1

ВВЕДЕНИЕ

Этот дипломный проект представляет собой Анализ состояния проблемы осложнений АСПО и разработка мероприятий для удаления и защиты от образования отложений в оборудовании скважин и в нефтесборных коллекторах Фаинской группы месторождений НГДУ «Юганскнефть».

Основной задачей, решаемой в процессе выполнения всей работы было определение и внедрение наиболее эффективного метода предотвращения и ликвидации отложений АСПО в глубинном оборудовании нефтяных добывающих скважин и в выкидных линиях.

Использование химических реагентов для ингибирования и ликвидации АСПО со стенок НКТ не нашло широкого применения из-за невысокой технологической эффективности и дороговизны, обусловленной высокой стоимостью химических компонентов.

На различных категориях скважин эффективны определенные способы борьбы с АСПО, такие как: АДПУ, 2-х-рядный лифт,скребок ручной и с автоматическим приводом, циркуляционный клапан, греющий снаряд (ООО»ЯНО»). В процессе анализа эффективности применения этих способов и методов, предотвращающих и ликвидирующих отложения, определялся наиболее эффективный способ борьбы с парафинами и разрабатывалась возможность повышения эффективности уже использующихся методов

В целом, алгоритм проведения работ по месторождениям Фаинской группы следующий:

определение причин и условий образования АСПО;

хим. анализ составов образцов АСПО;

определение технологической эффективности применяемых методов борьбы с АСПО на Фаинской группе местрождений:

анализ затрат на существующие способы борьбы с АСПО;

внедрение новых способов и методов борьбы с АСПО: промысловые испытания и определение их эффективности:

выбор наиболее эффективных методов, расчет технологического эффекта

В результате проведенных работ по этой схеме определился наиболее эффективный способ борьбы с АСПО - применение скребков, главным образом, с ручным приводом. Основным достоинством этого способа являются небольшие за граты на проведение работ и оперативное перемещение от скважины к скважинам, осложненным парафинами.

1. Общая часть

1.1 Общая характеристика месторождения

В 1990 г. Асомкинской группе месторождений было дано новое название - Фаинское месторождение. Фаинское месторождение расположено в междуречье реки Большой Юган и протоки Покамас в 70 км к востоку от города Нефтеюганска.Административно эта территория относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

В геоморфологическом отношений описываемый район представляет собой слабопересеченную равнину, неравномерно покрытую лесом.

Абсолютные отметки рельефа в основной части месторождения колеблются в пределах +40, +56 м, а в северной части понижаются до +32,+40м. Таким образом, относительные колебания рельефа местности не превышают 30 м.

Основными водными артериями являются река Большой Юган и протока Покамас. Обе реки полноводные, характеризуются довольно спокойным течением, имеют извилистые русла. С конца мая до конца сентября по этим рекам возможна перевозка грузов на баржах.

Площадь месторождения сильно заболоченна. Под болотами находится около 30% территорий.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом. Среднесуточная температура июля +17 С. Среднегодовая t -3.3C

Коренное население состоит в основном из хантов, манси и русских. Основное занятие промысловая охота, рыбная ловля, звероводство и животноводство. Наиболее крупным населенным пунктом на рассматриваемой территорий являются г.Нефтеюганск с количеством населения 100 тыс.человек В городе расположено АО “Юганскнефтегаз“, которое ведет разработку месторождений, расположенных на левом берегу реки Оби, в том числе и Фаинского.

В Нефтеюганске имеется речной порт и аэропорт, который может принимать практически все виды самолетов. Железная дорога находится в 50 км от города -станция Островная.

Доставка необходимых грузов на месторождение из города Нефтеюганск, где расположены базы НГДУ и УБР осуществляется как водным путем так и автотранспортным по бетонной дороге, соединяющей город с месторождением. В экстренных случаях доставка вертолетами.

Снабжение электроэнергией производится от ЛЭП -110, протянутой от Сургутской ГЭС. Нефть с месторождений транспортируется по нефтепроводу через Южно-Сургутское месторождение.

В состав Фаинского месторождения входят пять нефтяных залежей:

Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская и район скважины 29. Две последние находятся во временной консерваций, в связи с недоразведкой и промысловым необустройством.

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

С 1958 г начинается детальное изучение геологического строения и поиск перспективных структур на территории Среднего Приобья. За период 1958-1960 г.г. сейсморазведкой МОВ по отражающим горизонтам юры и неокома были закартированы Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Мегионское и другие поднятия, на которых были уже получены фонтанные притоки нефти. Сейсморазведочные исследования проводились методом МОВ в масштабах 1:100000 и 1:150000. Этими исследованиями было выявлено множество положительных структур III порядка, которые по мере подготовки вводились в глубокое поисковое бурение. Этими работами и была выявлена по отражающему горизонту “Б” структура, состоящая из нескольких локальных поднятий, и названа Асомкинской. Все выявленные локальные поднятия оконтуривались единой изогипсой и в связи с этим Асомкинская структура рассматривалась как единая структурная ловушка.

Согласно проекту, утвержденному Миннефтепромом, зимой 1968-1969гг в северной части структуры, трестом “Тюменнефтегазразведка” была пробурена поисковая скважина ЗП. Однако по техническим причинам она была закончена бурением в низинах ачимовской толщи, при забое 2870м. Во вскрытом разрезе нефтенасыщенных объектов в отложениях неокома выявлено не было и от бурения остальных скважин решено было воздержаться, до уточнения Асомкинской детализациионнной сейсморазведкой. В 1977-1978гг были проведены эти работы и по результатам этих исследований, в пределах выделенной структуры, установлено несколько локальных поднятий, представляющих собой самостоятельные ловушки. В связи с этим они были выделены под собственными названиями: Асомкинская, Западно-Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская и Восточно-Асомкинская.

2.1.1 Стратиграфия

На месторождений вскрыты отложения доюрского фундамента и перекрывающий его осадочный чехол, в строений которого принимают участие отложения юрской, меловой и палеогеновый систем.

Доюрский фундамент.

Породы доюрского фундамента вскрыты на Фаинском месторождении в двух скважинах: 31П (Асомкинская площадь) и 2П (Средне-Асомкинская площадь).

В скважине № 31П породы фундамента залегают на глубине 3448м. Вскрытая мощность эффузивов составляет 78 м.

В скважине 2П отложения фундамента вскрыты на глубине 3546м. Вскрытая мощность составила 30м. Породы фундамента представлены аргиллитом темно-серым, с зеленоватым оттенком, метаморфизированным с многочисленными зеркалами скольжения и песчаником темно-серым до черного с обильным включением глинистого материала с множеством зерен кварца и кальцита. При опробовании этих скважин притока не получено.

Кора выветривания.

Над коренными породами фундамента по электрокаротажу выделяется пачка пород, которая отличается от вышележащих отложений тюменской свиты и подстилающих пород фундамента.

Мощность пачки составляет 30 м (скв. № 31П) и 80м (скв. №2П). Пачка представлена чередующимися породами алевролитов и аргиллитов.

Юрская система.

Отложения юрской системы представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы объединены в тюменскую свиту, в составе верхнего выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Тюменская свита.

Полностью отложения данной свиты вскрыты в двух скважинах № 31П и 2П, их мощность составляет соответственно 412 и 433 м. В основании свиты залегают разнозернистые песчаники и алевролиты серые и светло-серые, содержащие прослои конгломератов и плотных темно-серых аргиллитов. К верхам тюменской свиты приурочены пласт Ю₂, продуктивный на ряде месторождений Среднего Приобья. Литологически он представлен неравномерным переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов.

Васюганская свита.

По литологическим особенностям строения и цикличности осадконакопления разрез васюганской свиты расчленяется на три песчано-глинистых циклита, индексируемых (снизу вверх) как Ю₁ ³, Ю₁ ² и Ю₁ ¹. Нижний циклит сложен преимущественно аргиллитами с редкими линзовидными прослоями алевролитов. Аргиллиты темносерые с примесью песчаного материала, известковистые, слюдистые с включениями углефицированного растительного детрита. Алевролиты серые, глинистые, песчанистые, слюдистые, известковистые. Мощность циклита 20-35 м. Средний циклит Ю₁² по строению, литологии и толщине аналогичен вышележащему. Верхний циклит Ю₁¹ - преимущественно песчаный с редкими слоями алевролитов и аргиллитов. В разрезе циклита выделяется промышленно нефтеносный пласт в той же индексации. Песчаники серые и темно-серые, мелко-среднезернистые, мелкозернистые, неравномерно глинистые, слоистые и массивные, в глинистых разностях сильно уплотненные. По составу полевошпатокварцевые и полимиктовые. Алевролиты темно-серые, мелко-крупнозернистые. Аргиллиты темносерые, серые, от массивных до слоистых. В низах разреза циклита встречаются карбонатизированные разности песчано-алевролитовых пород и редкие маломощные прослои глинистых известняков. По всему разрезу отмечаются обрывки углефицированных растительных остатков.

Продуктивный пласт Ю₁¹ характеризуется неоднородным, полифациальным строением. В низах и средней части выражен в прибрежно-морских фациях - покровных регрессивных песчаников, осложненных гидродинамически разноактивными приливными каналами, и в верхах разреза - группой фаций трансгрессивных песчаников спорадического распространения. Наряду с проницаемыми песчаными пластами в разрезе васюганской свиты выделяются три потенциально продуктивных слоя (ППС), благоприятных для формирования в них вторичных коллекторов трещинно-кавернозного типа, связанных с гидротермальной деятельностью района. Из них нижний слой A6₁ приурочен к подошве свиты, средний Аб₂ - к кровле нижнего и верхний Аб₃ - к приподошвенной части верхнего циклита - Ю₁ ¹.

Толщина васюганской свиты изменяется от 72 до 84 м, возраст осадков по фаунистическому комплексу определяется как оксфорд-верхнекелловейский.

Георгиевская свита.

Литологически представлена аргиллитами темно-серыми и зеленовато-серыми, известковистыми, плотными с тонкими прослоями глауконитовых песчаников, глинистых брекчий и конкреционными стяжениями фосфатов. По электрокаротажу эти отложения выделяются во всех изученных разрезах скважин, содержат микрофауну киммериджского возраста. Толщина свиты - 1-5 м.

Баженовская свита.

По литологическим особенностям на месторождении выделяется два типа разреза свиты - глинистый и глинисто-песчаный. Первый тип разреза (скв. 5Р и др.) литологическн представлен аргиллитами битуминозными с прослойками вторичных карбонатов, черных, ннритизированных, участками перекристализированных, маломощными (до 0.1 м) линзами горючих сланцев и глинисто-кремнистых пород. Толщина свиты не превышает 18-25 м. Характеризуется частым и редким переслаиванием пачек битуминозных и небитуминозных аргиллитов, кремнисто-глинистых пород, радиоляритов, песчаников и аномальной толщиной (достигающей 120-125 м) и полнотой разреза. В составе этого типа по аналогии с Салымским месторождением выделяется до четырех потенциально-продуктивных песчаных пластов, индексируемых (снизу вверх) как Юо⁵, Юо⁵, Юо⁴ и Юо². Аргиллиты битуминозные темносерые, темно-буровато-серые (до черных) тонкопереслаивающиеся (5-10 см) с голубовато-серыми небитуминозными аргиллитами, иногда пунктирными полосками фаунистического детрита и ракушняков.

Песчаники мелкозернистые, алевролиты крупнозернистые, кварц-полевошпатовые, неяснослоистые с прослойками слабобитуминозных глинистых пород и радиоляритов, характеризуются невысокими ФЕС. Толщина песчано-алевритовых слоев изменяется от 1 до 12м.

Возраст отложений свиты по фаунистической характеристике определяется как волжский - низы берриаса (верхняя юра - низы мела).

Меловая система.

Отложения мела на месторождении развиты повсеместно и представлены двумя отделами - нижним и верхним. В нижнем мелу выделяются мегионская, вартовская и покурская свиты, верхний расчленяется на кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Мегионская свита.

Сложена песчано-глинистыми породами. В основании свиты залегает пачка темно-серых аргиллитов толщиной 10-30 м, выше - толща чередования песчано-алевритовых пород, выделяемая под названием ачимовская пачка. Ее толщина изменяется от 150-200 м. Песчаники и алевролиты мелкозернистые, плотные с низкими ФЕС. В верхней части свиты залегают песчаные пласты. Венчает разрез свиты маломощная (10-14 м) пачка тонкоотмученных, однородных глин темно-серого цвета под названием чеускинская. Общая толщина свиты от 456 до 560 м, возраст отложений берриас-валанжинский.

Вартовская свита.

Представлена толщей переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. В ее составе выделяется две подсвиты - нижняя и верхняя, разделенные между собой так называемой пимской пачкой. Морские отложения нижней подсвиты сложены глинами темно-серыми, плотный слоистыми. Верхняя подсвита выражена в прибрежно-морских и континентальных фациях. Литологически представлена чередованием глин серых, зеленовато-серых (до зеленых), неяснослоистых и песчаников плохоотсортированных, преимущественно на каолинитовом цементе. Песчаные пласты, развитые в этой подсвите, выделяются под индексом Ад-Ац. Пимская пачка толщиной 10-30 м сложена глинами темносерыми, плотными, слабоалевритистыми и известковыми. Толщина нижней подсвиты - 220-240 м и верхней - 150-170м. Возраст отложений определяется как валанжин-барремский.

Алымская свита.

Литологически сложена преимущественно глинистыми разностями пород, темносерыми (до черных), плотными с подчиненными прослоями глинистых алевролитов и известняков. Толщина свиты 85-105 м, возраст - баррем-нижний апт.

Покурская свита.

Низы покурской свиты мощностью 70-100 м выделяются в объеме нижнего мела, и вышележащая, большая по толщине часть (780-800 м) относится к верхнему мелу. В основном это осадки мелководных или прибрежно-морских фаций. Нижнемеловой разрез свиты представлен переслаиванием серых глин и глинистых алевролитов, отложения верхнемеловой части - переслаиванием песчаников, алевролитов. Песчаники и алевролиты альб-сеноманского возраста, светло и темносерые, мелко- и среднезернистые, слабосцементированные, нередко глинистые. Глины имеют подчиненное значение, обогащены песчано-алевритовым материалом. Толщина свиты 840-870 м.

Кузнецовская свита.

Представлена преимущественно морскими, темно-серыми (почти черными) уплотненными глинами с примесью глауконита и тонко-рассеянного пирита, редкими прослоями опок и опоковидных глин. Возраст отложений -- турон - нижнеконьякский. Толщина свиты 20-30 м.

Березовская свита.

По литологии расчленяется на две подсвиты - нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена опоками и глинами. Опоки светло-серые и голубовато-серые, плотные; глины темносерые (до черных), плотные, алевритистые. Толщина - 70-85 м. Верхняя подсвита характеризуется глинами серыми и зеленовато-серыми с резко подчинеными слоями опок и опоковидных глин. Толщина подсвиты - 55-65 м, возраст осадков свиты - коньяк -сантон-кампанский.

Ганькинская свита.

Отложения ганькинской свиты завершают разрез верхнего мела. Литологически представлены глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в верхах в мергели. Толщина свиты 80-90 м, возраст осадков - маастрихт-датский.

Палеогеновая система.

Палеогеновая система на месторождении выделяется в составе шести свит - это морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Четвертичная система.

Нерасчлененные отложения четвертичной системы сложены континентальными озерно-аллювиальным комплексом пород - глинами, песками, суглинками и супесями толщиной 15 -- 30м.

2.2 Краткие сведения о тектонике месторождения

В региональном тектоническом плане Фаинское месторождение расположено в северной бортовой части Юганской впадины, выделяющейся между Сургутским на западе и Нижневартовским на востоке сводами. С юга впадина ограниченна Каймысовским сводом и Верхне-Демьяновским мегавалом. Юганская впадина представляет собой крупную отрицательную структуру I порядка с размерами 180x200 км и амплитудой погружения до 150 м. Вверх по разрезу амплитуда уменьшается и по кровле верхнемеловых отложений составляет 26 м. В своей наиболее погруженной части Юганская впадина не освещена глубоким бурением, в связи с чем о строений этих зон можно судить только по данным сейсморазведки.

Морфологическое строение впадины довольно сложное. В ее границах выделяется ряд структур II порядка разноименного знака.

В более детальном тектоническом плане Фаинское месторождение расположено в зоне юго-восточным крылом Сургутского свода и Нижнеюганской котловины и состоит из пяти локальным структур III порядка: Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская, район скважины №29.

По отражающему горизонту “ А “ вышеназванные структуры, представляют собой единое куполовидное поднятие, осложненное рядом тектонических нарушений субмеридиального и субширотного направления, обусловленных блоковым строением фундамента, которое, в свою очередь, оказало значительное влияние на дальнейшее формирование структур осадочного чехла. По вышележащему отражающему горизонту Т2 (низы тюменской свиты) локальные впадины и поднятия сохраняют свою форму, однако амплитуда их уменьшается по сравнению с горизонтом “ А “ примерно на 20м. Приподнятая зона представляется как единый тектонический элемент и оконтуривается изогипсой - 3325 м. Размеры зоны 30x15км, внутри зоны выделяются Западно-Асомкинское, Средне-Асомкинское, Асомкинское и Восточно-Асомкинское поднятие.

В отличие от месторождений, расположенных на Сургутском и Нижневартовском сводах, характеризующихся широким диапазоном нефтеносности, на Фаинском месторождений промышленно-нефтеносными являются только отложения васюганской свиты.

Пласт ЮС ₁, приуроченный к кровле свиты, представлен песчаником по всей площади месторождения. В подавляющем большинстве пробуренных скважин верхняя половина сложена сравнительно однородными песчаниками, а нижняя представлена чередованием песчаных и глинистых пород.

С 1981 г, со времени установления промышленной нефтеносности разведочной скважиной 1р, на месторождений пробурено большое количество эксплутационных и разведочных скважин, в которых промышленная нефтеносность пласта ЮС₁ доказана на различных гипсометрических отметках. Табл.2.1.

Таблица 2.1.

Характеристика залежи пласта ЮС₁ Фаинского месторождения.

Залежь	Отметки ВНК,м	Размер залежи,км	Высота залежи, м	Средняя нефт.толщ.	Тип залежи
Средне- Асомкинск.	2900	14 х 9	70	8,3	Пластово- сводовая

2.3 Нефтеносность

С целью поиска нефти и их оконтуривания на Фаинскои месторождении пробурено 34 разведочных скважин, причем две скважины со вскрытием фундамента. Испытания отложений тюменской свиты в 11 разведочных скважинах положительного результата не дали. Промышленная нефтеносность отложений мегионской свиты не обнаружена. Хотя нефтепроявления ачимовских отложений в интервале 2881-2904 и 2925-2931 был получен слабый приток нефти с водой общим дебитом 0,8 м³/с при Нд=1061 из отложений ачимовской толщи из интервала 2883-2905. Промышленно нефтеносными на Фаинском месторождении являются только отложения васюганской свиты. Пласт ЮС₁, приуроченный к кровле свиты и представлен песчаными фациями практически по всей площади месторождения.

С 1981 года, со времени установления промышленной нефтеносности разведочной скважиной 1П, на месторождении пробурено более 350 эксплуатационных и разведочных скважин, в которых промышленная нефтеносность пласта ЮС₁ доказана на гипсометрических отметках. На дату подсчета запасов на месторождении выявлено пять самостоятельных залежей пласта ЮС₁ в Табл.2.2.

Первая залежь Асомкинской площади наиболее полно исследована эксплуатационным и разведочным бурением и находится в завершающей стадии разбуривания. Дебиты нефти составляют 3-112 т/с на различных штуцерах. Среднее значение ВНК Асомкинской площади отбивается на абсолютной отметке -2911м. Это значение ВНК подтверждается опробованием эксплуатационным и разведочным бурением.

В скважине № 155 из интервала 3026-3030 при опробовании получен безводный приток нефти 7т/с на 10мм штуцере. В эксплуатационной скважине № 146 при испытании пласта ЮС₁ в интервале 3042-3049 получен приток воды с нефтью (воды 91%).. В западной части залежи наблюдается незначительное погружение ВНК. В разведочной скважине № 25р ВНК по ГИС отбивается на абсолютной отметке -2914м. Погружение ВЕК также подтверждено результатом испытания эксплуатационных скважин № 176,156. На северной части Асомкинского поднятия ВНК подсекается, кроме четырех разведочных скважин, многими эксплуатационными скважинами. Так в разведочной скважине № 15р опробование пласта ЮС₁ проведено в интервале 2936-2946м. В результате испытания получен безводный приток нефти 72м³/с на 6 мм штуцере. В соответствии с принятым ВНК на абсолютной отметке 2911 м размеры залежи по широте от 1,5 до 5 км и с севера на юг 10 км, высота 35м, тип пластово-сводовая.

Промышленная нефтеносность Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения впервые было доказана разведочной скважиной 5р, в которой из интервала пласта ЮС₁ 2900-2910м был получен безводный приток нефти - 70 м³/с при 8 мм штуцере. По данным ГИС ВНК на Средне-Асомкинской площади отбивается на Абсолютной отметке -2900. Полученное значение ВНК подтверждается результатами опробования. Так на севере залежи в скважине № 9025 при испытании пласта ЮС₁ в интервале 2959-2969м получен приток безводной нефти 1,9т/с при 6 мм штуцере.

В районе скважины 2П в скважинах 2П, 1838,9139,9138 опробование производилось на абсолютных отметках от 2880 до 2897, во всех скважинах получены безводные притоки нефти. Водонефтяной контакт на Средне- Асомкинсокй площади по данным опробования и ГИС принимается на абсолютной отмсетке -2900м, в соответствии с принятым ВНК размеры залежи 14х9км, высота залежи 70м, тип пластово-сводовая. Следует отметить, что на юге залежь Средне-Асомкинского поднятия сливавется с Асомкинским и делением залежей в данном районе условное.

На Восточно - Асомкинской структуре пробурено 3 разведочных скважины. В скважине №23 при испытании в интервале 2928-2936м получен дебит нефти 108т/с при 6 мм штуцере по ГИС скважина чости нефтенасыщенная до абсолютной отметки-2895. При испытании в скважине 28р в открытом стволе КИИ-146 в интервале 2946-3000 был получен приток воды 21,9т/с при Р=173 атм. В скважине № 22р при испытании пласта ЮС₁ испытателем КИИ-95 в интервале 2944-2949,5 м получен приток нефти с фильтратом. По ГИС пласт нефтеносный до глубины 2954,4. Учитывая это ВНК по данной залежи проведен на отметке -2900м. Размеры залежи составили 5х4км, высота 19м, тип пластово-сводовая.

На дату подсчета запасов нефти на Южно-Асомкинской структуре пробурено 5 разведочных скважин. Нефтеносность структуры была доказана испытанием разведочной скважины №6р, расположенной в центре залежи. В результате испытания пласта ЮС₁ в интервале 2948-2954м получен приток нефти 16м³/с при 14 мм штуцере. ВНК на данной залежи принимается на абсолютной отметке -2900м.

Таблица 2.2.

Характеристика залежей нефти пласта ЮС₁ Фаинского месторождения

Залежь	ВНК	Размеры	Высота залежи,м	Ср. нефт. мощность,м	Сетка раз-	Плотность
		залежи,			Буривания	сетки, га/скв
		км
Асомкинская	2911	5х10	35	6,9	500х500	25/12,5
Ср-Асомкин	2900	14х9	70	8	450х450	20
Вост-Асомкин	2900	5х4	19	4	500х500	25
Юж-Асомкин	2900	4х4	23	5,6	500х500	25
Зап. Асомкин	2900	4х7	30	4	-	-
Район скв № 29р	2900	1,5х2	14	2,2	-	-

Промышленная нефтеносность Средне-Асомкинской залежи Фаинского месторождения впервые была доказана скважиной 5р, в которой был получен безводный приток нефти с дебитом 70 м³/сут. На настоящий момент площадь практически полностью разбурена.

В юго-западной части площади ВНК в скважинах не вскрыт поскольку они находятся в чисто нефтяной зоне. Нефтеносность залежи доказана на абсолютных отметках от 2840 м до 2885 м, а дебиты нефти 2-110 т/сут. По данным ГИС, ВНК на Средне-Асомкинской площади отбивается на абсолютной отметке - 2900 м.

Так, на севере залежи в скважине № 9025 в интервале 2959 - 2969м (абс. отм.-2889-2899) получен приток безводной нефти 1.9 т/сут. На северо-востоке залежи ВНК не изменяется и отбивается на абсолютной глубине -2900, что потверждается результатами испытания разведочной скважины 20р.

2.3.1 Особенности геологического строения Асомкинской и Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения

Промышленная нефтегазоносность Фаинского месторождения связана с отложениями пласта ЮС₁ васюганской свиты верхней юры.

Пласт ЮС₁. Залегает на глубине 2960м. Пласт характеризуется зонально-слоистым строением. Коллекторами являются песчаники и алевролиты. Верхняя половина пласта, в основном, является однородным песчаным телом, а нижняя представлена чередованием песчанистых и глинистых пород, либо полностью уплотнена.

Главной особенностью Фаинского месторождения является то, что Южно-Асомкинская площадь расположена полностью в водоплавающей части, а Средне-Асомкинская и Асомкинская площади частично в чисто нефтяной. Другой важнейшей особенностью общей для всех залежей является высокая начальная пластовая температура (83⁰ С). Это обстоятельство во многом предопределяет характер разработки залежей, а также перспективу применения МУН.

Общем для всех залежей является начальное пластовое давление 29 Мпа, плотность нефти в пластовых условиях 835 кг/м³, вязкость нефти и воды в пластовых условиях, соответственно 1,04 и 0,34 мПа.

Необходимо также подчеркнуть что, нефти Фаинской группы характеризуются повышенным содержанием высокоплавких твердых парафинов, что вызывает необходимость борьбы с асфальто-смоло-парпафиновыми отложениями.

Открытая пористость пород по пласту ЮС₁ изменяется от 12до 18%, среднее значение 16%. Проницаемость варьируется в широком диапазоне: от 0,001 до 0,531 мкм² и в среднем составляет 0,024 мкм². Таким образом, по фильтрационным свойствам в пласте преобладают низкопроницаемые породы.

В результате анализа выявлены следующие особенности геологического строения Асомкинской и Соредне-Асомкинской залежей Фаинского месторождения:

- низкая проницаемость коллектора (среднее значение около 0,025 мкм²), типичная для пластов группы ЮС;

- повышенная температура пласта (более 80⁰С), что ограничивает применение потокоотклоняющих технологий на основе ПАА, но открывает широкую перспективу для применения самотермогелеобразующих композиций;

- значительная доля ВНЗ (Асомкинская площадь на 90 % находится в ВНЗ), однако проницаемость в водонасыщенной части пласта меньше, чем по нефтенасыщенной, что сохраняет перспективу применения потокоотклоняющих технологий;

- В купольной части месторождения нефтенасыщенные толщины минимальны и повышаются на восточном склоне.

Таким образом анализ особенностей геолого-физического строения пласта ЮС₁ Средне-Асомкинской и Асомкинской площадей показывает, что проблема интенсификации притока нефти и изоляции высокопроницаемых водонасыщенных зон актуальна. Повышенная температура объектов разработки требует термически стабильных составов.

2.4 Продуктивные пласты

В продуктивной части пласта ЮС₁ преобладают мелко-среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Незначительное место в разрезе занимают прослои глин и карбонатных пород. Породы-коллекторы представлены преимущественно песчаниками, для которых характерен поровый тип цемента, глинистый по составу преобладанием (до 78%) каолинита.

Открытая пористость пород изменяется от 10,5 до 19,5 %.Среднее значение пористости 15,4 % ( по 377 изученным образцам ).

Величины пористости пород-коллекторов нефтенасыщенной и водонасыщенной частей разрезов отличаются незначительно. Карбонатность отложений в среднем по пласту составляет 2,2% при вариации от 0,1 до 7,1 %. Глинистость коллекторов меняется от 8 до 21,9 %. Проницаемость пород изменяется в широком диапазоне от 0,1 до 531x10 мкм и среднее составляет 24 x 10 мкм (по 342 изученным образцам). По фильтрационным свойствам в пласте преобладают породы 4-5 классов проницаемости: коллекторы с Кпр = 10-100x10 мкм составляют 27 %, от 1 до 10 x 10 мкм - 64 %. Определение закономерностей в изменении проницаемости коллекторов по Фаинскому месторождению не отмечаются. На Средне-Асомкинской структуре наилучшие по проницаемости коллекторы фиксируются, как в сводовых участках (скв.7, 31), так и более погруженных (скв. 25,21).

Водоудерживающая способность пород, меняется от 18,4 до 90,9 %. Среднее значение составляет 45,9 %.

В табл. 2.3. показаны средние и предельные значения петрофизических параметров песчаных пород пласта ЮС₁.

Таблица 2.3.

Средние и предельные значения петрофизических параметров

песчаных пород пласта ЮС₁

Петрофиз.	В целом по пласту	По нефтенасыщен. части	По водонасыщен. части
параметры	сред	maх	min	сред	мaх	min	сред	мaх	min
Кп,%	15,4	19,5	10,5	15,5	19,5	11	15	19,2	10,5
Кпр, 10-3мкм2	24,3	531	0,1	29,9	531	0,1	10,6	73	0,4
Глинистость	8	21,9	4,6	7,5	11,5	4,6	12,9	21,9	6,4
(<0,01)%
Карбонатность,%	2,2	7,1	0,1	-	-	-	-	-	-
Водоудержив.	45,9	90,9	18,4	43,9	76,2	18,4	50,6	90,9	25,9
способность,%

Обобщим результаты геолого-геофизической изученности параметров и характеристик коллекторов этого эксплутационного объекта, а также эксплутационные и технические показатели скважин и пластов, полученные за истекший период пробной и промышленной эксплуатации Средне-Асомкинской площади, можно сформулировать следующие основные особенности выделенного эксплутационного объекта, определяющие системы разработки, методы воздействия на нефтяные залежи, выбор расчетных вариантов:

- коллекторы пласта ЮС₁ относятся к низкопроницаемым, содержащим вследствие этого трудно извлекаемые запасы нефти;

- пласт характеризуется выраженной зональной неоднородностью как по площади, так и по разрезу.

Таблица 2.4.

Характеристика толщин пласта ЮС₁ Средне-Асомкинской залежи

Площадь	Толщины, м	Наименование	Зона пласта
			Нефтяная	Водяная
Ср.Асомкин-ская	Общие	Сред. Значение	11,5	9,5
		Пределы изменения	0,6-26,8	0,6-25,6
	Эффективные	Сред. Значение	9,5	7
		Пределы изменения	0,6-25,4	0,6-20,4

С целью создания геолого-геофизической основы для изучения условий взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин с целью дальнейшего совершенствования разработки была выполнена детальная (послойная) корреляция пласта ЮС₁.

В основу корреляций разрезов нагнетательных и добывающих скважин положены данные интерпретаций материалов ГИС. В отчете с учетом качественных и количественных критериев выделены песчано-алевролитовые прслои коллекторов в интервале горизонта ЮС₁, определены общие эффективные и нефтенасыщенные толщины втабл.2.4. Обзорная карта нефтенасыщенных толщин Фаинского месторождения показана на рис.2.2.

Рис 2.2. Обзорная карта начальных нефтенасыщенных толщин Фаинского месторождения.

2.4.1 Показатели неоднородности пласта

Изучение характера распространения песчаных отложений ЮС₁ показало что на площадях Фаинского месторождения они имеют повсеместное развитие. Наибольший коэффициент относительно песчанистости характерен для пласта ЮС₁ Средне-Асомкинской площади коэффицент, где он составляет 0,74, при коэффициентах расчлененности пластов-коллекторов, меняющихся от 1 до 7. Эти данные отображены в табл. 2.5.

Таблица 2.5.

Площадь	Ср. коэфф. песчанист., доли ед.	Кол-во прослоев коллекторов	Ср. коэф-т расчленности,доли ед.
Средне-Асомкинская	0,74	592	4,3

Рассмотрев зональное строение пласта ЮС₁ Фаинского месторождения можно сформулировать следующие выводы:

Продуктивный пласт ЮС₁ представлен песчаными пропластками с подчиненными прослоями уплотненных или заглинизированных пород.

В продуктивной части разреза выделено четыре песчаных слоя-1,2,3,4, характеризующихся различной выдержанностью по площади. На отдельных участках песчаные слои сливаются в единый пласт.

Зафиксированы участки на которых коллекторы пласта ЮС₁ отсутствуют.

Зоны отсутствия коллекторов увеличиваются вниз по разрезу и по площади.

2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

В процессе разведки и эксплуатацией горизонта ЮС₁ Фаинского месторождения производился отбор проб нефти и газа как в поверхностных условиях, так и в пластовых.

По данным НГДУ “Юганскнефтегаз“ наиболее изучены глубинными поверхностными пробами Средне-Асомкинская и Асомкинская площади, фактически являющиеся единой залежью. Плотность нефти изменяется от 0,829 до 0,843 т/м^-3, газовый фактор от 54м^-3/т до 68м^-3/т, объемный коэффициент от 1,166 до 1,236.Средние значения этих велечин приведены в табл. 2.6.

Разгазированные нефти малосернистые (1%), парафинистые (2,18%). Содержание смол -до 5,96%, выход фракций до 300⁰С - 48,1%.

Растворенный в нефти газ метанового состава (63,8%). Содержание этана-13,2%, пропана - 13,4%, бутанов - 2,17%. Для нефтей характерно преобладание нормального бутана над изобутаном и в меньшей степени пентана и изопентана. Свойства и состав нефти в табл.2.7.

Таблица 2.6.

Результаты исследования пластовой и дегазированной нефти

Средне-Асомкинской площади

Наименование	Размерность	Средне-Асомкинская Площадь
Период исследования	Годы	1978-1989
Кол-во исследованных скв-н	Скв.	6
Кол-во исследованных проб	Шт.	30
Плотность пластовой нефти	кг/м3	746
Вязкость пластовой нефти	Мпа*с	0,88
Объемный коэффициент		78,7
Продолжение табл. 2.6.
Плотность дегазированной нефти	кг/м3	835
Вязкость дегазированной нефти	МПа*с	5,33
Начало кипения	0С	64
Содержание:
серы		1
парафина		2,13
смол селикагеновых		5,96
температура плавления парафинов	0С	68-72

Таблица 2.7.

Свойства и состав нефти Средне-Асомкинского месторождения

Наименование	Индекс пласта ЮС1
	Диапазон	Среднее значение
Пластовое давление, Мпа	29,6-29,9	29,8
Пластовая температура, 0С	-	95
Давление насыщения,Мпа	8,2-10,5	9,4
Газосодержание,м3/сут	68-90	79
Газовый фактор при условии сепарации, м3/сут	61-75	68
Объемный коэффициент	1,185-1,273	1,229
Плотность нефти, кг/м3	751-773	762
Продолжение табл. 2.7.
Объемный коэффициент при Условии сепарации	1,147-1,207	1,177
Вязкость нефти, Мпа*с	-	1,14
Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м3	830-837	834

2.6 Запасы нефти и газа

Балансовые запасы нефти и газа по Фаинскому месторождению в целом, а также по Средне-Асомкинской и других площадей в отдельности подсчитаны тематической партией подсчета запасов АО” Юганскнефтегаз” и утверждены ГКЗ РФ по состоянию на 1.01.97 г.

Фаинское месторождение частично разбурено, а Средне-Асомкинская залежь практически полностью по эксплутационной сетке скважин. Этот факт нашел свое отражение в классификаций запасов по промышленным категориям. В - 54%, С1- 38%, С2 - 6,8%.

Так как северная часть Средне-Асомкинской площади находится в пределах затопляемого участка, неподлежащему разбуриванию по экологическим причинам, то по решению ГКЗ РФ запасы нефти и газа находящиеся в этой зоне переведены из балансовых в забалансовые. Подсчетные параметры, а также велечины запасов по категориям приведены в таблице 2.8. и 2.9.

На текущий момент запасы нефти на балансе ВГФ на 1.01.98 числятся по категорий С₁+С₂ в объеме 11,897 млн.т от НИЗ.

Практически все запасы (98,5%) относятся к разведанным - категорий С₁.

Таблица 2.8.

Наименование	Запасы нефти, тыс. т
	С1	С2	С1 +С2
Балансовые	35555	819	36374
Извлекаемые	11733	164	11897
КИН	0,33	0,2	0,327

Остаточные извлекаемые запасы, с вычетом накопленного отбора 3,032 млн.т, оцениваются в объеме 8,865 млн.т. или 75% от НИЗ. Кратность запасов низкая -10. Высокий темп отбора от НИЗ и ТИЗ 8,6% и 10,4% соответственно.

Анализируя выше перечисленное, можно сделать вывод, что при бездействий половины фонда, из-за экономической нестабильности НГДУ “ЮНГ“, низкая кратность запасов показывает на несоответствие утвержденных и фактически содержащихся объемов извлекаемых запасов.

2.7 Гидрогеологическая характеристика. Водоносные комплексы

Фаинское месторождение приурочено к Западно-Сибирскому артезианскому бассейну. В вертикальном разрезе бассейна выделяют пять гидрогеологических комплексов: четвертичный (первый), турон-нижнеолигоценовый ( второй ), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский ( четвертый ), и юрский ( пятый ).

Характерной чертой разреза рассматриваемого района является то,что турон-олигоценовый комплекс представлен в глинистых фациях и на 80-90 % не водоносен. Кроме этого, в гидрогеологическом плане, турон-олигоценовый комплекс является региональным водоупорным и делит весь разрез артезианского бассейна на два этажа, различных по гидрогеологическим особенностям. То есть, первый и второй комплексы образуют верхний этаж, а отложения третьего, четвертого и пятого комплексов - нижний.

Фаинское месторождение в гидрогеологическом плане изучено достаточно. Химический состав вод показан в таблице 2.10.

Пятый водоносный комплекс

Воды комплекса преимущественно гидро-карбонатно-натриевого типа с минерализацией 15,5-22,6 г/л.

Четвертый водоносный комплекс

Включает отложения ачимовской пачки, верхи мегионской, вартовскую и низы алымской свиты. Дебиты колеблются от 1,0 до 205,6 м3/сут. Воды в нижней части гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией 14,7-18,2 г/л.

Третий водоносный комплекс

Объединяет отложения сеномана, альба и апта. Дебит достигает 786 м3/сут. Воды безсульфатные с минерализацией 17,1 г/л.

Второй водоносный комплекс

Является в изучаемой зоне региональным водоупором.

Первый водоносный комплекс

Охватывает породы алымской, новомихайловской, туртасской свит и четвертичные отложения.

Дебит воды из данного комплекса колеблется от 65 до 850 м3/сут. Минерализация вод 0,15-0,6 г/л.

Таблица 2.10.

Химический состав пластовых вод мезозоя по Фаинскому месторождению.

Пласт	Юрский	Ачимовский	Сеноманский
Плотность,г/см3	1,008-1,021	1,012	1,001
РН	6,2-8,4	7,5	7,8
Минерализация, г/л	15,5-22,6	1 7,6	17,8

Особенность разреза рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценый гидрогеологический комплекс здесь почти не водоносен, так как на 80-90% представлен глинистыми породами. В гидрогеологическом отношении комплекс рассматривается как региональный водоупор и делит весь разрез артезианского бассейна на два резко различных по своим гидрогеолгическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

Фактическое состояние разработки. Месторождение разрабатывается 15 лет.

Добыча нефти до 1994 года значительно отставала от проектных уровней. Существенную роль в этом сыграло отставание освоения систем ППД и худшие добывные возможности пласта, чем предполагалось.

В 1992 году на низкопродуктивных юрских отложениях была опробована эффективная технология интенсификации притока ГРП. После проведения ГРП продуктивность скважин увеличилась в 3 - 4 раза. Всего на месторождении проведено 179 ГРП, в результате которого дополнительно отобрано 1561 тыс.т. В 1999 году добыто 1273 тыс.т нефти. Стадия обводненности средняя - 37%.Табл.3.1.

Бездействующие скважины составляют почти половину фонда. Причинами простаивания фонда являются: прекращение фонтанирования и отказ насосов из-за недостатка пластовой энергии, консервация части скважин во избежание размораживания коллекторов в зимнее время.

Текущее пластовое давление немного (270 атм.) ниже начального (290 атм.). При том годовая и накопленная добыча жидкости скомпенсирована закачкой воды на 144%. Это свидетельствует об отсутствии учета закачиваемой воды на месторождении. Падение пластового давления произошло из-за позднего освоения системы ППД и месторождение в течение 6 лет разрабатывалось на истощении пластовой энергии.

Таблица 3.1.

Наименование	ЮС1
Добыча нефти, тыс.т, за 1999 г Накопленная Ср.дебит дейст.скв.нефти, т/сут. Ср.дебит дейст.скв.жидкости, т/сут. Обводненность, % Добывающий фонд, всего в т.ч. действующий Нагнетательный действ фонд Закачка воды, тыс.м3, за 1999 г Накопленная Темп отбора от НИЗ, % от ТИЗ, % Отобрано от НИЗ, % ОИЗ на 1 добыв скв., тыс т На 1 действ скв., тыс т Компенсация текущая, % Накопленная, % Пластовое давление, атм. начальное На 1.01.2000г Соотношение добывающих и нагнетательных скважин	1273 7023 26,3 40,5 37 310 180 82 2836 10903 6,4 10,4 60 50 64 144,9 254,2 290,0 263,0 2,1

Характеристика фонда скважин

Пласт ЮС1 Средне-Асомкинской площади разрабатывается с 1989 года. В течении 1990-1992 г.велось интенсивное разбуривание площади. В эти годы из бурения вводилось 43-78 скв. в год, тем не менее годовая добыча нефти в период с 1990-1992 г.г. существенно не изменялась и варьировала в диапазоне 125-208т.т. Основной причиной тому следует считать, то, что действующий фонд скважин, несмотря на большие объемы бурения, изменялся незначительно, т.к. некоторая часть скважин находилась в бездействии. С 1993 г. добыча нефти возрастает и своего максимума достигает в 1998 г., когда из пласта было извлечено 1424 тыс.т нефти. Столь интенсивный рост производительности скважин объясняется прежде всего тем, что с 1993 г. на площади начато крупномасштабное проведение гидравлических разрывов пласта. Мероприятие способствовало увеличению дебитов нефти в несколько раз по сравнению с предшествующим.

Максимальный уровень добычи нефти, жидкости и закачки приходится на 90-91г.г.(рис.3.1.), начиная с этого момента происходило резкое сокращение действующего фонда скважин. На данный момент в работе находится 160 добывающих и 90 нагнетательных скважин.

3.2 Текущее состояние разработки

На текущий момент Средне-Асомкинская площадь полностью разбурена и практически исчезла условная граница между Асомкинской и Средне-Асомкинской площади и кроме того произошло сочленение Средне-Асомкинской площади на востоке с Восточно-Асомкинской, а на юге с Южно-Асомкинской. Асомкинская площадь находится на более поздней стадии разработки.

Из табл. 3.2,3.3,3.4,3.5 видно, что на декабрь 1999г дебиты по Средне-Асомкинской площади стали выше, чем по скважинам Асомкинской площади, где ГРП не осуществлялось.

Однако является преждевременное обводнение добываемой жидкости. Поскольку важнейшим отрицательный моментом массового применения ГРП критерием применимости потокоотлоняющих МУН наряду с коллекторскими свойствами является текущая обводненность продукции реагирующих скважин, важным представляется анализ динамики обводнения.

Средне-Асомкинская залежь разрабатывается с 1989 г. с начала разработки добыто 7035,2 млн. т. нефти (данные по 2000г). Проектный КИН 33%, текущий 16,3%. В последние годы темп отбора вырос до 9%. Это связано с тем, что на Средне-Асомкинском месторождении в 1992-1998г было проведено около 177 операций ГРП фирмой “Юганскфракмастер” и 40- предприятием “Интрас“, что кардинально сказалось на показателях разработки месторождения.

Бурение новых скважин на Средне-Асомкинской площади с 1997 г. прекращено. Если рассматривать в динамике фонд скважин по годам, то можно отметить фонд добывающих скважин на текущую дату снизился на 7% по сравнению с 1997 г., но при этом действующий фонд скважин и нагнетательный неуклонно растет

3.3 Характеристика закачки воды

Закачка воды в продуктивные отложения Средне-Асомкинской площади начата в 1989 г., т.е. в первый же год разработки. До 1992 г. нагнетание осуществлялось в основном в очаговые скважины, численность которых распределялась по годам следующим образом: 1989 г. - 3 скв., 1990 г.- 5скв.

1991г - 7скв.

Начиная с 1992 г. фонд нагнетательных скважин неуклонно растет и на текущую дату под закачкой находится 82 скв. и практически сформирована трехрядная система.

Реагирующими считались те скважин, по которым прослеживается рост отбора воды, увеличение обводненности.

В скважинах № 455 и 463 на 06.2000 г. обводненность продукций возросла, в первой до 15 %, а во второй - до 30%. Из всех исследуемых скважин это пожалуй, наиболее существенные изменения в показателях эксплуатаций. В остальных случаях отмечается лишь незначительный рост обводненности. Однако по подавляющему большинству скважин вообще незафиксировано никаких изменений, позволяющих определить влияние нагнетательных скважин. Поэтому те скважины, где прослеживается рост отборов воды, либо увеличивается обводнёность, все-таки считаются реагирующими. Таковыми стали скв.403,593, 373, 1754, 9087 и 9132. Из этих скважин особое внимание заслуживает скв.1754. C 08.1995 г. ежемесячно из скважины отбиралось около 200 т. воды, исключение составляет сентябрь, когда продукция была безводная

В предыдущее время объемы воды не превышали 10 т. в месяц.

Возможно причиной столь существенного увеличения объемов отбираемой воды стало повышение количества нагнетаемой в пласт воды по скважине 1759. Но необходимо учесть, что 01.1998 г. в скв.1754 был проведен ГРП, в связи с чем могло произойти отмеченное явление.

Обобщая изложенное, можно сделать следующие выводы:

увеличение объемов нагнетаемой воды существенно не сказалось на показатели работы окружающих добывающих скважин;

по-видимому, основной причиной этого является более низкая проницаемость пласта ЮС1 по сравнению с соседними площадями, в то же время пласт более однороден, т.е. отсутствуют высокопроницаемые прослои, по которым бы происходил прорыв воды

Начиная с 1994 г. начало резкого увеличения годовой закачки и своего пика достигает в 1997 г. когда было зафиксирована максимальная величина годовой закачки 3200 тыс.м³. По состоянию на 1.01.2000 г. закачка воды составляет 3050 тыс.м³ при обводненности 39%.

Накопленная добыча нефти составляет 7205,8 тыс.т, что составляет 57,7 % от извлекаемых запасов. Сопоставляя эту величину с картой суммарных отборов можно заметить что основная доля отборов приходится на западную и центральную части площади. Восточная часть менее дренируется.

Подводя итог анализу закачки воды можно сделать следующие выводы:

залежь дренируется неравномерно;

обводненность добываемой продукции не столь высока, на 1.01.2000 г. 39 %;

увеличение объемов закачки не оказало существенного влияния на работу окружающих скважин.

3.4 Прогнозирование показателей разработки на период 2000 - 2004гг.

За расчетный период предполагается:

значительную часть бездействующего фонда скважин ввести в эксплуатацию;

увеличение объемов закачиваемой воды в 1,3 раза относительно 2000 г. из-за низкого пластового давления;

компенсацию отборов жидкости закачкой воды уменьшать постепенно с 127% до 105% по мере восстановления пластового давления до начального.

Максимальные уровни оцениваются в объеме:

добычи нефти - 1169 тыс.т (2000г );

добычи жидкости - 2248 тыс.т (2000г.);

закачки воды - 2626 тыс.м3(2003г.).

Перевода на механизированную добычу скважин, интенсификации добычи спуском высоконапорных УЭЦН 50-2000,УЭЦН80-2000,УЭЦН 5-125-1800,в исключительных случаях УЭЦН5А-250-1800.

3.5 Основные положения основного и дополнительных реализуемых проектных документов

По Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения составлены три проектных документа и технологическая схема :

1.Проект пробной эксплуатаций Средне-Асомкинского месторождения

( СургутНИПИнефть,1987 г.)

2.Проект пробной эксплуатаций Южно-Асомкинского месторождения, с определением плановых показателей для Асомкинского и Средне-Асомкинского месторождений (СургутНИПИнефть), 1988г.

3.Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатаций Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения ( СибНИИНП, 1990г.)

4.Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990г.). В проекте пробной эксплуатации 1988 г. уточнялись решения предыдущего проектного документа (1987 г.), с учетом результатов испытания новых скважин из разведочного и эксплутационного бурения.

Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на момент составления проекта составляли:

по категорий С₁-балансовые 7347 тыс.т, извлекаемые - 2426 тыс.т;

по категорий С₂- балансовые 21737 тыс.т, извлекаемые - 7173 тыс.т;

в целом по С₁+С₂ - балансовые 29084 тыс.т, извлекаемые - 9599 тыс.т;

коэффицент нефтеизвлечения -0,33.

В работе предусматривалось:

- подтверждение принятой ранее системы разработки - площадной 9-ти точечной с расстоянием между скважинами 500 м;

ввод месторождений в разработку переносился с 1988 на 1989 год.

проектный фонд скважин:

- по категорий С₁- общий 69 скв. ( в т.ч. 4 разв.),из них 52 добывающие ( в т.ч.4 разв.), 17 нагнетательных ; резервный фонд 13 скв.;

- по категорий С₂- общий 143 скв. (в т.ч. 1 разв., из них 107 добывающие ( в т.ч. 1 разв.) и 36 нагнетательных;

- резервный фонд 28 скв.;

- в целом С₁+С₂ - общий 212 скв. (в т.ч. 5 разв ), из них 159 добывающий ( в т.ч. 5 разв. и 53 нагнетательных; резервный фонд 41 скв;