируются под воздействием холодных воздушных масс Полярного бассейна и теплого воздуха Азиатского материка и отличаются своей континентальностью: короткое жаркое летои продолжительная холодная зима. Самым холодным месяцем является январь с минимальной температурой до минус 55 ⁰С, самым жарким - июль с максимальной температурой до плюс 35⁰ С. Отрицательная среднегодовая температура составляет минус 23,2 ⁰С, положительная плюс 16,1 ⁰С. Продолжительность снежного покрова с октября по май, его высота достигает 2 м. Глубина промерзания почвы 1,3 - 1,7 м. В конце октября реки покрываются льдом и вскрываются во второй половине мая.

Рассматриваемая территория расположена в зоне не сплошного распространения многолетнемерзлых пород. По результатам геофизического изучения скважин наблюдается двухчленное строение вечной мерзлоты. Верхний (современный) слой залегает на глубине 10-40 м от поверхности, температура его постоянна и близка к 0 ⁰С. Нижний (реликтовый) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Глубина сезонного протаивания почвы на вечномерзлых породах составляет 0,5 - 0,6 м, достигая на таликах до 4,5 м. Наибольшая глубина протаивания отмечается в августе.

Территория Южно-Ягунского месторождения находится в зоне средней тайги. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болотные ассоциации, с отдельными островками карликового леса (сосна, береза). Залесненность площади составляет около 15 %.

Транспортировка грузов до района работ осуществляется круглогодично по железной дороге через г.Тюмень до станции Когалымская, которая расположена на расстоянии около 28 км на юго-восток от месторождения и далее автотранспортом. В зимнее время транспортировка грузов и оборудования до подбаз и буровых осуществляется гусеничным или автотранспортом по зимникам после полного промерзания болот.

В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения (на территории Южно-Ягунского месторождения) разведано шесть песчаных карьеров, предназначенных для разработки как механизированным, так и открытым способом. Они приурочены к русловым отложениям р.Ингу-Ягун и представлены песками пылеватыми, мелкими и средней крупности. Кроме того, в междуречье Ингу-Ягун и Кирил-Выс- Ягун оконтурен перспективный участок песчано-гравийной смеси с содержанием грубообломочного материала до 30 %. Условия залегания позволяют разрабатывать участок открытым способом. Гравий, галька и валуны наблюдаются непосредственно в обнажениях, в массе разнозернистого песка.

В пределах соседнего Холмогорского месторождения разведано два месторождения песка и одно - глин. Месторождение кирпичных глин расположено в верховьях рек Пырин-Яха и Канто-Яха в 6 км севернее озера Пыр-Ялор. Запасы по категории С составляют 3 млн.м³. Глины пригодны для изготовления строительного кирпича марки "150".

Пески месторождений могут быть рекомендованы для отсыпки дренирующего слоя автодорог, приготовления строительных растворов, некоторые - для производства силикатного кирпича, в качестве наполнителя бетонов. Гравийный материал может быть использован в качестве заполнителя для бетонов, иногда - материала для отсыпки дренирующего и морозостойкого слоя автодорог.

Южно-Ягунское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 25 км от г.Когалыма.

По решению администрации города, нефтяники должны обеспечить развитие инфраструктуры города, вести строительство жилья и объектов соцкультбыта.

Город Когалым связан с центральной частью России железной дорогой, а с г.Сургутом еще и автодорогой.

Электроэнергией город и нефтяные месторождения обеспечиваются от Сургутской ГРЭС.

Южно-Ягунское месторождение расположено на четвертом кусте (зоне) сосредоточенного строительства вдоль железной дороги Ульт-Ягун-Пурпе на десятом километре от железнодорожной станции разгрузки.

Пунктом разгрузки принята станция железной дороги Когалымская, где и расположены две БПТО и КО. Доставка грузов от БПТО и КО на Южно-Ягунское месторождение осуществляется автотранспортом.

Поисково-разведочное бурение на площади начато в 1979 году бурением скважины №22. Нефтеносность месторождения связана с пластами (снизу вверх) ЮС1-1, БС18, БС16, БС11-1а, БС11-1, БС11-2, БС10-1, БС10-2. Залежи этих пластов явились объектами подсчета запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, результаты которого утверждены ГКЗ Минприроды России (протокол №353 ДСП от 01.11.95). Обзорная карта Южно-Ягунского месторожде- ния представлена на рисунке 1.1



Рисунок 1.1 - Обзорная карта Южно-Ягунского нефтяного месторождения Южно-Ягунское месторождение открыто в 1979 году.

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году.

Центральной комиссией (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.80) тех. схема засчитана как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций (вариант разработки с применением трех рядной системы по сетке 500х500 м, расстоянием между нагнетательными и первым добывающем рядом 600 м).

В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 г. составлена Дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно-Ягунского месторождения.

Технологической схемой предусматривалось:

выделение двух эксплутационных объектов БС-10(1-2) и БС11-2 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500х500м;

проектный уровень добычи - 5,5 млн. т/год;

проектный уровень добычи жидкости -9,96 млн.м³/год;

проектный объем закачки воды - 13 млн.м³/год.

На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефти составлена новая технологическая схема. Протоколом №1092 ЦКР МНП от 25.07.84 утверждены следующие основные положения:

1. Выделение трех эксплутационных объектов БС10(1-2), БС11(1-2), ЮС1-1 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

2. Применение по объектам БС10(1-2) и БС11(1-2) блоковой системы разработки с трех рядным размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м; по пласту ЮС1-1 площадной 9-точечной системы заводнения по сетке 400х400 м;

3.Ввод в разработку пласта БС10-1 ,совпадающего в плане с пластом БС10-2, производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;

4.Общий проектный фонд 3491 скважина, в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.

Месторождение практически полностью разбурено, вступило в третью стадию разработки и тем самым находится на очередной стадии разработки в своей истории.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика пласта БС11-2

Поисково-разведочное бурение на площади было начато в 1979 году и с момента открытия Южно-Ягунского месторождения в марте 1979 года с достаточной степенью детальности и достоверности изучено геологическое строение месторождения и установлено наличие промышленных скоплений нефти в пластах (снизу вверх): ЮС1-1, БС11-1а, БС11-1, БС11-2, БС10-2 и БС10-1. Залежи этих пластов явились объектами подсчета запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, результаты которого утверждены ГКЗ Минприроды России ( протокол N353 ДСП от 01.11.95).

Доюрские отложения кристаллического фундамента (по данным калий-аргонового метода имеющие триассовый возраст) вскрыты только разведочной скважиной 161 на глубину 550 м и представлены темно-серыми базальтами и красновато-серыми порфиритами.

На поверхности фундамента залегают отложения юрской системы, разрез которой начинается с тюменской свиты с максимально вскрытой толщиной около 400 м. Свита представлена чередованием серо-цветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно обилие обугленного растительного детрита вплоть до образования прослоев бурых углей, однако нефтеносность свиты не установлена.

В верхнеюрских отложениях выделены васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Нижняя часть васюганской свиты непродуктивна и представлена, главным образом, известковистыми аргиллитами, прослоями битуминозными .

Верхняя часть васюганской свиты сложена песчаниками и алевролитами мелкозернистыми, глинистыми, слабоизвестковистыми с подчиненными прослоями аргиллитов. В этих отложениях выделяется горизонт ЮС1, к которому приурочен продуктивный пласт ЮС1-1. Толщина свиты увеличивается в северо- и юго-восточном направлениях и составляет 62-72 м.

Георгиевская свита толщиной около 3 м почти целиком сложена аргиллитами.

Баженовская свита также в основном сложена тонкоплитчатыми аргиллитами с тонкими прослоями известняков и листоватого глинистого материала с большим количеством органики. Имея толщину 25-32 м, является одним из самых выдержанных литологичеких реперов.

Выше выделена пачка плитчатых аргиллитоподобных глин с прослойками и линзами песчаного материала.

Над ней выделена преимущественно песчаная пачка, разделенная алевролитами и аргиллитами, к которой приурочен блок пластов БС12-10, где выделяются самые верхние продуктивные пласты: БС11-2, БС11-1а, БС11-1, БС10-2 и БС10-1.

Продуктивная толща верхней части мегионской свиты вновь перекрывается пачкой плотных слабо алевритистых аргиллитов, имеющих на всем Сургутском своде региональное распространение (чеускинская пачка).

В целом толщина основной продуктивной свиты месторождения - мегионской, меняется от 419 до 458 м.

Расположенная выше по разрезу толща, включающая вартовскую, алымскую и покурскую свиты, представляет собой неравномерное переслаивание песчано-глинистых пород со значительным количеством песчаных пластов: БС9 - БС1 и АС11 - АС4, однако продуктивность их не установлена.

Отложения палеогеновой системы толщиной 580-670 м, разделенные на 6 свит, представлены, главным образом, различными глинами с сугубо подчиненными и маломощными прослоями алевритов и песков.

Отложения четвертичной системы, венчающие разрез, развиты повсеместно, имеют толщину 15-30 м и представлены суглинками, супесями, песками и глинами.

Согласно геокриологической карте Тюменской области месторождение расположено в зоне несплошного распространения многолетнемерзлых пород (ММП) . По результатам ГИС на площади месторождения установлено два слоя распространения ММП.

Наибольшей средней нефтенасыщенной толщиной как в чисто нефтяной (ЧНЗ),так и в водонефтяной зонах (ВНЗ) характеризуется пласт БС11-2. Наибольшие толщины по этому пласту вскрыты в центральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта равна 5,7 м.

Песчанистость верхнего пласта как в горизонте БС10, так и в горизонте БС11, как правило, выше. Так, песчанистость пласта БС10-1 равна 0,605 при песчанистости пласта БС10-2, равной 0,403. Песчанистость пласта БС11-1 равна 0,52 при песчанистости пласта БС11-2, равной 0,489.

При определении коллекторских свойств и характера насыщения продуктивных пластов использовались данные промыслово-геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований кернового материала.

Горизонт БС11 представляет собой толщу песчано-глинистых пород, в которой выделяется три проницаемых пласта: БС11-1, БС11-1а, БС11-2. Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-зернистыми алевролитами, серыми, буровато-серыми, однородными или с горизонтальной, наклонной и линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной намывами углисто-растительного и слюдистого материала по плоскостям наслоения. Состав породообразующей части аркозовый, с преобладанием полевых шпатов (50-55%) над кварцем (35-40%) и невысоким содержанием обломков пород (10-13%). Обломки пород представлены кварцевыми, кремнистыми кварц-слюдистыми и эффузивными разностями. Цемент коллекторов довольно сложен по составу и типу распределения. Основными глинистыми минералами цемента являются каолинит и хлорит, содержание гидрослюды нестабильное (5-20%).

Пласт БС11-2 сложен преимущественно мелкозернистыми песчаниками (Мd=0,12 мм), хорошо отсортированными (Sо=1,46), умеренно глинистыми и малокарбонатными, но существенно изменчивыми. Коллекторские свойства пород пласта БС11-2 изучены по 50 скважинам (1818 образцам), с высокой плотностью 5,6 образцов на один метр изученной площади. Средняя пористость коллекторов равна 19,80%, проницаемость 0,109 мкм². Литологические особенности коллекторов представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 -Литологическая характеристика коллекторов

Пласт (горизонт)	Породы коллекторы	Зернистость	Состав	Цемент	Прочие признаки
БС10	Песчаники и алевролиты	Мелкозерни-стые, алеври-тистые	Аркозовый с преобладанием полевых шпатов над кварцем	Порово-пле-ночный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый	Глинистость
БС11	то же	Средне и мел-ко-зернистые; алевролиты крупно- зернистые	То же	Глинистый, редко Карбонатный	Слоистость, обусловлен-ная намыва- ми углистого детрита и слюдистого материала
ЮС1	-/-	Более крупно- зернистые, песчаной фрак- ции 46%	То же. Полевого шпата 38-58%; кварца -30-40%	То же	В нижней части пласта слоистость (горизонтальная, волнистая, косовол-нистая)

Корреляция продуктивных горизонтов (пластов) выполнена путем как выделения и прослеживания по материалам ГИС самих пластов с учетом характера их насыщения и результатов испытаний, так и разделяющих их аргиллитовых пачек. В нижней части разреза - баженовская свита, разделяющая горизонт ЮС1.

Преимущественно глинистая пачка толщиной 30-40 м, в подошве которой выделен хорошо коррелируемый резкий минимум записи кривой ИК, разделяет горизонты БС11 и БС10.

Пачка толщиной до 10 м выделяется как репер над горизонтом БС10. Более детальный подход к корреляции горизонтов БС10 и БС11 заставил разделить пласт БС11-1 на два: БС11-1а и БС11-1. Анализ материалов ГИС, позволяет не только согласиться с этим положением, но сделать вывод о том, что даже границы горизонтов (приравненных к рамкам пластов) вряд ли могут быть приняты как достаточно обоснованные.

В таблице 1.2 приведены характеристики неоднородности принятых в качестве объектов подсчета продуктивных пластов. Здесь помимо общепринятых коэффициентов расчлененности и песчанистости приведены диапазоны изменения и средние значения толщин пластов (в понимании, что это не пласт-коллектор) и средние значения эффективных толщин пропластков коллектора, слагающих эти пласты (или выделенных внутри условных пластов).

Таблица 1.2.-Характеристика неоднородности продуктивных пластов

Показатели	Пласты
	БС 10-1	БС 10-2	БС 11-1а	БС 11-1	БС 11-2	ЮС 1-1
Колич-во скв-н	34	24	3	33	47	38
Красчл. (от до)	2 -56	1 -4	1 - 4,2	1,2 - 4,2	1,2 - 4,4	3,2 -8,4
Красчл. средн.	3,48	2,49	2,64	2,7	2,8	5,77
Kпесч.	0,605	0,403	0,415	0,52	0,489	0,327
Толщина пласта от до, м	2,-15,4	0,6-20,0	0,6-1,9	2,6-25,0	3,4-32,4	2,0-18,8
Средняя нефтенасыщ. толщина, м	3,1	4,3	3,0	3,2	5,7	2,6

1.2.1 Тектоника

В тектоническом плане месторождение приурочено к Тевлинскому куполу, осложняющему северо-восточную часть Сургутского свода.

Само месторождение связано с Когалымским поднятием, представляющем собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами 24х10 км; Южно-Когалымским поднятием (в районе скважин 38, 44 и 45 с размерами 10х4,5 км) и тремя безымянными поднятиями, которые по отдельным горизонтам приобретают характер структурных носов. Первое из них расположено на несколько отклоняющемся к северо-востоку продолжении собственно Южно-Ягунского поднятия в районе скважины № 112 и наименее оконтурено. Второе- на северо-западе месторождения в районе скважин № 26, 50 и 24 и третье - к западу от южной оконечности Южно-Ягунского поднятия в районе скважин № 22, 153 и 37.

1.3 Геолого-физическая характеристика залежей пласта БС11-2

Пласт БС11-2 является одним из основных объектов разработки. В пределах Южно-ягунского месторождения в пласте выделено шесть залежей.

Залежь 1 приурочена к Ягунской структуре. В юго-восточной части ограничена зоной не коллектора.

Самая высокая отметка нефтенасыщенного коллектора 2303 м (скв.№ 2667). Эффективная толщина изменяется от 0 до 22 м, нефтенасыщенная достигает 19,4 м (скв.№ 1819). Максимальные эффективные толщины вскрыты в северной части залежи.

Обоснование ВНК проводилось по материалам ГИС и опробывания скважин, вскрывших водоплавающую зону, с наименьшим отклонением от вертикали. Непосредственно в коллекторе уровень ВНК “подсечен” в скважинах на а.о. от -2355,4 м (скв.№ 658) до -2367,5 м (скв.№ 1090). Наблюдается наклон ВНК залежи в северном направлении.

Залежь контролируется с севера, востока и запада скважинами, вскрывшими водоносный пласт, что подтверждается результатами испытания. Самая высокая отметка, с которой получен приток воды -2352 м в скважине № 3416.

При расчете средних отметок “нефть-вода “ для залежи 1 получены следующие результаты : “нефть” выделена до отметки -2362 м, “вода” - с -2364 м, в среднем уровень ВНК составил -2363 м.

Залежь имеет большую водоплавающую зону (56,1% от общей площади залежи ). Залежь пластовая сводовая, частично литологически экранированная. Размеры залежи 39,5*8,8 км, высота 60 м.

Залежь 2 вскрыта в южной части Ягунской структуры, отделена от залежи 1 зоной не коллектора. Пласт развивается в южном направлении. Эффективная толщина достигает 7,2 м (скв.№ 148р).

Эксплуатационным бурением охвачена северная часть залежи. Водоносный коллектор вскрыт скважинами № 2900 и № 5017 на а.о. - 2360 и - 2361 м. Нефтенасыщенные толщины в северной части изменяются от 0 до 2,8 м.

В южной части залежи нефтенасыщенный пласт вскрыт скважиной

№ 159р до отметки -2363 м, толщиной 3,6 м. При испытании получен приток нефти дебитом 19,3 м³/сут на 6 мм штуцере в интервале а.о.- 2359,4 - 2363 м.

ВНК в южной части залежи принят на а.о. - 2363 м, к северу он поднимается до -2361 м (восточное крыло ) и -2360 м (западное крыло). Размеры залежи 9,5*2,8 км, высота - 13 м.

Небольшая литологически экранированная залежь 3 вскрыта скважинами № 57р и 2069. При испытании пласта в скважине № 57р (интервал а.о. -2358 -2365 м) получен приток воды с плёнкой нефти. По ГИС пласт нефтенасыщен до отметки -2353,7 м. Пласт опробован ниже уровня ВНК. В скважине № 2069 получен приток нефти.

Залежь 4 вскрыта в пределах Южно-Ягунской структуры. Самая высокая отметка нефтенасыщенного коллектора -2322 м (скв. № 145). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7(скв. № 2034) до 9,8 м (скв. № 2021).

Непосредственно в коллекторе ВНК не подсечен. Самая низкая отметка “нефти” -2352,6 м, самая высокая отметка “воды” -2347,2 м. Отмечается некоторый подъем уровня ВНК к югу. При испытании пласта БС11-2 в (скв.№ 115р) получен приток воды (а.о. кровли -2346 м). Притоки воды получены в скважи-нах № 1187и 1315 (а.о. кровли соответственно -2352 и -2362 м). Вода с пленкой нефти получена в скважине № 1221.

Залежь имеет обширную водоплавающую зону (98,7% от общей площади залежи).

Залежь эксплуатируется рядом скважин, которые работают в основном нефтью с водой. Дебиты колеблются от 1 до 49 т/сут., процент обводненности 2-60. Она имеет размеры 8,2*8,0 км, высота -31 м.

Залежи 5 и 6 расположены в пределах Дружного поднятия. Приурочены к небольшим куполовидным поднятиям , расположенным в северной и южной частях Дружной структуры.

Залежь 5 выявлена скважиной № 104р, вскрывшей 10,4 м нефтенасыщенной толщины.

Пласт испытан до подошвы (а.о. - 2361,8 м), получен приток нефти 144,0 м³/сут. ВНК залежи принят на отметке подошвы пласта. Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи 3,0*3,7 км, высота -12 м.

Залежь 6 вскрыта разведочными скважинами № 78, 82 и 83, пробуренными Главтюменгеологией и скважинами № 106 и 168, пробуренными при до разведке. При испытании пласта в скважине № 106р (интервал а.о. -2359,9 - 2364,4 м) получен приток воды 20 м³/сут. По ГИС пласт водонасыщен с кровли. ВНК имеет наклон с севера (-2360 м) на юг (-2364 м). Размеры залежи 6,2*3,9 км. Толщины продуктивных залежей характеризуются в итоговой таблице 1.3.

Таблица 1.3-Характеристика залежей продуктивного пласта БС11-2

Номер залежи	Тип	Размеры, км	Высота, м	Диапазон изменения ВНК, м	Принятый ВНК, м	Нефтенасыщенная толщина, м
1	ПС	39,5*8,8	60	-2355,4-2367,5	-2363	до 19,4
2	ПС	9,5*2,8	13	-2360-2363	2361	0-2,8
3	ЛЭ	-	-	-2358-2365	-2362	-
4	ПС	8,2*8,0	31	-2347,2-2352,6	-2350	0,7-9,8
5	ПСм	3,0*3,7	12		-2361,8	до 10,4
6	ПС	6,2*3,9	11	-2360-2364	-2362	-
Примечание. Типы залежей: ЛЭ - литологически-экранированная; ПС - пластовая сводовая; ПС(м) - пластовая сводовая (массивная или водоплавающая)

По скважине № 1154, пробуренной на растворе с нефтяной основой, водонасыщенность определена прямым методом

Информация эта практически не требует комментариев, однако следует лишь подчеркнуть несколько моментов.

1. Коллекторские свойства пластов БС10-1, БС10-2 и БС11-1а изучены практически по единичным образцам.

2. По пласту БС10-1 при малом количестве изученных образцов наличие даже единичного образца с проницаемостью 557 мкм² привело к завышению средней проницаемости.

3. По большинству пластов (кроме БС11-2) и пористость и проницаемость образцов из водонасыщенной части несколько выше, чем из нефтенасыщенной. Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов приведены в таблице 1.4

Таблица 1.4 - Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Параметры	БС10	БС11
	БС10-1	БС10-2	БС11-1	БС11-2	ЮС1-1
1	2	3	4	5	6
Средняя глубина залег., м	2325-2400	2386-2433	2836-2886
Тип залежи	Пластово-сводовая с элементами литологического экранирования
Тип коллектора	Поровый			255634	101276
Площадь нефтеноснос-ти(В+С1/С2), тыс.м2	332010	238844	63991	13,2	15,6
Средняя общая толщина, м	5,8	8,8	11,6	5,7	3,3
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	3,1	4,3	3,2	0,22	0,16
Пористость, доли ед.	0,19	0,22	0,20	0,58	0,58
Средняя насыщенность нефтью, доли ед.	0,47	0,56	0,47	0,109	0,012
Проницаемость (керн/ГИС), мкм2	0,033	0,161	0,038	0,499	0,515
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,605	0,403	0,52	5,6	5,77
Коэффициент расчленен-ности, доли ед.	3,48	2,49	4,89
Пластовая температура, С	72-82	75-83	81-98
Пластовое давление, МПа	22,9-23,6	23,6-24,5	27,2-30,3
Вязкость нефти в пл.усл.,мПа.с	1,35-1,81	0,74-1,08	1,34
Плотность нефти в пл.усл.,т/м3	0,777-0,799	0,731-0,774	0,758	1,190	1,280
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,133	1,126	1,136	0,43-1,15	0,33-0,58
Содержание серы в нефти, %	0,48-1,02	0,74-0,98	0,6-0,88	1,55-3,08	1,67-3,4
Содержание парафина в нефти,%	1,23-2,92	1,91-2,46	1,73-2,95	10,94
Давление насыщения нефти газом,МПа	10,42	10,19	8,45	97,9	108,0
Газосодержание нефти, м3/т	69,6	63,6	65,5

Продолжение таблицы 1.4

1	2	3	4	5	6
Плотность воды в пл.усл., т/м3	1,015	1,015	1,014	1,015	1,018
Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т,	69718	97181	15735	134335	21032
в том числе: по категории В+С1	69718	96476	14159	127698	20976
С2	-	705	1576	6637	56
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т,	13944	40668	3866	52406	2942,6
в том числе: по категории В+С1	13944	40520	3533	51079	2937
С2	-	148	333	1327	5,6
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,200	0,418	0,246	0,390	0,140
в том числе: по категории В+С1	0,200	0,420	0,250	0,400	0,140
С2	-	0,210	0,211	0,200	0,100

1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

Пластовые нефти для исследования отбирались глубинными пробоотборниками из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин.

Из продуктивных отложений пласта БС11-2 было отобрано 25 глубинных проб из семи скважин и двадцать одна поверхностная проба из семнадцати скважин (табл.1.4.1 и табл.1.4.2). По данным однократного разгазирования плотность пластовой нефти изменяется от 0,731 до 0,753 г/см³, плотность сепарированной нефти изменяется от 0,845 до 0,850 г/см³, вязкость пластовой нефти от 0,74 до 1,08 мПа*с, газосодержание от 90,78 до 107,25 м³/т, объемный коэффициент от 1,251 до 1,316, усадка от 20,08 до 23,9 %, давление насыщения от 10,17 до 12,16 МПа.

В поверхностных условиях нефть имеет плотность 0,836-0,868 г/см³, вязкость при 20 ⁰С 5,21-18,33 мПа*с, содержание серы 0,43-1,15%, парафинов 1,55-3,08 %, асфальтенов 0,6-2,79 %. По данным анализов восьми устьевых проб растворенный газ содержит метана 62,13-91,14 %, этана 0,44-8,74 %, пропана 0,141-17,307 %, углекислого газа 0,045-0,793 %, азота от 1,575-8,050 %. Отличается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части.

Таблица 1.5-Свойства пластовой нефти пласта БС11-2

Наименование	Кол-во исслед. скв	Диапазон изменения	Среднее значение
Давление насыщения нефти газом, МПа	7	10,17-12,16	10,94
Газосодержание, м3/т	-	90,78-107,25	97,88
Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т	-	68,98-87,74	76,90
Объемный коэффициент	-	1,251-1,316	1,278
Плотность нефти, г/см3	-	0,731-0,753	0,743
Объемный коэффициент при условиях сепарации	-	1,151-1,206	1,188
Вязкость, мПа*с	-	0,74-1,08	0,849

Таблица 1.6-Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Кол-во исслед. скв	Диапазон изменения	Среднее значение
Вязкость, мПа*с при 200С при 500С	17	5,21-18,33	9,05
Содержание, % вес.	-
Серы	-	0,43-1,15	0,68
Смол силикагелевых	-	3,23-7,13	4,84
Асфальтенов	-	0,6-2,79	1,24
Парафинов	-	1,55-3,08	2,38
Начало кипения. -1000С	-	57,0-96,0	77,4
до -1500С	-	12,0-20,0	16,1
до -2000С	-	22,0-32,0	27,2
до -3000С	-	43,5-60,0	50,1

Для характеристики физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газов использованы результаты анализов глубинных проб нефти и воды, отобранных в процессе испытаний различных интервалов разведочных скважин месторождения. В таблице 1.7 представлены свойства и ионный состав пластовой воды.

Основной объем исследований выполнен Центральной лабораторией концерна Тюменьгеология (на стадии разведочных работ), институтом СибНИИНП и службами ТПП Когалымнефтегаз.

Таблица 1.7-Свойства и ионный состав пластовой воды пласта БС11-2.

Наименование	Кол-во исслед. скв	Диапазон изменения	Среднее значение
Вязкость, мПа*с	8		0,5
Общая минерализация, г/л	-	18,8-22,6	20,8
Плотность, г/см3	-	1,013-1,016	1,015
Содержание ионов, мг-л Cl	-	10638-12766	11719
Мг-экв/л HCO3	-	976-1257	1153
Ca	-	348-524	424
Mg	-	29-44	37
Na	-	6610-8172	7500

1.5 Запасы нефти и газа

Первый подсчет запасов был выполнен тематической партией Главтюменьгеологии в 1983г., ГКЗ СССР протоколами № 9337 и № 9338 от 02.11.83 утвердила балансовые и извлекаемые запасы нефти в объеме. В таблице 1.8 представленны утвержденные балансовые и извлекаемые запасы.

Таблица 1.8- Балансовые и извлекаемые запасы

Запасы	В+С1, тыс. т	С2, тыс.т	В+С1+С2, тыс.т
Балансовые	505456	274632	780088
Извлекаемые	222555	75714	298269

В 1992г. институтом СибНИИНП была выполнена переоценка запасов нефти и газа, результаты которой были утверждены ГКЗ Минприроды РФ. Согласно утвержденным данным, кроме количественного изменения, запасы нефти изменились и качественно практически по всем показателям.

Отбор дополнительных глубинных и поверхностных проб нефтей по скважинам уточнили значение подсчетных параметров, обусловленных физико-химическими свойствами нефтей, которые изменились незначительно как в большую, так и в меньшую сторону.

В таблице 1.9 представлено сравнение подсчетных параметров и балансовых запасов по пластам, зонам и категориям на различные даты их утверждения. Больший объем полученной дополнительной информации по Южно-Ягунскому месторождению обусловил корректировку отдельных подсчетных параметров и коэффициентов, что повлекло к уточнению запасов нефти и газа, которые по залежам изменились в основном в сторону уменьшения.

Таблица 1.9-Сравнение подсчетных параметров запасов

Параметры	БС11-2
	Подсчет запасов
	1983 г.	1992 г.
	НЗ	ВНЗ	НЗ	ВНЗ
Объем нефтенасыщенных пород, тыс.м3	1964294	1307864	486253	1036166
Открытая пористость, доли ед.	0,21	0,21	0,22	0,22
Нефтенасыщенность, доли ед.	0,72	0,62	0,61	0,56
Плотность нефти, т/м3	0,83	0,83	0,839	0,839
Балансовые запасы нефти, тыс. т	207071	119875	45441	88894
В т.ч. категория С1	162271	67652	45350	82348
Категория. С2	44800	52223	91	6546

Сравнивая величины эффективной и нефтенасыщенной толщины по разведочным скважинам, участвовавшим в подсчете 1983г. и в последующем пересчете, можно сделать вывод, что изменения в большинстве своем небольшие и связаны преимущественно с уточнением границ прослоев. Наибольшее расхождение эффективной толщины в пласте БС11-2 (увеличение на 7,1%), т.к. пересмотрены общие границы пласта в разведочных скважинах № 66, 67, 80, 87, 103.

Выводы

В целом Южно-Ягунское месторождение относится к крупным и характеризуется развитой послойной неоднородностью коллекторов, повышенной пластовой температурой, слабой минерализацией пластовых вод и маловязкой нефтью. В этих условиях происходит быстрый прорыв воды от нагнетательных к нефтяным скважинам по главным линиям тока, наиболее проницаемым прослоям и участкам пласта. Это приводит к быстрому обводнению добывающих скважин, снижению темпов текущего отбора нефти, снижению эффективности действия системы ППД, увеличению нагрузки на систему сбора и подготовки нефти.

2. Динамика разработки месторождения

Южно-Ягунское нефтяное месторождение введено в разработку в 1982 году. В настоящее время на месторождении реализуются основные положения технологической схемы разработки, составленной ТатНИПИнефтью в 1984 году, предусматривающей выделение трех эксплуатационных объектов разработки БС101-2; БС111 и ЮС11 , разбуривание которых производилось самостоятельными сетками скважин.

В связи с возникшими осложнениями при эксплуатации пласта БС101 в дополнительной записке к технологической схеме, выполненной СибНИИНП в 1990 году, было рекомендовано отказаться от бурения самостоятельной сетки нагнетательных скважин на пласт БС101 и вовлекать его в разработку лишь в зонах слияния тонкой перемычки между пластами БС101 и БС102, а также в обводненных участках пласта БС102 с последующим проведением работ по его изоляции.

Для пласта ЮС10 1 рекомендовано применение площадной 7-ми точечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500*500 м.

В целом по месторождению предусматривалось бурение 1047 скважин при общем фонде за весь срок разработки 3323 скважин

По состоянию на 01.01.98 на месторождении пробурено 1743 скважин всех назначений, в том числе добывающих 1367, нагнетательных 311, прочих 65.

Для повышения продуктивности скважин на месторождении применяют обработку призабойных зон (ОПЗ). Эти работы положительно влияют на темпы выработки запасов. В среднем на одну обработку добывается 442 т дополнительной нефти.

На Южно-Ягунском месторождении пласты БС111; БС112; БС101 и БС102 разрабатываются с поддержанием пластового давления.

Средний дебит одной скважины по нефти составляет 44 %.

О динамике разработки за период с 1991 года по 1996 год можно судить из следующей таблицы 3.1

Таблица 3.1-Динамика разработки месторождения

Показатели разработки	1991г	1992г	1993г	1994г	1995г	1996г
Отобрано нефти, млн. т.	9,6	9,4	8,2	6,2	5,4	5,1
Отобрано жидкости, млн.м3	7,4	6,5	6,4	8,6	11,0	9,7
Обводненность, %	31	27	33,3	43	43	45
Накопленная добыча, млн. т.	61	75	86	94	100	108

21 Обзор методов повышения производительности скважин

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, как правило, дебит эксплуатационных скважин падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается.

Производительность нефтяных и газовых скважин, а также поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт

Снижается естественная проницаемость пород, и вследствие несовершенства вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения призабойной зоны скважин часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению его продуктивности В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в ПЗП может ухудшаться из-за закупорки пор отложениями парафина, глинистыми частицами и смолистыми веществами

В нагнетательных скважинах призабойная зона загрязняется различными механическими примесями, присутствующими в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и тд)

Для облегчения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин и поглощение вод нагнетательными скважинами применяют методы искусственного воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости Иногда бывает достаточно удалить со стенок поровых каналов пласта в призабойной зоне частицы парафина, смолистых веществ, и производительность скважин резко возрастает

В большинстве же случаев приходится искусственно увеличивать число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность, те повышать трещиноватость пород продуктивного пласта

По характеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно

Выбор метода воздействия на призабойнуй зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями Так, например, химические методы, и в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества

Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость При механическом воздействии на пласты их проницаемость повышается вследствие создания новых каналов и трещин, сообщающих пласты с призабойной зоной скважины

Эти методы повышения проницаемости пластов наиболее эффективны и широко распространены на нефтяных промыслах страны.

Механические методы обработок (гидравлический разрыв пласта, торпедирование) применяют в пластах, сложенных плотными породами

Тепловые методы воздействия применяют для удаления парафина и смол, осевших на стенках поровых каналов, и интенсификации химических методов обработки призабойных зон

Физические методы в основном используют для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, в результате чего увеличивается проницаемость пород для нефти Сюда относятся, как правило, все промывки с применением ПАВ и других добавок

211 Химические методы воздействия на призабойнуй зону

2111 Солянокислотная обработка

Метод солянокислотной обработки забоев скважин основан на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их При этом химическая реакция протекает согласно следующим уравнениям:

1)для известняка

CaCO₃ + 2HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂ (2.1)

2)для доломита

CaMg(CO₃)₂ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂ (2.2)

Полученные в результате реакции CaCl₂ и MgCl₂ хорошо растворяются в воде. Таким образом, в результате реакции вместо твердой породы образуются вещества, остающиеся в растворе, которые легко могут быть удалены из призабойной зоны пласта. В породе пласта образуются новые пустоты и каналы, облегчающие поступление жидкости и газа из пласта, благодаря чему возрастает производительность скважины

Применять для обработки известняков и доломитов кислоты, такие, как, например, серная кислота, нельзя, так как в результате химической реакции образуются нерастворимые в воде соли, которые осаждаясь на забое скважины, будут закупоривать поры пород

Эффективность взаимодействия растворов соляной кислоты с карбонатными породами зависит от многих факторов: концентрация кислоты, её количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, характера пород и тд.

В практике обычно используют 8-15% - ную соляную кислоту, в которой на 100 весовых частей водного раствора приходится от восьми до 15 частей концентрированной соляной кислоты Применять кислоты с большей концентрацией не рекомендуется, так как концентрированная кислота, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро его разрушает

Для скважин с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью продуктивных пород следует пользоваться растворами с 10-12%-ной концентрацией HCl. Скважины с высоким давлением и малой проницаемостью рекомендуется обрабатывать растворами с 12-15% - ной концентрацией HCl.

Объём кислотного раствора выбирают в зависимости от мощности пласта, подлежащего обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость) и числа предыдущих обработок

На основе большого опыта применения кислотных обработок продуктивных пластов с карбонатными коллекторами определены средние объемы (от 0,4 до 1,5 м³) раствора 8-15% -ной кислоты на 1 м обрабатываемого интервала

Небольшие объёмы (0,4-0,6 м³ на 1 м толщины) применяют для обработке малопроницаемых пород с невысокими начальными дебитами скважин

Для скважин с более высокой проницаемостью берут несколько большие объёмы (0,8-1 м³) Для скважин с высокими начальными дебитами и породами высокой проницаемости применяют 1-1,5 м³ на 1 м толщины пласта. Минимальный объём назначается при первой обработке ПЗ. При повторных обработках объём кислотного раствора увеличивают на 20-40 % по сравнению с предыдущей обработкой

2.1.1.2 Виды солянокислотных обработок

На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термокислотные обработки, нефтекислотные обработки, пенокислотные обработки и тд

Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты либо самотёком, либо с помощью насосов Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, опрессовывают трубопроводы.

Технология различных СКО неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт и т.д.

Эффект от проведения СКО оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуктивности.

Кислотные ванны

Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ - цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, отложений продуктов коррозии и т.д.

Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекомендуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 205 HCl, а для скважин, закрепленных обсадной колонной, - раствор более низкой концентрации HCl (10-12 %).

К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окислых соединений железа, рекомен...