Таким образом, создана производственная база освоения месторождения. Применение современных комплексных методов анализа накопленного фактического материала сейсморазведочных работ, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения позволило выделить ряд перспективных участков для постановки доразведочных работ на пласт ЮС2.

Настоящая дипломная работа обосновывает цели, методику и объемы этих работ. В работе приводится возможный прирост запасов нефти и дается экономическое обоснование затрат разведочных работ.

В работе предлагается бурение 8-ми разведочных независимых и 2-х зависимых разведочных скважин. Все скважины бурятся со вскрытием пласта ЮС3-ЮС2 тюменской свиты нижней юры. Проектная глубина каждой - 3100 метров.

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

1.1 Литолого-стратиграфический разрез

Геологический разрез Восточно-Сургутского месторождения, в основном, идентичен разрезам соседних месторожденийй Сургутского и Нефтеюганского нефтегазоносных районов. Опорные Сургутские глубокие скважины (51С и 52С) вскрыли породы доюрского фундамента, представленного эффузивами триасовой системы, в верхней их части залегает маломощная кора выветривания (до 16 м).

Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, третичные и четвертичные отложения. Сводный геолого-геофизический разрез Сургутского нефтеносного района прилагается (Приложение №1).

Охарактеризованность разреза керном в пределах границ лицензии месторождения неравномерная. Наиболее детально изучены продуктивные отложения горизонтов ЮС1, ЮС2, в меньшей степени - ачимовские отложения, а другие непродуктивные пласты - в единичных скважинах.

Юрская система.

Включает все три отдела. Нижний и средний отделы объединены в тюменскую свиту. Эта толща состоит из чередования прослоев аргиллитов и песчаников с включением обуглившихся растительных остатков, встречаются прослои углей.

В кровельной части свиты залегают пласты ЮС3 и ЮС2, которые содержат нефтяные залежи на рассматриваемом месторождении.

Мощность свиты достигает 250 метров.

Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской, баженовской свитами.

Васюганская свита, сложена в нижней части аргиллитами темно-серыми с прослоями алевролитов. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно-серых, преимущественно мелкозернистых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает пласт ЮС1, песчаники которого нефтенасыщены.

Толщина свиты 45-110 метров.

Георгиевская свита, представлена аргиллитами темно-серыми, очень плотными, иногда известковистыми, слабобитуминозными.

Толщина свиты изменяется от одного до 6 метров.

Баженовская свита является одним из выдержанных литологических и сейсмо-стратиграфических реперов (отражающий горизонт “Б”) и представлена аргиллитами, сланцами черно-бурыми, битуминозными, известковистыми.

Толщина свиты достигает 50-ти метров, на некоторых участках она сокращается до 4 - 6 метров. На отдельных площадях Нефтеюганского района (Салымской, Правдинской и др.) трещиноватые битуминозные сланцы являются нефтеносными (пласт ЮС0). На Восточно-Сургутском месторождении нефтеносность пласта ЮС0 не установлена.

Меловая система.

Представлена двумя отделами: нижним и верхним. Нижнемеловой отдел (сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты).

Сортымская свита в основании представлена отложениями ачимовской толщи ( пласты БС16-22 ), сложенной в подошве аргиллитами темно-серыми с редкими прослоями светло-серого алевролита, участками известковистого (подачимовская пачка). В верхней части толща состоит из чередования пластов песчаников и алевролитов серых, мелкозернистых, полимиктовых, местами известковистых и аргиллитов темно-серых, часто алевритистых с включениями обуглившихся растительных остатков. Вверх по разрезу содержание аргиллитов увеличивается, далее выделяется песчано-глинистая пачка, характеризующаяся изменчивым литологическим составом. Песчаные пласты индексируются БС22-БС11, БС10. В кровле свиты залегает чеускинская пачка темно-серых аргиллитов толщиной 30-40 метров, являющаяся литологическим репером для районов Сургутского свода.

Мощность свиты составляет 400-650 метров.

Усть-балыкская свита представляет собой толщу переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов, включающую пласты группы БС1 - БС9, толщина которых изменяется от 15 до 50 метров. Нефтеносных пластов на Восточно-Сургутском месторождении в этой толще нет.

Мощность свиты составляет 190-260 метров.

Сангопайская свита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серых глинистых сидеритов. К отложениям свиты приурочены пласты АС4-АС12. Пласты водоносные.

Мощность свиты - 150-200 метров.

Разделом между усть-балыкской и сангопайской свитами является пимская пачка темно-серых, однородных аргиллитоподобных глин, являющаяся литологическим репером для разреза Сургутского свода.

Алымская свита представлена аргиллитами серыми и зеленовато-серыми с тонкими прослоями серых алевролитов. В средней части свиты породы опесчанены, в верхней - аргиллиты темно-серые.

Максимальная толщина свиты - 140 метров.

Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. В пределах описываемого района граница между этими отделами проводится условно внутри покурской свиты. Свита представлена мощной толщей (800- 900 метров) неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород. В покурской свите выделяется три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Нижняя - наиболее глинистая, средняя и верхняя - с преобладанием песчано-алевролитовых пород.

Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты).

Кузнецовская свита в нижней части представлена глинами темно-серыми, почти черными туронского яруса, которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых.

Толщина свиты 10-30 метров.

Березовская свита представлена двумя подсвитами: нижней и верхней. Нижняя подсвита сложена серыми, опоковидными глинами с остатками фауны. Верхняя подсвита представлена серыми, зеленоватыми, опоковидными глинами.

Толщина свиты 130-160 метров.

Ганькинская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми , переходящими в мергели.

Толщина ганькинской свиты 60 - 90 метров.

Палеогеновая система.

Включает палеоценовый (талицкая свита), эоценовый (люлинворская свита, низы тавдинской свиты) и олигоценовый (верхи тавдинской, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты) отделы.

Талицкая свита представлена монтмориллонитовыми глинами, темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными.

Толщина свиты 80 - 110 метров.

Люлинворская свита сложена глинами светло-серыми, зеленоватыми с прослоями почти белыми, в нижней части опоковидными, в верхней диатомовыми, переходящими в диатомиты.

Толщина отложений свиты 170 - 230 метров.

Тавдинская свита сложена глинами светло-зелеными, сидеритизированными, с включениями пирита и прослоями алеврита и известняка.

Толщина свиты до 120-180 метров.

Атлымская свита представлена континентальными аллювиально-озерными образованиями. Это светло-серые и желтовато-серые, мелкозернистые, иногда разнозернистые кварцево-полевошпатовые пески с прослоями бурых углей.

Толщина свиты до 90 метров.

Новомихайловская свита представлена чередованием глин серых с буроватым и коричневатым оттенком, песков серых и алевролитов.

Толщина отложений свиты до 80 - 100 метров.

Туртасская свита представлена алевритами, песками и глинами. Пески и алевриты - кварцевые с включениями зерен глауконита.

Толщина свиты - до 110 метров.

Четвертичная система.

Отложения системы развиты повсеместно и представлены супесями, суглинками, песками и глинами пойменных и озерно-болотных фаций. Толщина отложений - до 50 метров.

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении Восточно-Сургутское нефтяное месторождение приурочено к Сургутскому своду - крупной положительной структуре I порядка и расположено в его юго-восточной части.

Амплитуда свода от пород палеозойского возраста вверх по разрезу постепенно уменьшается от 350-500м до 200м по кровле меловых отложений, что связано с нивелированием структурных планов в процессе осадконакопления мезо-кайнозойских терригенных пород. Восточно-Сургутское месторождение связано с моноклиналью, погружающейся с северо-запада на юго-восток в направлении Ярсомовского прогиба, в зоне сочленения Сургутского и Нижневартовского сводов.

На южном погружении моноклинали выделяется зона, осложненная небольшими локальными куполами, к которым приурочено Восточно-Сургутское нефтяное месторождение.

В результате сейсморазведочных работ, разведочного и эксплуатационного бурения, переинтерпретации этих материалов уточнились структурные построения по продуктивным пластам изучаемого месторождения. По уточненным данным в СибНИИНП построены структурные карты по кровле тюменской и георгиевской свит (Минченков Н.Н.).

Из анализа структурных карт видно, что общее направление погружения моноклинали выдержано по всему разрезу осадочного чехла с северо-запада на юго-восток.

Амплитуда погружения по поверхности тюменской свиты составляет около 350 метров (от отметки -2747м до -3092м), угол наклона оси 30.

Моноклиналь осложнена несколькими структурными элементами как положительного, так и отрицательного характера (Приложение № ).

Для моноклинали, в пределах которой располагается Восточно-Сургутское месторождение, также как и для всех структурных элементов Западно-Сибирского нефтеносного комплекса, присущ унаследованный характер с постепенным выполаживанием амплитуды структур вверх по разрезу.

За основу при построении карт по продуктивным горизонтам ЮС1 и ЮС2 приняты сейсмические структурные карты по кровле георгиевской свиты, залегающей непосредственно под баженовской свитой (отражающий горизонт “Б”) - наиболее хорошо изученного репера, имеющего региональное распространение, а также сейсмического репера “Т”, отождествляемого с кровлей горизонта Ю2.

1.3 Нефтегазоносность

В пределах лицензионного блока Восточно-Сургутского месторождения выявлены залежи нефти в продуктивных пластах ЮС3, ЮС2 и ЮС1. Причем, залежь в пласте ЮС2 без разрыва поля нефтеносности охватывает западную и северную площадь лицензионного блока. В пределах восточной половины лицензионного блока промышленный характер насыщения коллекторов пласта требует изучения (приложение № 6).

В подсчете запасов 1982 года, представленном в ГКЗ, рассматривались залежи в этих же продуктивных пластах.

Следует добавить, что в восточной части месторождения в районе эксплуатационного участка отобран керн из ачимовской пачки в скважине № 5К с запахом нефти, в скважине № 62р из интервала глубин 2872-2884м. (абс.о. 2833.6-2845.6м) получен приток нефти с водой (Qн=0,06м3/сут.), в скважинах №№ 66р, 151, 154, 166, 225, 240 отложения ачимовской пачки характеризуются повышенными значениями pп.

На сопредельном Южно-Сургутском месторождении основным объектом разработки является залежь пласта БС10.

В скважине № 79р (район участка ОПЭ Восточно-Сургутского месторождения) при испытании в интервале глубин 2346-2352м (абс.о. 2308.8- 2314.8м.) получен приток воды с пленкой нефти.

В процессе разведочного и эксплуатационного бурения в продуктивном пласте ЮС1 вскрыты новые залежи.

Мелкие залежи с несущественными запасами выявлены в пласте ЮС3.

Залежи пласта ЮС3. Залежи в этом пласте установлены по единичным разведочным скважинам - 93р, 96р и эксплуатационным - 125 и 131. Все они водоплавающие, приурочены к отдельным локальным куполкам. Эффективные нефтенасыщенные толщины в этих скважинах составляют: 2.0 м (скв. 90р); 3.4 (96р); 1.6 (125) и 1.8 (131).

В скважине 96р пласт испытан в интервале глубин 2987.0-3000 м (абс. отм. -2948.4-2961.4 м). В результате получен приток нефти дебитом 4.8 м3/сут при динамическом уровне 1186 м.

Залежь имеет размеры 21.5 км, высоту- 5 м ориентировочно, т.к. коллекторы нефтенасыщены до подошвы.

Залежь пласта ЮС2. Пласт ЮС2 залегает в кровельной части тюменской свиты и его кровля уверенно выделяется по методу ИК характерным минимумом сопротивлений. Отличительной особенностью отложений являются: обилие углистого детрита, остатки корней, стеблей и листьев растений, погребенной почвы.

Пласт ЮС2 состоит обычно из 2-4 песчаных прослоев в пачке песчано-алевролитовых отложений толщиной до 22 м. Аргиллиты имеют подчиненное значение.

Определенной закономерности изменения толщины пласта ЮС2 не наблюдается - наибольшая толщина отложений (19-22 м) может быть как на приподнятых (скв.66), так и на погруженных (скв.71) участках, в среднем составляя 16-17 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина песчаников не превышает 11м в среднем составляя 4,4м. Редкая сетка разведочных скважин не позволяет с допустимой точностью оценить площади распространения нефтенасыщенных коллекторов с определенной толщиной, однако коллектора с толщиной 6-7 м тяготеют к пойме р.Оби, к территории деятельности АО”Сургутнефтегаз”. На рассматриваемой территории наблюдаются значительные площади с нефтенасыщенными толщинами 2-4 м, хотя разбуривание опытного участка показало, что пласт характеризуется частым литолого-фациальным замещением и на расстоянии сетки скважин - 500м может изменять толщину от 2 до 8 м. Водонефтяной контакт в пределах площади не вскрыт. Наиболее низкая отметка нефтенасыщенного коллектора вскрыта в скв. 62р на абсолютной отметке -2997 м. Наиболее высокая отметка залегания коллектора - 2817 м зафиксирована в скв. 42р (север). Следовательно, высота залежи пласта ЮС2 составляет 180 м, ее размеры 3125 км. Площадь нефтенасыщенных коллекторов при доразведке может быть увеличена в юго-восточном направлении.

Водонасыщенные коллекторы вскрыты на соседнем Асомкинском месторождении. В ближайших скважинах: 7р, 13р, 14р, 15р, расположенных в 4-6.5 км к югу и юго-востоку от скв. 39р, кровля водонасыщенных коллекторов пласта ЮС2 имеет отметку от - 2967 до - 3015 м. Очевидно, что ВНК залежи может быть зафиксирован в районе прогиба, выделенного по сейсморазведке между этими скважинами. Здесь отметки кровли тюменской свиты составляют - 3000-3015 м.

Данный объект низкодебитный. Фонтанный приток нефти через штуцер получен лишь в одной скважине 42р - 25.9 м3/сут (6 мм). В остальных скважинах дебит определен по динамическим уровням и составляет от 0.2 до 11.2 м3/сут при уровнях 800-1400 м. Скважин, в которых получен дебит нефти более 10 м3/сут три - 41р, 42р, 81р, от 5 до 10 м3/сут семь - 29р, 45р, 66р, 78р, 80р, 81р, 96р.

На площади залежи пробурен участок эксплуатационных скважин, где с 1984 г. осуществляется опытно-промышленная эксплуатация 23 скважинами. Все скважины оборудованы ШГН и ЭЦН. Дебиты скважин составляют от 0.2 до 5.9 т/сут.

Залежи пласта ЮС1. В отчете по подсчету запасов 1982 г, представленном ГКЗ, в пределах площади Восточно-Сургутского месторождения было две залежи в районах скв. 28 и 36, запасы которых утверждены по категории С1 и также две в районах скв. 66 и 56 соответственно по С2. Согласно совместного протокола между бывшими ПО “Сургутнефтегаз” и “Юганскнефтегаз”, правобережная часть залежи района скв. 56р от р. Оби отнесена к первой организации, соответственно левобережная - ко второй.

В процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и опытно-промышленной эксплуатации границы залежей в районах скв. 28 и 36 уточнились, а по залежам, выявленным в районах скважин 66 и 56, буровых работ не производилось, состояние их не изменилось.

Дополнительно к ранее установленным залежам в пласте ЮС1 в лицензионных границах участка месторождения ОАО “Юганскнефтегаз” выявлены новые залежи в районах вновь пробуренных разведочных скважин - 90р, 96р.

В 2012 году силами ОАО «Юганскнефтегаз» в северной части лицензионного блока была пробурена скважина № 1269, вскрывшая отложения пласта ЮС2 (приложение ). По ГИС и керну нефтенасыщенными оказались коллектора пластов ЮС2 и, что особенно важно - пласт ЮС1. По предварительным данным при испытании последнего получен приток нефти дебитом 13 м3/сут через 6 мм штуцер.

По сути дела это новая залежь в отложениях пласта ЮС1, что значительно расширяет его перспективы. Запасы нефти нами пока не подсчитывались, так как залежь не оконтурена, но числившиеся в этом районе запасы категории С3 следует рассматривать как реализованные и в балансе перспективных запасов нефти они не фигурируют. Прирост запасов по категории С1 в двойном радиусе дренажа скважины будет учтён при составлении годового баланса запасов 2013 года. Ниже приводится краткая характеристика выявленных и предполагаемых залежей.

Залежь района скв. 28р. В пределах залежи пробурено три эксплуатационных скважины: 130, 131 и 134, которые находятся в эксплуатации с 2009 года. Накопленная добыча нефти с начала эксплуатации на конец 2012 г. составляет: по скв. 130- 5.4; 131- 2.8; 134 - 1.1 тыс. т., воды в продукции нет. Накопленная добыча нефти по залежи - 9.3 тыс.т.

Уровень ВНК залежи - 2810 м, размеры 2.52.0 км, высота - 20 м. Тип залежи - пластовый, сводовый.

Залежь района скв. 36р. Находится в эксплуатации с 2006 года. Северная ее половина разбурена по эксплуатационной сетке, пробурено 32 скважины. Накопленная добыча нефти по залежи на 1. 01. 2012 составляет 1 278 тыс.т.

Уровень ВНК по вертикальным скважинам установлен на отметке - 2865 м, размеры залежи 5.04.5 км, высота 45 м. По типу относится к пластовым сводовым.

Залежь района скв. 90р. Выявлена при доразведке месторождения в 2007 г. При испытании скв. 90р в интервале глубин 2862-2868 м (2822-2828 м) получен дебит нефти 4.3 т/сут на динамическом уровне 1175 м. Залежь полностью подстилается водой, ВНК принят на отметке - 2831 м. Ее размеры 4.01.5 км, высота 6 м. Тип залежи - пластовый, сводовый.

Залежь района скв. 96р. Выявлена при доразведке месторождения в 2007 г. При испытании скважины 96р в интервале глубин 2898-2903 м (2858.5-2863.5м) получен дебит нефти 4.5 т/сут. через 6 мм штуцер. Залежь водоплавающая, ВНК принят на отметке - 2867 м. Размеры залежи 4.52.0 км, высота 6 м. Тип - структурно-сводовый.

Перспективы выявления новых залежей нефти в других пластах как выше по разрезу в пластах группы Б и А, так и ниже ЮС3 на этом лицензионном участке незначительны. Тем не менее, доразведка отложений по горизонтам ЮС3 и ЮС1 необходима. Значительный объем работ должен быть предусмотрен на изучение добывных возможностей горизонта ЮС2 с применением методов интенсификации притоков.

Залежь района скв. 1269р. Как уже отмечалось залежь установлена бурением скв. 1269р. в 1998 году. По заключению ГИС пласт в интервале глубин 2825-2828м. нефтенасыщен. С глубины 2829 м. - водонасыщен. Испытана скважина в сентябре 2009 года. При испытании интервала глубин 2824- 2827 м. получен приток нефти с водой (20 %) дебитом 15,8 м3/ сут. Появление воды в продукции скважины объясняется за счет подтягивания пластовой воды из неперфорированной водоносной части пласта с глубины 2838м.

1.4 Гидрогеологические и геокриологические условия месторождения

1.4.1 Гидрогеология района

Восточно-Сургутское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.

В вертикальном разрезе бассейна выделяются пять гидрогеологических комплексов: первый - (олигоцен-четвертичный), второй - (турон-олигоценовый), третий - (аптальб-сеноманский), четвертый - (неокомский), пятый - (юрский).

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценовый гидрогеологический комплекс не водонасыщен, так как на 80-90% представлен глинистыми разностями. Они делят весь разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа.

Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж, который характеризуется свободным, реже - затрудненным водообменом. В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж, характеризующийся почти застойным режимом, повышенной минерализацией вод.

Пятый водоносный комплекс представлен трещиноватой зоной фундамента, породами коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Коллекторские свойства низкие: открытая пористость изменяется от 14 до 18%, проницаемость - (1-30)10-15 м2. К верхней части тюменской свиты приурочен пласт ЮС2. Вскрытая мощность до 320 м. К васюганской свите приурочен пласт ЮС1. Мощность его достигает 30 - 50 м.

При испытании из песчаников тюменской свиты получены притоки пластовой воды дебитом до 8.1 м3/сут (с пленкой нефти) в скв.71.

При испытании пласта ЮС1 получены притоки пластовой воды дебитом до 62.6 м3/сут при Н дин - 1073 м (скв.38).

По химическому составу воды юрских отложений гидрокарбонатно-натриевого типа (по классификации В.А. Сулина), с минерализацией до 27.4 г/л (скв.71). Основными солеобразующими элементами в водах юрского комплекса являются: ионы хлора (6.5-11.9 г/л), НСО3 (1.6-4.7г/л), в меньшей степени - кальция (16-132 мг/л), магния (4.9-30.5 мг/л). Для этих вод характерно отсутствие сульфатов: углекислоты, сероводорода.

Подземные воды исследуемого района насыщены растворенным газом с содержанием метана 91.3%, тяжелых углеводородов - 2.02 - 22.4%, углекислого газа - 1.3 - 4.1%, азота - 3.3 - 10.2%.

Четвертый водоносный комплекс, заключенный в неокомских породах, включает проницаемые отложения ачимовской толщи и вышележащих пачек усть-балыкской, сангопайской и нижней части алымской свит. Комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Мощность отложений - до 670 м.

Коллекторские свойства пород более высокие: пористость до 20%, проницаемость (20-30)10-15 м2.

По результатам испытания подземные воды четвертого водоносного комплекса - напорные.

По химическому составу воды гидрокарбонатно-натриевого, хлоридно-кальциевого, реже - хлоридно-магниевого типа. Минерализация вод в пласте БС10 - 10.6 - 18.9 г/л , в отложениях ачимовской толщи - 8.5 - 18.3 г/л.

В водах неокомского комплекса рассматриваемого месторождения преобладают ионы хлора и натрия, их содержание следующее: хлора от 6.9 до 10.2 г/л, натрия и калия от 4.1 до 6.7 г/л.

Из щелочноземельных элементов в водах комплекса определены ионы кальция и магния. Содержание кальция изменяется от 104 до 200 мг/л, магния - от 24 до 68 мг/л. Количество гидрокарбонат-Иона в водах содержится от 116 до 2184 мг/л. Пластовые воды почти бессульфатные (93 мг/л). Из микрокомпонентов отмечен йод (8.5 - 21.4 мг/л), бром (32 - 50 мг/л), аммоний (13.5 - 27 мг/л).

Растворенный в воде газ состоит из метана (82.3 - 94.3%), азота (до 4%) и тяжелых углеводородов.

Водоносный комплекс перекрывается достаточно мощной толщей глин (100-130м).

Третий водоносный комплекс, заключенный в отложениях апт-сеноманского возраста, объединяет породы покурской свиты и представляет мощную водонасыщенную толщу, имеющую хорошую гидродинамическую связь между пластами в пределах сравнительно больших площадей. Общая толщина комплекса 790 - 900 м.

Коллекторские свойства песчаников высокие: пористость 25-40%, проницаемость (100 - 1000)10-15 м2..

Воды комплекса хлоркальциевого типа, бессульфатные с минерализацией 15 - 21 г/л. Из макрокомпонентов преобладают ионы хлора и натрия. Вода имеет слабощелочную реакцию (РН = 6.2 - 8.9).

Растворенный в водах комплекса газ преимущественно метанового состава. Содержание метана 94 - 99.8%, тяжелых углеводородов - менее 1%, азота - 2 - 3%, углекислого газа - 0.5%.

Первый водоносный комплекс представлен песчано-алевритистыми и глинистыми отложениями олигоцен-четвертичного возраста, толщиной около 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.

По условиям залегания и стратиграфической приуроченности в пределах этого комплекса выделяются три водоносных горизонта: первый - в четвертичных отложениях, второй - в отложениях новомихайловской свиты (надмерзлотный), третий - в отложениях атлымской свиты (подмерзлотный).

Четвертичный водоносный горизонт, в основном, безнапорный, но местами его режим носит слабонапорный характер, величина напора 10-15 м. Водообильность горизонта незначительна, удельные дебиты изменяются от сотых долей до 2.2 л/сек.

Воды горизонта пресные с минерализацией 0.2 - 0.4 г/л, гидрокарбонатные, магниево-кальциевые.

По физико-химическим свойствам воды отвечают требованиям ГОСТа «Вода питьевая» и используются для питьевых и технических целей.

Режим залежей воды. Восточно-Сургутское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. Областями питания подземных вод, насыщающих продуктивные отложения, предполагаются горные сооружения на юге и юго-востоке Западно-Сургутской плиты, областью разгрузки - район Карского моря.

Наивысшие абсолютные отметки пьезометрических уровней (+130 - +140) установлены на юге низменности (г.г. Туринск, Петропавловск), наименьшие - в районе п. Тазовского (+4.4 - 0.3 м). Замеры статических уровней не отличаются точностью, поэтому не дают представления о величине напора на изучаемом месторождении.

Более сложным является вопрос о режиме в пластах ЮС1 и ЮС2.

Невыдержанность коллекторов и их литологическая изменчивость осложняют гидродинамическую взаимосвязь между отдельными участками залежи и упруговодонапорный режим не будет активно проявляться. Особенно это касается горизонта ЮС2, обладающего низкими коллекторскими свойствами и линзовидным строением прослоев коллекторов.

Природные минеральные свойства вод. К природным минеральным водам относятся воды:

- имеющие лечебное значение;

- использующиеся в химической промышленности для извлечения заключенных в них компонентов (промышленные воды);

- термальные, имеющие лечебное и энергетическое значение.

По имеющимся данным воды Восточно-Сургутского месторождения минеральные, лечебные по йоду и брому и термальные.

Скважины, пробуренные для создания водных оторочек из сеноманских вод для целей ППД и выполнившие свое назначение, нерационально ликвидировать. Они могут быть использованы для извлечения природных минеральных вод.

1.4.2 Геокриологические условия

Температурные условия недр. Замеры пластовых температур в интервалах продуктивной части разреза производились почти во всех опробованных скважинах Восточно-Сургутского месторождения.

По основным нефтенасыщенным объектам разведки: по пласту ЮС1 пластовые температуры изменяются от 79.5 до 95оС (87.2оС), по пласту ЮС2 - от 82 до 98оС (86.9оС).

Средний геотермический градиент на Восточно-Сургутском месторождении - 3оС. По замерам установлено, что температура с глубиной увеличивается. Для продуктивного пласта ЮС2 характерно увеличение температуры с северо-запада на юго-восток. Небольшие отклонения на общем фоне обусловлены влиянием литологии разреза. В более глинистом разрезе температура возрастает.

Геокриологические условия. Многолетнемерзлыми породами (ММП) занято около половины территории Западно-Сибирской низменности. На основе строения мерзлых толщ по вертикали В.А. Баулин (1962г.) выделяет три основные мерзлотные зоны: северную, центральную и южную.

Восточно-Сургутское месторождение приурочено к южной геокриологической зоне, характеризующейся, в основном, сложным распространением реликтовой толщи ММП. Однако, на отдельных участках возможно сохранение ММП в виде локальных островков.

Стратиграфически ММП охватывают низы новомихайловской и самые верхи атлымской свит и, по-видимому, играют роль водоупора.

ММП на Восточно-Сургутском месторождении залегают на глубинах 190 - 230 м, в районе г. Сургута - от 125 до 210 м. Мощность мерзлых пород от 5 до 60 м. Под руслами р. Обь и Юганская Обь, а иногда под первой надпойменной террасой, мерзлые породы отсутствуют.

ММП в районе работ отличаются разнообразным криогенным строением и сложным фазовым строением. В площадном отношении толща мерзлоты, по-видимому, представлена чередующимися участками мерзлых, охлажденных и талых пород, сложно замещающих друг друга в плане разреза. Там, где мерзлота представлена охлажденными и талыми породами, можно предполагать наличие связи между водоносными горизонтами.

С поверхности мерзлые породы практически не встречаются, однако, часто формируются перелетки на отдельных, интенсивно выхолаживаемых заторфованных участках.

Глубина сезонного промерзания и протаивания грунтов деятельного слоя зависит от их литологического состава и влажности теплоизолирующего покрова, климата и других условий. В зависимости от сочетания этих факторов толщина деятельного слоя изменяется от 0.3 - 0.4 м (в торфяниках) до 2 и более метров (в маловлажных песках).

Освоение территории месторождения при несоблюдении определенных природоохранных мероприятий может привести к различным нарушениям тепло - и водообмена и связанному с ними ряду негативных явлений: изменению глубины деятельного слоя, опусканию кровли ММП, образованию таликовых зон, интенсификации процессов термокарста, криогенному пучению.

1.5 Выделение пластов-коллекторов

Разделение пород в разрезе скважины на коллекторы и неколлекторы проводилось по результатам комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов, данных испытаний и керновых определений. Эффективные толщины по данным ГИС выделяются по качественным признакам подвижности флюида в пласте, установленным по результатам интерпретации, по количественным критериям с применением геофизических параметров (ПС, ГК и др.), соответствующих породам с граничными значениями коэффициентов проницаемости и пористости.

Качественные признаки обусловлены проникновением в коллектор фильтрата бурового раствора, приводящим к формированию глинистой корки на границе скважина - коллектор.

К качественным признакам относятся:

- приращение кажущегося сопротивления микропотенциал-зонда над микроградиент-зондом;

- наличие зоны проникновения, устанавливаемое по кривым БКЗ;

- сужение диаметра скважины ( dс ) по сравнению с номинальным ( dн).

По указанным признакам по данным микрозондов, МБК и кавернометрии в каждой скважине выделялись эффективные толщины, плотные и глинистые прослои. Проницаемые разности определялись достаточно уверенно с отбивкой кровли и подошвы с точностью 0.2 метра.

Эффективность использования прямых признаков определяется особенностями разреза, литотипом коллектора, характером среды, заполняющей поровое пространство породы, а также зависит от соблюдения установленной технологии вскрытия пласта, прежде всего - от технологии приготовления и поддержания состава промывочной жидкости. Бурение на промывочной жидкости с низкой коллоидностью и высокой водоотдачей в сочетании с большими репрессиями на пласт в условиях резкой фациальной неоднородности ограничивает возможность выделения коллекторов только по прямым качественным признакам, так, трещинные коллекторы по качественным признакам не выделяются.

Из-за низких коллекторских свойств извлечь нефть из некоторых пропластков коллекторов, выделенных по качественным признакам и относящихся к классу проницаемых пород, при современных освоенных методах эксплуатации не всегда возможно.

Выделение пластов коллекторов по количественным признакам основано на следующих предпосылках:

1 - породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов по величине пористости, проницаемости, глинистости, а следовательно, и по связанными с ними значениями геофизических параметров, отражающих эти свойства;

2 - граница между коллекторами и неколлекторами характеризуется граничными (критическими) значениями ФЕС ( Кп, Кпр, Кво ) и связанными с этими свойствами граничными значениями параметров ГИС.

При выделении коллекторов по косвенным количественным признакам используются геофизические параметры, характеризующие пласт в статическом состоянии: его пористость, глинистость, насыщенность флюидами или содержание остаточных флюидов (остаточной воды или нефти). Эти параметры связаны с подвижностью флюида косвенно и эффективность использования емкостных характеристик пород для выделения коллекторов зависит от тесноты их связи с динамическими свойствами пласта, которые непосредственно не измеряются. Поэтому разделение пород на коллекторы и неколлекторы по прямым качественным признакам служит опорной информацией для формирования выборки, с помощью которой устанавливаются граничные значения геофизических параметров, необходимые для выделения коллекторов по количественным признакам. Задача выделения коллекторов решается комплексированием результатов интерпретации материалов ГИС по совокупности признаков, характеризующих объект как коллектор.

В разведочных скважинах, а также в эксплуатационных, близких к вертикальным, где проведен полный комплекс ГИС, включающий микрометоды и кавернометрию, выделение в разрезе интервалов коллекторов достаточно надежно по прямым качественным признакам.

В эксплуатационных скважинах с углом наклона ствола более 15 исследования МЗ практически не проводятся, поэтому выделение эффективных толщин по прямым признакам затруднено.

Для выделения коллекторов в разрезах скважин используется параметр ПС, отражающий фильтрационно-емкостные свойства пород.

1.6 Обоснование типовой конструкции скважин

Конструкция скважины принимается в зависимости от ожидаемых геологических условий разбуриваемых участков месторождения, глубины залегания продуктивных отложений, а так же продуктивных характеристик пластов, подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкция должна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного способа бурения, возможность достижения запланированных скоростей проводки и проведения намеченных промыслово-исследовательских работ, как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине.

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважин. Для этого строится совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород, и гидростатического давления столба промывочной жидкости. В таблице 1.2 приводятся данные для построения графика.

Таблица 1.2 - Градиенты пластового давления и давления гидроразрыва пород

При разработке конструкции скважин приняты во внимание следующие горно-геологические особенности разреза:

Проектная глубина скважин: 2900 - 3060 м.

Многолетнемерзлых пород в разрезе нет.

Люлинворская свита залегает в интервале 470 - 690 м.

Газонасыщенных интервалов в разрезе нет.

Нефтенасыщенные интервалы залегают в интервале глубин 2350 - 3010 м.

Пластовые давления по всему разрезу близки к гидростатическому.

Максимальная забойная температура - 940.

Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, для предотвращения размыва устья скважины и соединения с циркуляционной системой спускается направление. Кроме того, установка направления является дополнительной мерой защиты пресных вод от загрязнения в случае недоподъёма цементного раствора до устья за кондуктором. Глубина спуска направления - 30 м. Направление цементируется до устья.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, для установки на устье противовыбросового оборудования, а так же для подвески технической колонны в скважину спускается кондуктор.

Неустойчивые пески с прослоями глин, склонные к обвалу, залегают в интервале 0 - 560 м. Но глубина спуска кондуктора с перекрытием этого интервала, как показывает опыт эксплуатации скважин в регионе, является недостаточной.

В случаях аварий с обсадными колоннами в нагнетательных скважинах и, как результат аварий, прорыва в интервал люлинворских глин нагнетаемых вод, глины разбухают, плывут и сминают обсадные колонны близрасположенных скважин. Достаточно часто повторяющиеся осложнения подобного рода привели к решению изменения типовой конструкции скважин. Приказом Гостехнадзора Тюменского округа Российской Федерации № 31 от 04.11.92 г. предписано во всех скважинах, независимо от назначения (кроме сеноманских) кондуктором перекрывать люлинворские глины.

Настоящим проектом предусматривается спуск кондуктора на глубину 20 м. ниже подошвы люлинворской свиты. Глубина спуска кондуктора определяется для каждой конкретной скважины индивидуально. Высота подъёма цемента за кондуктором - до устья.

Ввиду отсутствия факторов, осложняющих процесс бурения, конструкция скважин принимается одноколонной. Эксплуатационная колонна спускается на проектную глубину и цементируется до устья. Проектная глубина спуска колонн - на 50 м глубже подошвы последнего нефтеносного горизонта. Сводные данные по типовой конструкции скважин представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3 - Сводные данные по типовой конструкции скважин

1.7 Оборудование устья скважины

На кондуктор и промежуточную колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки (п.2.9.1. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности).

Типоразмер противовыбросового оборудования подбирается согласно ожидаемым давлениям и планируемой конструкции скважины. Диаметр проходного отверстия превенторов, из которых состоит это оборудование, должен допускать спуск через него долот для бурения, прохождение колонны обсадных труб; рабочее давление превенторов должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность.

Характеристики рекомендуемого устьевого оборудования приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Оборудование устья скважины

Примечание: оборудование устья скважины в проекте приведено в соответствии со "Схемой обвязки устья скважины", согласованной с местными органами РГТИ и ПФВЧ, утверждённой главным инженером АО "ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ"

2. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

2.1 Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта

К современным методам повышения нефтеотдачи пласта относятся:

1. Тепловые МУН:

• паротепловое воздействие на пласт

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти горячей водой;

• пароциклические обработки скважин.

2. Химические методы обработки пласта

а) Химические МУН:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• вытеснение нефти щелочными растворами;

• вытеснение нефти кислотами;

• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

• микробиологическое воздействие.

б) Газовые МУН:

· Закачка воздуха в пласт

· воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ)

· воздействие на пласт двуокисью углерода;

· воздействие на пласт азотом, дымовыми газами.

Обработка скважин кислотами нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий.

Применяются различные варианты технологического процесса обработки пласта и воздействия на призабойную зону на основании совокупности следующих исходных данных:

· литолого-петрографического состава пласта коллектора и термобарических условий его залегания (карбонатный, песчано-карбонатный, песчано-глинистый-терригеный);

· структуры фильтрационно-емкостного пространства и типа коллектора:

· (поровый, порово-трещинный, порово-кавернозно-трещинный, трещинный);

· типа и состава кислоты;

· глубины проникновения кислотного раствора в пласт;

· степени охвата пласта кислотным воздействием;

· необходимости сочетания воздействия кислоты с другими видами воздействия на призабойную зону;

· вида и назначения скважин (поисково-разведочные - нефтяные, газовые, газоконденсатные, гидрогеологические; эксплуатационные - нефтяные, газовые и газоконденсатные; нагнетательные).

2.2 Классификация кислотных обработок, условия их эффективного применения в ОАО «Сургутнефтегаз»

Проблема повышения нефтеотдачи пластов в условиях естественного снижения извлекаемых запасов нефти, длительно разрабатываемых месторождений стала крайне актуальной, так как для большинства залежей и месторождений коэффициент нефтеотдачи редко достигает 0,4 - 0,55.

К весьма сложным и специфическим особенностям строения коллекторов и свойств насыщающих их флюидов, несовершенству первичного вскрытия коллекторов в процессе бурения и освоения в период эксплуатации добавляются свои осложнения, обусловленные изменением термодинамических условий вблизи призабойной зоны пласта (ПЗП) в процессе выноса продукции скважин, а также при ремонте скважин, когда ПЗП загрязняется в результате проникновения соответствующих рабочих жидкостей и физико-химических, механических изменений. Изменения во времени продуктивности скважин - одна из причин нарушения режимов отбора, что приводит к неравномерному обводнению и образованию целиков нефти, резкому ухудшению технико-экономических показателей эксплуатации месторождения.

Заданная характеристика ПЗП может обеспечиваться при своевременном воздействии на породу для изменения их параметров. Все это обуславливает необходимость широкого использования на малоэффективных залежах разнообразных методов обработок призабойной зоны (ОПЗ) и методов интенсификации добычи нефти (МИДН), чему в НГДУ «Сургутнефтегаз» уделяется большое внимание. Достаточно сказать, что в результате применения МИДН дополнительная добыча нефти по НГДУ из года в год растет (таблица 3 и рисунок 3) и в 2012 году составила 118,1 тыс. т. (c учетом переходящего эффекта от обработок предыдущих лет) или 12,5% от общей добычи по НГДУ.

Если учитывать только мероприятия по интенсификации добычи нефти, связанные с обработкой ПЗП - кислотные обработки, гипано - кислотные обработки (ГКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ), обработкой пеной, ПАВ, очистка ПЗП пластоиспытателями (ИП), гидроударами, и т.д., которые входят составной частью в МУН (дополнительная добыча при этом рассчитывается за один скользящий год), то эта составляющая также растет из года в год и в 2012 году составила 36,1 т.т. или 4,0% от общей добычи по НГДУ.

Многообразие всех пород, слагающих нефтеносные коллекторы, может быть охарактеризовано тремя наиболее представительными горными породами: известняком, доломитом и песчаниками. Наиболее распространенными сочетаниями указанных пород являются глины, аргиллиты и алевролиты. Метод и эффективность воздействия на горные породы определяются, как правило, их типом и литологической характеристикой.

В этих условиях в НГДУ «Сургутнефтегаз» большое значение приобретает работа с карбонатным фондом скважин, применением кислотных обработок и их различных модификаций с учетом ухудшения условий эксплуатации, роста обводненности продукции, ухудшения структуры фонда.