8.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и тощения

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1966 году бурением разведочной скважины №152. Вступило в разработку в 1982 г. Эксплуатационное бурение началось в 1983 г. По состоянию на 1.01.95 пробурено 504 скважины, добыто практически безводной нефти 6996,591 тыс.т. или 5,6% от балансовых запасов нефти, газа - 3,172 млрд.м³ или 3,1% от общих запасов газа по месторождению. Балансовые запасы нефти, газа и конденсата утверждены ЦКЗ Минтопэнерго РФ (протокол №36 от 3.08.93 г.) в количестве 124481 тыс.т. нефти и 70603 млн.м³ газа.

Продуктивные пласты Лугинецкого месторождения имеют сложное геологическое строение, заключающееся в частом переслаивании проницаемых пропластков различных мощностей, невыдержанных по площади и по разрезу с непроницаемыми прослоями, имеется большое количество зон отсутствия коллектора на продуктивной площади (особенно верхних пластов), отличается значительная изменчивость коллекторских свойств, как по площади распространения, так и по разрезу, залежи имеют чрезвычайно сложную конфигурацию ВНК и ГНК.

Нефтеконденсатные залежи Лугинецкого месторождения, имеющие промышленное значение, приурочены к шести продуктивным пластам верхнеюрских отложений. Идексация пластов сверху вниз следующая: Ю₁⁰, Ю₁¹, Ю₁², Ю₁³, Ю₁⁴, и Ю_2. В них сосредоточено 125050 тыс.т нефти, 70603 млн.м³ свободного газа и 12595 тыс.т конденсата (принято после уточнения подсчета запасов в настоящей работе по результатам бурения скважин за период 1993-1994 гг.), в т.ч. 47,4% запасов нефти в пласте Ю₁³ и 27,6% - в пласте Ю₁⁴. Они являются основными промышленными объектами нефтедобычи на Лугинецком месторождении.

Все залежи имеют один ВНК и ГНК, утверждены на отметках соответственно - 2244 м и - 2225 м. Этаж нефтеносности близок к 19-20 м. Толщина глинистых перемычек, между пластами колеблется в основном от 1,2 м до 9 м.

Коллектора продуктивных пластов низкопроницаемые (Ю₂, Ю₁⁰, Ю₁¹, Ю₁² - 5-10 мкм² *10^-3, Ю₁³ - 13,5 и Ю₁⁴ - 24,4),недонасыщенные (нефтенасыщенность, принятая в подсчете запасов, составляет в основном 0,556+0,65).

Физико-химические свойства нефти, газа конденсата изучены по 85 глубинным и 61 поверхностным пробам. Отличительной особенностью нефтей Лугинецкого месторождения является ее малая вязкость - 0,3 спз.

На месторождении выделено четыре объекта разработки с бурением самостоятельных сеток скважин, причем в двух из них - пластах Ю₁³ и Ю₁⁴ - выделяются две части: нефтяная часть, имеющая историю разработки и неразбуренная часть, участки узкой оторочки (запасы категорий С₁).

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено в Парабельском районе Томской области в 400 км северо-западнее областного центра. Районный центр - село Парабель - находится в 130 км от месторождения, а ближайший населённый пункт - г. Кедровый, удалён на расстояние около 80 км. Крупным ближайшим центром является г. Колпашево, расстояние до которого по воздушной трассе составляет 220 км, а водным путём 570 км.

Территория района представляет собой сглаженную, слаборасчленённую равнину. Абсолютные отметки рельефа варьируют в пределах 75-130 м. Наименьшие отметки приурочены к руслам и поймам рек. Самой крупной на территории является река Чижапка (правый приток р. Васюган) и её притоки: Екыльчак, Тамырсат, Чагва. Русла рек извилистые, кроме того, имеется много завалов и перекатов. Крутые берега рек обычно покрыты густым лесом, пойменные - имеют много озёр и стариц. Воды рек и озёр могут применяться для питьевого водоснабжения и хозяйственных нужд. Территория Парабельского района большей частью покрыта смешанным лесом, в котором преобладают хвойные породы: пихта, кедр, сосна, ель. Незалесённые участки обильно покрыты луговыми травами либо заболочены.

Климат района работ континентальный, с продолжительной холодной зимой и коротким тёплым летом. Самый жаркий месяц лета - июль, температура воздуха поднимается до +35 ⁰С. Зимний период продолжается с ноября по апрель, самая низкая температура в зимнее время -40 -50 ⁰С. Снежный покров на залесённых участках достигает 1.5 м. Почва зимой промерзает на глубину 1-1.5 м.

Ледостав в реках начинается в ноябре, вскрытие их ото льда приходится на конец апреля - начало мая. Навигационный период на крупных реках продолжается 150-170 дней, а на мелких реках значительно меньше. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм в год.

В районе Лугинецкого месторождения развита сеть грунтовых дорог, шоссейных и железных дорог нет. Доставка грузов производится авиатранспортом, в период навигации - по рекам, в зимнее время - по зимнику, связывающему г. Кедровый с областным центром - г. Томском.

Плотность населения низкая. Подавляющее большинство населения составляют русские, украинцы, ханты. В последние годы на территории района получили большое развитие геолого-геофизические работы, на которых занята большая часть населения.

Город Кедровый, расположенный в непосредственной близости от района работ, является базой нефтегазодобывающей промышленности. Здесь расположен аэропорт с бетонной взлётно-посадочной полосой, а непосредственной близости от города - пристань на реке Чузик.

Нефть, добываемая на Лугинецком нефтегазоконденсатном месторождении подаётся в нефтепровод Александровское-Томск-Анжеро-Судженск, трасса которого проходит в 130 км к северу от месторождения. Нефтепровод введён в эксплуатацию в марте 1972 года, а ”нитка” Лугинецкое-Парабель, связывающая месторождение с нефтепроводом введена в эксплуатацию в 1982 году.

В районе Лугинецкого месторождения имеются залежи глин, песков, пригодных для отсыпки дорог, кустовых площадок и других строительных целей. Глины могут быть использованы для приготовления буровых растворов. Строительный лес, необходимый для обустройства, имеется на месте.

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Краткая характеристика геологического строения

Геологический разрез Лугинецкого месторождения представлен мощной толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского возраста, залегающих на размытой поверхности палеозойских отложений промежуточного комплекса.

Отложения промежуточного комплекса вскрыты десятью скважинами: шестью разведочными (№№ 151, 160, 170, 180, 182, 186) и четырьмя эксплуатационными (№№ 734, 804, 850, 1166). Наиболее полный разрез промежуточного комплекса (толщина 1525 м) вскрыт в скв.№170, где он представлен толщей известняков с прослоями терригенных и эффузивных пород различной мощности.

По палеозойским отложениям развиты древние коры выветривания. Керном кора выветривания охарактеризована в скв.№151 и представлена переотложенной породой, каолинизированной, карбонатизированной, сильно выветренной, в остальных скважинах она выделена только по каротажу. Толщина коры выветривания - от нескольких метров до 25 м.

Отложения мезозойско-кайнозойского платформенного комплекса вскрыты всеми пробуренными скважинами и представлены породами юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Юрская система представлена средним и верхним отделами. В основании разреза юрских отложений, на размытой поверхности юрского промежуточного комплекса, залегают породы тюменской свиты, представленные континентальной толщей средней и низов верхней юры. В кровле тюменской свиты залегает продуктивный горизонт Ю₂.

Верхнеюрские отложения представлены в основном породами переходного генезиса от морского к континентальному (васюганская, георгиевская и баженовская свиты).

Отложения васюганской свиты, сложены песчаниками и алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами, углистыми аргиллитами и редкими пропластками углей. Согласно с общепринятым расчленением разреза васюганской свиты, основной продуктивный горизонт Ю₁, выделяемый в разрезе свиты, повсеместно разделяется на три толщи: подугольную, межугольную и надугольную. Нижняя подугольная толща включает в себя достаточно выдержанные по площади песчаные пласты Ю₁⁴ и Ю₁³ прибрежно-морского генезиса, залежи которых вмещают основную долю запасов нефти и газа Лугинецкого месторождения. Межугольная толща представлена аргиллитами и прослоями углей и углистых аргиллитов редкими линзами песчаников и алевролитов континентального происхождения. Верхняя - надугольная толща сложена невыдержанными по площади и разрезу пластами песчаников и алевролитов Ю₁² и Ю₁¹. Песчано-алевролитовый пласт Ю₁⁰, включенный в состав продуктивного горизонта Ю₁, т.к. он составляет с продуктивными пластами васюганской свиты единый массивно-пластовый резервуар, стратиграфически относится к георгиевской свите, отложения которой на значительных участках Лугинецкого месторождения отсутствуют Пример геологического профиля по линии скважин представлен на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Геологический профиль по линии скважин

856-818-1195-774-1181-730-1167-1153-642-1138-595-1123-158

Баженовская свита распространена повсеместно и сложена глубоководно-морскими битуминозными аргиллитами, являющимися надежной покрышкой для нефтегазовых залежей васюганской свиты, толщиной до 40 м.

Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним.

Нижний отдел включает четыре свиты (снизу вверх): куломзинскую, тарскую, киялинскую и низы покурской. Верхний - верхнюю часть покурской, кузнецовскую, ипатовскую, славгородскую, ганькинскую свиты.

Палеогеновая система представлена тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают осадки четвертичной системы.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Лугинецкому локальному поднятию (л.п.) - структуре третьего порядка, расположенной в северо-западной периклинальной части Пудинского мегавала - положительной структуры первого порядка.

С северо-запада Пудинский мегавал граничит с Усть-Тымской рифогенной зоной, сочленяясь с ней моноклинально с углом наклона 2-3°. Моноклинальный склон постепенно переходит в северный борт Лугинецкого поднятия, которое имеет изометрическую форму, характерную для структур плитных комплексов платформ.

По отражающему горизонту Ф₁ (кровля доюрскнх отложений) Лугинецкое л.п. оконтуривается изогипсой - 2450 м. Его размеры составляют 24х23 км, амплитуда - 130 м. По горизонту Ф₂ в центральной, западной и восточной частях Лугинецкого л.п. выделяются три приподнятые зоны, унаследовано отражающиеся в структурной поверхности вышезалегающих юрских отложений. Характерной особенностью является осложненность структуры по горизонту Ф₂ множеством разрывных нарушений, которые по мнению большинства исследователей затухают в юрских отложениях.

По данным детализированной сейсмики и бурения сетки эксплуатационных скважин поднятие представляется более сложным, чем было принято в подсчете запасов 1972 г. В настоящее время установлено, что Лугинецкая структура осложнена множеством приподнятых зон, структурных носов, мысов, впадин и ложбин, контролирующих площадное распространение контуров нефте- и газоносности. По результатам бурения скважин кустов 47 и 36 месторождение разделилось на два купола - западный и восточный.

В западной части Лугинецкого поднятия выделяется Западно - лугинецкий структурный мыс - локальное поднятие, перспективное для расширения площади нефтегазоносности, где пробурена скв.№186 и намечается продолжение разведочного бурения. На южной периклинали поднятия скв. №182 и №183 подтвердили наличие выявленных сейсморазведкой структурных носов, разделённых ложбиной, заходящей в район скв. №167. Здесь же, в южной части месторождения, установлено наличие двух периклинальных выступов (локальных поднятий) в районе скв. №№ 726, 729, 826, 843, 1211, 773 и районе скв. №№834, 898, 891, разделённых узким прогибом по линии скв. №№877, 163, 1224.

Имеются и другие более или менее ярко выраженные, различных размеров, формы и амплитуды осложнения структурной поверхности Лугинецкого поднятия, определяющие гипсометрическое положение и, следовательно, характер насыщения продуктивных пластов.

2.2 Нефтегазоносность месторождения

Нефтегазоносность в пределах Лугинецкого месторождения установлена в отложениях коры выветривания и верхней части разреза известняков доюрского комплекса (горизонт М) и в верхнеюрских отложениях (горизонты Ю₂ и Ю₁).

Продуктивность горизонта М выявлена в результате опробования скв.180. При опробовании его в интервале 2428-2438 м (а.о. - 2310-2320 м) получен приток нефти дебитом 6 м³/сут на 4 мм штуцере и газа - 2,4 тыс.м³/сут, газовый фактор - 400 м³/м³. после проведения интенсификации притока методом СКО дебит нефти составил 8,2 м³/сут на 4 мм штуцере.

Форма и тип залежи в коре выветривания и трещиноватых карбонатах доюрского комплекса не выяснены и требуют дальнейшего изучения.

Промышленная нефтегазоносность Лугинецкого месторождения связана с продуктивными песчано-алевролитовыми коллекторами горизонтов Ю₂ и Ю₁ (верхняя юра). Горизонт Ю₂ вскрыт большинством пробуренных разведочных и эксплуатационных скважин на глубине 2314,4-2426,8 м (а.о.-2196,2-2331,4 м). Литологически горизонт неоднородный. Общая толщина его варьирует в очень большом диапазоне от 1,5 м (скв.№510) до 75,1 м (скв.№166). Средняя эффективная нефте- и газонасыщенная толщина равна, соответственно, 6,8 м и 17 м.

По площади его распространения отмечаются зоны отсутствия пласта, либо коллектора. Нефтяная залежь с газовой шапкой приурочена к центральной части структуры и простирается с севера на юг. Газовая шапка вскрыта двумя скважинами №151 и №180, пробуренными в сводовой части структуры. При опробовании скв.№151 в интервале 2327-2336 м (а.о. -2203,8-2212,8 м) получен фонтан газа дебитом 464,3 тыс.м³/сут через 17,5 мм штуцер при депрессии на пласт - 5,42 МПа. Одновременно вместе с газом из скважины поступал конденсат, дебит его 39,8 м³/сут через 15,4 мм штуцер. Пластовое давление - 24,39 МПа.

Нефтеносность горизонта подтверждена исследованием эксплуатационных скважин. В результате исследования скв.№728 в интервале 2468-2474 (а.о. -2246-2250 м) получен приток нефти начальным дебитом 39,2 т/сут на 4 мм штуцере. Запасы УВ по горизонту Ю₂ подсчитаны по категории С₁. Среднее значение коэффициента пористости принятое для подсчета запасов равно 0,176 - для нефтяной части пласта, 0,187 - для газовой, коэффициент нефтенасыщенности - 0,556, газонасыщенности - 0,83.

Горизонт Ю₁ васюганской свиты, содержащий около 95 % запасов нефти и газа месторождения, разделяется на пять продуктивных пластов снизу вверх: Ю₁⁴, Ю₁³, Ю₁², Ю₁¹ и Ю₁⁰, разобщенных глинистыми перемычками толщиной от 1-2 до 10 и более метров. Каждый из перечисленных пластов можно рассматривать как самостоятельную пластовую сводовую залежь. Достаточно выдержанными по площади и разрезу являются пласты Ю₁⁴ и Ю₁³, залегающие в нижней части васюганской свиты и содержащие вместе около 80% суммарных запасов углеводородов месторождения.

Пласт Ю₁⁴ вскрыт практически всеми пробуренными скважинами на глубине 2298-2413 м (а.о. -2179,8-2293,6 м). Исключение составляют небольшие участки в восточной части структуры, где пласт либо отсутствует, либо представлен непроницаемыми разностями (район скв.№№598, 614, 615, 651, 811, 1140, 1157). Покрышкой для пласта служит перемычка, представленная аргиллитами и алевролитами, толщиной от 0,8 м (скв.№170) до 16,8 м (скв.№567). Пласт Ю₁⁴ неоднородный и представлен песчаниками с небольшими прослоями алевролитов, общая толщина его колеблется от 2,2 м (скв.№715) до 26,8 м (скв.№678). Залежь, выявленная в пласте, четко разделена на две части, приуроченных к западному и восточному куполам и имеющие самостоятельные газожидкостные контакты, отбиваемые на одинаковой отметке (ГНК -2225 м, ВНК -2244 м). Среднее значение нефте- и газонасыщенных толщин в целом по пласту равно, соответственно, 5,8 и 7,1 м. Для восточной части структуры - 4,4 м и 1,7 м. Среднее значение пористости, принятое для подсчета запасов, колеблется от 0,172 для нефтяной части пласта до 0,179 для водонефтяной. В целом по месторождению пласт характеризуется наиболее высокими фильтрационными свойствами, средняя проницаемость 0,024 мкм². Коэффициент нефтенасыщенности минимальный 0,62 в водонефтяной части пласта, максимальное его значение в газонефтяной части пласта и равно 0,694, газонасыщенности - 0,723.

Пласт Ю₁³ имеет повсеместное распространение по площади и вскрыт на глубине 2278,8-2386,4 м (а.о. -2160,5-2291м). В разрезе большинства скважин пласт состоит из двух частей, разделенных между собой алевролитовыми пропластками. Литологическая изменчивость различных частей пласта является причиной сложного характера изменения эффективных толщин. Общая толщина его колеблется в широком диапазоне от 2,0 м (скв.№620) до 25,4 м (скв.№160). Среднее значение нефте- и газонасыщенных толщин в целом по пласту равно 6,2 и 7,2 м соответственно. Фильтрационные свойства пласта в целом по площади значительно уступают таковым нижнего пласта Ю₁⁴, среднее значение проницаемости составило 0,0135 мкм². Среднее значение пористости принятое для подсчета запасов колеблется от 0,164 для газонефтяной части пласта, до 0,173 для водонефтяной. Минимальный коэффициент нефтенасыщения 0,601 в водонефтяной части пласта, максимальный - 0,626 приняты для газонефтяной части пласта, коэффициент газонасыщенности для газовой зоны - 0,706, газонефтяной - 0,724.

Пласт Ю₁³ опробован и исследован в большинстве пробуренных скважин. Максимальный дебит нефти 75,7 м³/сут на 11,5 мм штуцере при ДР равном 15,99 МПа получен при опробовании скв.№154 в интервале 2337-2333 м (а.о. -2234,8-2230,8 м). Максимальный дебит газа - 269,2 тыс. м³/сут через 12,5 мм шайбу при ДР равном 6,49 МПа получен при опрбовании скв.№162 в интервале 2332-2322 м (а.о. -2217-2207 м). Газовый фактор составил 234 м³/м³. Запасы углеводородов по пласту Ю₁³ посчитаны по категориям В и С₁.

Пласт Ю₁² вскрыт большинством пробуренных скважин на глубине 2269,6-2372 м (а.о. -2151,4-2276,6 м) и представлен группой песчаных пропластков, залегающих в пачке переслаивания песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей континентального генезиса. По площади распространения выделяют зоны либо полного отсутствия пласта, либо отсутствия коллектора. Наибольшее количество обширных и небольших таких зон выделено в центральной и южной частях структуры. Общая толщина пласта варьирует в очень большом диапазоне от 0,8 м (скв.№168) до 22 м (скв.№152). Эффективные нефте- и газонасыщенные толщины в целом по пласту равны, соответственно: 2,2 м и 3,2 м. Коэффициент открытой пористости принятый для подсчета запасов изменяется от 0,156 для нефтяной до 0,169 - для водонефтяной зоны, коэффициент нефтенасыщенности равен 0,599, газонасыщенности - 0,63 для газонефтяной и 0,64 - для газовой зон.

Пласт Ю₁¹ вскрыт на глубине 2260-2376 м (а.о. -2141,8-2256,8 м) и имеет также зональный характер распространения по площади. Наиболее обширные зоны отсутствия пласта или коллектора выделяют в северо-западной и юго-восточной частях структуры, на остальной части площади это небольшие участки, выделяемые в пределах 1-2, реже 4-х скважин. Общая толщина пласта изменяется от 1,0 м (скв.№751) до 20,4 м (скв.№890). Песчаники пласта Ю₁¹ являются типичными отложениями руслового генезиса. Средние значения эффективных нефте- и газонасыщенных толщин в целом по пласту равны, соответственно, 2,9 м и 2,7 м. Коэффициент пористости, принятый для подсчета запасов, колеблется 0,152 для газонефтяной до 0,156 для нефтяной и водонефтяной зон.

Коэффициент нефтенасыщенности - 0,648, газонасыщенности для газовой зоны - 0,736, для газонефтяной - 0,715. Пласт испытан в большинстве скважин как самостоятельный объект, так и совместно с пластами Ю₁⁰ и Ю₁². Максимальный дебит газа при опробовании скв.№152 в интервале 2285-2279 м (а.о. - 2181,2-2175,2 м) составил 120 тыс.м³/сут через 15,4 мм шайбу при депрессии на пласт равной 4,17 МПа. Дебит нефти при совместном опробовании пластов Ю₁¹+Ю₁² в скв.№165 в интервале 2326-2312м (а.о.-2233,3-2219,3 м) составил 21,7 м³/сут на 8 мм штуцере при депрессии на пласт равной 16,6 МПа. Запасы углеводородов по пласту Ю₁¹ подсчитаны по категории С₁.

2.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов

Характеристика изменения эффективных, газо- и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов приводится на основании геофизических исследований скважин (ГИС). Выделение коллекторов и определение их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) для горизонтов Ю₁ и Ю₂ проводилось по результатам комплексной интерпретации промыслово-геофизических, керновых и гидродинамических исследований. Лабораторные исследования проводились по стандартным методикам. За весь период, начиная с поисково-разведочных работ на месторождении и последующей эксплуатацией по настоящее время с отбором керна, пробурено 62 скважины, из них 25 разведочных.

Всего исследовано 1817 образцов горных пород, представленных песчаниками, алевролитами, аргиллитами. При этом последние составляли около 13% от общего количества образцов.

Несмотря на большое количество геологической информации, отдельные части разреза, особенно верхняя часть (пласты Ю₁⁰, Ю₁¹ и Ю₁²), керном освещены слабо. Наибольший интерес по изучению коллекторских свойств по площади с точки зрения объектов разработки представляют пласты Ю₁³ и Ю₁⁴.

По пласту Ю₁³ наблюдается определенная закономерность в распределении эффективных толщин, выраженная в увеличении их с запада на восток. При этом толщина в западной и центральной частях площади распространения пласта преимущественно от 5 до 10 м, с мелкими локальными участками от 10 до 14,2 м (район скв.№№701, 1191, 726). Увеличение толщин более 10 м отмечается на востоке центральной части площади и продолжается в ее восточном направлении. Здесь уже на общем фоне эффективных толщин от 10 до 15 м выделяются отдельные локальные участки, как с толщиной меньше 10 м (скв.№559 - 6,8 м, №595 - 3,0 м, №485 - 7,2 м), так и больше 10 м (скв.№662 - 16,8 м, №615 - 16 м, №590 - 18 м). Уменьшение эффективных толщин пласта происходит за счет глинизации его в кровле, либо в подошве. Нефтенасыщенные толщины имеют в восточной части площади большие значения. Пласт неоднородный, что подтверждается наличием многочисленных пропластков, толщина которых колеблется в большом диапазоне от 0,3 до 9,6 м. Количество пропластков, выделяемое в разрезе скважин колеблется от 1 до 8, среднее значение коэффициента расчлененности в целом по пласту составляет 3,3, для продуктивной части - 3,1.

Песчанистость пласта в определенной мере зависит от коэффициента расчлененности, и чем больше песчанистость, тем меньше Кр. Так в скважинах, где Кр колеблется от 1 до 3, К_пес изменяется в основном в пределах 0,6-1,0 и при Кр равном 4 и выше, Кпес - 0,33-0,76. Среднее значение Кпес в целом по пласту составляет 0,67, для продуктивной части - 0,73.

Причиной сложного характера изменения эффективных толщин является литологическая изменчивость различных частей пласта. По гранулометрическому составу коллектора представлены мелко-зернистыми песчаниками со средним размером зерен 0,131 мм. Коэффициент сортировки в нижней части пласта Ю₁³ изменяется так же, как и в нижней части пласта Ю₁⁴. По характеру изменения этих параметров можно считать, что формирование коллекторов нижней части пласта Ю₁³ происходило в условиях сходных с пластом Ю₁⁴, а именно, в мелководной прибрежной части моря. Характер изменения гранулометрического состава и сортировка материала указывают на частую смену гидродинамических условий осадконакопления в различных частях пласта.

Условия формирования отложений пласта Ю₁³ отразились и в характере изменения его коллекторских свойств, как по площади, так и по разрезу. ФЕС коллекторов верхней и нижней частей пласта значительно отличаются друг от друга, особенно это отличие наблюдается в фильтрационных свойствах песчаников. По разрезу в целом для пласта наблюдается улучшение коллекторских свойств снизу вверх от 0,13 до 0,21 для пористости и от 5 до 70*10^-3 мкм² для проницаемости. По площади емкостные характеристики колеблются в пределах 0,16-0,18. При этом несколько преобладают значения Кп, равные 0,17-0,18. На таком фоне выделяются небольшие участки с Кп меньше 0,16 (преимущественно в северо-западной части площади скв.№№567, 568, 602, 170) и больше 0,18 в распространенных равномерно по всей площади.

Западная и центральная части площади распространения пласта характеризуются более низкими фильтрационными свойствами. Примерно в равных долях представлены участки со значениями Кпр от 3,6*10^-3 мкм² (скв.№1202) до 10*10^-3 мкм² и от 10 до 20*10^-3 мкм². Значения Кпр более 20*10^-3 мкм² отмечаются на небольших локальных участках, более 30*10^-3 мкм² - в единичных скважинах (скв.№657).

По данным кернового материала, представленного в значительном объеме по пласту, видно, что пористость по ГИС в большинстве случаев несколько выше, чем по керну, за исключением скв.№843, 778. По проницаемости картина неоднозначна, Кпр по керну во много раз выше, чем по данным ГИС и наоборот. Поэтому сделать какие-либо однозначные выводы не представляется возможным, требуется более углубленный анализ материалов, для чего необходимо проведение обширных лабораторных исследований керна.

Гидродинамические исследования по пласту проведены в 61 скважине в процессе эксплуатации месторождения. Среднее значение коэффициента проницаемости, полученное в результате исследований равно 6,7*10^-3 мкм², что ниже значений Кпр, полученных по керну и ГИС. Это, видимо, связано с естественным ухудшением параметра в процессе разработки месторождения.

В целом по пласту для газонасыщенной его части ФЕС несколько выше, чем для нефтенасыщенной, что подтверждается лабораторными исследованиями керна, данными ГИС.

В таблице 2.1 приведены основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов НГДУ "ЛН"

Таблица 2.1

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Лугинецкого месторождения

Пласт Ю₁⁴ на изучаемой площади, как указывалось ранее, четко разделяется на восточный и западный купола. Восточный характеризуется несколько пониженными значениями эффективных толщин, а также газо- и нефтенасыщенных толщин по сравнению с западным и в целом по пласту. Эффективная толщина пласта колеблется в широком диапазоне от 0,8 до 21,2 м. Пласт неоднородный, количество песчаных прослоев, выделяемых в разрезе изменяется от 1 до 9 при интервале изменения толщин от 0,4 до 6,8 м.

Пористость и проницаемость пласта меняется не только по площади, но и по разрезу так же, как и во всех пластах, формировавшихся в период регрессии. В нижней части пласта наблюдается постепенное увеличение средних значений пористости от 0,13 до 0,2, с проницаемостью от 3*10^-3 мкм² до 20*10^-3 мкм². Вышележащая часть разреза характеризуется средними значениями пористости 0,19-0,20, а проницаемостью (50-90)*10^-3 мкм².

2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефти, газа и конденсата изучались по глубинным и поверхностным пробам, которые отбирались при исследовании скважин. Анализы проводились по общепринятым методикам.

В процессе разведки Лугинецкого месторождения было проанализировано 5 глубинных проб нефти из трёх скважин. После утверждения запасов ГКЗ СССР (1972 г) в процессе разбуривания месторождения было отобрано и проанализировано 33 глубинные пробы нефти из 14 эксплуатационных скважин, кроме того, две пробы были отобраны из разведочной скважины 182, пробуренной с целью доразведки месторождения.

За период, прошедший после последней переоценки запасов, на месторождении были дополнительно отобраны глубинные пробы из 18 скважин.

По результатам анализов глубинных проб видно, что полученные значения основных физических параметров очень заметно отличаются между собой. При этом не наблюдается какой-либо закономерности в изменении основных свойств пластовой нефти ни по площади, ни по разрезу. Основной причиной широкого и неупорядочненного разброса параметров, по мнению авторов подсчета запасов, является тот факт, что все отобранные на Лугинецком месторождении глубинные пробы в различной степени недонасыщены газом.

Сепарированная нефть залежей горизонтов Ю₁ и Ю₂ на месторождении изучена по результатам анализов 61 проб нефти из 24 эксплуатационных и 11 разведочных скважин. По результатам исследования поверхностных проб нефть юрских пластов Лугинецкого месторождения легкая, подвижная, малосмолистая, для большинства проб характерно низкое содержание асфальтенов. Однако результаты исследования сепарированных проб свидетельствуют о неоднородности физико-химических свойств нефти. Если в целом по средним значениям содержания парафина и серы в пробах нефть характеризуется как малосернистая и парафинистая, то нефть пласта Ю₁² сернистая и высокопарафинистая (содержание серы и парафина 0,51 % и 6,25%, соответственно). Повышенное содержание серы отмечается также в некоторых пробах нефти пласта Ю₁³, Ю₁⁴ и Ю₂, парафина - в пластах Ю₁³ и Ю₁⁴. Приведенные данные свидетельствуют о локальной изменчивости свойств нефти по площади и разрезу. Состав и свойства нефти и газа Лугинецкого месторождения приведены в таблице 2.2.

По данным анализа пробы сепарированной нефти горизонта М (кора выветривания), отобранной в скв.№180, нефть этой залежи отличается от юрских нефтей: она тяжелая (плотность 0,827 г/м³), характеризуется повышенным содержанием асфальтенов (2,4 %), сернистая (содержание серы 0,67 %), высокопарафинистая.

Таблица 2.2

Состав и свойства нефти и газа Лугинецкого месторождения

Растворенный газ Лугинецкого месторождения сухой с преобладающим содержанием метана от 64,77 до 84,35 %.

Основным компонентом свободного газа Лугинецкого месторождения является метан, содержание которого колеблется от 78 до 92 %, что в среднем несколько выше, чем в растворенном газе. Кроме углеводородов, в составе свободного газа присутствуют азот, (от 2,03 до 11,5 %), двуокись углерода (0,1 -1,63 %), сероводород отсутствует, содержание гелия (менее 0,03 %).

По групповому химическому составу стабильный конденсат Лугинецкого месторождения имеет метаново-парафиновую основу с незначительными добавками ароматических углеводородов (4,1-6,4 %).

В разрезе Лугинецкого месторождения выделяется шесть водоносных комплексов. Пластовые воды горизонта Ю₁ относятся к хлоркальциевому типу. Для них характерно незначительное содержание сульфатов 3,8 мг/л) и повышенная концентрация ионов кальция 1097,8 мг/л). Минерализация вод высокая и составляет 45,8 г/л, плотность 1034 кг/м³. Вязкость воды в пластовых условиях при температуре 81^°С составляет 0,37 мПа* с.

3. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЛУГИНЕЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Анализ разработки Лугинецкого месторождения

Пробуренный фонд скважин на 01.06.2007 года составил 575 ед., в 2006 году он увеличился на 13 ед. (2006 год - 562 ед.) за счет ввода из бурения в освоение 13 новых скважин. На рисунке 3.1 представлена динамика изменения фонда скважин за весь период разработки Лугинецкого месторождения. Как видно из рисунка интенсивное бурение скважин велось вплоть до 1994 года и к этому времени количество скважин достигло значения 522 скважин. В дальнейшем бурение новых скважин велось малыми темпами. Из 575 пробуренных скважин 392 относятся к фонду добываемых скважин, к фонду нагнетательных скважин относятся 150 единицы и к число водозаборных скважин составляет 24 единицы (смотреть таблицу 3.1.)

Таблица 3.1 Структура пробуренного фонда скважин Лугинецкого месторождения

Рисунок 3.1 - Динамика фонда скважин Лугинецкого месторождения

На 01.06.2008 года эксплуатационный фонд добывающих скважин составил 203 ед., смотреть рисунок 3.2., из которых 165 скважин (81,2%) действующих, из них 97 ед. (60%) эксплуатировались фонтанным способом, остальная часть добывающего фонда в процессе эксплуатации были оборудованы установками электроцентробежного насоса (УЭЦН) - 54 единицы (32%) и штанговыми - глубинными насосами (ШГН) - 14 единиц (8%).

Рисунок 3.2 - Структура действующего фонда Лугинецкого месторождения на 01.2008г.

На 01.06.2008 года в бездействующем добывающем фонде находится 37 скважин. В 2006 году бездействующий фонд увеличился на 11 ед., в частности, 7 скважин (№№ 65, 598, 610, 735, 752, 802 и 816) были выведены из бездействия в работу на те же пласты, а 10 скважин (№№ 80, 214, 221, 539, 697, 760, 821, 863, 868) по различным причинам перевели в бездействующий фонд. Причины остановки и технологические показатели на дату остановки бездействующих скважин приведены в таблице 3.2.

В консервации находятся 58 скважины или 14.6% от фонда добывающих скважин, в основном это скважины объектов Ю₁³ - 40 ед., Ю₁⁴ - 18 ед., основная причина перевода скважин в консервацию - высокая обводненность добываемой продукции.

Фонд пьезометрических и наблюдательных скважин остался на уровне 2004 года - 5 ед. (скважины №№ 532, 628, 630, 781 и 860).

В ожидании ликвидации и в ликвидации находятся 126 скважины, по объектное распределение фонда ликвидированных и ожидающих ликвидации скважин выглядит следующим образом: Ю₁⁰ - 20 ед., Ю₁¹ - 6 ед., Ю₁² - 8 ед., Ю₁³ - 79 ед., Ю₁⁴ - 33 ед. и Ю₂ - 4 ед. По сравнению с 2005 годом фонд скважин ожидающих ликвидацию уменьшился на 2 скважины, в частности, скважину № 614 вывели в работу фонтанным способом, а скважину № 69 перевели в нагнетательный фонд под закачку.

Таблица 3.2 - Причины остановки и технологические показатели на дату остановки бездействующих скважин

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по состоянию на 01.06.2008 г. составляет 150 ед., по сравнению с 2007 годом он уменьшился на 4 ед. По объектам распределение нагнетательного фонда выглядит следующим образом: 72 ед. приходится на Ю₁³, 47 ед. - на Ю₁⁴, на объекты Ю₁^0-1-2 - 29 ед. и на Ю₂ - 2 ед. Количество действующих нагнетательных скважин на середину 2008 года составило 69 ед., в течение года произошло увеличение количества бездействующих нагнетательных скважин на 10 ед.,

Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебиту нефти и обводненности по месторождению представлено в таблице 3.3. Как видно из таблицы, большинство скважин месторождения (58 ед. или 32,4% от всего действующего добывающего фонда) обводнены, более чем на 50.0%. Высокодебитные по нефти скважины (более 30.0 т/сут) составляют 11.7% от действующего добывающего фонда скважин.

Таблица 3.3 Распределение действующего добывающего фонда скважин Лугинецкого месторождения по дебиту нефти и обводненности на 01.06.2008 г.

Накопленная добыча нефти по Лугинецкому месторождению по состоянию на 01.01.2008 года составляет 16949.0 тыс. т или 49,48% от утвержденных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению составил 0.134 (конечной - 0.269), обводненность продукции в 2005 году достигла 51.5%. Накопленная компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 127.5%, текущая компенсация за 2006 год - 61.3%. Динамика основных технологических показателей и динамика фонда скважин за весь период разработки Лугинецкого месторождения представлена на рисунках 3.1. и 3.3.

Рисунок 3.3 - Динамика основных технологических показателей за весь период разработки Лугинецкого месторождения

Добыча нефти на месторождении ведется как фонтанным способом, так и механизированным. Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации выглядит следующим образом: фонтанным способом - 13999.0 тыс. т (82,6% от накопленной добычи нефти по месторождению), УЭЦН - 2207.3 тыс. т (13,4%), ШГН - 652,42 тыс. т (3,8%), различными видами газлифта - 48.9 тыс.т. (0.2%). Постепенно происходит перераспределение объемов добычи нефти между фонтанными и механизированными скважинами, это связано с растущей обводненность добываемой жидкости на месторождении. Средняя обводненность по месторождению за 2006 год достигла 61.1%, максимальная наблюдается на скважинах оборудованных УЭЦН (73,4%).