Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ1 Самотлорского месторождения

СОДЕРЖАНИЕ ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВВЕДЕНИЕ.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Географическое расположение.

1.2 История освоения месторождения.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов.

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов.

2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ.

2.1 Анализ показателей разработки объекта АВ11−2 Самотлорского месторождения.

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин.

2.3 Анализ выполнения проектных решений.

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА.

3.1 Анализ эффективности применяемых методов.

3.2 Обоснование необходимости применения на месторождении методов воздействия на ПЗП.

3.3 Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.

4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ.

4.1 Характеристика мероприятия.

4.2 Методика расчета экономической эффективности предприятия.

4.3 Исходные данные.

4.4 Расчет НПДН и ЧТС от проведения ГРП.

4.5 Анализ чувствительности ГРП к риску.

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.

5.1 Обеспечение безопасности работающих.

5.2 Экологичность проекта.

5.3 Чрезвычайные ситуации ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ВВЕДЕНИЕ С учетом многообразия геолого-геофизических и технологических условий разработки месторождения призабойная зона пласта (ПЗП) в течении всего периода работы скважины подвергается различным физико-химическим, биологическим и другим изменениям, влияющим на гидропроводность призабойной зоны пласта.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в процессе бурения, ремонта и эксплуатации скважин по следующим причинам:

несовершенная технология бурения, цементирования, вторичного вскрытия продуктивных пластов, когда под действием значительной репрессии в пласт попадает низкокачественный буровой раствор и его фильтрат, а также цемент;

глушение скважин некачественными растворами, технологическими жидкостями с содержанием мехпримесей;

осаждение в зоне дренирования солей, ТВЧ, мехпримесей и др.

Это приводит к самоотключению части нефтенасыщенных пропластков и консервации активных геологических запасов, что негативно сказывается на продуктивности скважин и конечной нефтеотдаче. В этом случае применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта Целью дипломного проекта является анализ методов воздействия на призабойную зону пласта и выбор наиболее эффективного и экономически выгодного из них.

Основные задачи:

Рассмотреть все применяемые на месторождении методы;

Оценить их эффективность по следующим показателям: прирост дебита нефти, дополнительная добыча нефти за счет данного метода, продолжительность эффекта;

Выбрать наиболее эффективный и выгодный.

Выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗП, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Географическое положение Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15ч60 км севернее и северо-восточнее г. Нижневартовска (рис. 1.1).

Рисунок 1.1 — Обзорная карта района работ Территория месторождения представляет собой озерно-аллювиальную равнину, сложенную с поверхности преимущественно среднесуглинистыми покровными отложениями, представленными озерно-слоистыми глинами, легкосуглинистыми алевролитами и песчаными толщами. В долинах рек отмечается наличие обширных песчаных плесов. Категория грунта — вторая. Рельеф местности слабо пересеченный и представляет собой слаборасчленную моренную равнину с пологими положительными и отрицательными формами рельефа, в значительной степени разрушенными денудационными процессами. Абсолютные отметки составляют в среднем +81ч93 с понижениями в области речных долин до +45ч70 м.

Гидрографическая сеть района принадлежит бассейну реки Обь. Площадь месторождения расположена на водоразделе ее правых притоков — рек Вах и Ватинского Егана с их более мелкими притоками (Куйеган, Котуреган, Катгунъеган, Эгтльгунъеган, Ершовая, Оленья и др.), есть также несколько безымянных ручьев. Реки являются типично-таежными с малым уклоном продольного профиля. Медленное течение и слабый сток обусловили сильную заболоченность пойменных участков. По характеру водного режима речная сеть относится к рекам весеннего половодья с паводками в талый период года. Водный режим зимней межени взаимозависим с режимом грунтовых вод и ледовым режимом. Ледостав на реках устойчив. На площади месторождения имеются многочисленные озера. Наиболее крупными озерами являются: Самотлор, Кымыл-Эмитор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и др. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Для водоснабжения населения и промышленности используются как поверхностные, так и подземные воды.

Воды поверхностных источников водоснабжения относятся к гидрокарбонатному классу, маломинерализованы, с повышенным содержанием железа. Жесткость воды незначительна, не более 3 — 4 мг-экв/л. При использовании поверхностных источников в питьевых целях предусматривается очистка воды.

Подземные источники водоснабжения включают воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста. Питание четвертичных вод осуществляется за счет поверхностных вод рек, озер и болот и атмосферных осадков. Из-за значительной изменчивости в санитарном отношении и угрозы загрязнения они используются главным образом для технического снабжения объектов с небольшим потреблением.

В отложениях олигоценового возраста выделяются два водоносных горизонта: атлымский и новомихайловский. Воды этих горизонтов широко используются для хозяйственно-питьевого водоснабжения на всей территории Тюменской области.

Территория Нижневартовского района расположена в центральной части Западно-Сибирской равнины. По геоботаническому районированию она относится к таежной зоне, подзоне средней тайги, Тобольской физико-географической провинции, Юганской подпровинции. Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер. На заболоченных участках лес в значительной мере угнетен. В целом лесные массивы имеют ограниченное распространение. На безлесных пространствах естественного происхождения преобладают сфагновые мхи, осока, пушица. Болота по типу относятся к открытым, верхового типа. Животный мир представлен млекопитающими, птицами и земноводными. Из охотничье-промысловых видов имеются белка и заяц-беляк. К настоящему времени нет достоверных сведений об обитании на территории месторождения представителей животного мира, занесенных в Красную книгу.

Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой с сильными ветрами, метелями и устойчивым снежным покровом. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже -15°С) в среднем составляет 120 дней в году. Среднемесячная температура наиболее холодного месяца (февраль) составляет -22°С при абсолютном минимуме в зимний период -57°С. Среднемесячная температура наиболее теплого месяца (июль) составляет +22.7°С при абсолютном максимуме в летний период +35°С. Господствующее направление ветров — западное, юго-западное зимой и северное, северо-западное — летом. Среднегодовая скорость ветра — 3.6 м/с. За год в среднем отмечается 15ч18 дней штилевой погоды (скорость ветра менее 0.5 м/с). Общее количество осадков в год достигает 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега в период с июня по ноябрь.

Район Самотлорского месторождения входит в состав южной геокриологической зоны, для которой характерно островное развитие реликтовой мерзлоты. Мерзлыми породами в районе являются песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит. Глубина их залегания на водоразделах 120−130 м, толщина 20−70 м. В районе Самотлорского месторождения многолетнемерзлые породы были вскрыты в интервале от 60 до 150 м. На северо-востоке Нижневартовского района кровля мерзлых пород спускается до 335 м. Под поймами крупных рек, а иногда под первой надпойменной террасой мерзлые породы полностью отсутствуют.

На поверхности мерзлые породы практически не встречаются, однако здесь часто формируются перелетки, на отдельных интенсивно выполаживаемых заторфованных участках. Вышележащие по разрезу прослои, и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняли инфильтрацию теплых поверхностных вод на глубину, что и препятствовало полному протаиванию древнего слоя мерзлоты.

Температура в разрезе слоя древней мерзлоты остановилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза -0.1- +0.2°С.

Коренное население состоит в основном из ханты, манси и русских. Основное их занятие промысловая охота, рыбная ловля, звероводство и животноводство. После открытия и ввода в разработку ряда крупных месторождений нефти данный район получил значительное экономическое развитие, сопровождающееся существенным увеличением его населения.

Преобладающее место в экономике района занимает нефтедобывающая отрасль. Кроме нефтедобывающей развиваются энергетическая, строительная, лесная, лесоперерабатывающая отрасли.

Инфраструктура региона довольно развита. Рассматриваемая территория находится в сфере влияния материально-технических, энергетических и ремонтных баз, созданных в 1960 — 1990;х гг. для освоения многочисленных месторождений нефти и газа Нижневартовского района. Сообщение осуществляется разными видами транспорта: железной дорогой, с помощью авиации, в период навигации — водным путем по рекам Обь и Вах, а так же автотранспортом. Транспорт нефти за пределы района осуществляется по магистральным нефтепроводам Нижневартовск-Омск и Нижневартовск-Сургут. Площадь месторождения пересекают трассы ЛЭП-500 кВ и ЛЭП-220 кВ и ряд трасс местного значения.

В районе работ имеются огромные запасы торфа, а также гравия, песка, глин и других видов строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

Наиболее крупным населенным пунктом на рассматриваемой территории является город Нижневартовск, с населением более 220 тысяч человек. В городе имеется аэропорт, порт речного пароходства (период навигации с мая по октябрь) и станция железной дороги, связывающая г. Нижневартовск с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. В районе развита сеть дорог с твердым покрытием, связывающая г. Нижневартовск с основными городами района. В районе месторождения имеется несколько мелких населенных пунктов, связанных с добычей и подготовкой нефти. Доставка необходимых грузов на месторождение из г. Нижневартовска осуществляется преимущественно автотранспортом по нескольким бетонным дорогам, соединяющим город с месторождением.

В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые месторождения Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лорьеганское (с востока), Ермаковское (с юга).

1.2 История освоения месторождения Самотлорское месторождение открыто в 1965 г. первой поисковой скважиной № 1, пробуренной Мегионской экспедицией Главтюменьгеологии в своде Самотлорского локального поднятия в южной части Тарховского вала. Опробованием в этой скважине была доказана промышленная продуктивность горизонтов БВ10, БВ8 и АВ4−5. В 1966 г поисковой скважиной № 9 была доказана промышленная продуктивность горизонта АВ1, а скважиной № 2 — горизонта АВ2.

Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа:

— первый — поисковый (1965;1966 гг.), по результатам которого открыты залежи нефти в горизонтах групп АВ и БВ;

— второй — промышленной разведки (1967;1973 гг.), завершившийся разведкой залежей в основных продуктивных горизонтах по промышленным категориям и передачей месторождения нефтедобывающей организации (Главтюменнефтегаз);

— третий этап — доразведки месторождения в процессе эксплуатации (с 1974 г.), продолжающийся до настоящего времени.

Разведка и освоение Самотлорского месторождения осуществлялась по методу опережающего ввода в разработку наиболее продуктивных нефтяных участков разведуемых площадей. Благодаря такому подходу по месторождению за короткий период увеличился объем геолого-промысловой информации за счет бурения эксплуатационных скважин, сокращалось время разведки, обоснования и утверждения запасов.

На этапе доразведке месторождения решались следующие основные задачи:

1. Уточнялись контура нефтеносности и связность залежей в пределах Самотлорского месторождения с соседними месторождениями.

2. Проводилась проверка положительных на предмет нефтеносности заключений ГИС с целью открытия новых залежей.

3. Доразведка открытых ранее новых залежей.

4. Перевод запасов в более высокие категории.

В результате геологоразведочных работ в период 1973;1986 гг. были открыты залежи в юрских отложениях в сводовых частях Самотлорской, Белозерской структурах, Мартовском, Рубиновом, Сечинском, Новогоднем поднятиях. На Самотлорской и Мартовской структурах, Новогоднем поднятии выявлены залежи нефти в ачимовских пластах. В пластах БВ01 и АВ8 выявлены небольшие залежи в пределах сводовой части Самотлорского и Мартовского поднятий. Бурением разведочных и оценочных скважин в западной, восточной и северной частях месторождения уточнены границы ранее выявленных залежей в пластах АВ1−5, БВ8, БВ10. Южная и юго-восточные части месторождения, в основном, изучались путем бурения эксплуатационных скважин.

В период после 1986 г. основные усилия были направлены на оконтуривание залежей верхних продуктивных горизонтов (АВ) в периферийных частях месторождения. Значительные объемы работ были сконцентрированы на решения задач доразведки глубоко залегающих объектов (БВ, Ач, ЮВ) путем бурения поисково-разведочных и углубления эксплуатационных скважин. В этих скважинах отбирался керн, проводилось опробование пластов на разных режимах, исследовались пробы нефти и воды. Анализ этих данных позволил уточнить строение выявленных залежей в отложениях пластов АВ1−5, БВ8−10 и выявить новые залежи в отложениях пластов АВ6−8, БВ0−3 ачимовских пластах, ЮВ1.

Несмотря на огромный объем бурения и хорошие результаты разведочных работ, степень изученности месторождения по всей площади и по разрезу неодинакова. В центральной части месторождения, где сосредоточено эксплуатационное бурение, охарактеризованность пластов весьма высока. В периферийных частях до настоящего времени не решены проблемы контуров залежей и геологического строения. В результате бурения большого объема эксплуатационных скважин стало очевидным, что месторождение имеет сложное тектоническое строение, обусловленное наличием относительно небольших локальных структур и связанных с ними залежей. Установлено наличие литологических и структурно-литологических ловушек углеводородов.

По естественным технологическим причинам освещенность геолого-геофизическими материалами снижается вниз по разрезу и связана с вводом залежей в эксплуатацию. Соответственно, наиболее полно изучены залежи пластов АВ1−3 — АВ4−5, БВ8, БВ10.

Первый проектный документ по Самотлорскому месторождению — Технологическая схема разработки первоочередного участка, был составлен и утвержден ЦКР в 1968 г. (Протокол № 184 от 10.06.1968 г.).

За более чем 35-летний период эксплуатации число открытых залежей на месторождении возросло в десятки раз, постоянно пополнялся объем информации о геологических особенностях и коллекторских свойствах пластов, что требовало неоднократного внесения изменений в принятые проектные решения. Только ЦКР рассматривала состояние разработки месторождения, проектные документы, изменения и дополнения к ним более 40 раз.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Геологический разрез месторождения (рис. 1.2) представлен доюрскими (палеозойскими) образованиями фундамента и мощной (более 3000 м) толщей мезо-кайнозойского осадочного чехла, на всю глубину на рассматриваемой площади вскрытого в разведочных скважинах №№ 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно метаморфизованными глинистыми, глинисто-слюдистыми и кремнисто-глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены.

Рисунок 1.2 — Геологический профиль Самотлорского месторождения Разрез осадочного чехла в целом является типичным для Широтного Приобья и включает отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов. В основу стратиграфического расчленения осадочного чехла положено выделение ряда свит, имеющих местное название, т.к. границы таких свит, выделяемых по комплексу литологических и палеонтологических признаков, не всегда совпадают с хронологическими границами обычных подразделений стратиграфической шкалы (отделов, ярусов). Номенклатура стратиграфических подразделений в отчете принята по «Региональным стратиграфическим схемам мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утвержденных МСК СССР 30.01.1991 г.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого прядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия (к.п.), которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др., а также большое количество малоамплитудных локальных структур IV порядка. Помимо Тарховского поднятия, в пределах Самотлорского лицензионного участка частично расположены другие структуры второго порядкаЧерногорская моноклиналь, Мыхпайская седловина, Южно-Аганская ложбина, Соснинский прогиб.

Наиболее контрастно современный структурный план присущ поверхности фундамента, по которому в центральной части исследуемого участка по изогипсе -2700 м выделяется три группы локальных поднятий (г.п.) общей северо-западной ориентировки — Cамотлорская, Белозерная и Мыхпайская. В совокупности эти группа образуют Тарховское куполовидное поднятие, именуемое также (в соответствии с тектонической картой центральной части Западно-Сибирской плиты под редакцией В.И. Шпильмана) Cамотлорской вершиной. По изогипсе -2800 м ширина Тарховского к.п. достигает 30 км, амплитуда 350 м. Северо-восточная часть к.п. находится за пределами рассматриваемого участка.

В северо-западном направлении фиксируется моноклинальное погружение поверхности фундамента до отметок — 2960 м, здесь в пределах Южно-Аганской ложбины выделяется четвертая (Вильентовская) г. п. Более дифференцировано строение лицензионного участка к юго-востоку от Самотлорской г. п., где на фоне в целом прогнутого участка (глубже -2800 м) отмечаются многочисленные мелкие (сотни метров — первые километры в поперечнике) поднятия сложно построенной формы амплитудой в десятки метров, объединённые в Северо-Советскую г. п.

В пределах Самотлорской вершины выделяются многочисленные локальные структурные осложнения. Центральную часть Самотлорской вершины занимает Самотлорское локальное поднятие (л.п.). По замкнутой изогипсе минус 2680 м оно имеет неправильную (слегка вытянутую в широтном направлении) форму, осложненную на севере узким (около 1,5 км) Северо-Самотлорским структурным мысом северо-западного простирания длиной 4 км. Его амплитуда — 240 м. В контуре поднятия по изогипсе — 2600 м структурно обособляется контрастный хребтообразный свод, вытянутый в северо-западном направлении — вкрест простирания основной оси Самотлорской вершины.

Непосредственно к юго-западу от Самотлорской г. п. прослеживается узкая грабенообразная (менее 1 км) ложбина, которая отделяет террасовидную юго-западную периклиналь описываемого поднятия от Мыхпайской группы поднятий, входящих в состав Мыхпайской седловины. Грабенная природа ложбины подтверждается повышенной крутизной ее бортов, аномальными трещиноватостью пород неокома) и положением ВНК.

К северо-западу от Самотлорского л.п. располагаются Мартовское и Южно-Мартовское поднятия с размерами по изогипсе — 2680 м соответственно 3×11 и 3,5×6 км и амплитудами — 170 м и 110 м. Четкая удлиненность и высокие градиенты наклонов крыльев Мартовской структуры, свидетельствуют о ее возможно разломной природе.

К северо-востоку от Самотлорского л.п. выделяется группа Белозёрных поднятий, которые по изогипсе -2700м имеют размеры 20×13км и амплитуду 190 м. Характерной чертой этих структур является присутствие линейных элементов северо-западной ориентировки — узких ложбин и террасовидных ступеней. Эти структурные элементы имеют явно выраженную дизъюнктивную природу.

На структурной карте по основному маркирующему горизонту в регионе — отражающему горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) структурный план в значительной мере сохраняет унаследованность строения поверхности фундамента. Близкие контуры в верхнеюрском структурном плане имеют все описанные выше локальные поднятия доюрского комплекса, однако их амплитуды в юрский период уменьшились более чем в два раза. Например, Самотлорское поднятие по описываемому горизонту имеет амплитуду 110 м, Белозерное — 70 м, Мартовское — 60 м. На участке Мыхпайской группы поднятий остались только узкие хребтообразные мысы и поднятия, разделенные четко выраженными линейными ложбинами.

Вверх по разрезу происходит общее выполаживание структурных планов с исчезновением мелких структурных элементов, так что структурные планы верхних горизонтов имеют достаточно «сглаженные» формы подземного рельефа. Углы падения на крыльях по нижним горизонтам не превышают 2.5о, по верхним — 1.5о.

Структурный план верхней части нижнего мела, изучаемый по отражающему горизонту М, отличается от подстилающих толщ заметно меньшей дислоцированностью. Он становится существенно более выположенным, вместо ряда локальных структур фиксируется одна Самотлорская вершина слегка удлиненной на северо-запад формы с незначительными осложнениями в виде структурных носов на месте Мартовского и Белозерного поднятий. Размеры Тарховского к.п. по замкнутой изогипсе -1630 м составляют 47×28 км, амплитуда 100 м. К северо-западу и юго-востоку от Самотлорской вершины расположены соответственно Вильентовская г. п. и Северо-Советская г. п. К юго-западу от Самотлорской вершины структурный план еще более выположен. В пределах этой группы поднятий унаследованно сохраняются только Центрально-Мыхпайское, Западно-Мыхпайское, Леванское л.п. и Южно-Мыхпайский структурный мыс (с.м.). Таким образом, сохраняется намеченная ранее тенденция выполаживания структурных планов вверх по разрезу и подчеркивается унаследованность их северо-западного простирания.

В результате уточненных структурных построений установлено, что залежь пласта АВ11−2 раскрывается в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий. По пласту АВ13 залежь раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена прогибом от соответствующих залежей Северо-Ватинского и Усть-Вахского месторождения по изогипсе -1689 м, а от Аганского месторождения по изогипсе -1685 м. Залежь пласта АВ2−3 раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе -1685 м.

Продуктивная часть разреза на месторождении представлена отложениями поздней юры и мела. В процессе поисково-разведочного бурения залежи нефти и газа выявлены в пластах (сверху вниз) ПK1, AB11−2, AB13, АВ2−3, АВ4−5, АВ6, АВ7, AB8, БВ01, БВ02, БB1, БB2, БB3, БB4, БВ71, БВ72, БВ80, БB81−2, БВ83, БВ100, БВ101−2, БB16, БB17−18, БB19, БB20, БB21−22, ЮВ1. Индексация пластов соответствует общепринятой, но положение их границ, выделенных и прослеженных в результате детальной корреляции, утверждено Протоколом совместного рассмотрения номенклатуры пластов в интервале от AB11−2 до ЮВ1 от 25.07.2000 г. между представителями ОАО «Самотлорнефтегаз» и РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.

Продуктивные пласты группы АВ характеризуются весьма сложной фациальной обстановкой их формирования, происходившей преимущественно в прибрежно-морских условиях, в зонах полузамкнутых морских заливов и лагун, дельтовых выносах палеорек. Это отразилось как на характере распределения отложений различных типов, так и на их строении и обусловило существенную неоднородность коллекторских свойств пород-коллекторов продуктивных пластов.

Пласт АВ11−2.

Эффективные толщины данного пласта по площади Самотлорского л.у. довольно устойчивы, хотя и изменяются в целом от 0 до 30,4 м. На диапазон Нэф от 12 до 20 м при этом приходится более чем 50% случаев, на диапазон 812 м — 22%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в диапазоне 820 м (55% случаев, в т. ч. в чистонефтяной зоне — 66%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м не превышают 4% случаев.

В разрезе горизонта АВ11−2 выделены два существенно различных типа строения, обладающих разными геолого-промысловыми характеристиками: глинистые коллектора типа «рябчик» и слабоглинистые и слаборасчлененные песчаные тела, идентифицируемые с барьерными палеобарами. Глинистые «рябчиковые» песчаники занимают большую часть площади пласта АВ11−2 в пределах Самотлорского лицензионного участка. Доля в нефтенасыщенном объёме пласта таких коллекторов составляет порядка 8085%. По геофизическим данным в их разрезе иногда выделяются от 1 до 4 практически заглинизированных интервалов, которые зачастую имеют линзовидную форму залегания и не прослеживаются даже в соседних скважинах. Процессы фильтрации в глинистых «рябчиковых» песчаниках имеют очень сложный и до конца не изученный характер.

Наиболее массивные высокопористые коллектора залегают в восточной части месторождения на Белозерном участке. Здесь они распределены по всей толщине пласта или тяготеют к его кровле и середине. На запад эффективная толщина убывает, причем хорошие коллекторы присутствуют или в подошвенной части пласта, или в средней. Размеры этой зоны 12×6 км. Отдельными протяженными до 2,5 км зонами с шириной до 0,8 — 1 км слабоглинистые коллекторы увеличенной толщины распространяются на северо-запад от Белозерного участка к северной границе газовой шапки. В районе Мыхпайского поднятия эффективная нефтенасыщенная толщина увеличивается до 10−14 метров и хорошие коллектора присутствуют в средней и подошвенной частях пласта. Аналогичный разрез характерен и для пограничной зоны между Приобским и Черногорским участками. На остальной части Самотлорского месторождения слабоглинистые коллектора залегают отдельными пятнами, эффективная толщина которых не превышает 1 — 2 метра. Внутри таких песчаных тел по геофизическим данным нередко выделяются маломощные непроницаемые прослои линзовидного залегания, чаще всего определяемые как уплотненные карбонатизированные песчаники. Они могут оказывать определенное влияние на вертикальное перемещение флюидов, но практически никак не препятствуют латеральной фильтрации.

Пласты АВ13 и АВ2−3.

Данные пласты принадлежат к мощной толще палеодельтовых отложениях и во многом имеют схожий характер строения. Эффективные толщины по пласту АВ13 достигают 20 м, по пласту АВ2−3 — 42 м. По пласту АВ13 45% эффективных толщин попадают в диапазон 48 м, толщины менее 2 м не превышают 10% случаев. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в также диапазоне 48 м (42% случаев, в т. ч. в чистонефтяной зоне — 46%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м составляют 35% случаев, в т. ч. менее 2 м — 10%.

По пласту АВ2−3 на диапазон Нэф от 12 до 20 м приходится около 58% случаев, на диапазон 812 м — 23%. Эффективные толщины менее 4 м зафиксированы примерно в 3% случаев, в т. ч. менее 2 м — 0,8%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения также в диапазоне 820 м (53% случаев, в т. ч. в чистонефтяной зоне — 62%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м составляют 4% случаев, в т. ч. менее 2 м — 0,9%. Пласт характеризуется самым низким среди пластов АВ1−5 средним коэффициентом песчанистости, равным 0,45 при довольно высокой расчлененности 7,23.

Для обоих пластов характерна общая тенденция уменьшения эффективных толщин с юго-востока на северо-запад.

В разрезе пласта AB13 преобладают слабоглинистые коллекторы, составляющие 79% его нефтенасыщенного объема, при средней нефтенасыщенной толщине 4,4 м. Доля сильно глинистых коллекторов — 21% при средней нефтенасыщенной толщине 1,3 м. Зоны повышенных эффективных толщин приурочены к отдельным каналам северо-западного простирания, в которых залегают слабоглинистые коллекторы. Протяженность каналов до 10 км при ширине от 1 до 2 км. Максимальные толщины таких каналов фиксируются на северо-западе Приобского участка. Области между отдельными каналами представлены разрезом с тонким чередованием коллекторов.

По пласту АВ2−3 также четко прослеживается сеть протяженных тел, связанных с фациями русел и каналов. Основные три русла расходятся от восточной части Белозерного участка в юго-западном и западном направлениях и северо-западном направлении. Протяженность этих песчаных тел около 30 км при ширине 2−3 км. Основные песчаные тела соединены сетью более мелких каналов различного направления. Ширина этих каналов 0,2 — 1,0 км.

В разрезе пласта АВ2−3 выделяется 4 основных цикла седиментации, каждый из которых характеризуется несколько смещенными в плане относительно друг друга сетью палеорусловых песчаных тел. В отдельных случаях при перекрытии их в плане по соседним циклам образуется единое мощное песчаное тело высокой степени вертикальной связанности. На Приобском участке в отдельных протяженных зонах толщины таких слившихся песчаных тел достигают 35−37 м.

Пласт АВ4−5.

В южной части Самотлорского л.у. этот пласт характеризуется практически монолитным строением, непроницаемые прослои в его разрезе представлены исключительно уплотненными карбонатизированными песчаниками. В северном и северо-западном направлениях происходит постепенная глинизация разреза, начинающаяся с кровли и подошвы пласта. В результате слаборасчлененной остается преимущественно средняя часть разреза пласта, выше которой разрез представлен частым переслаиванием прослоев коллекторов и непроницаемых разностей.

Эффективные толщины пласта в его южной части достигают 68 м. Толщины более 30 м составляют более 75% случаев, менее 4 м — 6,5%. Песчанистость довольно постоянная, равна 0,6 с небольшим коэффициентом вариации. Доля нефтенасыщенных толщин в диапазоне 20−40 м составляет чуть более 50% случаев. Вне чисто-нефтяной зоны пласта характер изменения нефтенасыщенных толщин определяется главным образом структурным фактором.

Пласт АВ4−5 характеризуется весьма высокой степенью латеральной связанности коллекторов, литологические экраны фильтрации практически отсутствуют (за исключением прикровельной части пласта в северо-западной части площади). В то же время наличие нередко встречаемых прослоев уплотненных карбонатизированных песчаников в определенной степени затрудняет вертикальную миграцию флюидов, следствием чего в обширной водонефтяной зоне пласта выработка запасов довольно продолжительное время происходила без заметного конусообразования.

Пласты АВ6−8.

Пласты этой группы схожи по строению. Основные элементы строения — довольно мощные и слаборасчлененные песчаные тела шнурковой формы, переходящие по латерали в частое переслаивание сравнительно тонких песчаных и алевролито-глинистых прослоев. В пределах шнурковых песчаных тел латеральная связанность коллекторов достаточно высока, на участках развития тонкого чередования весьма часто наблюдается выклинивание проницаемых прослоев либо литологическое замещение их непроницаемыми породами.

Эффективные толщины пласта АВ6 изменяются от 0,4 до 12,9 м, но почти половина (49%) находится в диапазоне 2−4 м. Аналогичная картина и для нефтенасыщенных толщин.

По пласту АВ7 эффективные толщины колеблются от 1 до 18,8 м, на наиболее часто встречаются значения 412 м (67% случаев). Нефтенасыщенные толщины колеблются в широких пределах (от 0,4 до 17 м), но чаще всего встречаются значения до 4 м (70% случаев), как правило, это участки развития тонкого чередования прослоев.

По пласту АВ8 картина аналогичная. При колебании эффективных толщин от 1,6 до 16,6 м почти половина случаев приходится на диапазон 4−10 м. Почти 60% нефтенасыщенных толщин имеют значения менее 4 м и это тоже, как правило, участки развития тонкого чередования прослоев. На таких участках весьма существенна вертикальная изолированность отдельных прослоев, а линзовидный характер залегания проницаемых прослоев обуславливает их высокую прерывистость по латерали.

Пласты БВо — БВ7.

Подобие условий осадкообразования этих пластов обусловили и схожесть их строения. Как правило, в их разрезах развито частое чередование проницемых песчаных пород с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми образованиями. Немногочисленные участки развития монолитных песчаных тел имеют лентообразную форму развития. Преобладают значения эффективных толщин до 46 м. Это обуславливает в целом и небольшие значения нефтенасыщенных толщин. Линзовидная форма залегания проницаемых прослоев определяет значительную вертикальную и латеральную их изолированность.

Пласт БВ80.

В целом для пласта характерны эффективные толщины порядка 28 м (2/3 случаев), нефтенасыщенные — 24 м (60% случаев).

В пределах лицензионного участка эффективные толщины песчаников довольно закономерно убывают с востока на запад вплоть до полной глинизации на западной границе площади. Соответственно, на востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной, общая толщина пласта к западу также уменьшается. Отдельные литологические залежи сложной конфигурации расположены на Мыхпайском участке. Здесь эффективные нефтенасыщенные толщины не более 3 метров при средней толщине порядка 1,8 метра.

Области малых толщин представлены тонким чередованием отдельных прослоев коллектора с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами, области с эффективными толщинами более 5 метров представлены более монолитными песчаными телами, имеющими покровную форму залегания. Для последних характерна достаточно высокая степень латеральной выдержанности коллекторов, наличие же в разрезе локальных линзовидных прослоев непроницаемых пород обуславливает разлиную степень вертикальной связанности на различных участках. Зоны тонкого чередования песчаников с глинисто-алевролитовыми породами обладают ухудшенной латеральной выдержанностью, участки слияния отдельных прослоев между собой по вертикали носят локальный характер.

Пласт БВ81−3.

Пласт БВ81−3 характеризуется довольно выдержанными значениями эффективных толщин. 62% скважин, вскрывших этот объект, имеют эффективные толщины от 20 до 30 м, еще 35% - от 12 до 20 м (в большей мере это характерно для северной половины участка). Скважины с толщинами менее 4 м составляют всего 0,1%. 50% нефтенасыщенных толщин относятся также к диапазону 2030 м, 33% - 1220 м. такая выдержанность толщин сопровождается и довольно устойчивым типом строения пласта на обширных участках, в пределах которых разрезы скважин достаточно подобны друг другу.

Для пласта БВ81−3 характерным являются три типа строения. Первый тип охватывает порядка 20% площади в южной части Самотлорского л.у. и характеризуется наличием между пластами БВ81−2 и БВ83 мощной и выдержанной (без литологических «окон») глинистой перемычки толщиной 410 м. Второй тип строения широкой полосой развит в центральной части участка. Разделяющая пласты БВ81−2 и БВ83 глинистая перемычка в значительной степени опесчанивается, глинистые породы залегают в виде отдельных локально развитых линз небольшой толщины (редко превышающей 1 м). Одновременно начинается глинизация нижней части пласта БВ83, песчаные породы здесь приобретают отчетливую линзовидную форму и нередко по ГИС характеризуются как водонасыщенные даже на гипсометрически приподнятых (выше плоскости ВНК) участках. Третий тип строения занимает всю северную часть участка. Пласт БВ83 здесь практически полностью заглинизирован, пласт БВ81−2 глинистыми прослоями разбит на ряд отдельных интервалов, сливающихся между собой только на локальных участках. Здесь же начинается опесчанивание глинистой перемычки между пластом БВ81−2 и вышезалегающим пластом БВ80, так что она, строго говоря, уже не может рассматриваться как надежная изолирующая преграда между этими пластами.

Для всех типов строения общим является высокая степень латеральной выдержанности коллекторов Пласт БВ100.

Пласт БВ100 в песчаных фациях залегает в виде обширной полулинзы, ограниченной непроницаемыми породами с юго-востока, юга и запада. Эффективные толщины в пределах этого песчаного тела достигают 13,8 м, но преобладающими являются значения 24 м (34% случаев) и 48 м (31% случаев). Толщины менее 2 м составляют 23,5%. Практически такие же распределения характерны и для нефтенасыщенных толщин. По строению примерно на 95% площади пласт представляет собой переслаивание песчаников с непроницаемыми породами, при этом чаще всего коллектора тяготеют к верхней части разреза пласта. На локальных участках отдельные прослои сливаются между собой, создавая разрезы с высокой степенью песчанистости. Проницаемые прослои в верхней части пласта являются сравнительно выдержанными, ниже они приобретают отчетливую линзовидную форму залегания.

Пласт БВ101−2.

Пласт БВ101−2 в песчаных фациях залегает в центральной и южной частях Самотлорского л.у. и практически полностью заглинизирован в его северной части. В южной части участка значения эффективных толщин достигает 36 м, в северном направлении они довольно закономерно сокращаются к зоне полной глинизации пласта. В целом в распределении величин эффективных толщин нет отчетливо доминирующих диапазонов.

Также закономерно, как и у эффективных толщин, происходит изменение внутреннего строения пласта. Практически повсеместно пласт сложен переслаиванием песчаных и алевролито-глинистых пород. В южной части участка наблюдается четкая тенденция возрастания песчанистости вверх по разрезу. В нижней части разреза песчаные прослои залегают в виде отдельных, довольно обособленных линз, выше по разрезу они начинают сливаться между собой, образуя вытянутые с юго-запада на северо-восток участки слаборасчлененных монолитных (толщиной более 4 м) песчаных тел. Черепицеобразная форма залегания таких тел определила высокую степень литологической связанности вдоль простирания, в то время как в перпендикулярном направлении возрастает литологическая экранированность фильтрации по латерали. Далее к северу строения пласта становится в общих чертах подобным строению пласта БВ100, хотя и обладает большими толщинами. Общей для всего пласта является увеличение прерывистости залегания проницаемых прослоев от кровли к подошве. При этом появляются водонасыщенные (по ГИС) линзы, гипсометрически залегающие выше ВНК. Это указывает на их полную изолированность от основной проницаемой части пласта.

Пласты БВ16 — БВ21−22.

Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород, на характер развития которых существенное влияние оказали условия их образования у подножия ундоформы нижнемеловой клиноформы и представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации.

Пласт БВ21−22 непосредственно залегает на отложениях баженовской свиты и состоит из двух пачек. Песчаные тела нижней пачки распространены в южной части Черногорского участка. Песчаные тела верхней пачки залегают на Белозерском участке, восточной половине Нижневартовского и Самотлорского участков, на восточном окончании Приобского участка. Наблюдается закономерное уменьшение толщин обеих пачек в субширотном направлении с востока на запад. Общие толщины отложений пачек меняются в значительных пределах (от единиц до десятков метров), что характерно для некомпенсированного осадконакопления в основании склона шельфа (ундаформы).

Для пласта БВ20 в направлении с востока на запад характерно клинообразное изменение толщины. В его пределах выделено два седиментационных цикла. Оба цикла представлены отложениями конуса выноса. Песчаные тела цикла 2 (нижнего) имеют тенденцию локализации в областях отсутствия коллекторов пласта БВ21−22.

Пласт БВ19 условно делится на две части. Кровельная часть пласта размыта на востоке Самотлорского месторождения. Аналогичная закономерность просматривается в строении пласта БВ17−18 и пласта БВ16. В целом, песчаные тела в пласте БВ17−18 локализуются в центральной части Самотлорского месторождения, в центральной части Черногорского участка и на востоке Нижневартовского участка. Песчаные тела пласта БВ16 локализованы в северо-западной части месторождения.

В строении пластов ачимовской пачки участвуют три основных типа песчаных тел: довольно мощные вытянутые песчаные тела, идентифицируемые с устьевыми палеобарами, относительно узкие и маломощные лентообразные песчаные тела распределительных каналов (как правило, переслаивающиеся с глинисто-алевролитовыми породами) и покровные песчаные тела различной толщины. Первые и третий типы довольно выдержаны по простиранию, второй характеризуется существенной латеральной прерывистостью.

Эффективные толщины всех пластов ачимовской пачки изменяются в довольно широких пределах, около половины случаев приходится на диапазон 412 м. Для нефтенасыщенных толщин более характерным является диапазон значений от 2 до 8 м (48% случаев).

Пласт ЮВ1.

Юрские отложения разбурены редкой неравномерной сеткой скважин, что в определенной мере осложнило проведение детальной корреляции данных отложений по всей площади лицензионного участка. Наиболее полно строение пласта оказалось изученным в центральной части Самотлорского участка, на Сенчинской и Новогодней площадях и в юго-западной части Самотлорского л.у. В разрезе пласта были выделены три пачки коллекторов, получивших индексы (сверху вниз): ЮВ1, ЮВ12 и ЮВ13. Нижняя пачка практически везде водоносна и не представляет промышленного интереса. Верхняя пачка на ряде поднятий была дополнительно разделена на пласты ЮВ11а и ЮВ11б.

В целом эффективные толщины пласта ЮВ1 изменяются от 1,2 до 42 м, но преобладают значения в диапазоне 430 м (80% случаев). Зон полного отсутствия коллекторов не выявлено. Для нефтенасыщенных толщин наиболее характерны значения в диапазон 412 м (60% случаев).

В целом пласт ЮВ1 имеет сравнительно простое строение. Латеральная выдержанность коллекторов весьма высока.

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов Запасы Самотлорского месторождения в настоящее время состоят на балансе двух организаций: ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нижневартовск» .

На основании выполненных исследований по состоянию на 01.01.2008 г. в пределах рассматриваемого месторождения установлено 32 продуктивных пласта: ПК1, ПК9, ПК111а, ПК121, ПК122, ПК13, ПК152, AB11−2, AB13, АВ2−3, АВ4−5, АВ6, АВ7, AB8, БВ01, БВ02, БB1, БB2, БB3, БB4, БB71, БB72, БВ80, БВ81−3, БВ100, БВ101−2, БВ16, БВ17−18, БВ19, БВ20, БВ21−22, ЮВ1. Из вышеперечисленных пластов ПК1 залежь чисто газовая, в пластах ПК9, ПК122, AB11−2, AB13, АВ2−3, АВ4−5, AB8 — газовые шапки.

В данной работе пласты группы ПК не рассматриваются, поскольку не находятся в эксплуатации.

На дату выполнения отчета — 01.01.2014 г.- на месторождении пробурено 284 разведочные и 18 748 эксплуатационных скважин.

Со времени выполнения и утверждения уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения запасы УВ пересматривались три раза.

Протокол ГКЗ № 1307-дсп от 20.12.2006 г. Рассмотрены и утверждены запасы свободного газа, конденсата и нефти по пластам AB11−2, AB13, АВ2−3, АВ4−5, АВ6, АВ7, AB8, БВ01, БВ02, БB1, БB2, БB3, БB4, БB71, БB72, БВ80, БВ81−3, БВ100, БВ101−2, БВ16, БВ17−18, БВ19, БВ20, БВ21−22, ЮВ1.

Протокол ФАН № 18/124-пр от 21.12.2007 г. Рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB11−2, AB13, АВ2−3, БВ01, БВ80, БВ81−3, БВ100, БВ101−2, ЮВ1 по результатам проведения сейсмических исследований 3D на двух площадях (Хошской и Усть-Вахской) и эксплуатационного бурения (182 скважины).

Протокол ФАН № 18/231-пр от 07.04.2008 г. Рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB11−2, AB13 (Усть-Вахская площадь, скв. 170П), БВ101−2 (Мыхпайская площадь, скв. 1157Е-2) и ЮВ1 (Мартовская залежь, р-он скважины 39 988). По результатам бурения и испытания скважин 170П, 1157Е, 851, 852, а также привлечения ранее не учтенных материалов по вторым стволам скважин 39 990−2, 39 991−2, 30 221−2.

Начальные геологические запасы нефти по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ (Протокол № 1307 от 20.12.06 г., № 18/124-пр от 21.12.07г, № 18/231-пр от 07.04.2008г) и числящиеся на балансе на 01.01.2008 г., составляют:

категория АВС1 — 7 118 942 тыс. т, категория С2 — 106 746 тыс.т.

Запасы растворенного газа составляют:

категория АВС1 — 516 117 млн. м3,.

категория С2 — 7893 млн. м3.

Согласно утвержденным ГКЗ РФ (Протокол № 1307.2006) коэффициентам извлечения нефти, извлекаемые запасы нефти составляют:

категория АВС1 — 3 574 168 тыс. т, категория С2 — 33 255 тыс.т.

Извлекаемые запасы растворенного газа составляют:

категория АВС1 — 260 149 млн. м3,.

категория С2 — 2496 млн. м3.

Начальные геологические запасы свободного газа составляют (кат. С1) — 176 332 млн. м3.

Начальные геологические запасы конденсата составляют (кат. С1) — 22 999 тыс.т.

Извлекаемые запасы конденсата составляют (кат. С1) — 17 938 тыс.т.

Месторождение находится на поздней стадии эксплуатации. По состоянию на 01.01.2014 г. накопленная добыча нефти с начала разработки по месторождению составила 2 517 409 тыс.т.

Добыча растворенного газа — 183 479 млн. м3.

Добыча газа из газовой шапки на 01.01.2014 г. — 72 244 млн. м3.

Добыча конденсата на 01.01.2014 г. — 9423 тыс.т.

Состояние запасов нефти на 1.01.2014г. на Самотлорском месторождении (табл.1.1).

Состояние запасов растворенного газа на 1.01.2014 на Самотлорском месторождении (табл. 1.2).

Таблица 1.1 Состояние запасов нефти на 1.01.2014г.

Таблица 1.2 Состояние запасов растворенного газа на 1.01.2014.

Для Самотлорского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Практически во всех случаях по мере уменьшения глубины залегания пластов снижаются пластовые давления и температуры. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового. Всем пластам свойственна одна и та же закономерность изменения свойств пластовых нефтей: от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта снижаются газовые факторы, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти.

По классификации ГКЗ РФ нефти Самотлорского месторождения относятся к легким, сернистым, парафинистым, малосмолистым и смолистым. Свойства пластовой нефти Самотлорского месторождения указаны в таблицах 1.3 — 1.6.

Таблица 1.3 — Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов АВ11−2, АВ1з, АВ2−3 Самотлорского месторождения.