Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на объекте БВ10 Самотлорского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

CОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава 1. Общая часть

1.1 Общие сведения о районе

1.2 История открытия и освоения месторождения

Глава 2. Геологическое строение Самотлорского месторождения

2.1 Стратеграфия

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоностность

2.4 Гидрогеология

2.5 Литологофизизическая характеристика продуктивных пластов

2.6 Состав и физические свойства нефти и газа

Глава 3. Состояние разработки месторождения

3.1 Основные проектные показатели

3.2 Фактическое состояние разработки

3.3 Методы регулирования разработки месторождения

Глава 4. Технология гидравлического разрыва пласта

4.1 Теория гидравлического разрыва пласта

4.2 Методы повышения нефтеотдачи

4.3 Технология проведения ГРП

4.4 Жидкости разрыва

4.5 Расклинивающие материялы ( пропанты )

4.6 Оборудование для проведения ГРП

4.7 Выбор скважин для проведения ГРП

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Гидравлический разрыв является одним из самых распространенных технологических приемов закачивания скважин. Хорошее значение применяемых материалов и технологий процесса - ценное достояние каждого работника нефтяной промышленности.

Гидровлический разрыв играет основную роль в увеличении запасов и ежедневной добыче нефтяной промышленности в 1947 году на газовом месторождении «Хуготон» на скважине « Келпер 1» расположенной в графстве «Грант» в Канаде.

Первые промышленны работы по гидроразрыву были проведены в 1949 году . В течении последних 10 лет на месторождениях США при процессах гидроразрыва было введено в нефтяные пласты более 540000 тонн отсортированного песка. В 1958 году при гидровлических разрывах пласта было использовано около 570 000 м3 жидкости и 135000 тонн песка. В результате большинства работ по гидроразрыву получены приросты дебитов нефти и процессы оказались экономически выгодны.

Теория гидроразрыва развивалась на протяжении ряда лет . совершенствование технологии и оборудования, создание новых химических компонентов , проведенные в период после первого воздействия, выполненного в 1947 году, к настоящему времени превратили гидроразрыв пласта (ГРП) в операцию с надежно предсказуемым результатом. Нет сомнений, что дальнейшее развитие техники и исследования приведут к новым достижениям в этой области.

ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ.

1.1 Общие сведения о районе

Климат территории Самотлорского месторождения относится к резко континентальному типу, для которого характерны суровая зима, короткая и бурная весна, непродолжительное лето и короткая осень. Указанному типу климата свойственны также поздние весенние и ранние осенние заморозки, короткий безморозный период, резкие колебания температуры.

Среднегодовая температура воздуха составляет -3 С. Среднемесячная температура наиболее холодного месяца (февраля) -22 С, а самого жаркого месяца (июля) +17 С. Абсолютный максимум температуры в июле составляет +30 С, абсолютный минимум в декабре -50 С. Годовая амплитуда абсолютных температур, таким образом, достигает 80 С.

Господствующее направление ветров в течение года - западное, юго-западное. Летом преобладают северо-западные, северные ветры: зимой южные, юго-западные. Средняя годовая скорость ветра - 3,6м/с, в осенние и весенние месяцы наибольшая из среднемесячных скоростей ветра достигает 4 м/с, а наименьшая из среднемесячных отмечается в феврале - 3,1м/с. Повторяемость безветренной погоды (0-0,5м/с) составляет 5%, то есть за год отмечается 18 дней штилевой погоды.

Территория Самотлорского месторождения нефти расположена в центре Западно-Сибирской равнины. По геоботаническому районированию этот район относится к таежной зоне, подзоне средней тайги. Тобольской физико-графической провинции, Юганской подпровинции. В своей основе провинция представляет озерно-аллювиальную и аллювиальную равнину, сложенную с поверхности преимущественно среднесуглинистыми покровными отложениями, представленными озерными слоистыми глинами, или легкосуглинистыми алевролитами и песчаными толщами. Равнина слабо рассечена, только приречные территории характеризуются более значительным расчленением, что вызвано врезом долин в поверхность равнины. Абсолютные отметки местности преимущественно составляют 81-

-93,2 мБс, в долинах ручьев 53,3-70 мБс.

Поверхностные воды месторождения представлены густой сетью рек и ручьев, являющихся притоками реки Вах, незначительный уклон местности отмечается в южном направлении. Скорость течения реки Вах 0,55-0, м/сек. Дно песчаное, берега крутые иногда обрывистые (высота обрывов достигает 3-6м). Отмечается значительное количество проток и озер-стариц. Как уже отмечалось, направление течения широтное, причем русло ее сильно меандрирует. Территорию месторождения пересекают реки. Ширина их незначительна.

Как показали полевые исследования территории месторождения, химический состав поверхностных вод свидетельствует об отсутствии значимого антропогенного загрязнения. Значительного количества в пробах достигает лишь содержание железа, что является характерной чертой большинства естественных водоемов данного региона (1,4-1,62 м/л). месторождение гидроразрыв пласт самотлорский

Количество углеводородов в исследованных пробах относительно невелико и фактически является фоновым, несмотря на некоторое превышение ПДК, что связано с поступлением в воду органических веществ, образующихся в результате гниения торфов и древесины.

Почвы территории месторождения представлены в основном суглинками, а также торфяниками различной мощности по заболоченным понижениям. В долинах рек, особенно реки Вах, отмечается наличие обширных песчаных плесов. Растительность территории представлена в основном смешанным лесом (сосна, береза, осина и др.). Подлесок густой, высотой до 5 метров. Древесная растительность представлена в русловых частях рек или в пределах приподнятых участков. По окраинам болот и ручьев произрастают угнетенные формы сильно разряженных сосново-березовых лесов и кустарники. В целом же лесные массивы имеют ограниченное распространение.

Безлесные пространства естественного происхождения представлены, в основном, отдельными заболоченными массивами, в составе которых, помимо сфагновых мхов, преобладают осоки, пушица и вересковые кустарники, а также заболоченными долинами ручьев с хорошо развитым травяным ярусом, представленным, главным образом, осоками.

Процессы естественного восстановления растительности в районе месторождения протекают достаточно интенсивно. Это позволяет отнести район месторождения к территориям с относительно высокой экологической устойчивостью.

Запасы дикоросов (в основном брусники и клюквы), на территории месторождения невелики и промыслового значения не имеют.

К настоящему времени основные работы по рубке леса под промысловые объекты и коридоры коммуникаций на месторождении практически завершены.

Как до начала обустройства, так и в настоящее время в населении наземных позвоночных животных территории месторождения, преобладают представители класса земноводных - остромордая лягушка, серая жаба и сибирский углозуб, суммарная численность которых достигает более 16тыс. особей/км2. Менее многочисленны млекопитающие - их обилие на территории месторождения в среднем около 7тыс. особей/км2, причем более 99% их численности приходится на мышевидных грызунов и насекомоядных ( в основном на красную полевку, обыкновенную и средних бурозубок). Из охотничье-промысловых видов наиболее обычны белка (более 10 особей/км2) и заяц-беляк (около 6 особей/км2). Кроме того, на территории месторождения обитает 10-12 особей горностая, 1-3 особи соболя, 3-4 особи норки (по долинам ручьев), возможны встречи лося и медведя. Плотность населения птиц на месторождении колеблется в пределах 400-500 особей/км2) и глухарей.

Существующее обустройство месторождения практически не отразилось на фауне непромысловых наземных позвоночных животных - их потери от изъятия части местообитания практически полностью компенсировались за счет, так называемого "опушечного эффекта"- увеличения численности в связи с появлением просек, вырубок и прочих неоднородностей среды.

К настоящему времени не существует достоверных сведений об обитании на территории месторождения животных, занесенных в Красную книгу. Однако, потенциально здесь могут обитать или встречаться на пролете черный аист, орлан-белохвост и беркут.

В данном районе находятся аэропорт, железнодорожный вокзал и речной порт.

1.2 История открытия и освоения месторождения

Впервые обоснованный прогноз о перспективе на нефть в Западно-Сибирской низменности был сделан И.М. Губкиным в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932г. и в Москве в 1934г в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти. Основываясь на статистическом анализе приуроченности нефтяных месторождений к определенным геотектоническим элементам, он в качестве первоочередного объекта для поисков залежей нефти на севере Сибири признал Обский район.

Работы треста "Востокнефть" в период с 1934г по 1937г на территории Западно-Сибирской низменности были обобщены и сделаны выводы о формировании структур в мезозоцских и кайнозойских отложениях.

Результатом всех нефтегазопоисковых работ в Западно-Сибирской низменности является возникновение убежденности у многих ведущих геологов в высокой перспективности этой территории. Поэтому в послевоенный период, как только появилась возможность выделения технических средств, в Западно-Сибирской низменности начались в крупном масштабе планомерные нефтегазопоисковые работы. Реализация плана региональных работ позволила изучить геологическое строение мезо-кайнозойских отложений, дать сравнительную характеристику неф-тегазоносности районов и открыть месторождения нефти и газа.

Месторождение введено в разработку в мае 1969 года на основании технологической схемы разработки первоочередного участка, составленной Гипротюменьнефтегаэом (протокол бюро ЦКР №184 от10.06.68г.) В 1970 году ВНИИ и Гипротюменьнефтегазом была составлена принципиальная схема разработки месторождения.

После утверждения первого подсчета запасов ГКЗ СССР в течение 1973-1975гг. в существующие проектные документы по разработке месторождения вносились коррективы, касающиеся очередности и порядка разбуривания. 1976г. СибНИИНП и ВНИИ составлена "Технологическая часть комплексной схемы разработки Самотлорского месторождения". На момент составления указанной схемы на месторождении было пробурено 1695 скважин (38 % от проектного числа), добыто 240,7 млн.т нефти. Обводненность составила 8,2 %. За 1975 год было добыто 87,1 млн .т нефти против 60 млн .т по проекту.

Максимальная добыча нефти по ОАО "Нижневартовскнефтегаз" (в современных лицензионных границах) была достигнута в 1980 году и составила 150275 тыс.т при обводненности 24,2 % и отборе НИЗ 29,4 %. Максимальный годовой объем бурения в период интенсивного освоения месторождений составил 2267тыс. метров (1987г). Максимальный отбор жидкости составил в 1989 году 516318 тыс .т при действующем фонде добывающих скважин 8012. При этом объеме добываемой жидкости об-воднность нефти составила 85,8%. Количество неработающих добывающих скважин составляло 677 скважин или 7,8 %.

По состоянию на 1.01.99г. по 7 разрабатываемым месторождениям ОАО 4Нижневартовскнефтегаз" отобрано 2152,2 млн.т нефти или 66,96^ от начальных извлекаемых запасов нефти. Обводненность за 1998 год составила 92,32%. Добыча нефти в 1998 году составила 18108 тыс .т. при отборе жидкости 235030 тыс. т. Количество действующих добывающих скважин составило 5402, а неработающих добывающих - 47,3% или 4511 скважин, в т.ч. в бездействии 4103 скважины.В нагнетательном фонде действовало 1576 скважин, а не работали 1335 скважин или 45%. Добыча нефти в 1998 году составила 12% от максимума.

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ САМОТЛОРСКОГОМЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратеграфия

Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м.

Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний-морскими.

Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргилитов,алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя-аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (нелловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 м.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4м.

Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти-черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом "Б". Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя-сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников , алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нифтеносными. Мощность толщи достигает 80м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8. Мощность свиты 326-370м.

Вартовская свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше-толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргелитов.Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8. Общая мощность вартовской свиты до 400м.

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя-сложена аргиллитами темно-серйми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВТ. Общая мощность отложения алымской свиты 67-84м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сено-манского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела преимущественно глинистыми осадками ее верхнего отдела преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская,тавдинская свиты,) мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м. Четвертичные отложения-супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытой поверхности осадков журавской свиты , мощность их достигает до 125м.

2.2 Тектоника

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западносибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черногорскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475 м. и имеют амплитуду порядка 50-100 м.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой -2200 м. Все локальные стуктуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой -2120м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Самотлорская структура имеет наибольшую амплитуду (100). Ее вершина это наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой-2120м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе-2220м имеет размеры 32-40 км, амплитуда 150 м.

По кровле горизонта БВ8 структурный план Самотлорского куполовидного поднятия почти полностью повторяет структуру по кровле пласта БВ10. Но, однако, отмечается незначительное выполаживание по сравнению с горизонтом БВ10.

Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1 . Белозерное, Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским,с севера и востока оконтуриваются изогипсом-1690м и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского поднятия. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1 градуса 45 минут.

Отдельные части Самотлорской структуры несколько различаются по истории развития.

Общим для всех участков является интенсивный рост в сравнение молодое время. Так, около 60 % амплитуды Мартовского поднятия сформировалось за послеэоценовое время. На собственно Самотлорской части амплитуда послеэонового времени составляет 40 % современной амплитуды пласта БВ 8, а на Белозерной - 50 %. Таким образом, Самотлорская структура в целом по сравнению с другими структурами Нижневартовского свода является более молодой.

2.3 Нефтегазоносность

Основной промышленный потенциал месторождения связан с нижнемеловыми отложениями (мегионская, вартовская и алымская свиты), включающими продуктивные горизонты БВ10, БВ8, АВ4-5, АВЗ-2, АВ1.

Помимо этого промышленная нефтеносность подчиненного значения установлена в пласте ЮВ1-1 (васюганская свита верхней юры), в горизонтах БВ1-2 и БВ9 (мегионская свита, валанжинский ярус), а также в горизонте АВ6-7 (вартовская свита, барремский ярус).

Признаки нефтеносности (керн, показания каротажа), не оцененные в промышленном отношении, отмечены в горизонтах БВ1-1 ( восточный участок), БВО, АВ8 (центральный и западный участки месторождения) .

Повышенные кажущиеся сопротивления (до 12-20 Ом.) песчано-алевролитовых пропластков, интерпретируемые как показатели их нефтегазоносности, широко распространены в разрезе покурской свиты в скважинах, расположенных на центральных участках месторождения. Особенно многочисленны такие пропластки в средней части покурской сбиты. По данным испытаниям трех объектов покурской свиты в скважине 1002 получены лишь притоки газа или газа с водой.

Долевое содержание запасов нефти промышленных категорий, средние глубины залегания кровли нефтеносных песчаников и дебиты нефти, полученные при испытании разведочных скважин, по отдельным горизонтам и пластам приведены в таблице №1.

Наибольшей продуктивностью характеризуются горизонты БВ8 и АВ4-5 (см. табл. №1.).

Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ6-7, АВ4-5, АВ2-3, АВ1 и в сеноманском ярусе. Кроме того, в присводной части месторождения отмечаются скопления газа в отложениях палеоцена (талицкая свита ),образовавшиеся,предположительно , за счет перетоков по аварийным стволам и закаленному пространству некачественно зацементированных скважин из отложений сеномана-апта.

Запасы свободного газа подсчитаны по отложениям баррема (горизонты АВ6-7, АВ4-5, АВ2-Э) и апта (горизонт АВ1). При этом к промышленным категориям (С1) отнесены запасы свободного газа лишь последних двух горизонтов. Подавляющая часть запасов свободного газа промышленной категории (85,8 %) содержится в горизонте АВ17.

Таблица № 1

Долевое содержание запасов нефти промышленных категорий по горизонтам и пласта Самотлорского месторождения.

Горизонт пласт	Ср. глубина кровли нефтеносных песчаников	Доля запасов нефти %	Дебиты нефти при испытании, м3/сут от -до
		балансовые	Извлекаемые
АВ1	1700	10,80	-	0,8-33,8 /Р 90атм
АВ2-3	1700	15,90	16,7	3/Р 40атм -237/8
АВ4-5	1700	17,60	19,4	5/Р 48атм-329/12
АВ6-7	1745	0,20	0,2	55/8
БВ8-0	2085	4,2	5,0	7/Р 42 ат 176/8
БВ8	2100	25,4	31,8	48/8-329/12
БВ9	2270	-	-	8,4/Р 38ат
БВ10-0	2200	1,5	1,4	04/Р 101 ат -75/Р 51ат
БВ10	2200	5,2	4,9	15/4-160/8
БВ12	2260	-	-	5/8
Ю1-1	2520	0,2	0,1	63/8-202/8

2.4 Гидрогеология

Самотлорское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.

Подземные воды месторождения можно условно подразделить на подземные воды зоны аэрации и зоны насыщения. Зона аэрации охватывает верхние, не насыщенные водой слои грунтов, включая почву от дневной поверхности до уровня грунтовых вод. Грунтовые воды залегают на первом выдержанном по площади водоупорном пласте.

Грунтовые воды питаются путем инфильтрации через зону аэрации атмосферных осадков, фильтрация воды водотоков, озер и конденсации водяного пара. Грунтовые воды распространены на всей территории месторождения, тяготеют к рыхлым четвертичным отложениям и участвуют в питании поверхностных вод, легко доступны для практического применения.

Месторождение относится к зоне избыточного увлажнения, и глубина залегания грунтовых вод, практически, находится на нуле от дневной поверхности. Уровень грунтовых вод испытывает сезонные и многолетние колебания, связанные с режимом питания и разгрузки.

Минерализация грунтовых вод весьма различна: от свойственной пресным водам до характерной для солоноватых или даже соленых вод. Подземные воды зоны аэрации наиболее подвержены загрязнению.

Напорные подземные воды, залегающие в водоносных горизонтах между водоупорными пластами глубже горизонта грунтовых вод, занимают комплексы отложений четвертичного и палеогенового возрастов и относятся к верхнему гидрологическому этажу. Эти воды характеризуются низкой минерализацией и активным водообменом. Под толщей глинистых пород верхнего мела и палеогена расположен нижний гидрологический этаж, включающий в себя три водоносных комплекса: юрский, апт-сеноманский и валанжинский. Подземные воды, приуроченные к этому этажу, находятся в обстановке затрудненного водообмена. Для них характерна существенная минерализация и напоры, высокая температура, газонасыщенность и повышенная концентрация микроэлементов.

Для рассматриваемого района характерно наличие в разрезе платформенного чехла мезокайнозоя пяти гидрогеологических комплексов, три из которых (юрский, валанжинский и апт-альб-сеноманский) представляют основной интерес с точки зрения нефтегазоносности.

Юрский гидрогеологический комплекс представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Минерализация вод колеблется от 8,5 до 27,9г/л. Воды хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типа.

Валанжинский гидрогеологический комплекс включает водоносные отложения мегионской, вартовской и низов алымской свит. Минерализация воды изменяется от 19,6-22,2 г/л в верхах комплекса, до 29,2-30,3 г/л в средней его части. По типу воды хлоридно-кальцивые.

Апт-сеноманский гидрогеологический комплекс литологически представлен переслаиванием песков, песчаников и алевролитов с глинами и аргиллитами и имеет толщину около 900м. Песчаники этого комплекса характеризуются высокими значениями пористости (на сосед них месторождениях до 42%) и проницаемости (до 12 10 м2). На Северо-Покачевском месторождении данный комплекс не опробован. На Восточно-Сургутской, Самотлорской и Ваньеганской площадях пластовые воды комплекса имеют минерализацию 17,0-23,8 г/л (хлороидно-кальциевый тип). Содержание основных компонентов натрия и хлора не превышает, соответственно, 9 и 14г/л. Растворенный газ пластовых вод имеет метановый состав с содержанием метана до 94 % и его гомологов - 0,5 %. Из негорючих компонентов содержание азота достигает 3,7 % ,углекислого газа -1,6 %.

Результаты лабораторных экспериментов показывают, что использование апт-сеноманских вод для заводнения при разработке нефтяных месторождений повышает нефтеотдачу по сравнению с водами из поверхностных источников.

В верхнем гидрогеологическом этаже, имеющим толщину до 320м и сложенном песчано-алевролитовыми и глинистыми отложениями, выделяются два водоносных комплекса: алтым-новомихайловский и четвертичный. Воды указанных горизонтов пригодны к использованию для водоснабжения.

Воды сеноманского комплекса используются как источник заводнения нефтяных пластов, а также имеют бальнеологическое значение.

2.5 Литологофизическая характеристика продуктивных пластов

На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах: AB1/1-2, AB1/3, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВО, БВ1, БВ2, БВ7, БВ8/0, БВ8/1-3, БВ1-0, БВ19-22, ЮВ1-2.

Пласт AB1/1-2.

Залеж пласта AB1/1-2 имеет контур нефтеностности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Ме-гионскую, Ватинскую, Северо-Покурскую и др. В основном, пласт AB1/1-2 представлен сильно глинистым, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми "рябчиковыми" породами с а сп i 0.35-0.6. Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по Апс > 0,6 эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапозоне 8-10м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20м и более.На границе замещения монолитных песчаниках эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины "рябчика" по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины "рябчика" изменяются в среднем в пределах 5-10 м, к северу в районе разведочных скважин 78,67,77, толщины увеличиваются до 10-20м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34,26.

ВНК по пласту принят на а.о.-1675,0-1698,Ом: на западном склоне структуры -1765,0-1680,Ом: на восточном отмечается

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоностности. Отметка ГНК-16Пм. Размер газовой шапки 34-24км, высота 90м. Нефтяная часть имеет размеры 65-40 км, Высоту 80м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт AB1/3

В пласте AB1/3 выделяются три литологических типа:

1) глинистые песчаники типа "рябчик" с характеристикой а пс= 0.35-0.6.

2) тонкое чередование песчано-глинистых пород-прослои с а пс >0.6, толщиной менее 4м.

3) монолитные песчаники-прослои с а пс 0.6 и толщиной свыше 4м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте ABI/3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятия слабоглинистые коллекторы пласта AB1/3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятия бурением выявлены зоны, где пласт AB1/3 полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеностности пласта ABI/3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке -1611м. Залеж пласта АВ1/3 в пределах контура нефтеностности имеет размеры 56-38км, высоту 140м. Размеры газовой шапки 20-17км, высота 60м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ2-3.

Продуктивный горизонт АВ2-3 отделяется от нижезалегающего АВ4-5 пачкой арголлитов различной мощности. Однако граница между пластами АВ2-3 и АВ4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещатся аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ2-3 и АВ4-5 изменяются в широких пределах от 1 до 34м.

В связи с особенностями строения горизонта АВ2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толшин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о.-1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках 1610-1611м. Размеры газовой шапки составляют 14,5-9,5км, высота 41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.

Размеры нефтяной части 52-32км, высота 80м, средняя нефте-насыщенная толщина 9,3м. Залеж по типу является пластово- сводовой.

Пласт АВ4-5.

Залеж продуктивного пласта АВ4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлрском, мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском 54м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.

Залеж полностью разбурена эксплуатационными скважинами. ВНК колеблеца в пределах 1670-1690м. ГНК отбивается на а.о. 1612,0--1615,0м. Для залежи горизонта АВ4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обцсловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.

Размеры газовой шапки составляют 3,5-1,5км, высота 9м, средняя газонасыщенная толщина 2,7м. Размеры нефтяной части 28-21км, высота 70м, нефтенасыщенная толщина 18,3м. Залеж по типу является Пластово- сводовой, практически массивной.

Пласт БВ8.

В горизонте БВ8 сосредоточена самая крупная залеж на Самотлорской площади, являются основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ8 разделен на четыре пласта БВ8/0, БВ8/1, БВ8/2 БВ8/3. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ8/0, пласты БВ8/2 и БВ8/2 практически " сливаются" в единый монолитный пласт, а БВ8/3 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или "сливается" с коллекторами пластов БВ8/1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ8/0 и БВ8/1-3.

Залежь в пласте БВ8/0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке 2075м. В северной (район скв. 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки 2080м. Залеж пластово-сводовая: размеры залежи 43--27км, ее высота 155м, нефтенасыщенная толщина 4,3м.

Залежи в пласте БВ8/3-1 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках 2071-2081м. Размеры залежи 39-26 км, высота 150м, нефтенасыщенная толщина 17,3м.

Пласт БВ10.

Продуктивный горизонт БВЮ характеризуется значительной лито-логической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г. по данному горизонту выделялось два пласта БВ10/0 и собственно БВ10, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ1-0/0 и БВ1-0 по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются,на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако,сохраняется тенденция,установленная ранеев процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ1-0/0 ) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встечаются линзы коллекторов среди плотных пород ,но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены колле кторы основного пласта БВ1-0, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям Самотлорская залежь горизонта БВЮ сливается с Мыхпайским в аналогичном пласте(на юго-западе и юге), а на юго-восточной переклинами залежь "раскрывается" в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры опускаются до 2190-2195м, к своду поднимаются до 2150-2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 40-21км, высота 144м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7,9м. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном.

Пласты ЮВ1/1-2 и ЮВ1/1

Промышленные запасы нефти пласта ЮВ1/1-2 установлены:

На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках 2316(север) и 2310 м(юг), в среднем на отметке 2313м. Размеры залежи 6,0-3,0 км, высота 66 м, средняя нефтенасыщенная толщина 13,5м, тип залежи пластово-сводовый.

На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а. о. 2451м, на юго-западе на а.о. 2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Разверы залежи 3,4--2,4км, высота 55м, средняя нефтенасыщенная толщина 12,2м.

По материалам ГИС и опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ1/1 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.

На Мартовской площади установлены 4 залежи нефти: в районе скважин 792, I056-P, 35004, 39988. ВНК по залежам приняты соответ-ствено на а.о. 2445м , 2429м ,2320м ,2323м , 2388 .

На Леванской площади выделены 4 залежи нефти: в районе скв. 163-P, 250576, 17662, 25985. ВНК по залежам принято, соответственно: 2482м, 2466м, 2471м, 2467м.

На Солнечной площади установлены две залежи: в районе скв. 162-P, 34244. Водонефтяной контакт отбивается на а.о. 2476м и 2490м.

На Вилье-нтовской площади выделена залежь нефти в районе скважины 160-P. ВНК отбивается на а.о. 2476м. Залеж имеет размеры 3,2-1,5 км, высота 8м.

На Белозерной площади установлено две залежи: в районе скв. 1047-P и 13903. ВНК принят на а.о. 2322м и 2369м, соответственно.

На Северо-Белозерной площади выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 6II94, 7039.

Залежь в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК с севера на юг и проводится на а.о. 2399м, 2404м. Размеры 1,4-3,5км, высота 28м.

В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке 2352м. Размеры залежи 1,1-0,75км, высота 7м.

Залежь в районе скважины 6II94 имеет ВНК на а.о. 2353м. Размеры 1,6-0,9м, высота 11м.

На залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245, ВНК принято на отметке 2345м. Размеры залежи 1,4-0,7км, высота 11м.

Все залежи пластовые, сводовые.

2.6 Состав и физические свойства нефти и газа

Нефть-горючее ископаемое, сложная смесь главным образом углеводородов с примесью высокомолекулярных органических кислородных сернистых и азотистых соединений, обычно представляющее собой маслянистую жидкость красно-коричневого, иногда почти черного цвета, существенно изменяющее физические и технологические свойства в зависимости от химического состава: плотность от0,75 до 0,97, температура кипения от 74 до 170°С, температура вспышки от 17 до 100° С и выше, температура застывания от -20 до +20 С, фракционный состав от практически бензинового до лишенного бензина, групповой состав от практически чисто метанового до преобладающе ароматического.

Высокомолекулярные органические соединения существенно влияют на характер и перемещения УВ по пластам в процессе разработки залежей . К ним относятся нафтеновые кислоты с общей формулой С n H2n-1 СООН ( n=5,6,9 ) , смолы, асфальтены, парафин и др. В виде микрокомпонентов в связанной формуле присутствуют хлор, иод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, ванадий, никель, свинец, железо и прочее. Всего в нефти установлено более 40 микроэлементов, общее содержание которых редко превышает 0,02-0,03%.

Выделенные из различных нефтей УВ относятся к трем главным ря -дам: метановому ( алканы, парафины), нафтеновому ( циклопарафины, цикланы) и ароматическому (арены).

По содержанию серы нефть делится на классы: малосернистые ( серы до 0,5%), сернистые ( 0,51-2,0%) и высокосернистые ( более 2,0%); по содержанию смол - на подклассы: малосмолистые ( смол менее 18%), смолистые ( 18-35%) и высокосмолистые ( более 35%); по содержанию парафина - на типы: малопарафинистые ( парафина менее 1,5% по массе), парафинистые ( 1,51-6,0%) и высокопарафинистые (-более 6%). При отценке общего содержания парафина в нефти необходимо определять давление и температуру начала его кристаллизации, так как в процессе разработки при изменении пластовых давления и температуры парафин может выпадать и осаждаться в поровом пространстве, ухудшая фильтрационные свойства пластаколлектора.

Состав нефти характеризуется содержащимися в ней фракциями. Фракционный состав отражает содержание ( по объему или по массе) отдельных фракций, выпадающих в определенных температурных интервалах ( преимущественно для нефтей) или до определенной температуры ( преимущественно для конденсатов). Для таких нефтепродуктов, как автомобильные и авиационные бензины, керосины, дизельные топлива, нормируются: температурный интервал начала и конца кипения, температуры, при которых отгоняются 10, 50, 90 и 97,5% от загрузки и остаток.

Обычно выделяют фракции по следующим температурным интервалам начала и конца кипения: 40-180 С - авиационный бензин, 40-205 С -автомобильный бензин, 200-300 С - керосин, 270-350 С - лигроин, 400С - мазут, выше 500 С - гудрон. УВ, содержащееся в нефти. до температуры 300 С выкипают не более чем на 50%, содержащиеся в конденсатах - на 65-100%. Физические свойства нефти. Плотность нефти рн-масса ее m в единице объема V: рн = m/v .

Единица плотности - кг/м3.

Плотность пластовой нефти-масса нефти, извлеченная из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Обычно равна 800-950 кг/м3 , и с увеличением газосодержания нефти и температуры уменьшается против плотности сепарированной нефти на 20-40% и больше .

По плотности пластовые нефти делятся на легкие (менее 0,850 г/смЗ) и тяжелые (более 0,850 г/смЗ). Нефти плотностью выше 1г/см3 называются мальтами.

В России плотность нефтей и нефтепродуктов определяется при температуре 20 С и соотносится с плотностью дистиллированной воды при 4 С (относительная плотность ).

Вязкость это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую, кинематическую и относительную (условную) вязкость нефти.

В Международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость измеряется в Па с ( паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1м/(с м) на 1м2 слоя действует сила трения 1 H. Кинематическая вязкость V представляет собой отношение динамической вязкостим к плотности . Единица измерения кинематичаской вязкости -м2/с.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости жидкости к вязкости дистиллированной воды (вязкость которой при 20°С равна 1,0008 мПа с). Ее определяют вискозиметром Энглера и измеряют в ВУ.

Зная плотность нефти, по формуле определяют ее динамическую вязкость при температуре .

Вязкость пластовой нефти-свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей.

Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0,2 до 2000 мПа С и более. Наиболее распространнены значения 0,8-50 мПас. Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов, особенно высокомолекулярных: возрастает с увеличением давления, повышением молекулярной массы нефти, с увеличением количества растворенного азота.

Газосодержание пластовой нефти (пластовый газовый фактор). S-количество газа Vr : растворенного в единице объема пластовой нефти Vnн, измеренное в стандартных условиях и сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном давлению насыщения или снижении пластового давления ниже давления насыщения: S=

Газосодержание выражают в мЗ/мЗ и определяют при дегазировании проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300-500 мЗ/мЗ и более. Для большинства залежей нефти газосодержание равно 30-100мЗ/мЗ.

Давление насыщения (начало парообразования) пластовой нефти-давление, при котором начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения: недонасыщеной если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от их состава и пластовой температуры.

Природные углеводородные газы представляют собой многокомпонентные смеси предельных УВ вида и неуглеводородных соединений: азота, углекислоты, сероводорода, инертных газов ( Не, Аг ), паров ртути и меркаптанов. Основной компонент - метан СН4 . Содержание его достигает 98%. В состав природных углеводородных газов входят также этан С2Н6, пропан С3Н8,, нормальный бутан -n-С4Н10 , изобутан i -C4H10 и более тяжелые гомологи метана, объединенные в зависимости от способа их определения как пентаны ( С5+ высш.) или гексаны ( С6+ высш.).

В стандартных условиях ( 0,1МПа и 20°С) УВ от метана до бутана находятся в газообразном состоянии. В пластовых условиях пентан и высшие могут находиться в растворенном состоянии в газах. При снижении давления и температуры они выделяются в виде жидкой фазы называемой конденсатом. Газы, содержащие не более 75г/м3 тяжелых УВ ( С3Н4 ), относят к"сухим", более 150 г/м3 - к "жирным".

Содержание сероводорода в газах изменяется от первых единиц до нескольких десятков процентов. Газы с высоким содержанием сероводорода являются сырьем для получения элементарной серы. Содержание углекислого газа колеблется от долей процента до нескольких процентов, в некоторых газах более 50%. Повышенные концентрации его свойственны газам месторождений, приуроченным к более молодым отложениям. Наиболее часто объемное содержание азота в газовых залежах составляет 0,4-12,5%. Гелия обычно содержится от 0,01 до 0,2%, иногда 0,8-1,8%. Концентрация аргона в свободных газах 0,001--1%. В свободных газах ряда месторождений установлено присутствие ртути.

Природные газы подразделяют на следующие группы: добываемый из чисто газовых месторождений - сухой газ, свободный от тяжелых УВ; добываемый вместе с нефтью ( растворенный или попутный) физическая смесь сухого газа пропан-бутановой фракции ( жирного газа) и газового бензина; добываемый из газоконденсатных месторождений -смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Конденсат состоит из большого числа тяжелых УВ ( С5 + высш..,С6 + высш.ит.д.), из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые а иногда и более тяжелые масляные фракции; газ газогидратных залежей.

Молекулярная масса вещества - отношение массы молекулы данного вещества к 1/12 массы атома изотопа углерода 12С; безразмерная величина.

Количество вещества в граммах ( килограммах), равное молекулярной массе, называется молем ( киломолем). Объем моля для всех газов постоянен и равен при стандартных условиях 22,4 м³.

Относительная плотность природного газа (по воздуху)-отношение плотности газа к плотности воздуха , взятых при одинаковых температуре и давлении. Плотность воздуха , при стандартных условиях 1,293 кг/м3 , молекулярная масса 29. С ростом температуры плотность газа уменьшается, а с повышением молекулярной массы и давления растет.

Теплота сгорания газа измеряется количеством тепла (кДж), которое выделяется при сжигании 1м или 1кг газа. Высшая теплота сгорания соответствует сухому газу (без паров воды), низшая влажному (с парами воды). Теплота сгорания УВ растет с увеличением молекулярной массы.

Средняя теплота сгорания для природных газов равна 35160 кДж/м3.

Вязкость газа - сила внутреннего трения, возникающая между двумя слоями газа, перемещающимися параллельно друг другу с раз -личными по величине скоростями. Вязкость углеводородных газов незначительна. Вязкость сухого газа при О С составляет 13-10 Па-с, воздуха 17-10 Па-с.

ГЛАВА 3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Основные проектные показатели

Месторождение введено в промышленную разработку в мае 1969 года на основании технологической схемы разработки первоочередного участка, составленной Гипротюменнефтегазом была составлена принципиальная схема разработки месторождения, утвержденная приказом Миннефтепрома от 16.06.1970г. №281.

После утверждения первого подсчета запасов в ГКЗ СССР (в марте 1971г. балансовых и в марте 1972г. извлекаемых) в течении 1973--1975гг. в существующие проектные документы по разработке месторождения вносились коррективы, касающиеся очередности и порядка разбуривания. В 1076г. СибНИИНП и ВНИИ составлена "Технологическая часть комплексной схемы разработки Самотлорского месторождения", принятая ЦКР (протокол №478 от 24.03.76г.). На момент составления указанной схемы на месторождении было пробурено 1695 скважин (38% от проектного числа), добыто 240,7 млн.т нефти. Обводненность составила 8,2%. За 1975 год было добыто 87,1 млн.т нефти против 60 млн. т по проекту. Основные утвержденные показатели разработки предусматривали:

-максимальный проектный уровень добычи нефти по Самотлорскому месторождению в границах ОАО "Нижневартовскнефтегаэ" 133,636 млн.т достигался в 1979 году и сохранялся в течении 4-5 лет. Уровень, превышающий проектный максимальный составил в 1980 году 150,3 млн.т продолжался выше проектного в течении 6 лет (с 1978 по 1983г включительно). Было утверждено 7786 скважин, рекомендовано также разукрупнение горизонта Б8 на 3 объекта (Б8-З.Б8 1-2, Б8-0), бурение самостоятельных сеток скважин на пласты группы А и группы Б, организация барьерного заводнения для “отсечения” газа газовой шапки пластов А2-3 и A1, усиление линейной системы воздействия в зонах низкой продуктивности очаговыми скважинами.

Ко времени составления "Проекта разработки Самотлорского месторождения" (1982г.) "Комплексная схема разработки" (1971г.) была реализована по проектному фонду скважин на 69% (пробурено 5372 скважины), система заводнения освоена на 57%, в т.ч. линейная на 95%. В "Проекте разработки 1981 года", утвержденном коллегией Миннефтепрома (протокол №46 от 26.08.1982г.), с учетом АО "Черногорнефть" предусматривалась годовая добыча нефти (без выделения Мыхпайской площади) 1982г.-144,2 млн.т (фактически-143,8млн.т), 1985г.-НО,9 млн.т (фактически-110,9 млн.т), 1990г.-57 млн.т (фак-тически-62,9 млн.т). Проект рекомендовал выделение 10 объектов разработки (Б10,Б8-3,Б 8 1-2,Б8-0,А4-5,А2-3,А1 ,А6-7,Б19,Ю1).

По пласту AI 1-2 "рябчик" рекомендовано проводить опытнопро-мышленные работы для оценки его добывных возможностей (в "Проекте разработки 1993 года" при существующей системе налогообложения, затратах и ценах на нефтепродукты не был обоснован выбор эффективных технологий его разработки).

На основе новых данных о запасах, утвержденных в ГКЗ СССР в 1987 году, был составлен и утвержден в июне 1993 года "Уточненный проект разработки Самотлорского газонефтяного месторождения" - ныне действующий проектный документ, принятый ЦКР Минтопэнерго РФ ( протокол от 2 июня 1993г. №1541) в качестве дополнения к "Проекту разработки 1981 года". В этом проектном документе предусматривается выделение 8 эксплуатационных объектов (A1-3 + опесчаненные отложения палеодельты,А2-3,А4-5,Аб-8,Б8,Б10,Б10-22,Ю1): пласт БО-2 разрабатывается возвратным фондом.

Общий проектный Фонд-18760 скважин, в т.ч. 11949 добывающих,4608 нагнетательных и 2203 резервных, из них в границах ОАО "Нижневартовскнефтегаз" - 15682 скважины, в т.ч. 10825 добывающих, 4117 нагнетательных и 740 резервных. В феврале 1996 года на государственную экспертизу был представлен и рассмотрен проект федеральной целевой программы "Технологическая реконструкция Самотлора", разработанной по поручению Правительства Российской федерации. Большая часть невыработанных (остаточных) запасов нефти относится к категории "трудноизвлекаемых", характеризующихся высокой себестоимостью добываемой нефти и низкой ее конкурентноспособностью на внутреннем и внешнем рынках. Экспертный совет одобрил проект федеральной целевой программы и рекомендовал подготовить проект Соглашения "О разделе продукции при разработке Самотлорского месторождения".

В апреле 1998 года СибНИИНП представил на рассмотрение ЦКР Минтопэнерго Российской федерации "Технико-экономические показатели добычи нефти, газа и реконструкции Самотлорского месторождения на условиях СРП". ЦКР приняла второй вариант указанного документа ( протокол от 29.04.98г. №2253) в качестве технико-экономической основы для составления Соглашения о разделе продукции, обеспечивающие рациональную разработку месторождения в соответствии с законами Российской Федерации "О недрах".

Для выполнения проектной динамики добычи нефти предусмотрены следующие мероприятия: среднегодовой уровень добычи нефти 17,5 млн.т в течении 20 лет за счет :

1. Выполнения комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на достижение утвержденного коэффициента нефтеотдачи,

Ввода из бездействия в течение трех лет 1505 добывающих и 795 нагнетательных скважин для восстановления разбалансированной системы разработки,

3. Бурение 4583 новых добывающих и нагнетательных скважин, в т.ч. 2317 горизонтальных, а также зарезку боковых стволов в количестве 3245 скважино-операций для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти,

4. Проведения 1500 скважино-операций по гидроразрыву пласта,

5. Системного воздействия, сочетающего гидродинамические методы регулирования и физико-химические методы воздействия на продуктивные пласты с целью повышения нефтеотдачи, в объеме 33771 скважино-операций.