Размещено на http://www.allbest.ru/

73

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Настоящий проект, согласно геологическому заданию, предусматривает изучение особенностей геологического строения пласта АС₉ Алехинского месторождения.

Алехинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 60-ти километрах севернее поселка Лянторский и в 160-ти километрах на северо-запад от города Сургута.

Месторождение находится в промышленной разработке с 1985 года. В настоящее время разработка ведется на основании “Проекта разработки Алехинского месторождения” выполненного СургутНИПИнефть в 1994 году в качестве дополнения к технологической схеме разработки Алехинского месторождения от 1989 года, производственным структурным подразделением НГДУ “Нижнесортымскнефть” ОАО “Сургутнефть”. В настоящее время месторождение находится на завершающей четвертой стадии разработки.

Пласт АС₉ разрабатывается с 1985 года и является сложным по строению, а также характеризуется высокой текущей обводненностью, что оказывает большое влияние на процесс разработки.

Проектный фонд скважин полностью разбурен. В связи с этим накоплено большое количество геологической информации по строению пласта АС₉ на рассматриваемой площади. Но обобщением ее никем не проводилось.

1.Геологическая часть

1.1 Физико-географические и экономические условия района работ

Алехинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 60-ти километрах севернее поселка Лянторский и в 160-ти километрах на северо-запад от города Сургута (рис. 1). В орогидрографическом отношении район представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45 метров на юге до +125 метров на Алехинском поднятии. Гидрографическая сеть района широко развита и представлена рекой Пим с ее многочисленными притоками: Ай-Пим, Тутлим-Яун, Катун-Тур. Речки типично равнинные.

На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Озера являются составной частью болотных массивов. Они характеризуются небольшой глубиной до 0,6-1,2 метра. Дно озер илистое. На территории месторождения протекает, соединяющая ряд озер, река Кырыхлорьявин, глубиной 1 метр. Наиболее крупные озера: Кирим-Тор, Сыктым-Тор, Монтер-Тор и другие. Берега их пологие, дно песчаное, глубина до 4 метров. Озера и речки покрываются льдом в конце октября - начале ноября. В конце ноября лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается во второй половине мая. Судоходна на рассматриваемой территории лишь река Пим, протекающая в восточной ее части. Примерно 80% территории покрыто труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Основные запасы пресной воды связаны с осадками олигоцен-четвертичного возраста. Основные запасы минерализованной воды, пригодной для технических нужд, заключены в осадках апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса, объединяемого в покурскую свиту.

Лесные массивы преимущественно хвойных пород (сосна, кедр, ель), в лиственных преобладает береза. Расположены они вдоль рек и на водоразделах участками среди обширных болот.

Климат района резко-континентальный. Зима продолжительная, суровая, снежная, с метелями и заносами. Лето короткое и сравнительно теплое. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22⁰С, в отдельные дни температура понижается до -50 -55⁰С. Глубина промерзания грунта составляет 1,0 - 1,5 метра, на болотах 0,15 - 0,20 метра. Мощность снежного покрова на водоразделах не превышает 1 метра, в понижениях рельефа 1,5 - 2 метра. Самый жаркий месяц - июль. Средняя температура месяца +17⁰С, максимальное ее значение +30⁰С, +35⁰С. Среднегодовая температура отрицательная и равняется -3,1⁰С. Количество атмосферных осадков в год составляет 480 - 520 мм. Основная масса осадков (390 мм) выпадает в теплый период (май-сентябрь). Ветры в течение года преимущественно западные и юго-западные, летом преобладают северные. Средняя скорость ветра 3-4 м/сек. Наиболее сильные ветры характерны для зимы, скорость их достигает 15 м/сек. В холодный период преобладают ветры северо-восточного и северо-западного направлений.

Наиболее крупный населенный пункт - город Сургут - центр нефтедобычи Среднего Приобья, численность населения в нем составляет свыше 270 тыс. человек.

Введена в действие мощная Сургутская ГРЭС-1, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Западного Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района. Ведется строительство Сургутской ГРЭС-2.

Коренное население - русские, ханты, манси. Основными отраслями хозяйства коренного населения являются лесозаготовки, рыболовство, охота, животноводство и переработка рыбы.

В настоящее время имеется большая протяженность дорог с бетонным покрытием, соединяющая населенные пункты и месторождения. Проложена железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут, протяженностью 900км и Сургут-Уренгой, протяженностью 650 км.

Райцентр Сургут связан авиалиниями со многими городами Тюменской области (Тюмень, Ханты-Мансийск, Нижневартовск, Тарко-Сале и др.), а также с городами Москва, Сочи, Свердловск, Казань, Новосибирск, Омск и др.

Действующий нефтепровод Усть-Бадык-Омск протяженностью 1100 км проходит в 75 км к юго-востоку от Лянторского месторождения, находящегося в непосредственной близости от Алехинского.

1.2 Краткий обзор предыдущих исследований и история проектирования разработки месторождения

Изучение Западно-Сибирской низменности, в части оценки перспектив нефтегазоносности, началось исследователями В.Г. Васильевым (1937-1946г.г.), Н.П. Тупаевым (1941г.), Н.А. Кудрявцевым (1948г.).

Региональные геолого-геофизические исследования в районе работ проводились с 1949 года.

Геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000000 (ВСЕГЕИ, ЗСГУ, 1949-1954г.г. Ф.А. Алавдин, С.В. Шицкий), по результатам которой составлена государственная геологическая карта масштаба 1:1000000, изучены литология и стратиграфия антропогенных отложений, освещены основные черты геоморфологии.

Аэромагнитная съемка масштаба 1:1000000 (Сибнефтегеофизика, 1955г., Васильковский Ю.А.), 1:20000 (Главтюменьгеология, НГУ, 1975-1978г.г., В.А Княжевский., В.И. Поводагор), результаты которых использованы для тектонического районирования отложений фундамента и осадочного чехла.

Гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000 (Главтюменьгеология, ТГУ, ЯНКГРЭ, 1964г., А.З. Лакс), по результатам которой выделены крупные тектонические элементы фундамента и осадочного чехла.

В 1960-1970г.г. Ханты-Мансийским геофизическим трестом проводились рекогносцировочные и детальные работы МОВ, КМПВ масштабов 1:100000, 1:200000, направленных на поиски локальных структур, являющихся в перспективе ловушками углеводородов.

Основными предпосылками для проведения поисковых и разведочных работ на Алехинской площади послужили результаты проведенных в 1967 году сейсморазведочных работ, в результате которых была выявлена и оконтурена Алехинская структура. Основой для заложения поисково-разведочных скважин служили карты по отражающим горизонтам “Б” (кровля баженовской свиты) и “Д₁₉”.

Поисково-разведочное бурение было начато Сургутской экспедицией в 1971 году. Бурение осуществлялось с целью изучения нефтегазоносности нижнемеловых отложений и коллекторских свойств пластов группы АС и БС.

Первая поисковая скважина №56 была пробурена в апреле 1971 года в юго-западной части структуры на пласт БС₈. Однако в разрезе данной скважины продуктивным оказался только пласт АС₉, при его испытании в интервале 2180-2187 м получен фонтанный приток нефти с водой дебитом нефти 31,25 м³/сутки, воды 16,8 м³/сутки, на 8мм штуцере. Данная пробуренная скважина является первооткрывательницей нового месторождения, названного Алехинским. Дальнейшее поисково-разведочное бурение на площади в течение 1971 года (скважины №57, 58, 59) показало, что продуктивными на площади являются пласты АС₉, АС₁₀.

Пласты АС₉, АС₁₀ Алехинской площади были введены в разработку в 1985 году на основании “Технологической схемы разработки Алехинского месторождения”, выполненной СибНИИНП в 1981 году и утвержденной ЦКР МНП СССР в 1982 году.

В 1985 году также были выявлены залежи нефти пластов АС₉, АС₁₀ на Северо-Алехинской площади, запасы которых поставлены на баланс Мингео СССР как самостоятельное месторождение.

С целью оконтуривания залежей, изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, изучения перспектив нефтегазоносности отложений нижнего мела, юры, палеозоя Ершовским УБР пробурены разведочные скважины №3050 (забой на глубине 2200 м), и №3051 (забой на глубине 3200 м) Нефтегазоносность в отложениях палеозоя и юры не была установлена.

Проведенные в дальнейшем сейсморазведочные работы выявили перспективные зоны нефтегазоносности на Северо-Алехинской площади.

В 1986 году в результате эксплуатационного разбуривания в пределах Алехинской площади была установлена нефтеносность пластов АС₁₁ и АС₁₂.

В связи с открытием новых залежей нефти, в 1986 году институтом СургутНИПИнефть был выполнен “Проект пробной эксплуатации залежей нефти пластов АС₁₁ и АС₁₂ Алехинского месторождения”, утвержденный техсоветом ПО ”Сургутнефтегаз”, и “Проект пробной эксплуатации Северо-Алехинского месторождения” (для пластов АС₉ и АС₁₀), утвержденный техсоветом Главтюменнефтегаза. Оба документа базировались на оперативной оценке запасов нефти, проведенной авторами.

Также в 1986 году СибНИИНП была составлена “Дополнительная записка к технологической схеме разработки Алехинского месторождения” для пластов АС₉ и АС₁₀, основанная на запасах, утвержденных ГКЗ СССР в 1984 году.

В результате дальнейшего бурения проектных скважин эксплутационного фонда и проведения разведочных работ было установлено, что Алехинская и Северо-Алехинская площади имеют единый контур нефтеносности по залежи пласта АС₉ и с 1987 года обе площади были объединены в единое месторождение, названное Алехинским.

В 1988 году пласты АС₉, АС₁₀ Северо-Алехинской площади введены в разработку на основании вышеуказанного проекта пробной эксплуатации. В результате разбуривания площади были обнаружены залежи нефти в пластах АС₁₁ и АС₁₂.

В 1989 году институт СургутНИПИнефть составил технологическую схему разработки для Алехинского месторождения в целом. Технологическая схема базировалась на запасах нефти подсчитанных СургутНИПИнефть по Северо-Алехинской площади и темпартией ПО “Сургутнефтегаз” - по Алехинской площади.

К 1993 году проектный фонд скважин был практически разбурен. В результате эксплуатационного бурения и проведения доразведочных работ всего в разрезе месторождения было выделено 5 нефтенасыщенных пластов: АС₉, АС₁₀, АС₁₁¹, АС₁₁², АС₁₂.

В настоящее время разработка месторождения ведется на основании “Проекта разработки Алехинского месторождения” выполненного СургутНИПИнефть в 1994 году в качестве дополнения к технологической схеме разработки Алехинского месторождения от 1989 года.

1.3 Состояние запасов

Подсчет запасов нефти и газа Алехинского месторождения, представление и утверждение их ГКЗ осуществлялось дважды.

Первый подсчет запасов нефти и газа в залежах пластов АС₉ и АС₁₀ Алехинской площади был выполнен в 1984 году по результатам бурения трех поисковых скважин №56, 57, 58 и одной разведочной скважины №59р, Главтюменьгеологией. Запасы нефти были утверждены в ГКЗ СССР в объеме 18.2 млн.т. по категории С₁.

В процессе последующего бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин были выявлены залежи в пластах АС₁₁¹, АС₁₁², АС₁₂. Контуры отдельных залежей значительно расширились за счет выявления нефтегазоносности в пределах территории Северо-Алехинской площади.

За период, прошедший после утверждения запасов в ГКЗ СССР в 1984 году, на месторождении проведен большой объем исследовательских работ по изучению и уточнению коллекторских свойств продуктивных пластов и пластовых флюидов. Полученные новые данные позволили выполнить второй подсчет запасов нефти и газа с представлением результатов подсчета в ГКЗ РФ в 1993 году. Подсчет был выполнен СургутНИПИнефть. Запасы нефти и газа были утверждены ГКЗ РФ в июне 1993 года. Пласты АС₁₁¹, АС₁₁², АС₁₂ были выделены в один объект разработки.

Начальные и извлекаемые запасы нефти были пересчитаны и утверждены по пластам в следующих объемах: (таблица 1.1):

Таблица 1.1 Состояние запасов нефти Алехинского месторождения

Параметр	Всего	АС9	АС10	АС111	АС112	АС12
балансовые, тыс.т	62928	23464	16906	3207	7494	11857
извлекаемые, тыс.т	18124	8830	4181	790	1479	2844
КИН	0,288	0,376	0,247	0,226	0,226	0,226

1.4 Геологическое строение месторождения

1.4.1 Стратиграфия

Геологический разрез Алехинского месторождения представлен породами структурных комплексов мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, который перекрывает образования палеозойского основания (прил. 1.)

Литолого-стратиграфическое описание разреза приведено в соответствие с «Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», принятыми 5-м Тюменским межведомственным стратиграфическим региональным совещанием 18 мая 1990 г. и Межведомственным стратиграфическим комитетом (МСК) СССР 30 мая 1991 года.

палеозойская группа - pz

Породы палеозойского фундамента пермско-триасового возраста представлены по данным скважины №3052 брекчией серой, светло-серой, плотной, с редкими прожилками кальцита, отмечаются включения биотита, к низу слоя появляются включения кальцита и хлорита. Вскрытая мощность пород фундамента составляет 140 м. Глубина залегания - 3050 м.

КОРА ВЫВЕТРИВАНИЯ

На породах складчатого фундамента залегает кора выветривания, которая в пределах Сургутского свода имеет широкое площадное распространение. Она представлена выветрелыми каолинизированными светлыми горными породами, трещиноватыми, часто с включениями глинистых конгломератов. Мощность коры выветривания от 10 до 30 м.

мезозойская группа - mz

юрская система - j

Отложения юрской системы залегают несогласно на породах коры выветривания и в пределах изучаемой территории представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним, которые объединены в горелую, тюменскую, абалакскую, баженовскую свиты. В сейсмическом разрезе юрским отложениям соответствует толща пород, заключенная между отражающими горизонтами “А” (подошва юрских отложений) и “Б” (кровля баженовской свиты), мощность которой достигает 400 метров.

нижний отдел - j1

Горелая свита

Породы горелой свиты залегают с угловым несогласием на породах фундамента. Данная свита сложена преимущественно аргиллитами темно - серыми, с прослоями песчаников и алевролитов.

Возраст отложений горелой свиты датируется плинсбах-тоаром. Мощность горелой свиты колеблется около 65 м.

К кровле свиты приурочен отражающий горизонт - Т₃.

средний отдел - j2

Тюменская свита

Тюменская свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. На соседних месторождениях в разрезе тюменской свиты выделяется до 6 аллювиальных толщ, залегающих с размывом на подстилающих отложениях. Данные толщи, в нижних частях, сложены преимущественно алевролито-песчанистыми отложениями руслового генезиса, которые перекрываются глинами пойм. Русловые образования аллювия слагают пласты ЮС₃ - ЮС₈.

В верхней части тюменской свиты находится горизонт ЮС₂, который сложен переслаивающимися глинами, алевролитами и песчаниками. Эти отложения характеризуются признаками как континентального (углефицированные корни растений, прослои и линзы углей), так и морского генезиса и содержат микрофауну фораминифер.

Возраст тюменской свиты датируется аален-байос-батом. Мощность тюменской свиты 200-260 м.

верхний отдел - j3

В объеме отдела выделяются: абалакская и баженовская свиты.

Aбалакская свита (васюганская)

Абалакская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Свита представлена аргиллитами темно-серыми, преимущественно однородными, с включениями пирита и глинисто-карбонатных конкреций; в кровельной части свиты отмечаются включения глауконита.

Возраст свиты датируется келловей-оксфорд-кимериджским. Мощность абалакской свиты колеблется в пределах 30-35 м.

Баженовская свита (георгиевская)

Баженовская свита представлена аргиллитами черными с буроватым оттенком, однородными, слабоалевритистыми, плитчатыми и массивными, с плоским и раковистым изломом, иногда с повышенным содержанием кремнистого или карбонатного битуминозного материала. Встречаются включения пирита. В аргиллитах отмечается изобилие углефицированных рыбных остатков, раковин пелеципод.

К кровле баженовской свиты приурочен ОГ - “Б”. Возраст пород, слагающих баженовскую свиту - титонский.

Мощность свиты изменяется от 25 до 35 м.

меловая система - к

Система представлена двумя отделами: нижним и верхним. В сейсмическом разрезе меловым отложениям соответствует толща, заключенная между отражающими горизонтами “Б” и “С”.

Мощность 2000 - 2150 м.

нижний отдел - к1

В объеме отдела выделяются: сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты.

Сортымская свита (мегионская)

Свита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми и серыми, с редкими прослоями алевролитов серых, часто известковистых и песчаников глинистых. В нижней части свиты выделяется песчано- алевритовая ачимовская пачка, которая сложена песчаниками серыми, мелкозернистыми, слюдистыми, с прослоями темно-серых глин. В пределах ачимовской толщи выделяется одно или два песчано-алевролитовых тела (Ач₁ и Ач₂), которые залегают кулисообразно относительно друг друга с наклоном в западном, северо-западном направлении.

Возраст сортымской свиты - берриас - валанжин. Мощность свиты 400 - 470 м.

Усть-балыкская свита (вартовская)

Данная свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Усть-балыкская свита объединяет комплекс пород от подошвы горизонта БС₉ до пимской пачки глин включительно и представлена чередованием алеврито-песчаных пластов и глин темно-серых. Пласты песчаников и глинистых пород обычно выдержанны по простиранию и прослеживаются на значительной площади Сургутского НГР. В кровле усть- балыкской свиты находится глинистая пачка - пимская, которая является региональным флюидоупором и выделяется как ОГ- “Нп”.

Возраст свиты - валанжин-готеривский. Мощность свиты 220-230 м.

Сангопайская свита (вартовская)

Сангопайская свита объединяет пласты группы АС, сложенные песчаниками, алевролитами и глинами преимущественно аллювиального генезиса, перекрывающимися глинистыми осадками алымской свиты. Песчаники серые и светло-серые. Алевролиты серые и темно-серые, реже зеленовато-серые. Встречаются прослои глинистых известняков.

Кровля, входящей в состав свиты быстринской пачки глин морского генезиса делит ее на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Возраст свиты датируется готерив-барремский. Мощность свиты порядка 200 м.

Алымская свита

Алымская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. В состав верхней подсвиты входит кошайская пачка, являющаяся надежным корреляционным репером в пределах Среднеобской нефтеносной области. К подошве кошайской пачки приурочен опорный горизонт “М”.

Свита сложена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, в средней части свиты встречаются прослои алевролитов, реже песчаников, а также встречаются маломощные прослойки глинистых известняков.

Возраст свиты датируется аптом. Мощность свиты 120 - 140 м.

Покурская свита

Покурская свита делится на нижнюю и среднюю подсвиты. Нижняя входит в состав нижнего мела, верхняя в состав верхнего мела. Свита представлена преимущественно песками серыми с прослоями глин алевритистых; отмечаются прослои глинистых известняков и сидеритов, с включениями фораминифер.

Возраст свиты апт-альбский. Мощность свиты около 240-280 м.

верхний отдел - к2

В объеме отдела выделяются: покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

Покурская свита

Покурская свита представлена песками серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, с прослоями алевролитов и глин.

Возраст свиты-сеноманский. Мощность свиты колеблется около 250 м.

Кузнецовская свита

Свита сложена однообразной толщей морских глин темно-серых, плотных, массивных с небольшим содержанием алевритового материала, с тонкой неясновыраженной слоистостью. В породах встречаются остатки раковин пелеципод и фораминифер. Возраст свиты-туронский. Мощность свиты 25-30 м.

Березовская свита

Свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена преимущественно опоками, которые иногда переходят в опоковидные глины серые и светло-серые.

Верхняя подсвита представлена глинами опоковидными серыми и темно- серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, встречается глауконит.

Возраст свиты коньяк-сантон-ампанский. Мощность свиты 165 - 180 м.

Ганькинская свита

Свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, неяснослоистыми с мелкораковистым изломом, с включениями пирита, иногда глауконита. Встречаются растительные остатки и чешуйки рыб. Данные отложения завершают разрез меловой системы.

Возраст свиты датируется кампанским-маастрихт-датским. Мощность свиты 50 - 70 м.

кайнозойская группа - kz

палеогеновая система - Р

Палеогеновая система представлена тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым. Мощность палеогеновых отложений колеблется в пределах 750 - 800 м.

В объеме палеогена выделяется талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская, журавская свиты.

Талицкая свита

Талицкая свита делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Свита представлена глинами серыми и темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неяснослоистыми, алевритистыми. В основании свиты среди глин встречаются тонкие линзочки алевролитов, иногда известковистых.

Возраст свиты - палоген. Мощность свиты 95 - 115 м.

Люлинворская свита

В люлинворскую свиту объединены породы нижнего, среднего и верхнего эоцена. Свита подразделена на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю.

Нижняя подсвита сложена опоками и опоковидными глинами. Опоки серые и светло-серые, крепкие с раковистым изломом, с примесью алевритового материала.

Средняя подсвита представлена диатомитами и диатомитовыми глинами. Диатомиты светло-серые, пористые, легкие. Диатомитовые глины зеленовато- серые.

Верхняя подсвита представлена глинами серовато-зеленоватыми, алевритистыми, диатомовыми с глауконитом.

Возраст свиты эоцен - нижний олигоцен. Мощность свиты 230 - 240 м.

Тавдинская свита (чеганская)

В состав свиты входят нижняя и верхняя подсвиты. Тавдинская свита представлена глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, неяснослоистыми, иногда с гнездовидно-линзовидными включениями алевролитов. Встречаются тонкие линзочки известняков и сидерита.

Возраст свиты верхний эоцен-нижний олигоцен. Мощность свиты 140 - 180 м.

Атлымская свита

Атлымская свита представлена песками светло-серыми, кварцево- палевошпатовыми, мелко- и среднезернистыми, с прослоями алевролитов, глин и бурых углей, а также с включениями обугленных растительных остатков.

Возраст свиты нижний олигоцен. Мощность свиты 80 - 150 м.

Новомихайловская свита

Представлена чередованием глин, алевролитов и песков. Пески серые, светло-серые, тонко- и мелкозернистые, полевошпато-кварцевые, с включением растительных остатков. Глины коричневато-серые, песчанистые и алевритистые, слоистые. Встречаются прослои углей.

Возраст свиты - средний олигоцен. Мощность свиты 110 - 150 м.

Журавская свита

Журавская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, алевритистыми, с прослояи и линзами алевролитов, с включениями глауконита.

Возраст свиты - верхний олигоцен. Мощность свиты 30-45 м.

четвертичная система - q

Четвертичные отложения несогласно залегают на породах верхнего олигоцена. Литологически они представлены суглинками, супесями, песками серыми и желтовато-серыми, мелко- и среднезернистыми с обломками древесины.

Мощность четвертичных отложений 20 - 30 м.

Литолого-стратиграфический разрез Алехинского месторождения преимущественно терригенный. Из разреза выпадают неогеновые отложения. Данный разрез является типичным для Западной Сибири.

В разрезе выделяются следующие отражающие горизонты характерные для районов западной Сибири:

А - подошва юрских отложений;

Т₃ - кровля горелой свиты;

Т₂ ^- подошва пласта ЮС_2;

Б - кровля баженовской свиты;

Н_п - низ пимской пачки;

М - подошва алымской свиты.

1.4.2 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты, которая является одним из крупнейших структурных элементов земной коры, выделяется три структурно-тектонических этажа, различающихся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.

Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует геосинклинальному этапу развития современной плиты и представлен он изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения слагают складчатый фундамент плиты, изученный крайне слабо, поскольку изучение его возможно, в основном, геофизическими методами.

Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагеосинклинальный этаж в истории развития, соответствует отложениям пермско-триасового возраста.

Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей горизонтально залегающих мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона согласно тектонической схеме мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты.

Сургутский свод и осложняющие его структуры низких порядков относятся к Центральной тектонической области. Характерным признаком ее является преобладание структур с северо-западным и северо-восточным простиранием.

Алехинское месторождение приурочено к Алехинской структуре, расположенной на Камынском куполовидном поднятии Сургутского свода (рис. 2). Структура имеет сложное строение, субширотное простирание.

По отражающему горизонту “Т₂ (тюменская свита) Алехинская структура представляет собой брахиантиклинальную складку изометричной формы, осложненную тремя поднятиями (рис. 3). Направление простирания складки по длинной оси изменяется от северо-западного до северо-восточного. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2950 м составляют 14х3,5 км. Амплитуда 62 м. В северо-западной части зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2925 м, амплитудой 30 м, с размерами 2,1х0,9 км. В южной части структуры наблюдается брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2925 м, субширотного простирания, размеры его составляют 3х1 км. В северо-восточной части структуры вырисовывается антиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2925 м, с размерами 2х1 км и 4х3 км.

По отражающему горизонту “Б” (кровля баженовской свиты) Алехинская структура также представляет брахиантиклинальную складку изометричной формы, вытянутую в северо-восточном направлении и осложненную четырьмя поднятиями (рис. 4). Размеры складки, по последней замкнутой изогипсе -2700 м составляет 16х5 км. Амплитуда складки составляет 60 метров. В северо-западной части зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, северо-восточного простирания, оконтуренное изогипсой -2675 м, амплитудой 35 м, с размерами 4х1,5 км. В южной части структуры наблюдается брахиантиклинальное поднятие, субширотного простирания, оконтуренное изогипсой -2675 м, с размерами 5х2 км. В северо-восточной части структуры вырисовываются брахиантиклинальное и куполовидное поднятия , оконтуренных изогипсой -2675 м, с размерами соответственно 3х1 км и 2х2 км.

По отражающему горизонту “Д” (кровля пласта АС₁₀) Алехинская структура представляет собой брахиантиклинальную складку изометричной формы, осложненную четырьмя поднятиями (рис. 5). Направление простирания складки по длинной оси изменяется от широтного до субширотного. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2140 м. составляют 18х4 км. Амплитуда 25 м. В северо-западной части зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2130 м, амплитудой 15 м, с размерами 3х1,2 км. В южной части структуры наблюдается брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2130 м, широтного простирания. Амплитда его составляет 15 м, размеры по замкнутой изогипсе -2130 м 10х2.5 км. В северо-восточной части структуры вырисовываются брахиантиклинальное и куполовидное поднятия, оконтуренных изогипсой -2130 м, с размерами соответственно 2,5х1 км и 2х1,5 км.

В целом наблюдается соответствие структурных планов по отражающим горизонтам, с постепенным выполаживанием вверх по разрезу.

1.4.3 Нефтегазоносность

Алехинское месторождение расположено в Сургутскому нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В разрезе месторождения промышленная нефтеносность установлена в пластах АС₁₂, АС₁₁², АС₁₁¹, АС₁₀ и АС₉, расположенных в верхней части сангопайской (вартовской) свиты. По типу строения залежи пластов АС₁₂, АС₁₁², АС₁₁¹, АС₁₀ и АС₉ относятся к пластово-сводовым литологически экранированным с обширными водонефтяными зонами. В литологическом отношении коллекторы продуктивных пластов представлены мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Флюидоупорами являются глины.

Характеристики продуктивных пластов Алехинского месторождения сведены в таблицу 1.2.

Пласт АС₁₂ содержит 18,8% балансовых запасов нефти месторождения. Размер залежи 14,1х2,5 км, площадь 35,25 км², высота 19 м, глубина залегания пласта 2254м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 4,2 м. Средние проницаемость по ГИС - 0,063 мкм² , коэффициент песчанистости - 0,62, расчлененности - 2,9. Водонефтяная зона пласта занимает 72,3% площади, ВНК пласта отбивается на отметках -2189-2196 м, погружаясь с юго-запада на северо-восток. Общая толщина пласта 27,7 м, эффективная толщина 4,1 м, пористость 0,22, проницаемость 0,063 мкм².

В горизонте АС₁₁ выделяются пласты АС₁₁¹ и АС₁₁², содержащие 5,1% и 11,9% балансовых запасов нефти соответственно.

Залежь пласта АС11² является по существу практически водоплавающей, т.к. нефтяные зоны являются небольшими по площади и связаны с небольшими поднятиями, осложняющими структуру. Глубина залегания в своде находится на отметке 2240 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта АС11 составляет 4,1 м. Средние проницаемость - 0,049 мкм², пористость 0,22, коэффициент песчанистости - 0,51; расчлененности - 3,1. Водонефтяная зона составляет примерно 97,5%. ВНК отбивается на отметках -2166м.

.

Таблица 1.2. Геолого-геофизические характеристики продуктивных пластов Алехинского месторождения

Параметры	Объекты
	АС9	АС10	АС111	АС112	АС12
Глубина залегания, м	2189	2200	2230	2240	2254
Тип залежи	Пластово-сводовые литологич.экранированные
Тип коллектора	Терригенный
Размеры залежи, км	17х2,5	12,1х2,5	9х2,5		14,1х2,5
Средняя общая толщина, м	10,7	24,5	6,7	22,1	27,7
Средняя эффективная толщина, м	7,5	16	3,3	8	7,1
Средняя нефтенаыщенная толщина, м	5,7	6,3	2,2	4,1	4,1
Пористость, %	0,22	0,22	0,21	0,22	0,21
Начальная нефтенасыщенность , доли ед.	0,69	0,55	0,48	0,5	0,47
Проницаемость, мкм2	0,077	0,059	0,033	0,049	0,063
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,68	0,64	0,34	0,51	0,62
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,5	5,9	2,1	3,1	2,9
Коэффициент распространения коллектора	0,45	0,51	0,51	0,29	0,18
Начальная пластовая температура, °С	69	70	71 71 72
Начальное пластовое давление, МПа	21,6	21,9	22,2	22,5	22,7
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,9	2,8	3,5 3,5 3,5
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,742	0,679	0,752
Абсолютная отметка ВНК, м	-2116	-2134	-2154	-2166	-2193 -2185
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,157	1,252	1,195
Содержание серы в нефти, %	1	0,7	0,6 0,6 0,6
Содержание парафина в нефти, %	3,01	2,35	0,9	1,3	1,8
Гидропроводность,	24,5	26,9	17,6
Газосодержание, м /т Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	54	80	60 60 60
Давление насыщения нефти газом, МПа	9,6	10,7	11 0,43
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,43	0,44	0,43
Плотность воды в пластовых условиях, м3/т	1,02 0,2 1,02

В пласте АС₁₁¹ открыта одна залежь. Глубина залегания продуктивного пласта 2230 м, размеры залежи 9х2,5 км, площадь 22,5 км², высота 18 м. В западной части залежи пласт сильно заглинизирован. ВНК принят на абсолютной отметке - 2154 м. Пласт АС₁₁¹ характеризуется низкими значениями нефтенасыщенных толщин - средняя 2,2 м, проницаемости - 0,033 мкм², пористости 0,21, песчанистости - 0,34, невысокой степенью расчлененности - 2,1. Водонефтяная зона пласта занимает 40,9% площади.

Пласт АС₁₀ содержит 26,9% балансовых запасов нефти месторождения. Залежь пласта является практически водоплавающей, водонефтяная зона занимает 98,2% общей площади пласта. Залежь характеризуется однородным строением пластового коллектора. Размеры залежи 12,1х2,5 км, площадь 30,25 км², высота 22 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта равна 6,3 м, проницаемость 0,059 мкм², пористость 0,22, коэффициент песчанистости 0,64, расчлененности 5,9. ВНК пласта отбивается на отметке -2134м.

Основные запасы нефти приурочены к пласту АС₉ - 37,3% от балансовых. Он распространен практически повсеместно, за исключением района скважин №324, 602, 558 т.к. здесь коллектор замещен глинами. Размеры залежи 17х2,5 км, площадь 42,5 км², высота 27 м. Глубина залегания залежи 2189м. Средняя нефтенасыщенная толщина -5,7 м. Пласт характеризуется более высокими, по сравнению с другими пластами, средними значениями проницаемости по ГИС - 0,077 мкм² , коэффициент песчанистости - 0,68, меньшей расчлененностью - 2,5, пористость 0,22. Водонефтяная зона пласта занимает 44,6% площади, ВНК пласта отбивается на отметке -2116м.

Характеристика общих, эффективных и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов Алехинского месторождения представлена в таблице №1.2. Из нее видно, что пласты АС₁₂ иАС₁₁² обладают большими общими толщинами, соответственно, 27,7м и 22,1м. Общая толщина пласта АС₁₁¹ изменяется в пределах от 2,9м до 22,4м при среднем значении 6,7м. Пласт АС₁₀ характеризуется большим значением этого параметра - общая толщина пласта 24,5 м, при ее изменении от 9,2м до 37,4 м. Средняя общая толщина пласта АС₉ составляет 10,7м.

Нефтенасыщенные толщины пластов АС₁₂ иАС₁₁² равны и составляют 4,1 м. Залежи пласта АС₁₁¹ характерны небольшие нефтенасыщенные толщины - среднее значение 2,2 м. Залежь пласта АС₁₀ характеризуется большими значениями нефтенасыщенных толщин. Так средняя нефтенасыщенная толщина его составляет 6,3 м, а максимальная 18,6 м. Средняя по пластуАС₉ величина данного параметра составляет 5,7 м.

Из таблицы 1.2. видно, что все продуктивные пласты Алехинского месторождения характеризуются невысокими и примерно одинаковыми значениями проницаемости. Наибольшей проницаемостью обладает пласт АС₉ (0,077 мкм²), а наименьшей пласт АС₁₁¹ (0,033 мкм²).

Нефти пластов группы АС_9-12 Алехинского месторождения незначительно отличаются по своим физико-химическим свойствам. Находятся они при условиях средних пластовых давлений (21,6-22,7 МПа), и температур (69-71⁰С). Нефти всех пластов недонасыщены газом, т.к. давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне от 9,6 МПа до 11 МПа. Среди указанных залежей пласт АС₁₀ отличается несколько повышенным газосодержанием 80 м³/т, в то время когда для остальных пластов газосодержание изменяется в пределах 54-60 м³/т. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Нефти сернистые (0,6-1%), смолистые (8,2-10,2%). Нефти пластов АС₉, АС₁₀, АС₁₂ парафинистые (1,8-3%), горизонта АС₁₁ малопарафинистые (0,9%). Плотность нефти в стандартных условиях изменяется незначительно от 0,858 г/см³ для пластов АС₁₂ и АС₉ до 0,850 г/см³ для пластов АС₁₀ и АС₁₁. Вязкость пластовой нефти изменяется от 1,9 до 3,5 МПа_*с.

Водоносный комплекс, связанный с продуктивными пластами, заключен в неокомских породах. Характеристика химического состава вод неокомского комплекса приведена ниже.

Тип воды преимущественно гидрокарбонатно-натриевый. Преобладающими компонентами являются хлор и натрий, содержание которых в данном комплексе соответственно изменяется от 3901 мг/л до 7721 мг/л и от 2530 мг/л до 5180 мг/л. Концентрация кальция вверх по разрезу увеличивается от 79 г/л до 99 г/л. Содержание микрокомпонентов следующее: брома 24,7-52,8 мг/л, йода 3,56-21,8 мг/л. Подземные воды насыщенны растворенным газом метанового состава с содержанием метана до 97,7%, тяжелых углеводородов до 3,63%. Газ содержит также азот (1,5-3,6%), углекислый газ (до 1,5%), водород (до 5,8%), гелий (до 0,07%), аргон (до 0,75%).

1.4.4 Гидрогеологическая характеристика разреза

Алехинское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского мегабассеина.

В вертикальном разрезе бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов:

- юрский;

- неокомский;

- апт-альб-сеноманский;

- турон-нижнеолигоценовый;

- олигоцен-четвертичный.

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-нижнеолигоценовый гидрогеологический комплекс на 70-90% представлен мощной толщей глинистых образований и делит весь разрез чехла на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа. На ней залегают континентальные осадки олигоцен-четвертичного возраста, которые вместе с указанной толщей образуют верхний гидрогеологический этаж, характеризующийся свободным водообменом. В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды.

Отложения апт-альб-сеноманского, неокомского, юрского комплексов слагают нижний этаж, который характеризуется затрудненным, местами почти застойным режимом.

Гидрогеологические исследования на Алехинском месторождении проведены в 2 скважинах, в которых было опробовано 35 объектов.

Юрский водоносный комплекс

Включает трещиноватые породы фундамента, коры выветривания, отложения тюменской и абалакской свит. В литологическом отношении комплекс представлен: песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Вскрытая мощность комплекса составляет 302 м.

Песчаники характеризуются низкими коллекторскими свойствами: открытая пористость составляет 15-17%, проницаемость 1-10_*10^-15м², что обуславливает слабые притоки пластовых вод порядка 16 м³/сут.

Подземные воды юрского комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 15,2-16,7 г/л. Порядка 90-95% соляных компонентов приходится на хлор и натрий. Содержание микрокомпонентов: йода 11,1-44,9 мг/л, брома 23,7-97,1 мг/л, бора 7,2-18,0 мг/л.

Воды насыщенны газом метанового состава, содержание которого составляет до 94%.

Перекрывается водоносный комплекс мощной глинистой толщей пород георгиевской, баженовской свит и подачимовской пачкой сортымской свиты, мощностью до 130 м.

Неокомский водоносный комплекс

Включает проницаемые отложения сортымской, усть-балыкской и нижней части алымской свит валанжин-готерив-баремского возраста. Наряду с частым чередованием глинистых и песчаных слоев рассматриваемый комплекс характеризуется фациальной изменчивостью пород по площади бассейна.

Толщина комплекса на месторождении достигает 590м. Песчано-алевролитовые породы обладают хорошими коллекторскими свойствами: открытая пористость 15-27%, проницаемость 100-1000_*10^-15м².

Данный водоносный комплекс связан с основными продуктивными пластами АС₉, АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂.

По результатам испытаний воды комплекса напорные.

Характеристика химического состава вод неокомского возраста приведена ниже:

- средняя минерализация по пласту АС₉ 13,1 г/л;

- средняя минерализация по пласту АС₁₀ 12,6 г/л;

- средняя минерализация по пласту АС₁₁ 11,7 г/л;

- средняя минерализация по пласту АС₁₂ 12,8 г/л.

Тип воды преимущественно гидрокарбонатно-натриевый. Содержание микрокомпонентов: хлора 3901-7721 мг/л, натрия 2530-5180 мг/л, кальция 79-99 мг/л, йода 3,56-21,8 мг/л, брома 24,7-52,8 мг/л.

Воды насыщенны газом метанового состава, содержание которого составляет до 97,7%, тяжелых углеводородов 3,63%.

Перекрывается водоносный комплекс глинистыми отложениями алымской свиты, толщиной 100-150 м.

Практического значения эти воды для хозяйственно-питьевого водоснабжения не имеют, но представляют интерес для поддержания пластового давления при эксплуатации месторождения.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс

Объединяет породы покурской свиты и представляет мощную водонасыщенную толщу, имеющую хорошую гидродинамическую связь между пластами в пределах сравнительно больших площадей. Общая толщина комплекса 850м. Пористость составляет 17-25%, проницаемость 1,1_*10^-12м². Воды комплекса высоконапорные.

Тип воды хлор-кальциевый-бессульфатный, с минерализацией 18,5-20,3%. Содержание микрокомпонентов: хлора 11170-12450 мг/л, натрия 6500-7640 мг/л, кальция 200-450 мг/л, магния 96,3-200 мг/л, йода 25,4 мг/л, брома 58,5 мг/л.

Величина газонасыщенности в апт-альб-сеноманском водоносном комплексе изменяется от 0,9 до 1,2 м³/м³. Водоупором комплекса является мощная толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста, мощностью 500-800 м.

Турон-нижнеолигоценовый водоносный комплекс

Представлен на 70-90% глинистыми породами. Толщина пород в центральной части низменности составляет 500-800 м. В разрезе второго комплекса отмечены маломощные прослои песчано-алевролитового материала, водоносность которых в рассматриваемом районе не изучена.

В гидродинамическом отношении комплекс является региональным водоупором, изолирующим нижележащие водоносные породы от влияния поверхностных факторов на большей части площади бассейна.

Олигоцен-четвертичный водоносный комплекс

Литологически комплекс представлен песчано-алевритистыми и глинистыми отложениями мощностью 200-300 м.

Формирование отложений происходило в условиях свободного водообмена, избыточного увлажнения и тесной связи подземных вод с поверхностными. Характерной особенностью этой части разреза является наличие сезонно- и многолетнемерзлых пород, залегающих в районе Алехинского месторождения.

Сложен комплекс из трёх водоносных горизонтов: четвертичный, новомихайловский и атлымский.

Атлымский (подмерзлотный) водоносный горизонт литологически представлен песками с прослоями невыдержанных по простиранию глин и алевролитов в верхней части разреза. По площади рассматриваемого месторождения глубина залегания кровли горизонта 190-230 м. Эффективная толщина водовмещающих пород изменяется от 30 до 65 м.

По химическому составу воды гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией 0,2-0,3 г/л. РН 6,5-7. Жесткость общая до 1,8 мг/экв/л. Содержание всех компонентов соответствует нормам “ вода питьевая”.

Новомихайловский (надмерзлотный) водоносный горизонт в пределах Алехинского месторождений имеет повсеместное распространение. Литологически горизонт представлен преимущественно переслаиванием мелко- и среднезернистых песков и глин. Глубина залегания кровли горизонта на территории месторождения 100-125 м, толщина 40-80 м. Нижним водоупором горизонта служат глины или толща многолетнемерзлых пород.

Подземные воды четвертичного водоносного горизонта заключены в песчаных отложениях ларьякской свиты, пойменной и надпойменной террас и в озерно-аллювиальных отложениях. Толщина водоносного горизонта изменяется от нескольких метров до 80 метров. Подстилается водоносный горизонт глинами и алевролитами туртасской свиты. Четвертичный водоносный горизонт в основном безнапорный, но местами его режим носит слабонапорный характер, величина напора 10-14 м. Воды горизонта пресные, гидрокарбонатные магниево-кальциевые с минерализацией 0,02-0,4 г/л. РН 4,6-7,6. Жесткость общая 3-5 мг/экв/л. Питание подземных вод четвертичного водоносного горизонта осуществляется, в основном, за счет инфильтрации атмосферных осадков. Разгрузка осуществляется в гидросеть.

Воды олигоцен-четвертичного водоносного комплекса представляют интерес для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения ввиду наличия в нем пресных подземных вод.

2. Специальная часть

2.1 Текущее состояние разработки

Алехинское нефтяное месторождение находится в промышленной разработке с 1986 года. В настоящее время разработка месторождения ведется на основании “Проекта разработки Алехинского месторождения” выполненного СургутНИПИнефть в 1994 году и утвержденного Минтопэнерго в качестве дополнения к технологической схеме разработки Алехинского месторождения от 1989 года. В соответствии с утвержденными проектными документами на месторождении выделено три эксплуатационных объекта (пласты АС₉, АС₁₀ , АС₁₁¹+АС₁₁²+АС₁₂). По объектам АС₉, АС₁₀ реализована трехрядная система заводнения с приконтурным нагнетанием, по объекту АС₁₁¹+АС₁₁²+АС₁₂ система приконтурного заводнения с раздельной закачкой воды при совместной добыче. Система ППД (поддержание пластового давления) была введена в действие с 1988 года. Система размещения скважин - равномерная, по треугольной схеме, с расстоянием между скважинами 500 метров.

В настоящее время Алехинское месторождение находится на завершающей четвертой стадии разработки. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1991 году и составил 1682,1 тыс.т., при темпе отбора от утвержденных извлекаемых запасах 7,38% (таблица 2.1). Период стабильной добычи нефти продолжался 4 года (с 1990 по 1993г.), при этом уровни добычи изменялись от 1645,5тыс.т. до 1609,6тыс.т. На 01.01.2002 г. на Алехинском месторождении добыто 18085,9тыс.т. нефти. Отбор от извлекаемых запасов нефти составил 99,79%, при текущей обводненности 87,01%.

Состояние фонда скважин Алехинского месторождения на 01.01.2002 г. следующее: всего в эксплуатационном фонде находится 223 скважины, из них действующие 207.Все скважины эксплуатируются мехспособом: 156 УЭЦН, 51-ШГН. В нагнетательном фонде находится 187 скважин, из них действующих 180.

За 2001 год с месторождения добыто 600тыс.т. нефти, при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 3,31%, от текущих извлекаемых запасов - 1573,3%.

Добыча жидкости в 2001 году составила 4623,0 тыс.т., закачка воды - 6425,0 тыс.м³., компенсация отбора закачкой - 146%.

Как показывает сравнение проектных показателей разработки с фактическими (табл. 2.2), превышение добычи нефти в 2001 году составило 261,2 тыс.т. (факт. 674,5 тыс.т., проект. 413,3 тыс.т.). Превышение добычи нефти достигнуто за счет больших дебитов скважин, как по нефти (факт. 9,77 т./сут., проект. 4,2 т./сут.), так и по жидкости (факт. 65,32 т./сут., проект. 38,5 т./сут.) при меньшем действующем фонде добывающих скважин (факт. 223, проект. 252). Фактическая среднегодовая обводненность продукции скважин 85,05 %, также ниже проектной 89,2 %.

За счет значительно больших дебитов скважин по жидкости, фактический отбор жидкости 4510,5 тыс.т. превышает проектный уровень 3826 тыс.т. Закачка воды в 2001 году составила 6274 тыс. м³, при проектной 5175 тыс. м³

Таблица 2.2 Сравнение проектных и фактических показателей разработки Алехинского месторождения.

Показатели	Ед. изм.	2001 год
		Проект.	Факт.
Годовая добыча нефти всего	Тыс.т	413,3	674,5
Накопленная добыча нефти	Тыс.т	15322	17485,9
Годовая добыча жидкости	Тыс.т	3826	4510,5
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов	%	1,75	3,72
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов	%	14,74	105,7
Закачка воды годовая	Тыс.м3	5230	6274
Среднегодовая обводненность продукции	%	89,2	85,05
Фонд добывающих скважин на конец года	Шт.	252	223
Средний дебит одной добывающей скважины по нефти	т/сут.	4,2	9,77
Средний дебит одной добывающей скважины по жидкости	т/сут.	38,5	65,32

Состояние разработки пласта АС₉

Пласт разрабатывается с 1985 года по блоковой трехрядной системе в сочетании с приконтурным нагнетанием (сетка скважин 500х500м). Закачка воды в залежь пласта АС₉ начата в 1988 году. Разработка пласта находится на стадии снижающейся добычи нефти, максимальный уровень был достигнут в 1991 году и составил 857,2 тыс.т., при темпе отбора от утвержденных извлекаемых запасов нефти 9,7%.

Пласт АС₉ содержит 37,3% балансовых запасов нефти. На 01.01.2002 г. из пласта добыто 8696,9 тыс.т. нефти (50% отбора по месторождению). Отбор от извлекаемых запасов нефти составил 98,5%, при текущей обводненности продукции 84.7% (таблица 2.3).

В 2001 году из пласта добыто 328,4 тыс.т. нефти (51% по всему месторождению) при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов нефти 3.7%, от текущих извлекаемых запасов нефти 246,7%. Добыто 2143,1тыс.т. жидкости, закачано 2967,9 тыс.м³ воды.

...