Самотлорское нефтяное месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство государственного общеобразовательного учреждения

высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Машиностроительный техникум

ОТЧЕТ

по производственной практике

Студент: Клеваков В.А.

Тюмень 2010

1. Введение

Географо-экономический очерк

Самотлорское нефтяное месторождение - крупнейшее в Западной Сибири и России - находится в Нижневартовском районе Ханты- Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу р. Оби. Территория месторождения сильно заболочена. Растительность представлена смешанными лесами, с преобладанием хвойных пород.

Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Наиболее холодным месяцем года является январь(-50°), самым теплым - июль (+30°).

По характеру атмосферных осадков территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 400мм. Высота снегового покрова на открытых участках составляет 0.8-1.0 м, а на заселенных -1.6 и более метров. Толщина ледяного покрова колеблется от 40 до 80 см.

Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион и другие - расположены по берегу р. Оби.

Плотность населения низкая, коренное население - ханты и манси - ведет полукочевой образ жизни, занимается оленеводством, рыболовством и охотой.

В пределах месторождения имеются дороги с бетонным покрытием, по которым круглогодично возможно движение всех видов транспорта.

Геолого-геофизическая изученность района работ

Геофизическим работам предшествовала государственная геолого-геоморфологическая съёмка масштаба 1:1000000, проведённая в 1949-1952 г.г., и бурение опорных скважин. Результаты этих исследований, когда были установлены общие закономерности геологического строения региона, послужили основой для проведения дальнейших, более углублённых геолого-геофизических работ. Площадные сейсмические работы МОВ осуществлялись в 1957-1966 г.г. Глубокое поисковое бурение с целью обнаружения залежей нефти и изучения геологического строения началось с 1961 года.

Геологическое строение месторождения

Геологический разрез месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: доюрских образований и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Осадочные породы общей толщиной до 3 км залегают на размытой поверхности доюрского складчатого основания.

Номенклатура свит и пачек, слагающих разрез месторождения:

Доюрские образования

Палеозойский структурный этаж вскрыт разведочными скв. 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно метаморфизованными глинистыми, глинисто-слюдистыми и кремнисто-глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены.

Юрская система

Отложения юрской системы, несогласно залегающие на доюрском основании, представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены континентальными отложениями тюменской свиты, толщина которой достигает 220-250 м.

Верхний отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты) представлен преимущественно морскими осадками. Васюганская свита (келловей-оксфорд) литологически делится на две части. Нижняя - сложена аргиллитами и имеет толщину до 30 м. Верхняя часть, имеющая толщину до 45 м, представлена преимущественно песчано-алевролитовыми породами, с которыми связана нефтеносность (горизонт ЮВ₁).

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами с прослоями известняков и включениями глауконита. Толщина свиты - до 4 м.

Баженовская свита, сложена битуминозными аргиллитами толщиной около 20 м.

Меловая система

Меловая система представлена всеми стратиграфическми единицами.

Нижний мел сложен отложениями мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) литологически делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами. На них залегает ачимовская толща, представленная тонким и весьма сложным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В составе толщи выделяется до 9 пластов, индексируемых сверху вниз от БВ₁₄ до БВ₂₂, из которых 4 последних в пределах Самотлорского месторождения содержат промышленные запасы нефти. Толщина ачимовской толщи достигает 80 м. Выше залегают преимущественно песчаные породы, в составе которых выделяются пласты БВ₈ - БВ_12. Промышленно-нефтеносными являются пласты БВ₈ и БВ₁₀. В пределах Самотлорского месторождения с мегионской свитой связаны отложения клиноформенного комплекса. Толщина отложений свиты: 326 - 370 м.

Вартовская свита подразделяется, на две подсвиты. С ней связан в пределах всего месторождения шельфовый этап осадконакопления. В основании нижней подсвиты отложения представлены переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов, слагающих пласты БВ₇ и БВ_6. Пласт БВ₇ нефтеносен. Разрез верхней части подсвиты представлен также чередованием разнозернистых песчаников, алевролитов и глинистых пород, образующих до пяти самостоятельных пластов, из которых в трёх (БВ₀, БВ₁, БВ₂) содержатся промышленные залежи нефти. Общая толщина нижней подсвиты, составляет около 240 м.

Верхняя подсвита вартовской свиты подразделяется на две части. В составе нижней части выделяется три песчаных пласта АВ₈, АВ₇ и АВ₆, с которыми связаны залежи нефти и газа. Верхняя часть подсвиты, характеризуется существенно большей песчанистостью, причем выделяемые в её разрезе пласты АВ_4-5 и АВ_2-3 имеют значительные эффективные толщины (свыше 50 м) и улучшенные коллекторские свойства песчаников и крупнозернистых алевролитов. Общая толщина вартовской свиты до 400 м.

Алымская свита состоит из двух частей. Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами и выделяется в разрезе как пласт АВ₁, который в подошвенной части представлен менее глинистыми разностями (пласт АВ₁³), а в кровельной части более глинистыми и тонкозернистыми разностями пород сложной текстуры (пласт АВ₁^1-2). Верхняя подсвита, сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Общая толщина отложений алымской свиты достигает 80-85 м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках (пласт ПК₁) залегает газовая залежь. Толщина свиты до 720 м.

Отложения верхнего мела представлены преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит толщиной 250-300 м.

Палеогеновая система

Состоит в нижней своей части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 м. Выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Их толщина составляет от 235 до 240 м.

Четвертичная система

Отложения четвертичной системы представлены супесями, суглинками, песками, торфом, залегающими на размытой поверхности осадков журавской свиты. Толщина отложений достигает 125 м.

Тектоника

Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения Западно-Сибирской плиты, в пределах которой выделяют три структурных этажа.

Нижний - соответствует палеозойскому и допалеозойскому времени, соответствует геосинклинальному этапу развития.

Средний - пермо-триасового времени, формировался в период парогеосинклинали.

Верхний - мезо-кайнозойский осадочный чехол, формировавшийся в платформенных условиях длительного погружения фундамента.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой -2350-2375 м и имеют амплитуды 50-100 м.

По кровле горизонта БВ₁₀ Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой -2200 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская структура оконтурена изогипсой -2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее: 12 х 15 км, амплитуда - около 70 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части - до 2⁰2'. По кровле горизонта БВ₈ в структурном плане Самотлорского поднятия намечается определенное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ₁₀. Более существенные изменения структурного плана отмечаются по кровле самого верхнего продуктивного горизонта АВ₁, согласно которому Приобская, Белозерная, Нижневартовская и Мартовская структуры практически сливаются с Самотлорской, оконтуриваясь с севера и востока изогипсой -1690 м, на западе и юго-западе - изогипсой - 1660 м, оставаясь «раскрытыми» в сторону Аганского и Мегионского поднятий. Углы наклона крыльев достигают 1⁰45', амплитуда по отношению к западному крылу - около 110 м, восточному и северному - 160 м. В целом Самолотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32 40 км, амплитуду - около 150 м.

Месторождения

146 - Южно-Ярайнерское, 152 - Восточно-Покачёвское 2, 173 - Южно-Выинтойское, 175 - Селивоникское, 1 77 - Повховское, 205 - Южно-Повховское, 210 - Южно-Сардаковское, 219 - Могутлорское, 220 - Рославльское, 225 - Западно-Муготлорское 3,228 - Южно-Рославльское, 231 - Новоаганское, 233 - Чухлорское, 234 - Восточно-Покачёвское 1, 239 - Щучье, 242 - Северо-Егурьяхское, 243 - Курраганское, 245 - Егурьяхское, 246 - Голевое, 247 - Южно-Егурьяхское, 248 - Южно-Курраганское, 250 - Гуньеганское, 252 - Малоключевое 1, 254 - Большое-Самотлорское, 255 - Аганское, 258 - Восточно-Никольское, 259 - Малочерногорское, 260 - Никольское, 261 - Западно-Аганское, 262 - Среднечерногорское, 263 - Черногорское 2, 266 - Малое Южно-Аганское, 267 - Ершовое, 269 - Руфьеганское, 270 - Северо-Ватинское, 272 - Южно-Аганское, 274 - Западно-Сороминское, 276 - Северо-Сороминское, 278 - Сороминское, 279 - Северо-Тарховское, 280 -Южно-Тарховское, 281 - Западно-Тарховское, 283 - Западно-Пылинское,	284 - Пылинское, 289 - Северо-Ореховское 3, 291 - Северо-Ореховс-кое 2, 295 - Рямное, 296 - Хохловское, 297 - Северо-Ермаковское, 299 - Фобосское, 3 02 - Восточно-Ореховское, 303 - Чехлонейское, 346 - Варьеганское, 348 - Ваньеганское, 349 - Айеганское, 356 - Восточно-Валюнинское, 359 - Вонтерское, 367 - Западно-Варьеганское, 379 - Ининское, 389 - Маловарьеганское, 3 91 - Новомолодежное, 393 - Малоключевое 2, 394 - Лорьеганское, 395 - Мыхлорское, 396 - Малоновогоднее, 409 - Северо-Варьеганское, 410 - Саем-Тахское, 427 - Тагринское, 432 - Ставропольское, 438 - Тюменское, 439 - Тульеганское, 452 - Эниторское, 454 - Южно-Варьеганское, 455 - Южно-Вэнгапурское, 461 - Северо-Молодёжное, 463 - Южно-Эниторское, 499 - Аригольское, 501 - Максимкинское, 506 - Валюнинское, 512 - Узунское, 513 - Верхнечерногорское, 515 - Восточно-Охтеурское, 532-Западно-Новомолодёжное

Структурные карты по кровлям и подошвам коллекторов строились по всем скважинам путем вычитания толщин от стратиграфических поверхностей до кровель и подошв соответствующих пластов.

В результате данной методики структурных построений установлено, что залежь пласта АВ₁^1-2 раскрывается в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий. По пласту АВ₁³ залежь раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена прогибом от соответствующих залежей Северо-Ватинского и Усть-Вахского месторождения по изогипсе -1689 м, а от Аганского месторождения по изогипсе -1685 м. Залежь пласта АВ_2-3 раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе -1685 м.

Анализ выполненных структурных построений по Самотлорскому месторождению полностью подтвердил вывод об унаследованном характере развития структур в нижнемеловых и юрских отложениях на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. До времени формирования пласта АВ₈ коэффициент соответствия структур, рассчитанный по методике, изложенной в работе, составлял 0.996-0.999.

Это определило совпадение структурных планов по многим пластам названных отложений при незначительном выполаживании их вверх по разрезу (рост структуры по отложениям баженовской свиты за данный период геологического времени составил 23 м).

В период формирования пластов группы АВ₇-АВ₁ активизация конседиментационных тектонических процессов и масштабные сдвиговые тектонические движения оказывали существенное влияние на формирование структурного плана и песчано-глинистых тел.

В результате сдвиговых процессов коэффициент соответствия структур уменьшился до 0.982. Процессы сдвиговой тектоники в пределах Самотлорского месторождения, являвшегося масштабной динамически напряженной зоной, испытывающей сдвиг и сжатие, привели к формированию складок волочения с простиранием с юго-востока на северо-запад, большого числа локальных структур III-IV порядков, основного Самотлорского поднятия. Последующая (постседиментационная) сдвиговая тектоническая активность привела к смещению блоков в северо-восточном и юго-западном направлениях.

Нефтегазоностность

За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ₀ поделен на два подобъекта БВ₀¹ и БВ₀², выделены объекты БВ₃, БВ₄, БВ₇¹, БВ₇², БВ₁₆, БВ_17-18. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности. Материалы бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин вкупе c углубленными эксплуатацонными скважинами способствовали уточнению подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов. Число подсчетных объектов составляет 26.

Ниже приводится краткая характеристика залежей с учётом данных, полученных в процессе доразведки и бурения эксплуатационных скважин за период 1987 - 2000г. Для удобства изложения материала объекты рассматриваются сверху вниз, а индексация залежей осуществлена по выделенным структурным поднятиям с её сохранением по материалам подсчета запасов 1987 г.

Подавляющее большинство выделенных залежей нефти и газа отнесено к пластовому сводовому типу. Термин "массивная" применен к залежам с подошвенной водой, или вскрытым одной-двумя скважинами, в которых условный ВНК принимался по подошве "самого низкого" нефтенасыщенного интервала. В случаях значительного по площади экранирования залежей зонами отсутствия пород-коллекторов они относились к структурно-литологическому типу.

Особо следует остановиться на трудностях, встреченных при обосновании первоначального положения ВНК многих залежей, которые в основном связаны с повышенным залеганием водонасыщенных прослоев. Главными природными факторами этого явления, с учетом накопившегося опыта подсчета запасов нефти многопластовых месторождений, являются: линзовидное залегание таких прослоев, тонкослоистый характер строения подсчетных объектов в конкретных скважинах и повышенная глинизация разреза пластов, обусловившая получение притоков воды при положительной характеристике их по данным ГИС. Нередко, особенно в слабо разбуренных залежах, ВНК в общепринятом понимании установить не удавалось, поэтому он принимался по усредненным абсолютным отметкам подошвы нефтенасыщенных интервалов. Для таких залежей использовался термин "условный раздел нефть-вода".

При сравнении параметров залежей одних и тех же по номенклатуре пластов как группы АВ, так и БВ, с данными по подсчету запасов 1987 года, следует иметь в виду, что при выполнении настоящей работы изменились стратиграфические разбивки между пластами и горизонтами. Таким образом, сравнение площадей и средних параметров отдельно по пластам носят отчасти условный характер.

При геометризации залежей в настоящем отчете использовались практически все разведочные и эксплуатационные скважины, поэтому линии контуров, ограничивающих газовые и нефтяные залежи, значительно более дифференцированы, чем ранее выполненных работах по подсчету запасов.

Залежь газа пласта ПК₁

Залежь приурочена к кровле покурской свиты сеноманского яруса и занимает сводовую часть Самотлорского месторождения. Залежь вскрыта значительным числом скважин. Газонасыщенность уверенно определяется по временным замерам РК. Газоводяной контакт (ГВК) принят на абсолютной отметке -845 м. по данным ГИС и результатам опробования пласта в единственной скв.1г, в которой из интервала а.о. -839,3- - 841,1 м был получен свободный приток газа 518,7 тыс.т.

Залежь массивного типа, её размеры: 6,0х4,0 км, высота - 24м.

В связи с отсутствием новых данных запасы по залежи не пересматривались.

Залежи горизонтов группы АВ

Эта группа включает ряд разнохарактерных в геолого-промысловом отношении горизонтов и пластов: АВ₁, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇ и АВ₈. Наиболее значимыми среди них являются первые три, образующие единую и уникальную по своим размерам нефтегазовую залежь с обширной газовой шапкой. Три последующих пласта имеют второстепенное значение в силу своего ограниченного развития по площади и небольших толщин.

Особенности геологического строения определили характер распределения коллекторов и положения ВНК залежей. В целом, отложения пластов АВ_2-8 формировались в условиях обширной мелководной дельтовой равнины. Наиболее резкая латеральная изменчивость разреза характерна для отложений пластов АВ_6-8, что привело к формированию относительно изолированных шнурковых песчаных тел, нефтяные и газовые залежи в которых сформировались в результате последующих тектонических процессов. Следовательно, залежи этих пластов относятся к структурно-литологическим. Резкое латеральное замещение песчаных тел явилось причиной формирования изолированных залежей, связанных с постседиментационными локальными структурными поднятиями. Отдельные нефтенасыщенные песчаные линзы в силу описанных выше особенностей геологического строения могут встречаться на разных абсолютных отметках. Следовательно, ВНК залежей будут «неустойчивыми» (свойственно индивидуальным залежам). Покрышкой являются весьма тонкослоистые пачки, глинистый материал которых образует покровные отложения.

Существенные изменения связаны со временем формирования отложений пласта АВ_4-5. В это геологическое время происходило интенсивное поступление обломочного материала с большой долей песчаной фракции. Процесс седиментации сопровождался активизацией тектонических процессов, на фоне которых отложения авандельты и дельты проградировали с юго-востока на северо-запад. Песчаные тела представлены фациями авандельты (массивные песчаники), дельтовых каналов и устьевых баров.

Поскольку поступление песчаного материала было обильным, то повсеместно имеется гидродинамическая связь в латеральном направлении. По вертикали гидродинамическая связь менее совершенна из-за наличия локально развитых глинистых прослоев. Активность процессов седиментации существенно снизилась в конце времени формирования пласта АВ_4-5, в которое на территории месторождения была развита обширная дельтовая равнина, пересекаемая отдельными, но достаточно мощными, вероятнее всего субаэральными, дельтовыми каналами.

Отложения пласта АВ_2-3 связаны с активным осадконакоплением в условиях дельтовой равнины, где отложения представлены фациями шнурковых песчаных дельтовых каналов, баров и фациями тонкослоистого разреза, залегающими между шнурковыми телами. Песчанистость разреза относительно высокая, следствием которой является наличие вертикальной и горизонтальной связности разной степени совершенства.

Отложения пласта АВ₁³ представлены переходными фациями, формировавшимися при углублении морского бассейна, уменьшении доли песчаных фракций в поступающем обломочном материале, активизации сдвиговой тектоники, формировавшей складки волочения северо-западного простирания.

Процессы углубления моря и сдвиговой тектоники наибольшее влияние оказали на формирование отложений пласта АВ₁^1-2. Глинистые песчаники здесь представлены фациями покровных отложений. Мощные песчаные тела на востоке месторождения образовались на завершающей стадии формирования пласта АВ₁^1-2 в результате лавинной седиментации.

В результате описанных тектоно-седиментационных процессов сформировалась единая гидродинамическая система для пластов АВ_1-5, имеющая один ВНК и ГНК.

Залежи пластов БВ₀ - БВ₇

В стратиграфическом отношении эти пласты относятся к нижней части вартовской свиты нижнего мела. Среди 8 пластов, выделяемых в её разрезе, промышленно нефтеносными на Самотлорском месторождении являются БВ₀¹, БВ₀², БВ₁, БВ₂, БВ₇¹ и БВ₇²

Пласты БВ₀-БВ₇ формировались в условиях неглубокого моря в краевой части шельфа (пласт БВ₇) и шельфовой равнины. Отложения пласта БВ₇² откладывались при кратковременной трансгрессии, сместившей область наиболее активной седиментации на восток. В это время на территории Самотлорского месторождения песчаный материал представлен фациями разрозненных песчаных валов, имевших простирание с юго-запада на северо-восток. Песчаные валы разделены обширными полями глинистых отложений. В результате сформировались литологические и структурно-литологические ловушки углеводородов. Дистальная часть области активной седиментации в виде отдельных песчаных тел встречена практически на всей восточной границе месторождения. В описанных условиях продуктивными являются отдельные песчаные линзы, имеющие разные положения ВНК.

Последовавшая регрессия моря привела к проградации области активной седиментации на территорию месторождения. Для отложений пласта характерен четко выдержанный регрессивный характер разреза. Разрез наиболее опесчанен в кровле пласта, эффективные толщины возрастают с юго-востока на северо-запад. В настоящее время в пласте открыта одна залежь. Тем не менее, геологическое строение пласта свидетельствует об имеющихся перспективах новых открытий.

Дальнейшее осадконакопление разреза связано с активной седиментацией, аналогичной описанной выше для отложений пластов АВ₆-АВ₈. Характерным является наличие в разрезе шнурковых песчаных тел во вмещающем (по латерали и по вертикали) тонкослоистом разрезе, отложения которого с одной стороны вмещают локальные песчаные линзы, с другой стороны имеют невысокую проницаемость вплоть до ее отсутствия. Ширина шнурковых тел уменьшается вверх по разрезу. Следствием такого строения разреза, как и в описанных выше отложениях пластов АВ_6-8, является наличие большого количества залежей с разными положениями ВНК.

Залежи пласта БВ₈

В стратиграфическом отношении пласт залегает в кровельной части мегионской свиты нижнего мела. В его разрезе сосредоточены значительные запасы нефти, которые содержатся в пластах БВ₈⁰, БВ₈¹, БВ₈² и БВ₈³. Корреляция трёх последних пластов оказалась затруднительной в силу их высокой прерывистости, что и определило их объединение в единый объект подсчета запасов.

Отложения пласта формировались в условиях шельфа после перерыва, связанного с отложением глин в кровле пласта БВ₁₀. Отложения пластов БВ₈^1-3 представляют собой генетически связанную толщу, сложенную отложениями потоковых фаций (простирание с юго-востока на северо-запад) и баровых тел. Особенность формирования разреза обусловлена постепенным перемещением области наиболее активной седиментации песчаных тел с юго-восточной половины месторождения в северо-западную, что, по-видимому, связано с тектоническим режимом. Песчанистость разреза высокая, залежь пластового типа. Наличие областей с пониженными эффективными толщинами и последующие тектонические процессы создали условия для формирования отдельных залежей нефти, положение которых контролируется замкнутыми изогипсами структур третьего и четвертого порядков, а положения ВНК - положением залежей на структуре второго порядка. Соответственно, в центральной части Самотлорского поднятия положения ВНК выше, чем в его краевых частях.

Формирование пласта Б₈⁰ определялось трансгрессией и последующим заполнением осадочного бассейна обломочным материалом, поступавшим с востока. Область наибольшей песчанистости отложений пласта расположена за восточной границей лицензионного участка. В пределах лицензионного участка эффективные толщины песчаников убывают с востока на запад вплоть до полной глинизации на западной границе площади. Соответственно, на востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной.

Залежи пласта БВ₁₀

Связанная с этим пластом залежь нефти разбурена по проектной эксплуатационной сетке, что позволило, с одной стороны, детализировать её геологическое строение, с другой, - в целом подтвердить принятые ранее её тип и положение ВНК.

Залежь на большей части площади пластово-сводового типа. В западной части залежь экранируется обширной зоной замещения коллекторов. В северной половине месторождения отмечается преимущественное опесчанивание верхней части горизонта, в южной половине - нижней. По этой причине залежь пласта БВ₁₀ разделена на два подсчетных объекта: БВ₁₀⁰ и БВ₁₀^1-2. Высокие вертикальная и латеральная неоднородности разреза, характерные для клиноформенного этапа формирования разреза, явились причиной частых изменений уровня ВНК в пределах от -2160 м на востоке до -2190 - -2000 м на остальной части месторождения. В южной части месторождения положение внешнего контура нефтеносности остается весьма условным.

Связь отложений пласта БВ₁₀ с завершающим этапом клиноформенной седиментации обусловила формирование «черепичных» фаций (пласт БВ₁₀^1-2) и фаций «черепичных» отложений и передовой части шельфа (пласт БВ₁₀⁰). В пласте БВ₁₀⁰ области развития «черепичных» фаций и фаций передовой части шельфа разделены областью замещения песчаных тел на глины. В северо-западной половине площади песчаные тела либо развиты в ограниченном объеме, либо полностью отсутствуют. В данной седиментационной обстановке следует ожидать наличие изолированных песчаных линз - литологических ловушек, имеющих разные ВНК.

Залежи ачимовской толщи

Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алвролитовых и глинистых пород, которое обусловило своеобразное фазовое состояние содержащихся в их пустотном пространстве флюидов. Большинство залежей нефти, выявленных в разрезе ачимовской толщи, относится к так называемым объектам с непредельным характером насыщения, следствием которого является частое получение притоков воды (особенно при высоких депрессиях) при испытании интервалов с положительной характеристикой по ГИС и достаточно быстрое обводнение залежей при положительных испытаниях.

Среди множества пластов, выделяемых в разрезе ачимовской толщи, промышленно нефтеносными являются пласты БВ₁₆, БВ_17-18, БВ₁₉, БВ₂₀, БВ_21-22.

Фондаформенные отложения (ачимовская пачка) наиболее сложно построены в разрезе Самотлорского месторождения. Они представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации. Наиболее активными процессы седиментации песчаного материала были в период формирования отложений пластов БВ₁₉ и БВ₁₆. В пределах месторождения во всех пластах, кроме БВ₁₆, отложения конусов выноса представлены полным набором фаций - питающие каналы, разветвленные каналы, устьевые бары, покровные отложения. Клиноформа наступала с юго-востока, соответственно, проградация конусов выноса имела место в том же направлении. Полифациальный характер отложений ачимовской пачки явился следствием наличия большого количества залежей нефти на разных уровнях глубин. По нашему мнению в ачимовских отложениях еще предстоят открытия новых залежей.

Залежи пласта ЮВ₁

По этому пласту произошли наибольшие изменения в отношении открытия новых и приобщения ранее выявленных залежей нефти. Промышленно нефтеносными в разрезе являются пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁², которые на отдельных залежах сливаются в единый объект.

Песчаные тела пласта ЮВ₁ распространены в пределах месторождения практически повсеместно. Данное обстоятельство обуславливает наличие залежей нефти в пределах локальных структур третьего-четвертого порядков, оконтуренных замкнутыми изогипсами. Локальные структуры являются осложнениями структуры второго порядка. Следовательно, ВНК локальных юрских залежей будут снижаться по мере удаления от купола Самолорского поднятия. Таким образом, успешность поиска залежей нефти в юрских отложениях определяется точностью построения ее структурного плана по кровле коллектора, поверхности ВНК этих залежей соответствуют положению наиболее глубокой замкнутой изогипсы.

Физические свойства горных пород и петрофизические комплексы

Для контроля за разработкой залежи и успешной эксплуатации необходимо изучить коллекторские и физические свойства горных пород, вскрытых скважиной. Знание состава пород, их строения и распределения по площади продуктивного пласта позволяет рационально располагать эксплуатационные скважины, намечать мероприятия по воздействию на продуктивный пласт, а также следить за техническим состоянием скважин.

В таблицах приведены свойства, которыми обладают породы на данном месторождении.

Таблица

Плотность

Порода	Плотность, г/см3
	max	min	среднее
Глина	2,1	1,7	1,9
Песчаник	2,4	2,0	2,2
Алевролит	2,3	1,9	2,1
Аргиллит	2,2	1,8	2,0
Доломит	2,4	2,2	2,3
Известняк	2,5	2,3	2,4
Гипс	2,4	2,2	2,3
Мергель	2,.0	1,.6	1,8
Вода пресная	-	-	1,0
Вода соленая (200г/л)	-	-	1,128
Нефть	-	-	0,86

Таблица

Удельное электрическое сопротивление

Порода	УЭС, Ом*м
	max	min	среднее
Глина	15	10	12.5
Песок	50	10	30
Известняк, доломит	105	103	104
Плотный песчаник	200	20	110
Рыхлый песчаник	15	5	10
Нефть	1016	109	1012
Аргиллит	25	15	20
Алевролит	35	15	25

Таблица

Естественная радиоактивность

Порода	Естественная радиоактивность, мкР/ч
	max	min	среднее
Аргиллит, глина	16	12	14
Песчаник, алевролит	12	10	11
Доломит	5,8	5,.4	5,6
Известняк	2,9	2,7	2,8
Мергель	5,7	5,5	5,6
Ангидрид, гипс	1,6	1,2	1,4
Каменный уголь	5,7	5,5	5,6

Таблица

Диэлектрическая проницаемость

Порода	Диэлектрическая проницаемость, отн. ед.
	max	min	среднее
Глина, аргиллит	60	30	45
Песчаник	5,4	4,0	4,7
Известняк	8,5	7,7	8,.1
Доломит	10,0	9,6	9,8
Нефтенасыщенный песчаник	12	4	8
Водонасышенный песчаник	30	10	20
Вода	88	55	71,5
Нефть	3	2	2,5
Газ	-	-	1

Таблица

Скорость

Порода	Скорость, м/с
	max	min	среднее
Глина	2500	1200	1850
Мергель	3500	2000	2750
Песок	1800	800	1300
Песчаник несцем.	2500	1500	2000
Песчаник плотный	6000	3000	4500
Известняк, доломит	7500	5000	6250
Ангидрид, гипс	6500	4500	5500
Вода, буровой раствор	1700	1500	1600
Нефть	1400	1300	1200
Метан	-	-	430

Самотлорское многопластовое месторождение разрабатывается более 30-ти лет. Месторождение разрабатывается с применением системы законтурного и внутри- контурного заводнения с нагнетанием в первые годы разработки поверхностных речных и озерных вод с последующим переходом на нагнетание воды из сеноманских отложений. На разные объекты созданы свои системы ППД.

Вытеснение нефти закачиваемой водой сопровождается сложным процессом одновременного изменения нефтенасыщенности коллекторов, минерализации вод, соотношения объемов пластовой и закачиваемой воды в поровом пространстве и других факторов.

1 - начальная стадия, в которую происходит однофазное движение нефти и переход части остаточной рыхлосвязанной воды в объем нефти;

2 - стадия уменьшения нефтенасыщенности коллекторов за счет опережающей капиллярной пропитки приближающегося фронта пластовой воды. При этом минерализация пластовой жидкости увеличивается за счет солевого обмена между движущейся нефтью и остаточной водой, частично переходящей в свободную;

3 - стадия прохождения осолоненного фронта остаточной пластовой воды. Как установлено, минерализованная оторочка пластовой воды имеет ширину 200 - 300 м.;

4 - стадия подхода переднего фронта нагнетаемой воды;

5 - стадия обводнения закачиваемой водой;

6 - стадия интенсивной промывки пласта пресной нагнетаемой водой. При этом значительно возрастает удельное электрическое сопротивление пласта, зачастую превышая исходное значение _нп для предельно насыщенного порового пространства. На этой стадии коэффициент нефтенасыщенности стремится к остаточному значению.

После последнего пересчета запасов в 1987г. на месторождении пробурено свыше 5500 скважин. Исходя из многостадийности выработки пластов, вновь пробуренные скважины будут отражать сложную картину разных стадий обводнения пластов в различных частях месторождения. В продуктивном коллекторе по мере обводнения изменяются его физические характеристики: удельное сопротивление прискважинной и неизмененной частей, минерализация пластовых вод, потенциалы естественной поляризации, диэлектрическая проницаемость и пр. Эти характеристики не постоянны во времени и изменяются в зависимости от степени обводненности пласта в процессе его эксплуатации.

Теоретические основы подъема газожидкостной смеси в скважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта

Добывающие скважины обычно квалифицируют по методу добычи, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергией, такой метод называется фонтанной добычей, но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом -- газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Газ можно подавать с помощью компрессора. Такую разновидность называют компрессорным газлифом. Используемый в этом случае нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл). Природный углеводородный газ можно подавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода или газобензинового завода.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины, газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его отчистка и осушка. На нефтяном промысле иногда осуществляется только подогрев. Если нефтяное и газовое месторождение залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организовать внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которого является поступление газа из выше или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большим забойным давлением, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины в трудно доступных условиях. Это объясняется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Однако система компрессорного газлифта имеет и недостатки:

а) низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;

б) большие капитальные затраты на строительство компрессорной станции и газопроводов;

в) большие энергетические затраты на сжатие газа;

г) сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживании компрессорной станции.

Если на промысле уже организованна газлифтная эксплуатация скважины, а забойные давления и дебиты уменьшились, то с целью повышения технико-экономической эффективности добычи нефти можно перевести работу скважины с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии E_nn, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергии E_и. В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивления, связанных с движением - путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствующие расходы энергии: Е_см; Е_гр; Е_м; Е_ин. Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде

Е_nn + Е_и = Е_см + Е_гр + Е_м + Е_ин. (1)

Если скважина работает за счет только пластовой энергии которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ ее эксплуатации называют фонтанным, а само явление - фонтанированием. При фонтанном способе Е_n=0.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Е_пл ? 0 и Е_и > 0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья скважины. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Е_r, а при насосном - энергию, создаваемую насосом.

В зависимости от соотношения забойного Р₃ и устьевого Р₂ давлений с давлением насыщения нефти газом Р_и можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.

1-й тип - артезианское фонтанирование: Р₃ > Р_и; Р₂ ? Р_и, то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость.

2-ой тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Р₃ ? Р_н ; Р₂ < Р_н. В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине газожидкостная смесь (смесь жидкости и свободного газа). При давлении у башмака НКТ Р₁ ? Р_н в затрубном пространстве на устье находится газ и Р_затр обычно небольшое (0,1 - 0,5 МПа).

3-ий тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Р₃ < Р_н; Р₂ < Р_н. В пласте движется газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь.

Фонтанирование скважины возможно тогда, когда из пласта на забой поступает энергия не меньше, чем требуется ее для подъема флюидов на поверхность. Условие артезианского фонтанирования непосредственно следует из уравнения баланса давления.

Р₃ ? Н_рд + ? Р_тр + Р₂ (2)

Где Н - глубина скважины по вертикале;

Р = (Р₃ + Р₂) / ₂ - средняя плотность жидкости в скважине; Р₃; Р₂ - плотность жидкости в условиях забоя и устья. _Д- ускорение свободного падения.

Техническая часть

Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита Q, забойного Р₃, устьевого Р₂ и затрубного Р_затр давлений.

С течением времени по мере отбора нефти из залежей изменяются условия разработки, а значит и условиях фонтанирования: изменяются пластовое Р_пл, забойное Р₃, дебита Q, увеличивается обводненность n ? и т.д. Поэтому подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого является величина устьевого давления Р₂. С другой стороны, замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования.

Оборудование фонтанных скважин

Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по 8 схемам для различных условий эксплуатаций. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1) рабочему давлению (7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа);

2) схеме исполнения (восемь схем);

3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);

4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5) размерам проходного сечения по стволу 50-150 мм и боковым отводам (50-100 мм).

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорным и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между ними и обсадной эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника, либо крестовину (крестовая арматура). Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией, подающей продукцию на групповую замерную установку.

Манифольды монтируют в зависимости от местных условий в технологии эксплуатации.

К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Неполадки при работе фонтанных скважин

Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств.

В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить осложнения, например:

- при уменьшении устьевого давления Р₂ и одновременном повышении затрубного давления Р_загр - отложения парафина и солей в НКТ;

- при уменьшении давлений Р₂ и Р_загр - образование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ;

- при уменьшении давления Р₂ и увеличение дебита Q - разъедание штуцера.

Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи талевого механизма, лебедки или подъемника.

Основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта. Конструктивные схемы лифтов замещения. Классификация и принцип действия газлифтных клапанов. Правила эксплуатации оборудования и техника безопасности.

Способ предназначен для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин за счет оптимального подбора скважинного оборудования и выбора характеристик и параметров газлифтной компоновки.

От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка па отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.

Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт). Методика отличается принципами выбора переходного давления и величины сброса давления газа для закрытия вышележащих клапанов, учетом изменения параметров скважины в процессе ее запуска и эксплуатации.

Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как: диаметр насосно-компрессорных труб (НKT), глубины установки мандрелей, типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла), установочные давления клапанов на стенде, технологических режимов работы скважины.

В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования. Предъявляемые к газлифтной установке: максимизировать дебит скважины. Обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа, увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа, повысить гибкость регулирования режима работы скважины, повысить надежность работы газлифтных клапанов. регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.

Еще одним преимуществом методики является диапазонный ввод исходных данных (минимум, максимум), позволяющий даже в условиях неполной информации и при изменении параметров эксплуатации обеспечит!) с заданной надежностью достижение различных критериев оптимизации.

С целью повышения эффективности процесса запуска скважин, увеличения точки ввода газа, снижения пульсации, предупреждения прорыва газа через башмак, а также для более точного выбора оптимального технологического режима разработаны способ проектирования и установка для эксплуатации скважин. Их отличительной особенностью является то, что регулируется не только расход инжектируемого в подъемник газа, но и расход добываемой продукции, поступающей в подъемник через специальное устройство.

Этот способ особенно эффективно использовать при разработке месторождений с газовой шапкой или подгазовой зоной пласта около добывающих скважин, например при эксплуатации залежи в режиме растворенного газа, а также на скважинах с возможным образованием водяных конусов.

Таким образом, ориентация при проведении инженерных расчетов на диапазоны значений вместо конкретных величин исходных для расчета данных позволяет минимизировать риск принятия ошибочных решений.