Геологическое строение, нефтеносность и запасы нефти и газа продуктивных отложений Восточно-Сургутсткого месторождения

Размещено на http://allbest.ru

Геологическое строение, нефтеносность и запасы нефти и газа продуктивных отложений Восточно-Сургутского месторождения

Введение

месторождение нефть газ геологический

Цель курсовой работы по предмету: Нефтегазопромысловая геология, заключается в изучении нефтеносности продуктивных отложений, состояния разработки и запасов нефти Восточно-Сургутского месторождения. А также рассмотрения остальных немаловажных факторов, касающиеся этого месторождения.

1. Общие сведения о месторождении

Восточно-Сургутское месторождение открыто в 1977 г., введено в разработку в 1986 г. Месторождение имеет большие размеры по площади, разрабатывается недропользователями: в северной части (правобережье р. Обь) - ОАО «Сургутнефтегаз», в южной (левобережье) - ООО «РН-Юганскнефтегаз» по лицензии ХМН 02026 НЭ от 17.11.2006 г. (срок действия до 17.04.2039 г.). Объектами лицензирования являются пласты: БС₁₀, Ачим, ЮС₁, ЮС₂.

В административном отношении Восточно-Сургутское месторождение (южная часть) расположено в основном в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Незначительная часть его юго-западной территории относится к Нефтеюганскому району. Вблизи северной границы участка находится г. Сургут, в 50 км западнее -

г. Нефтеюганск. Площадь лицензионного участка - 537,83 м². Обзорная схема района работ представлена на рисунке 1.1.

В связи с тем, что территория Восточно-Сургутского месторождения полностью располагается в водоохранной зоне реки Обь, хозяйственную деятельность в ее пределах следует осуществлять с соблюдением мероприятий, предотвращающих загрязнение, засорение вод и заиление русел, истощение водотоков, требующих больших финансовых затрат и долгосрочных капиталовложений. При разработке месторождения водоохранные мероприятия должны быть больше направлены на предотвращение и сведение к минимуму отрицательных воздействий на окружающую среду, чем на ликвидацию их последствий.

Растительность представлена смешанным лесом и тальником, хвойные деревья чаще встречаются на водоразделах.

Климат резко континентальный: зима долгая и холодная, лето короткое и теплое, осень и весна непродолжительные. По многолетним данным среднегодовая температура в районе изменяется от минус 3.2 ⁰С до минус

2.6 ⁰С. Летом температура воздуха может достигать +30 ⁰С и более, а зимой минус 50 ⁰С. Количество осадков выпадает до 400 мм в год.

Основные промышленные предприятия городов связаны с нефтедобычей и энергетикой - ОАО “Юганскнефтегаз”, ОАО “Сургутнефтегаз”, ГРЭС-1, ГРЭС-2, ремонтом автотранспорта и буровой техники.

Города и поселки с разрабатываемыми месторождениями связаны дорожной сетью с асфальтовым и бетонным покрытием. Построены бетонные дороги от г. Сургута до городов Нижневартовска, Нефтеюганска и Когалыма. Железная дорога связывает г. Сургут с г. Тюменью, Нижневартовском и Уренгоем.

Размещено на http://allbest.ru

2.Геологическая характеристика месторождения

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Восточно-Сургутского месторождения в основном идентичен с соседними месторождениями Сургутского нефтегазоносного района. Наиболее глубокие скважины вскрыли породы доюрского фундамента, представленного эффузивными породами триасовой системы, в верхней их части залегает маломощная кора выветривания (до 16 м).

Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, третичные и четвертичные отложения.

Охарактеризованность разреза керном - неравномерная. Наиболее детально изучены продуктивные отложения горизонтов БС₁₀, ЮС₁, ЮС₂, в меньшей степени - ачимовские отложения, а другие непродуктивные пласты - в единичных скважинах.

Характеристика продуктивных отложений Восточно-Сургутского месторождения.

Юрская система включает все три отдела. Нижний и средний отделы объединены в тюменскую свиту. Средний отдел (верхняя часть тюменской свиты) представлен частым чередованием песчаников, алевролитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, местами с буроватым и зеленоватым оттенками, мелко- и среднезернистые с карбонатным и глинисто-кремнистым цементом.

Продуктивный горизонт ЮС₂ завершает разрез тюменской свиты. Свита представляет собой набор терригенных образований континентального генезиса и сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями бурых углей.

В составе горизонта выделяются три подкомплекса, индексируемых как ЮС₂¹, ЮС₂², ЮС₂³. Каждый из подкомплексов отвечает отдельному циклу осадконакопления и имеет в основании глинистую (в отдельных случаях глинисто-углистую) пачку, которая фиксирует смену режима седиментогенеза. Все три подкомплекса содержат нефтенасыщенные песчаники, но наиболее значительные коллекторы присутствуют в пласте ЮС₂¹. Глинисто-углистые пачки, залегающие в основании подкомплексов, являются флюидоупорами и обеспечивают гидродинамическую разобщённость установленных залежей углеводородов.

Толщина свиты достигает 250 метров.

Верхнеюрские отложения сложены породами абалакской и баженовской свит. Абалакская свита или васюганская+георгиевская свиты, залегает на осадках тюменской свиты. Поскольку Восточно-Сургутское месторождение относится к переходной зоне и при этом пласт ЮС₁ является продуктивным, что характерно именно для васюганской свиты.

Песчаники пласта ЮС₁ приурочены к верхам васюганской свиты (келловей - оксфорд), которая является единым седиментационным комплексом, сформировавшимся в ходе постепенного засыпания мелководного морского бассейна. Мощность свиты на изучаемой территории составляет 50-80 м.

Нижняя часть свиты сложена трансгрессивными морскими глинами. Выше по разрезу глины переходят в песчаники оксфордского возраста, индексируемые как ЮС₁. Регионально в направлении с востока на запад отдельные составляющие пласта ЮС₁ глинизируются, а в кровле свиты появляются новые песчаные прослои, также замещающиеся глинами западнее, что характерно для регрессивных циклов осадконакопления. Полностью замещение проницаемых пород более тонкозернистыми разностями происходит на меридиане г. Сургута.

Васюганская свита условно подразделяется на две подсвиты:

- нижне-васюганскую, глинистую;

- верхне-васюганскую, включающую песчаники ЮС₁.

На территории Восточно-Сургутского месторождения под верхне-васюганской подсвитой понимается трансгрессивно-регрессивный комплекс меньшего, чем сама свита, порядка. В основании подкомплекса залегает глинистая пачка, прослеживаемая в пределах всей изучаемой территории и маркирующая локальную трансгрессию. Эта пачка перекрывается регрессивными сериями, содержащими песчаники, обычно объединяемые в продуктивный горизонт ЮС₁. В связи с тем, что более древние васюганские подкомплексы ЮС₁⁴, ЮС₁³, ЮС₁² здесь или выклинились, или представлены в непроницаемых разностях, то можно полагать, что пакет песчаных пластов ЮС₁ Восточного Сургута является или аналогом подкомплекса ЮС₁¹, выделяемого на таких расположенных к юго-востоку месторождениях, как Киняминское или Угутское, или более молодым образованием.

Следует отметить, что традиционное деление на подсвиты не отражает того, что фрагмент разреза, определяемый как васюганская свита, является, во-первых - единым осадочным комплексом, во-вторых - сложенным несколькими последовательно глинизирующимися и выклинивающимися на запад и северо-запад трангрессивно-регрессивными циклами меньшего порядка. Поэтому вместо термина “верхне-васюганская подсвита” далее используется индекс ЮС₁ применительно ко всему подкомплексу, завершающему разрез васюганской свиты и содержащему продуктивные отложения.

Толщина свиты 80-90 м.

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

Толщина свиты изменяется от одного до 2-5 м.

Баженовская свита является одним из выдержанных литологических и стратиграфических реперов и представлена аргиллитами, сланцами черно-бурыми, битуминозными, известковистыми. Текстура пород, в основном, тонко сланцеватая. Сланцеватость обусловлена тонким послойным распределением присутствующих в свите компонентов, таких как пирит, битумная органика, ихтифауна и др. Отмечают редкие прослои глинисто-карбонатных пород.

Толщина свиты составляет 50-100 м, на некоторых участках она сокращается до 4-6 м. На отдельных площадях района (Салымской, Правдинской и др.) трещиноватые битуминозные сланцы являются нефтеносными (пласт ЮС₀).

Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним. Нижнемеловой отдел - сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты.

Сортымская свита в основании представлена толщей переслаивания глин, песчаников и алевролитов. По простиранию песчаные пласты зачастую испытывают фациальные замещения, переходя в алевролитовые и затем в глинистые породы. В составе свиты по литологическим признакам выделяют пять пачек.

В основании свиты выделяются подачимовская пачка, сложенная аргиллитами темно-серыми, слабо слюдистыми. Выше залегает ачимовская толщина, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники ачимовской толщи серые, тонкозернистые, алевритовые. Алевролиты серые разнозернистые. Глины буровато-серые, участками пиритизированные, обогащенные органическими остатками. Перекрывается ачимовская толща очимкинской пачкой, сложенной темно-серыми аргиллитами с прослоями и линзами песчаных пород. В ее разрезе выделяются пласты БС₁₀-БС₁₄. Пласты сложены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Зачастую по простиранию песчаные породы замещаются глинами. Завершается разрез мегионской свиты чеускинской пачкой, представленной аргиллитами серыми, чередующимися со слоями глинистых алевралитов.

Мощность свиты составляет 440-465 метров.

Выше залегает чеускинская пачка темно-серых аргиллитов толщиной 30-40 метров.

Усть-балыкская свита. В составе свиты выделяют нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита представляет собой толщу переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. В её разрезе выделяют девять песчаных пластов от БС₁ до БС_9. Пласты сложены чередующимися прослоями песчаников серых, алевролитов и аргиллитов. Песчаники средне- и мелкозернистые, кварцево-полево-шпатовые, гидрофильные.

Мощность свиты составляет 190-260 метров.

Сангопайская свита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин; встречаются редкие прослои буровато-серых глинистых сидеритов. В её разрезе выделяется ряд песчаных пластов от АС₄ до АС₁₂.

Толщина свиты 150-190 метров.

Разделом между усть-балыкской и сангопайской свитами является пимская пачка темно-серых, однородных аргиллитоподобных глин.

Алымская свита представлена аргиллитами серыми и зеленовато-серыми с тонкими прослоями серых алевролитов. В средней части свиты породы опесчанены, в верхней - аргиллиты темно-серые, битуминозные. Максимальная толщина свиты 140 м.

Для пород викуловской свиты характерно присутствие обильного растительного детрита. Толщина викуловской свиты на изучаемом месторождении составляет 242-294 м.

Ханты-Мансийская свита представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней - песчано-алевритовые.

Верхний отдел меловой системы представлен кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.

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 30-40 м.

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

Мощность отложений 130-150 м.

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

Мощность отложений 50-60 м.

Палеогеновая система включает палеоценовый (талицкая свита), эоценовый (люлинворская свита, низы тавдинской свиты) и олигоценовый (верхи тавдинской, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты) отделы. Отложения представлены глинами темно-серыми, плотными, монтмориллонитовыми с включениями глауконита.

Талицкая свита представлена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритисными. В верхней части свиты присутствует примести кварцевоглауконитового алеврита. В основании разреза встречаются прослои серых, со слабым зеленоватым оттенком алевритистых глин.

Мощность талицкой свиты 100-120 м.

Люлинворская свита слагается глинами зеленовато-серыми, опоковидными с прослоями алевролита, с включениями глауконита, пирита и сидерита.

Мощность отложений 200-220 м.

Тавдинская свита, сложена глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, с линзами и прослоями алевролита.

Мощность отложений 130 м.

Атлымская свита - континентальные отложения. Нижняя часть свиты представлена песками серыми, кварцевыми, верхняя - глинами серыми, алевритистыми. По всему разрезу встречаются прослои песка и бурых углей.

Мощность атлымской свиты 60 м.

Новомихайловская свита представлена чередованием глин серых, буровато-серых с песками, алевролитами с прослоями бурых углей.

Мощность свиты около 100 м.

Туртасская свита представлена чередованием песков с глинами и алевролитами; с прослоями бурого угля до 0,2 м.

Мощность свиты около 50 м.

Четвертичная система. Отложения залегают на размытой поверхности палеогена. Представлены они, в основном, песками серыми и зеленовато-серыми с прослоями алевритистых глин с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и озерным отложениями.

Толщина четвертичных отложений на территории Восточно-Сургутского месторождения достигает 100 м.

2.2 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты в зоне сочленения Сургутского свода и Юганской впадины - крупных структур I порядка разноименного знака. Оно приурочено к моноклинали, погружающейся с северо-запада на юго-восток в направлении Ярсомовского прогиба. На южном погружении моноклинали выделяется зона, осложненная небольшими локальными куполами (рисунок 2.1). Направление погружения моноклинали выдержано по всему разрезу осадочного чехла с северо-запада на юго-восток. Амплитуда погружения по поверхности тюменской свиты составляет около 450 м, угол наклона оси 30. Моноклиналь сложена несколькими структурными элементами как положительного, так и отрицательного характера. Выявленные структурные поднятия имеют различную амплитуду. Наиболее крупным из них является Широковское поднятие, расположенное в юго-восточной части площади.

Предположительно на границе верхняя юра - нижний мел происходила активизация в тектоническом режиме района. В результате этого амплитуда некоторых участков увеличилась. Данные бурения и керна также позволяют сказать о значительной тектонической активности в данном районе, выразившейся в изменениях осадконакопления и к оползневым явлениям. Мощность отложений баженовской свиты в юго-восточной части площади увеличивается до 120 м.

Рисунок 2.1 - Фрагмент тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты

Для моноклинали, в пределах которой располагается Восточно-Сургутское месторождение, также как и для всех структурных элементов Западно-Сибирской низменности, присущ унаследованный характер, с постепенным уменьшением амплитуды структур снизу вверх по разрезу.

2.3 Нефтегазоносность

Восточно-Сургутское нефтяное месторождение расположено в зоне сочленения Сургутского и Нижневартовского нефтегазоносных районов, которые являются составной частью Среднеобской нефтегазоносной области. Эта область является одним из основных как по запасам, так и по добыче нефти регионом в Западной Сибири.

Геологический разрез Восточно-Сургутского месторождения вскрыт 182 скважинами. По результатам эксплутационного и разведочного бурения промышленная нефтеносность установлена в меловых отложениях ачимовской толщи (А_ч1, А_ч2, А_ч3), в пласте ЮС₁ васюганской свиты и в пласте ЮС₂ тюменской свиты. Основные запасы углеводородов на Восточно-Сургутском месторождении сосредоочены в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС₂).

Подсчет запасов нефти и растворенного газа в данном отчете приводится по залежам пласта ЮС₁.

Горизонт ЮС₁

Горизонт ЮС₁ приурочен к отложениям васюганской свиты (верхнеюрские отложения). Продуктивные песчаники подстилаются нижневасюганскими глинами и перекрываются непроницаемыми разностями георгиевской свиты. Выше по разрезу залегают морские глины баженовской свиты.

В процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и опытно-промышленной эксплуатации значительно уточнились границы ранее выявленных залежей. Ниже описание, характеристика и обоснование ВНК залежей Восточно-Сургутского месторождения. Краткие сведения о залежах приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные сведения о параметрах залежей

Пласт	Залежь	Блок	Абс. отметка залегания пласта в своде, м	Отметка ВНК, м	Размеры залежи, км-км	Высота залежи, м	Интервал изменения продукти-вной толщины, м	Кол-во скв, вскрыв-ших залежь	Залежь по типу
ЮС1	Залежь 1	Западный блок	-2815,6	-2893,0	6,2-7,5	77	0,9-22,7	127	пластовая, литологически-экранированная
		Восточный блок	-2886,7	-2930,0	1,4-9,5	43	7,3-19,9	11	пластовая, литологически-экранированная
	Залежь 2		-2787,0	-2807,0	2,1-3,2	20	4,5-9,5	4	пластовая сводовая
	Залежь 3		-2777,7	-2783,0	0,7-0,6	5	4,2-4,2	1	пластовая сводовая
	Залежь 4		-2800,4	-2820,0	3,0-3,9	20	1,0-12,1	14	пластовая сводовая
	Залежь 5		-2749,0	-2756,0	3,5-4,4	7	6,0-6,0	1	пластовая сводовая
	Залежь 6		-2808,0	-2832,0	4,4-2,6	24	5,1-5,1	1	пластовая, литологически-экранированная
	Залежь 7	Северный блок	-2859,0	-2877,0	4,8-1,4	18	10,9-10,9	1	пластово-сводовая, литологически-экранированная
		Южный блок	-2848,8	-2882,0	6,2-2,5	33	11,3-11,3	1	пластово-сводовая, литологически-экранированная
	Залежь 8		-2761,1	-2786,0	2,8-5,6	25	3,1-3,1	1	пластовая, литологически-экранированная
	Залежь 9		-2888,6	-2895,0	1,3-1,9	6	6,0-6,0	1	пластовая сводовая

Залежь 1 является самой крупной залежью и основным эксплуатационным объектом пласта ЮС₁. Залежь вскрыта 138 скважинами, большая часть скважин пробурена после предыдущего подсчета запасов. Залежь разделена линией разлома на два блока: западный и восточный.

Нефтеносность подтверждается данными ГИС, работой эксплуатационных скважин, опробованием в разведочных. Пласт испытан в пяти разведочных скважинах. При испытании пласта в четырех скважинах получен приток безводной нефти дебитами от 30,0-137,5 м³/сут.

Рисунок 3 - Схема обоснования ВНК залежи 1 пласта ЮС₁

Залежь 2 вскрыта тремя эксплуатационными и одной разведочной скважиной. При испытании скважины 28П получен приток безводной нефти дебитом 20,2 м³/сут. Все скважины находятся в чисто-нефтяной зоне.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 4,5 до 9,5 м.

Залежь пластовая сводовая, размеры 2,1Ч 3,2 м, высота 20 м.

Отметка ВНК принята по подошве нефтяного прослоя скважины 28П на отметке 2807 м. (рисунок 4).



Рисунок 4- Схема обоснования ВНК залежи 2 пласта ЮС₁

Залежь 3 вскрыта одной скважиной 2819. При испытании скважины получен приток воды 14 м³/сут с пленкой нефти. Обводненность продукции достигала 60 - 90 %. Работа скважины характеризуется низкими дебитами. Отметка ВНК для данной залежи принимается по подошве нефтяного прослоя скважины 2819 на отметке 2783 м. (рисунок 5).

Нефтенасыщенная толщина в скважине равна 4,2 м.

Залежь пластовая сводовая, размеры 1,0Ч 12,1 м, высота 5 м.

Рисунок 5 - Схема обоснования ВНК залежи 3 пласта ЮС₁

Залежь 4 вскрыта 14 скважинами. Все скважины вскрыли водонефтяную зону. По результатам испытания пласта получен незначительный приток нефти дебитом 0,6 м³/сут. По результатам интерпретации ГИС нефтеносна только верхняя часть пласта. При испытании скважины 1268П получен безводный приток нефти дебитом 5,14 м³/сут. По данным ГИС пласт полностью нефтенасыщен.

В залежи по данным ГИС и опробованию ВНК принят на отметке 2820 м (рисунок 6).

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 12,1 м.

Залежь пластовая сводовая, размеры 3,0Ч3,9 м, высота 20 м.

Рисунок 6 - Схема обоснования ВНК залежи 4 пласта ЮС₁

Залежь 5 вскрыта одной скважиной 56Р, находящейся за пределами лицензионного участка. При опробовании пласта получена нефть 17,9 м³/сут и вода 4,8 м³/сут. Скважина 81Р, пробуренная южнее, вскрыла пласт в интервале водонасыщенных песчаников. Скважина не опробована.

ВНК для залежи принят на отметке 2756 м. (рисунок 7)

Залежь пластово-сводовая. Высота залежи 7,0 м, размеры 3,5Ч4,4 м.

Рисунок 7 - Схема обоснования ВНК залежи 5 пласта ЮС₁

Залежь 6 вскрыта одной разведочной скважиной 90Р. При испытании скважины в интервале получен приток нефти дебитом 4,3 м³/сут.

Нефтенасыщенная толщина в скважине достигает 5,1 м.

ВНК принят на а.о. 2832 м, по подошве нефтенасыщенного коллектора. (рисунок 8).

Залежь пластовая, литологически экранированная. Размеры 4,4Ч2,6 м, высота залежи 7м.

Рисунок 8 - Схема обоснования ВНК залежи 6 пласта ЮС₁

Залежь7 вскрыта двумя разведочными скважинами 96Р и 1273Р. При испытании скважины 96Р получен безводный приток нефти дебитом 4,5 м³/сут, из скважины 1273Р получен приток нефти дебитом 4,3 м³/сут.

Залежь разделена линией разлома на два блока: северный (скважина 96Р) и южный (скважина 1273Р).

ВНК принят по подошве нефтенасыщенного коллектора по скважинам (рисунок 9). По северному блоку ВНК принят на отметке 2877 м, по южному 2882 м.

Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи по северному блоку 4,8Ч1,4 м, высота 18 м. По южному блоку размеры залежи составляют 6,2Ч2,5 м, высота 33 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют: в скважине 96Р 10,9 м, в скважине 1273Р 11,3 м.



Рисунок 9- Схема обоснования ВНК залежи 7 пласта ЮС₁

Залежь 8 вскрыта одной разведочной скважиной 1269. Скважина находится в зоне ВНЗ. При испытании скважины в нефтенасыщенной части пласта получен приток нефти дебитом 13,6 м³/сут.

ВНК принят на а.о. 2787 м (рисунок 10).

Нефтенасыщенная толщина по скважине равна 3,1 м.

Залежь пластовая, литологически-экранированная. Размеры 2,8Ч5,6 м, высота 25м.

Рисунок 10- Схема обоснования ВНК залежи 8 пласта ЮС₁

Залежь 9 вскрыта одной разведочной скважиной 1270Р. Скважина находится в зоне ВНЗ. При испытании скважины в нефтенасыщенной части пласта получен приток нефти дебитом 11,0 м³/сут.

Нефтенасыщенная толщина в скважине достигает 6,0 м.

ВНК принят на а.о. 2895 м по подошве нефтяного прослоя (рисунок 11)

Залежь пластово-сводовая, размеры 1,3Ч1,9 м, высота 6,0 м.



Рисунок 11 - Схема обоснования ВНК залежи 9 пласта ЮС₁

2.4 Свойства и состав нефти и газа

Свойства и составы пластовых нефтей Восточно-Сургутского месторождения исследовались на глубинных пробах пластовых флюидов методами стандартной (одноступенчатой сепарации, от пластовых к стандартным условиям T=20 С, p=1 атм) и ступенчатой сепарации, смотреть таблица 1. Количество ступеней сепарации, давление и температура на каждой ступени сепарации выбраны согласно схеме обустройства Восточно-Сургутского месторождения. Дифференциальное разгазирование глубинных проб выполнялось по трём ступеням сепарации, условно моделирующим типовые параметры промысловой подготовки продукции скважин Восточно-Сургутского месторождения.

Таблица 1 - Типовые термобарические параметры ступеней промысловой подготовки продукции скважин Восточно-Сургутского месторождения

	Ступени сепарации
Термобарические параметры	I	II	III
Давление, Мпа	0.540	0.250	0.103
Температура, С	20	35	35

Сводные данные по физико-химическим свойствам нефти и газа Восточно-Сургутского месторождения представлены в таблице 2.

Пластовые флюиды Восточно-Сургутского месторождения находятся в условиях повышенных давлений (22.6 МПа - для пласта БС₁₀, 28.2 МПа - для Ач, 29.2 МПа - для пласта ЮС₁, 30.1 МПа - для ЮС₂) и температур (69.6 ^оС - для пласта БС₁₀, 94.3 ^оС - для Ач, 89.9 ^оС - для пласта ЮС₁, 88.5 ^оС - для ЮС₂). Пластовые давление и температура для ЮС₁, ЮС₂ оказались примерно равными. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давления насыщения их значительно ниже пластового (давления насыщения: 10 МПа - БС₁₀, 8.7 МПа - Ач, 10.4 МПа - ЮС₁, 11.1 МПа - ЮС₂).

На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений (до 59 - 97 м³/т) при относительно низкой плотности дегазированной нефти. В приконтурных зонах газосодержание снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.

Как для нефтей, так и для газов наблюдается преобладание н-бутана и н-пентана над изомерами, что характерно для чисто нефтяных залежей со слабой степенью биодеградации, либо не затронутых данным процессом.

Отношение содержания этана к пропану меньше 1 для всех пластов, что характеризует их как нефтяные залежи.

Объект ЮС₁

Нефть пласта ЮС₁ охарактеризована 34 глубинными пробами, отобранными с 13 скважин и 20 поверхностными пробами, которые были отобраны из 11 скважин. Из всех глубинных проб, пятнадцать, отобранные со скважин 72Р, 154, 180, 208, 582, 658 и 1104, являются не представительными.

По данным проведенных исследований при однократном разгазировании плотность сепарированной нефти составляет 847,0 кг/м³, газосодержание - 83,9 м³/т, объемный коэффициент - 1,23.

Рекомендуемое для разработки (ступенчатое разгазирование) значение плотности сепарированной нефти составляет 844 кг/м³, газосодержания - 69,4 м³/т, объемного коэффициента -1,171.

Плотность пластовой нефти составляет 769 кг/м³, динамическая вязкость 0,91 мПа·с.

По результатам определения компонентно-фракционного состава характерно преобладание нормальных бутанов и пентанов над разветвленными изомерами.

Поверхностная нефть классифицируется как средняя (плотность 861,9 кг/м³), средней вязкости (динамическая вязкость при 20°С 8,3 МПа·с).

Нефтяной газ, выделяющийся при ступенчатой сепарации, жирный, его плотность составляет 1,028 кг/м³. Содержание этана составляет 143,3 г/м³, пропана - 317,9 г/м³, бутанов -174,6 г/м³.

По товарной характеристике нефть сернистая (содержание серы 1,56 %), малосмолистая (содержание смол силикагелевых 8,94%), парафинистая (содержание парафинов 2,14%).

По своим физико-химическим свойствам нефть классифицируется: лёгкая (845.1 кг/м³), маловязкая (1.06 мПа·с), малосмолистая (8.73 масс. доля, %), сернистая (1.34 масс. доля, %).

Физико-химические свойства пластовых вод, и состав примесей пластовых вод.

Сводные данные по физико-химическим свойствам воды и ионному составу примесей в водах Восточно-Сургутского месторождения представлены в таблице 2.

В пластовых условиях воды насыщены газом метанового типа. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 3.1 м³/м³, а на периферии количество растворенного газа резко снижается, не превышая 0.4 м³/м³. Содержание тяжелых углеводородов в составе газов, растворенных в воде, составляет около 4 %, вблизи контуров нефтяных залежей оно повышается до 12 %. Суммарная концентрация неуглеводородных компонентов (углекислый газ, азот) 6 %, на локальных участках она несколько увеличивается (8-10 %). Сероводород в составе водорастворимых газов не обнаружен.

В водах в качестве микрокомпонентов присутствуют бор, фтор, бром, йод. По содержанию полезных компонентов пластовые воды не представляют промышленного интереса в качестве источника минерального сырья, лишь концентрация йода достигает промышленного уровня. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, хлора, магния, кальция и гидрокарбоната.

Согласно классификации природных вод по Сулину В.А., пластовая вода, на всех 4-х объектах, по имеющимся данным 6-ти компонентного анализа воды, в большей степени относится к гидрокарбонатно-натриевому, и в меньшей степени к сульфатно-натриевому типу. Гидрокарбонатно-натриевый тип воды, по Сулину В.А., определяется следующим набором условий:

;.

Таблица 2- Свойства и состав пластовых вод Восточно-Сургутского месторождения

Наименование параметров	Диапазон значений	Среднее значение
ЮС1
Газосодержание, м3/м3	-	3.0*
Плотность воды в стандартных условиях кг/м3	1009-1020	1013
Плотность воды в условиях пласта кг/м3	-	986*
Вязкость в условиях пласта, мПа•с	-	0.34*
Коэфф. сжимаемости, 1/МПа•10-4	-	4.9*
Объемный коэффициент, доли ед.	-	1.029*
Химический состав вод, (мг-экв/л) Na+ + K+	233.2-436.4	275.8
Ca+2	2.9-68.8	13.2
Mg+2	1.6-10.4	3.3
Cl-	193.2-410.0	256.7
HCO3-	5.0-57.6	33.2
CO3-2	0-1.6	0.7
SO4-2	-	0.0
Общая минерализация, г/л	15.2-27.4	17.8
Водородный показатель, pH	6.7-7.9	7.5
Жесткость общая, мг-экв/л	4.9-79.2	16.5
Химический тип воды (по Сулину В.А.)	ГКН-СН
Количество исследованных проб (скважин)	69 (29)

2.5 Гидродинамика

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 (апт-альб-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)Ч10^-3 мкм². На месторождении этот водоносный комплекс полностью не вскрыт.

По химическому составу воды юрских отложений гидрокарбонатно-натриевого типа (по классификации В.А.Сулина) с минерализацией до 27,4 г/л (скважина 71р). Основными солеобразующими элементами в водах юрского комплекса являются: ионы хлора (6,5 - 11,9 г/л), НСО₃^-(1,6 - 4,7 г/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 мегионской, вартовской и нижней части алымской свит. Представлен чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Мощность отложений до 670 м.

Коллекторские свойства пород более высокие: пористость до 20 %, проницаемость (20 - 30)^.10^-3 мкм².

По результатам испытания подземные воды четвертого водоносного комплекса - напорные.

По химическому составу воды гидрокарбонатно-натриевого, хлоридно-кальциевого, реже - хлоридно-магниевого типа. 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 - 27,0 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 - 130 м).

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^-3 мкм².

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 94,0 - 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 Р 51 232-98 “Вода питьевая” и используются для питьевых и технических целей.

4. Состояние разработки месторождения

Месторождение открыто в 1977 г., введено в разработку в 1986 г. в пределах Восточно-Сургутского Л.У. (южная часть). Месторождение является многопластовым, Промышленная нефтеносность установлена в отложениях нижнего мела (мегионская свита) и отложениях юрской системы (тюменская и васюганская свиты). В разрезе выделено одиннадцать продуктивных пластов - БС₁, БС₁₀^1-1, БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₀^3-1, БС₁₀^3-2, БС₂₀, ЮС₁, ЮС₂¹, ЮС₂² и ЮС₃. По состоянию на 01.01.2014 г. на месторождении в разработке находятся объекты Ачим, ЮС₁ и ЮС₂. Ввод объекта БС₁₀⁰ (категория запасов С₂) предусматривался в 2015 г.

· максимальные проектные уровни (в целом по месторождению):

добычи нефти- 1076,5 тыс. т (2024 г.),

добычи жидкости- 9914,9 тыс. т (2035 г.),

закачки воды - 10386,9 тыс. м³ (2036 г.),

добычи растворенного газа - 72,1 млн. м³ (2021 г.),

добычи апт-альб-сеноман.воды - 28,46 тыс. м³ (2026 г.),

использование растворенного газа - 95,0 % (с 2013 г.);

· максимальные проектные уровни по Восточно-Сургутскому Л.У. (южная часть):

добычи нефти- 1063,1 тыс. т (2024 г.),

добычи жидкости- 9815,0 тыс. т (2035 г.),

закачки воды - 10334,8 тыс. м³ (2035 г.),

добычи растворенного газа - 70,7 млн. м³ (2021 г.),

использование растворенного газа - 95,0 % (с 2013 г.);

- объект ЮС₁ - пятиточечная, с расстоянием между скважинами 500 м;

· общий фонд скважин - 1193, в том числе: добывающих - 878 (из них 24 ГС), нагнетательных - 303, водозаборных - 12;

· фонд скважин для бурения - 978, в том числе: добывающих - 710 (из них 24 ГС), нагнетательных - 268;

· бурение 21 бокового ствола (из них трех горизонтальных);

· достижение КИН по месторождению по категориям А+В+С₁ - 0,327, в том числе по объектам:

Объекты	КИН	Квыт.	Кохв.
Ачим	0,291	0,441	0,660
ЮС1	0,388	0,461	0,842
ЮС2	0,296	0,436	0,679

Анализ технологических показателей разработки Восточно-Сургутского месторождения

Восточно-Сургутское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1986 году.

На 01.01.2014 г. на месторождении пробурено 217 скважин, из них 168 добывающих, 35 нагнетательных, 14 водозаборных скважин.

В добывающем фонде числится 162 скважины (79 - действующих скважин, 14 - в бездействии, 29 - в консервации, по одной наблюдательной и пьезометрической, 29 - в ликвидации и девять скважин находятся в ожидании ликвидации). В нагнетательном фонде 41 скважина (36 - под закачкой, две - в бездействии и три - в консервации) (таблица 5.) Отбор нефти производился по 159 скважинам, в том числе по 37 нагнетательным скважинам. Закачка воды проводилась по 51 скважинам. Суммарная добыча нефти на одну скважину (с учетом отработки нагнетательных скважин) составила в среднем 57,1 тыс.т. На месторождении преобладает механизированный способ добычи. В бездействующем добывающем фонде находятся 14 скважин. Основной причиной бездействия скважин Восточно-Сургутского месторождения являются остановки из-за аварий (50 % от общего числа бездействующих).

Период стабильной добычи продолжался с 1989 г. по 2004 г. Затем месторождение перешло во вторую стадию разработки. С 2005 г. начинается постепенное увеличение отборов нефти. Максимальный уровень добычи нефти (1596,2 тыс. т) приходится на 2009 год. На 01.01.2014 г. объекты месторождения находятся на разных стадиях разработки: Ачим на второй стадии, ЮС₁ - на третьей, ЮС₂ - на третьей в пределах опытно-промышленного участка.

Таблица 3 Характеристика фонда скважин Восточно-Сургутского месторождения по состоянию на 01.01.2014 г.

Характеристика фонда скважин	К о л и ч е с т в о с к в а ж и н
	БС10	Ачим	ЮС1	ЮС2	A-SM	в целом по мест-ию
Фонд добываю-щих скважин	Пробурено	4	54	79(6)	37(6)	-	168
	Возвращено с других горизонтов	-		15	5	-	-
	В отработке на нефть	-	21	10	-	-	31
	Всего, в том числе:	4	75	104(5)	42(5)	-	178
	Действующие	-	51	24(1)	5(1)	-	79
	из них фонтанные	-	3		1	-	4
	ЭЦН	-	48	24(1)	4(1)	-	75
	ШГН	-				-	-
	Бездействующие	-	3	9(1)	3(1)	-	14
	В освоении после бурения	-				-
	В консервации	-	3	14(3)	15(3)	-	29
	Наблюдательные	-	-	1	-	-	1
	Пьезометрические	-	-	1	-	-	1
	Переведены под закачку	-	8	7	1	-	16
	Переведены на другие горизонты	-	10	35	5	-
	В ожидании ликвидации	1		1	7	-	9
	Ликвидированные	3		19	7	-	29
Фонд нагнета-тельных скважин	Пробурено	-	16(6)	21(6)	4	-	35
	Возвращено с других горизонтов	-	20	-	-	-	-
	Переведены из добывающих	-	10	1	1	-	12
	Всего, в том числе:	-	46(6)	22(7)	5(1)	-	72
	Под закачкой	-	24(6)	14(6)	4	-	36
	Бездействующие	-	1	1	-	-	2
	В освоении после бурения	-	-	-	-	-	-
	В консервации	-	-	3(1)	(1)	-	3
	В отработке на нефть	-	21	10	-	-	31
	Переведены на другие горизонты	-	-	-	-	-	-
	В ожидании ликвидации	-	-	-	-	-	-
	Ликвидированные	-	-	-	-	-	-
	Пьезометрические	-	-	-	-	-	-
Фонд водоза-борных скважин	Пробурено	-	-	-	-	14	14
	Действующие	-	-	-	-	7	7
	Бездействующие	-	-	-	-	3	3
	В консервации	-	-	-	-	1	1
	Ликвидированные	-	-	-	-	3	3

Рисунок 12 - Динамика основных технологических показателей разработки Восточно-Сургутского месторождения

По состоянию на 01.01.2014 г. на месторождении отобрано 11601,3 тыс.т нефти. Накопленная добыча жидкости составила 27713,6 тыс.т; накопленный водонефтяной фактор - 2,4 д.ед. Закачано 32024,4 тыс.м³ воды, что компенсирует на 100,2% отбор жидкости в пластовых условиях. Годовая добыча жидкости - 3155,6 тыс.т., добыча нефти - 636,3 тыс.т, годовая закачка воды составила 4463,8 тыс.м³. Текущая компенсация отбора закачкой - 133%.

Сравнение фактических и проектных показателей разработки месторождения за период 2011-2013 гг. выявило:

- фактические уровни добычи нефти ниже проектных уровней за счет меньшего количества скважин, чем было запланировано по проекту и меньшего среднесуточного дебита нефти;

- фактический действующий фонд добывающих скважин меньше проектного вследствие отсутствия запланированного бурения и выбытия скважин по выработке и техническому состоянию при меньших темпах ввода скважин из простаивающего фонда.

Таблица 4 - Основные технологические показатели разработки по состоянию на 01.01.2014 г

Показатели	Пласты	Месторождение
	Ач	ЮС1	ЮС2
Годовая добыча нефти, тыс.т	434,1	178,1	24,1	636,3
Годовая добыча жидкости, тыс.т	1046,4	2058,1	51,1	3155,6
Накопленная добыча нефти, тыс.т	3963,2	7198,9	439,2	11601,3
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	6784,9	19980,2	948,4	27713,6
Годовая закачка, тыс.м3	2352,2	2035,6	76,0	4463,8
Накопленная закачка воды, тыс.м3	10969,2	19876,6	1178,5	32024,4
Средний дебит нефти, т/сут	24,8	20,4	12,2	22,9
Средний дебит жидкости, т/сут	59,9	236,0	25,9	113,5
Приемистость, м3/сут	293,1	382,9	53,2	359,2
Текущий ВНФ	1,4	10,6	1,1	4,0
Накопленный ВНФ	0,7	1,8	1,2	1,4
Обводненность, %	58,5	91,3	52,8	79,8
Текущая компенсация, %	201,2	96,1	128,0	133,4
Накопленная компенсация, %	138,7	86,5	107,8	100,2
Действующий фонд добыв. скв., шт.	51	24	5	79,0
Действующий фонд нагнет. скв., шт.	24	14	4	36,0

По состоянию на 01.01.2014 г. энергетическое состояние пластов в целом удовлетворительное. Начиная с середины 2009 г. возобновлено формирование запроектированной системы разработки, продолжает планомерно формироваться система ППД. По разрабатываемым залежам имеются отдельные зоны пониженного пластового давления с недостаточными объемами закачки, связанными с процессом формирования системы поддержания пластового давления на отдельных залежах и пластах.

По состоянию на 01.01.2014 г. разбурено 13,1% площади нефтеносности месторождения. Разрабатываемые пласты Ачим, ЮС₁, ЮС₂ характеризуются различной степенью выработанности, при этом обводнение пластов идет с некоторым опережением отбора извлекаемых запасов. Выработка запасов нефти осуществляется с применением методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов. Интенсификация добычи нефти на Восточно-Сургутском месторождении осуществляется путем воздействия на призабойную зону нагнетательных и добывающих скважин. Как методы интенсификации применяются гидравлический разрыв пласта (ГРП), обработки кислотными составами (СКО, ГКО), углеводородными растворителями, дострел пластов, вибровоздействие, акустическое, химико-депрессионное воздействие и другие методы.

3.Сведения о подсчете запасов

Запасы нефти, растворенного газа и других сопутствующих компонентов на Восточно-Сургутском месторождении подсчитаны по 8 подсчетным объектам неокомских отложений: пласты БС₁₀⁰, Ач₁, Ач₂, Ач₃, ЮС₁, ЮС₂¹, ЮС₂², ЮС₂³.

В соответствии с рекомендацией ГКЗ работ...