Разработка нефтяного месторождения (на примере Александровского месторождения)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

• Введение
• 1. Общие сведения о месторождении
• 2. Геолого-физическая характеристика месторождения
• 2.1 Геологическое строение месторождения и залежей
• 2.1.1 Стратиграфия
• 2.1.2 Тектоника
• 2.2 Характеристика залежей нефти Александровского месторождения
• 2.3 Характеристика режима водонапорного бассейна
• 2.4 Свойства и состав пластовых флюидов
• 2.5 Сводная геолого-физическая характеристика пластов
• 3. Анализ текущего состояния разработки
• 3.1 Характеристика текущего состояния разработки Александровского месторождения
• 3.2 Анализ опыта разработки пластов-аналогов
• Выводы
• 4. Оценка эффективности системы поддержания пластового давления на Александровском месторождении
• 4.1 Расчет основных технологических показателей разработки для элемента 7-ми точечной системы расстановки скважин
• 4.1.1 Расчёт технологических показателей для семиточечного элемента расстановки скважин за безводный период разработки
• 4.1.2 Расчёт технологических показателей для элемента семиточечной системы расстановки скважин в период t>t_безв.
• 4.1.3 Расчёт технологических показателей разработки по объекту ЮС0-4 в целом при семиточечной системе расстановки скважин
• 4.2 Расчет основных технологических показателей разработки для элемента рядной системы расстановки скважин
• 4.2.1 Расчёт технологических показателей для однорядного элемента расстановки скважин за безводный период разработки
• Выводы
• 5. Безопасность и экологичность проекта
• 5.1 Основные вредные и опасные производственные факторы, встречающиеся на объектах Александровского месторождения
• 5.1.1 Климатические и микроклиматические условия на рабочих местах и их особенности
• 5.1.2 Шум и вибрация
• 5.2 Комплекс мер по охране окружающей среды
• 5.3 Расчёт параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси
• 5.4 Расчёт выбросов вредных веществ в атмосферу при горении нефти и нефтепродуктов
• Список используемой литературы


Введение

Александровское месторождение введено в разработку 4 года назад и находится на первой стадии разработки. На нём выделено 2 объекта разработки и к данному моменту пробурено 6 эксплуатационных скважин - по две на объекты АС1-7, ЮС0-4 и из них сформированы треугольные элементы, проведено опробование закачки воды.

Преимуществом треугольных элементов является то, что при дальнейшем разбуривании месторождения, они могут быть преобразованы как в рядную, так и в площадную системы разработки. Целью моей дипломной работы является анализ возможных вариантов системы поддержания пластового давления и расчёт показателей заводнения.



1. Общие сведения о месторождении

Территория Александровского месторождения расположена в лесорастительной зоне средней тайги, окружена небольшими реками и озёрами. Площадь участка составляет 170 км². Заболоченность территории составляет около 65%. Основные экосистемы на территории участка представлены лесными и болотными.

По схеме нефтегеологического районирования участок относится к Ляминскому району Фроловской нефтегазоносной области; в тектоническом отношении - находится в юго-восточной части Верхнеляминского вала, осложняющего Фроловскую мегавпадину.

Климат территории участка ярко выраженный континентальный. Может быть охарактеризован следующим образом: суровая продолжительная зима (6-8 месяцев) с длительными морозами и устойчивым снежным покровом, короткое холодное лето, короткие переходные периоды (особенно весна), поздние весенние и ранние осенние заморозки, короткий безморозный период. В отдельные годы температура воздуха наиболее жаркого месяца (июля) может достигать 21.3^оС. В зимние месяцы наблюдаются минимальные значения температуры около -42^оС. Продолжительность безморозного периода составляет 82 дня. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 260 дней.

В начале ноября устанавливаются устойчивые отрицательные температуры. Снежный покров держится с конца октября до апреля, его мощность зависит от рельефа и степени залесённости и изменяется от 0.1 м на вершинах безлесных бугров до 1.0 - 2.5 м у подножия уступов, в эрозионных формах рельефа, в сомкнутых лесах.

Гидрографическая сеть территории лицензионного участка представлена небольшими реками, грядово-озерковыми комплексами и озерами. Заболоченность территории составляет около 65%. Глубина болот на окраинах составляет 0.5-1.0 м, в центральной части на непроходимых участках - более 2 м. Зимой все болота промерзают на глубину 0.5 - 1.2 м, оттаивают в конце мая.

На участке вдоль рек и вокруг озер выделены водоохранные зоны шириной до 200 м. В юго-западной части участка, вдоль р. Наган, расположен небольшой массив кедровых лесов. На территории участка расположены родовые угодья - территории традиционного природопользования регионального значения.



2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей

2.1.1 Стратиграфия

Геологический разрез на Александровской площади представлен терригенными платформенными отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, залегающими на доюрских образованиях.

Юрская система.

Породы юрского возраста представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. Суммарная толщина осадков юрской системы на описываемой территории составляет 390-460 м.

Горелая свита. Нижнеюрские отложения в пределах участка имеют достаточно широкое площадное распространение. В нижней подсвите горелой свиты выделяются две пачки:

- Пласт Ю11, сложенный гравелитами и песчаниками грубозернистыми с прослоями аргиллитоподобных глин, толщина пласта составляет 18-40 м.

- Тогурская пачка сложена аргиллитами темно-серыми до черного, крепкими, массивными с прослоями алевролитов. К кровле тогурской пачки приурочен отражающий горизонт Т4.

Верхняя подсвита горелой свиты также представлена двумя пачками:

- Пласт Ю10 сложен песчаниками крупно-грубозернистыми с единичными прослоями алевролитов, толщина пласта составляет 39-66 м.

- Радомская пачка представлена аргиллитами черного цвета с остатками углистого детрита. К кровле радомской пачки приурочен отражающий горизонт Т3.

Толщина отложений горелой свиты изменяется от 50 до 167 метров.

Тюменская свита. Континентальные отложения тюменской свиты имеют покровное распространение, их толщина составляет 238-252 м. В разрезе тюменской свиты выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя, к которым приурочены отражающие горизонты Т2, Т1 и Т, соответственно.

Нижняя подсвита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, углей. В составе подсвиты выделяются пласты Ю7-9,толщина осадков составляет 90-100 м.

В составе средней подсвиты, представленной переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, выделяются пласты Ю5, Ю6. Толщина отложений подсвиты - 80-85 м.

Верхняя подсвита представлена переслаиванием глинисто-алевритовых пород с пластами песчано-алевритовых пород. В составе подсвиты выделяются пласты Ю2, Ю3 и Ю4. Толщина отложений подсвиты - 60-75 м.

Абалакская свита трансгрессивно залегает на отложениях тюменской свиты, толщина отложений составляет 20-25 м.

Баженовская свита развита повсеместно в пределах описываемой территории. Толщина свиты - 20 м.

К кровле баженовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Б.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами.

В составе нижнего отдела меловых отложений выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская свиты.

Фроловская свита. Отложения фроловской свиты согласно залегают на битуминозных породах баженовской свиты. Общая толщина свиты - 755-760 м. Свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. В составе нижней подсвиты выделяются пласты АС5, АС6, АС7 и АС8. Пласт АС7 представлен алевролитом темно-серым, массивным, плотным с прослоями мелкозернистого песчаника. В верхней подсвите выделяется пласт АС1, толщина пласта на площади составляет 10-15 м.

К кровле свиты приурочен отражающий горизонт М.

Кошайская свита сложена морскими глинами серыми, темно-серыми, с прослоями светло-серых алевритов и глинистых известняков. Толщина отложений свиты составляет 50-54 м.

Викуловская свита согласно залегает на породах кошайской свиты. Толщина отложений составляет 305-310 м. Свита подразделяется на верхнюю и нижнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена песками и песчаниками серыми и светло-серыми, алевритами и алевролитами, с прослоями и гнездами темно-серых глин. Верхняя подсвита представлена песчаниками и алевролитами слабосцементированными, с прослоями алевритовых глин. Для свиты характерно обилие углистого растительного детрита. К кровле свиты приурочен опорный отражающий горизонт М1.

Ханты-мансийская свита несогласно залегает на породах викуловской свиты. Толщина отложений составляет 285-300 м. Свита подразделяется на верхнюю и нижнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена глинами серыми и темно-серыми, с линзами алевритового материала. Встречаются остатки раковин двустворок. Верхняя подсвита представлена также серыми и темно-серыми глинами, с намывами растительного детрита и чешуек слюды на поверхности наслоения.

Верхний отдел мела включает отложения уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Общая толщина верхнемеловых отложений - около 580 м.

Уватская свита залегает на отложениях ханты-мансийской свиты. Толщина отложений - 270-280 м. Свита представлена алевритами серыми и светло-серыми с прослоями глин, песков, песчаников и известняков. Встречаются обугленные и ожелезненные растительные остатки, углистый детрит и янтарь. К кровле уватскойсвиты приурочен отражающий горизонт Г.

Кузнецовская свита несогласно залегает на отложениях уватской свиты. Толщина отложений - 30-50 м. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами. Встречаются остатки водорослей, раковин двустворок и чешуи рыб.

Березовская свита согласно залегает на отложениях кузнецовской свиты. Толщина отложений свиты - 190-200 м. Свита подразделяется на верхнюю и нижнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена глинами темно-серыми, слабоалевритистыми, опоковидными, опоками глинистыми. Присутствуют фораминиферы, радиолярии, споро-пыльцевые комплексы, фауна. Верхняя подсвита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, слабоалевтитистыми, с редкими прослоями опок, конкрециями пирита. Встречаются комплексы фораминифер и радиолярий.

Ганькинская свита согласно залегает на отложениях березовской свиты. Толщина отложений - 70 м. Свита представлена глинами зеленовато-серыми, известковистыми с включениями пирита, иногда глауконита.

Палеогеновая система.

Отложения палеогена представлены отложениями талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талицкая свита толщиной 140 м несогласно залегает на отложениях ганькинской свиты. Свита подразделяется на верхнюю и нижнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена глинами темно-серыми, алевритистыми, местами опоковидными. Присутствуют комплексы фораминифер. Верхняя подсвита представлена глинами темно-серыми, бурыми, алевритовыми, с прослоями тонкозернистых песчаников и алевролитов. Присутствуют фораминиферы, остатки моллюсков, радиолярии, диатомовые водоросли, силикофлагеллаты.

Люлинворская свита согласно залегает на отложениях талицкой свиты. Толщина отложений - 220 м. Свита подразделяется на верхнюю, среднюю и нижнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена опоковидными глинами и опоками с прослойками глауконитовых песчаников. Средняя подсвита представлена диатомитами светло-серыми, белыми и диатомитовыми глинами. Встречаются фораминиферы и комплексы радиолярий, спор и пыльцы. Верхняя подсвита также представлена морскими диатомитовыми опоковидными глинами. Присутствуют комплексы диатомитовых водорослей.

Тавдинская свита согласно залегает на отложениях люлинворской свиты. Толщина отложений - 50-60 м. Свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена зелеными, серовато-зелеными глинами. Редко встречаются радиолярии и фораминиферы, комплексы спор пыльцы. Верхняя подсвита представлена зеленовато-серыми алевритистыми глинами с пропластками алевритов и линзочками бурых углей.

Неогеновая и четвертичная система.

Атлымская свита имеет толщину около 70-90 м, в литологическом отношении отложения представлены песками кварцевыми, кварцево-полевошпатовыми с прослоями глин и алевритов.

Новомихайловская свита представлена глинами алевритистыми, коричневато-серыми, песками мелкозернитыми и алевритами. Толщина отложений свиты составляет 50-60 м.

Отложения туртасской свиты достигают толщин 70-90 м и представлены алевролитами глинистыми, алевритами с прослоями диатомитов и глинами алевритовыми с подчиненными прослоями песков.

Четвертичные отложения сложены песками, супесями, суглинками и алевритами. Толщина верхнего слоя осадочного чехла составляет около 40-50 м.

2.1.2 Тектоника

Согласно структурной карте по отражающему горизонту «А», участок представляет собой поверхность, наклонённую с северо-запада на юго-восток с абсолютными отметками от -3010м до -3210м. Приподнятая часть является структурным носом, осложняющим Верхнеляминский мегавал. Поверхность фундамента разбита целой серией разрывных нарушений, наиболее выраженные из которых образуют систему из 6 блоков, контролирующих строение площади.

По кровле пласта ЮС10 (нижняя юра) структурный план участка сохраняет свои очертания. Отложения пласта распространены по всей исследуемой территории, за исключением двух наиболее приподнятых (по кровле фундамента) участков в северной и юго-западной частях. Произошло существенное выполаживание структурного плана, диапазон абсолютных отметок от -2990м до -3100м.

К концу накопления юрских отложений (структурная карта по отражающему горизонту «Б») продолжается процесс постепенного выполаживания структурного плана исследуемой территории при сохранении общих очертаний структур. Диапазон изменения отметок уменьшается до 90 м.

Ко времени начала накопления отложений кошайской свиты (отражающий горизонт «М») структурный план исследуемого участка претерпевает существенные изменения. Структурный нос преобразуется в локальное поднятие с замыкающей изогипсой 1925 м и амплитудой свыше 10 м. Наряду с этим продолжается выполаживание, хотя и не столь интенсивное, структурного плана.

По кровле отражающего горизонта «Г» (конец сеноманского времени) структурный план претерпевает еще более существенные изменения: свод структуры смещается дальше к югу, за пределы участка, на фоне продолжающегося выполаживания происходит подъем юго-западной и прогибание северо-восточной частей изучаемой территории. Структурный план приобретает черты моноклинального склона с падением слоев в северо-восточном направлении.

История развития осадочного чехла реконструировалась для пяти стратиграфических уровней, отождествляемых с кровлями палеозойского основания, пласта ЮС8, отражающими горизонтами Б, М и Г методом изохорического треугольника, с учетом региональных особенностей.

Образование юрских отложений началось в условиях весьма расчлененного рельефа, осадки накапливались за счет разрушения близрасположенных выступов- местных источников сноса. Кратковременные морские трансгрессии приводили к образованию мелководных лагун, седиментация в которых также предопределялась разрушением близрасположенных выступов. Каждая локальная депрессия рельефа развивалась на этом этапе как независимый осадочный малый бассейн. На этом этапе, когда на территории преобладал режим денудации и лишь в депрессионных участках происходила седиментация, сформировалась горелая свита нижней юры.

На втором, среднеюрском, этапе развития за счет заполнения впадин осадками и размыва древних выступов происходит выравнивание палеорельефа, к концу этого этапа роль местных источников сноса сходит на нет, в условиях континентального и переходного режима седиментации формируется с многочисленными перерывами среднеюрская тюменская свита.

В конце средней юры континентальный режим сменяется нормально морским. Смена эта происходит достаточно быстро, наступающее море срезает накопившиеся пласты на одних участках, способствует формированию линз пород на склонах.

На третьем, верхнеюрском этапе развития завершается важнейший тектонический процесс: консолидация мелких и региональных блоков. Наступает этап относительной тектонической инертности, на котором накапливаются отложения абалакской и баженовской свит. Накопления их терригенных частей происходит за счет очень удаленных источников сноса, но все большую роль начинает играть «местный» биогенный материал, который является породообразующим для отложений баженовской свиты.

Формирование меловых отложений в регионе подчиняется четко выраженной квличности. С течением времени разрез становится все более песчаным, песчанистость отложений достигает максимума в альб-сеноманское время, а затем в результате резкой смены режима седиментации разрез верхнемеловых отложений становится преимущественно глинистым.

В соответствии с полученными данными было принято блоковое строение доюрского основания с элементами сопряженных вертикальных (сбросовых, взбросовых) и горизонтальных (сдвиговых) деформаций. В развитии разрывных нарушений территории имели место как минимум два этапа: первый - мезозойско-палеогеновый в поле тектонических напряжений планеты, и второй - неоген-четвертичный, связанный с переориентацией сжимающих усилий тектонического поля субмеридионального на субширотное направление.

Сдвиговые напряжения планетарного поля компенсируются структурами сжатия и растяжения, выраженными поднятиями и впадинами доюрского основания, регионального - опережающими нарушениями, усложняющими рисунок впадин и поднятий.

Домены поднятий и опусканий в морфологическом облике ОГ А, выявляющиеся как ассоциация различных по морфологии и размерам деформационных элементов, связаны между собой парагенетическими соотношениями, масштабно-иерархическим соподчинением и обладают определенным системным свойством. В качестве такого выступает рельеф доюрского основания и распределение высот поверхности. Элементами ограничения блоков на рассматриваемой территории являются разрывные нарушения различных морфогенетических типов, реализующие напряжения тектонических полей. Характеризуясь различными размерами и ориентацией в пространстве, они делят доюрское основание на серию разноранговыхблоков (рис.2.1), определяющих структурный план чехла и, тем самым, области нефтесборов.

Для выявления зон развития разрывов, в том числе и малоамплитудных проведён анализ морфоструктуры ОГ А как объекта, отражающего основные закономерности образования разрывов. Выявленные в результате тектонофизической интерпретации, разрывные нарушения получили морфогенетическую и кинематическую характеристику.

В современном структурном плане (карта ОВ А) поднятия выражены формами, отличающимися по размерам и геометрическому рисунку. Однако имеются общие для них черты строения, связанные с повторяемостью ориентировок элементов их ограничения. Широтные, меридиональные и диагональные простирания морфоэлементов контролируются разрывными нарушениями, образованными в динамических обстановках планетарного и регионального полей тектонических напряжений.

Разрывная сеть площади планетарного поля напряжений, определяющая в общих чертах структурный рисунок ОГ А, построена совокупностью разрывов различных порядковых уровней. Она состоит из двух основных сдвиговых (сколовых) систем - северо-западной системы правых сдвигов (азимуты близки к 3150) и северо-восточной системы левых сдвигов (азимуты близки к 450), а также комплементарной им сети локальных субмеридиональных структур растяжения и субширотных структур сжатия. В мезозойско-кайнозойской этап развития (за исключением неоген-четвертичного времени) структурный план территории определялся планетарным тектоническим полем. Накопление осадков в указанное время контролировалось разрывными структурами этого поля. Локальные присдвиговые структуры сжатия и растяжения, способствующие компенсации сдвиговых напряжений, сформировали субмеридиональные впадины и субширотные поднятия.

С неотектонической активизацией разломов связаны области деформирования фундамента (сдвиговые зоны), в которых развиваются разрывные дислокации ранней стадии развития, опережающие образование магистральных разломов. В строение поверхности ОГ А эти разнообразные разрывы вносят существенный вклад, моделируя К Ветриический облик структур доюрского основания. Внутренняя структура (разрывные нарушения) сдвиговых зон территории отражается в морфоструктуре ОГ А в геометрически определённом распределении элементов морфологии поднятий и впадин и включает попарно сопряженные сколы R и R', n и n' (сбросо-сдвиги), t и t' (взбросо-сдвиги) и одиночные сколы P и X. Все сколы ориентируются под углом к общему простиранию (оси сдвиговой зоны), им всем присуща четкая системность.

В неоген-четвертичное время разломные сместители фундамента оказались в новых геодинамических условиях. Новое поле напряжений характеризуется субширотным направлением оси сжатия и субмеридиональным - растяжения. Кинематика разломов в фундаменте изменилась на противоположную. Произошло переформирование разрывной сети, созданной планетарным напряжением с изменением кинематики смещений. Кинематика северо-западных разломов фундамента (правосдвиговая) сменилась на левосдвиговую, северо-восточных на правостороннюю, вызвав формирование соответствующих парагенезисов разрывов. Изменился не только знак движений по сколам, но и геодинамическая обстановка: структуры ранее сформированные в обстановке растяжения оказались в обстановке сжатия и наоборот.

Таким образом, активизация разломов фундамента в новом поле напряжений привела к унаследованному усложнению уже существовавших разрывных сетей и пликативных форм. В результате наблюдается сложная картина наложения дизъюнктивов всех направлений. При этом главенствующую роль во флюидопроницаемости играют нарушения последнего этапа.

Сейсморазведка пока не обеспечивает достаточную разрешающую способность для детального картирования разрывов. На временных разрезах по смещению отражений, фазовым сдвигам возможно выделение нарушений с вертикальным смещением более 10 м. Но чем крупнее тектоническое нарушение, тем большей полосой тектонитов оно сопровождается и, следовательно, меньшей проницаемостью оно характеризуется. Наибольшее значение для вертикальной миграции флюидов (и практический интерес) имеют нарушения меньшего ранга, каковыми являются опережающие дизъюнктивы активизированных на неотектоническом этапе разломов.

Александровская площадь отличается сложным геологическим строением. Для неё характерно сочетание различных по морфологии пликативных форм, контролируемых блоковым строением фундамента, сложная сеть разновозрастных и разноамплитудных разрывных нарушений различной природы и, следовательно, различного влияния на экранирующие свойства и гидродинамическую связь залежей нефти.

Основные геологические выводы по данному разделу можно свести к следующему:

1. В современном структурном плане площадь имеет блоковое строение доюрского основания с элементами сопряженных вертикальных (сбросовых, взбросовых) и горизонтальных (сдвиговых) деформаций.

2. В развитии разрывных нарушений территории имели место как минимум два этапа: первый - мезозойско-палеогеновый в поле тектонических напряжений планеты, и второй, связанный с переориентацией сжимающих усилий тектонического поля ссубмеридионального на субширотное направление.

3. Особенностями своей морфологии структура орточехла участка обязана структуре доюрского основания, что свидетельствует унаследованность в развитии территории.

4. Часть элементов разрывной структуры площади характеризуются постседиментационным развитием, неогеновым временем обновления нарушений, определившим проницаемые структуры активных сдвигов в фундаменте.

5. Структурная неоднородность коллекторских свойств пластов определяется среди прочих факторов: а) рельефом дна области седиментации, отражающим структурный план территории; б) дезинтегрированностью, связанной с разломными дислокациями разного ранга.

Рис. 2.1. Разломно-блоковое строение участка

2.2 Характеристика залежей нефти Александровского месторождения

По результатам проведенных геологоразведочных работ, промыслово-геофизическим исследованиям и испытаний поисково-разведочных скважин на территории Александровского ЛУ залежи нефти установлены в пластах АС₁, АС₅, АС₇, ЮС₀, ЮС₂, ЮС₄.

Таблица 2.1. Характеристики неоднородности продуктивных пластов Александровского месторождения по скважинам

№ скв.	Гранцы пласта, м	Толщина, м	Коэффициенты
	кровля	подошва	общая	эффек-тивная	нефтена-сыщенная	по пласту	по залежи
						песчан.	расчлен.	песчан.	расчлен.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Пласт АС1
1	2059	2083	24.0	5.3		0.221	2
99	2069.5	2093.5	24.0	7.8		0.325	4
100	2047.7	2073.4	25.7	7.2		0.280	3
101	2057	2081.5	24.5	6.7		0.273	3
2-П	2092	2117.1	25.1	6.1	6.1	0.243	5
3-Р	2044.1	2069.5	25.4	13.1	7.0	0.516	7	0.310	2
Пласт АС5
2-П	2314.9	2335.6	20.7	5.6	5.6	0.271	3	0.271	1
Пласт АС7
1	2357.3	2388.1	30.8	1.4	1.4	0.045	1
100	2352	2393.4	41.4	5.2	5.2	0.126	2
101	2360	2395.9	35.9	2.6	2.6	0.072	2
2-П	2398.2	2454.9	56.5	6.4	6.4	0.113	4	0.096	1.8
Пласт ЮС0
1	2792	2812	20.0	5.3	5.3	0.265	5
99	2797.9	2817.9	20.0	4.2	4.2	0.210	5
100	2778.5	2797.7	19.2	5.5	5.5	0.286	5
101	2782	2803	21.0	8.1	8.1	0.386	6
2-П	2803.3	2823.5	20.2	6.3	6.3	0.312	6
3-Р	2769.1	2790.9	21.8	5.3	5.3	0.243	3	0.292	5.4
Пласт ЮС2
1	2833.6	2860	26.4	8.0	8.0	0.303	5
99	2839.7	2862.5	22.8	10.1	10.1	0.443	5
100	2818	2841.5	23.5	9.2	9.2	0.391	5
101	2827	2853.3	26.3	7.3	7.3	0.278	6
2-П	2843	2870.3	27.3	17.6	17.6	0.645	8
3-Р	2811.9	2837.3	25.4	11.6	11.6	0.457	9	0.337	3.8
Пласт ЮС4
2-П	2889.2	2926.3	37.1	27.6	27.6	0.744	4	0.744	4

Таблица 2.2. Характеристики толщин и неоднородности залежей нефти Александровского месторождения по скважинам по ГИС

Параметр	Показатели	Пласт
		АС1	АС5	АС7	ЮС0	ЮС2	ЮС4
Общая толщина, м	Среднее значение	24.8	22.4	38.7	20.1	25.3	37.1
	Интервал	от	24.0	20.7	25.9	19.2	22.8	37.1
	изменения	до	25.7	24.0	56.5	21	27.3	37.1
Эффективная нефтенасыщен-ная толщина, м	Среднее значение	7.7	5.6	3.9	8.1	4.2	27.6
	Интервал	от	5.3	5.6	1.4	4.2	4.2	27.6
	изменения	до	13.1	5.6	6.4	8.1	16.3	27.6
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение	6.4	5.1	-	-	-	-
	Интервал	от	5	5.1	-	-	-	-
	изменения	до	7.8	5.1	-	-	-	-
Коэффициент песчанистости, доли ед.	Среднее значение	0.310	0.271	0.096	0.292	0.337	0.744
	Интервал	от	0.221	0.271	0.045	0.210	0.160	0.744
	изменения	до	0.516	0.271	0.126	0.386	0.597	0.744
Коэффициент расчлененности, доли ед.	Среднее значение	2	1	1.8	5.4	3.8	4
	Интервал	от	1	1	1	3	2	4
	изменения	до	3	1	2	6	6	4

Таблица 2.3. Краткая характеристика залежей нефти и газа

Пласт, залежь	Геоло-гический возраст	Глубина залегания средняя, м	ВНК, а.о., м	Размеры залежи	Тип залежи	Средняя нефтенасы-щенная толщина, м
				Длина, км	Ширина, км	Высо-та, м
АС1	Н.мел	1933.1	1955.8	5.4	8.4	14.8	Пластово-сводовая	5.5
АС5	Н.мел	2150.9	-	4.3	1.3		Литологически экранированная	3.4
АС7	Н.мел	2249.6	2278.3	6.8	9.9	11.1	Пластово-сводовая литологически экранированная	4.0
ЮС0	Бажен	2674.6	-	3.3	2.3	-	Литологический	5.8
ЮС2	Юра	2726.0	2760	-	-	81	Пластово-сводовая	12
ЮС4	Юра	2773.5	2760	6	4.1	35	Пластово-сводовая литологически экранированная	6.4

Пласт АС₁

Пласт вскрыт всеми скважинами Александровского участка, залежь выявлена скв. 2-П и 3-Р. По данным ГИС общие толщины пласта изменяются от 24.0 м до 25.7 м, эффективные - от 5.3 м до 13.1 м , расчлененность - от 1 до 4. Карты эффективных толщин спрогнозированы по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3D. Пласт охарактеризован керном из скв. 2-П и 3-Р; по коллекторам 18 определениями пористости, 7 - проницаемости, 7 - водоудерживающей способности (всего определений 41, 26 и 26, соответственно). Вынос керна из общих толщин пласта составил 29.1 м (51%), из эффективных - 10.5 м (47.3%).

Залежь пластово-сводовая размером 5.4х8.4 км. ВНК принят горизонтальным по скв. 3-Р на а.о. ?1955.8 м.

По результатам интерпретации ГИС скважин 2-П и 3-Р средний коэффициент пористости принят 0.15, средний коэффициент нефтенасыщенности - 0.46.

Пласт АС₅

Пласт вскрыт всеми скважинами Александровского участка. Общая мощность пласта по скважинам изменяется от 19.0 м до 24.0 м. Эффективная толщина коллектора равна 5.6 и 5.1 м, расчлененность - 4 и 2, соответственно. Залежь выявлена в районе скв. 2-П, представляет собой изолированную песчаную линзу.

Пласт охарактеризован керном в скв. 3-Р. Вынос керна из общих толщин составил 14.0 м (58.3%), из эффективных - 1.5 м (29.4%). Керн находится на стадии лабораторных исследований.

Пласт испытан только в скв. 2-П. При испытании в колонне интервала 2316.0-2339.0 м (а.о. ?2152.0-2175.0) был получен приток нефти дебитом 3.84 м³/сут. Нефтенасыщенные коллекторы вскрыты в интервале 2325.6-2333.6 м (а.о. ?2161.6-2169.6). В скв. 3-Р интервал пласта АС₅интерпретируется как водонасыщенный, в остальных скважинах - заглинизирован.

Залежь литологически ограниченная размером 4.3х1.3 км, выявлена в р-не скв. 2-П. ВНК не вскрыт, запасы посчитаны по всему объему песчаной линзы.

При подсчете запасов средний коэффициент пористости 0.15, средний коэффициент нефтенасыщенности 0.46 приняты по аналогии с пластом АС₁ в виду отсутствия керна и очень низких средних значений по ГИС.

Пласт АС₇

Пласт вскрыт всеми скважинами Тортасинского участка. По данным ГИС общие толщины пласта изменяются от 19.9 до 86.2 м, эффективные - от 1.4 м до 6.4 м , расчлененность - от 1 до 2.

Линии глинизации, ограничивающие с востока и запада зону развития шельфовых коллекторов, проведены с учетом сейсмических данных. Скв. 3-Р и 99 находятся в зоне отсутствия коллектора.

Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная размером 6.8х9.9 км. ВНК скважинами не вскрыт, принят горизонтальным по подошве последнего нефтенасыщенногопропластка в скв. 100 на а.о. ?2278.3 м. Ранее ВНК принимался по скважине 101 на а.о. ?2276.0 м. Изменение отметки ВНК связано с переинтерпретацией материалов ГИС по результатам уточнения петрофизической модели пласта.

По результатам интерпретации ГИС скважин средний коэффициент пористости принят на уровне 0.15, средний коэффициент нефтенасыщенности - 0.50.

Пласт ЮС₀

Общая мощность пласта по скважинам изменяется от 19.2 м до 21.8 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина - от 4.2 м до 8.1 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина принята средней по скважинам 5.8 м. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по пласту ЮС₀ приняты такими: К_п = 0.08, К_н = 0.85.

Пласт ЮС₂

Пласт вскрыт всеми скважинами Александровского участка. По данным ГИС общие толщины пласта изменяются от 22.8 м до 27.3 м, эффективные - от 7.3 м до 17.6 м, расчлененность - от 3 до 9.

Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная размером 10х9.8 км. В пределах участка ВНК скважинами не вскрыт, принят горизонтальным по подошве последнего нефтенасыщенногопропластка в скв. 99 на а.о. ?2760.0 м (ранее был принят наа.о. ?2750.0 м). По сейсмическим и скважинным материалам зоны глинизации отсутствуют, по структурному плану залежь раскрывается в северном, западном и южном направлениях за границы лицензионного участка, только с востока ограничена внешним контуром ВНК. По указанным причинам запасы категории С₂ были посчитаны в пределах участка. Контура нефтеносности оставлены без изменения по сравнению с предыдущим подсчетом запасов, так как новых данных о нефтеносности пласта за границей залежи нет.

По результатам интерпретации ГИС скважин 1, 2-П, 3-Р, 99, 100, 101 средний коэффициент пористости принят 0.14, средний коэффициент нефтенасыщенности - 0.46.

Пласт ЮС₄

Пласт вскрыт всеми скважинами Тортасинского участка, залежь выявлена скв. 2-П. Общая мощность пласта по скважинам изменяется от 25.9 м до 37.1 м. Коллектор вскрыт только в скв. 2-П, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина равны 27.6 м, расчлененность - 4.

Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная размером 5х4.2 км. . ВНК принят горизонтальным по последнему нефтенасыщенномупропласткускв. 2-П на а.о. ?2760.0 м.

По результатам интерпретации ГИС скважины 2-П средний коэффициент пористости принят 0.13, средний коэффициент нефтенасыщенности - 0.52.

пластовый нефтяной месторождение разработка

2.3 Характеристика режима водонапорного бассейна

Площадь проектируемых работ тяготеет к западной части Западно-Сибирского гидрогеологического мегабассейна, разделяемого в разрезе на два, отличающихся по условиям залегания, движения и формирования подземных вод, бассейна: мезозойский и кайнозойский. Каждый из выделенных бассейнов состоит из ряда водоносных и водоупорных горизонтов. Региональнымводоупором, разделяющим мезозойский и кайнозойский бассейны друг от друга, служит мощная толща глин турон-нижнеолигоценового возраста.

2.4 Свойства и состав пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Александровского месторождения изучались по поверхностным и глубинным пробам. Принятые подсчетные параметры нефти продуктивных пластов представлены в таблице 2.3-2.6.

Таблица 2.3 Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	Численные значения
	диапазон значений	рекомендуемые
Пласты АС1-7
Пластовое давление, МПа	-	22.0
Пластовая температура, °С	-	81.0
Давление насыщения, МПа	-	7.8
Газосодержание, м3/т	-	33.0
Суммарный газовый фактор при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях, м3/т	-
Объемный коэффициент, м3/м3	- при однократном разгазировании	-	1.12
	- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1.10
Плотность в условиях пласта, кг/м3	-	809.0
Вязкость в условиях пласта, мПа•с	-	3.39
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	-	10.1
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С	- при однократном разгазировании	-	0.992
	- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	0.825
Плотность дегазиро-ванной нефти, кг/м3, при 20 °С	- при однократном разгазировании	-	870.5
	- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	866.0
Пласт ЮС2-4
Пластовое давление, МПа	28.44	28.44
Пластовая температура, °С	89.0	89.0
Давление насыщения, МПа	4.61-7.82	6.337
Газосодержание, м3/т
Суммарный газовый фактор при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях, м3/т
Объемный коэффициент, м3/м3	- при однократном разгазировании	1.178-1.326	1.268
	- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1.250	1.250
Плотность в условиях пласта, кг/м3	743.1-774.0	759.07
Вязкость в условиях пласта, мПа•с	1.09-1.86	1.477
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	21.22-30.75	26.607
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С	- при однократном разгазировании	1.376-1.387	1.367
	- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1.109	1.109
Плотность дегазиро-ванной нефти, кг/м3, при 20 °С	- при однократном разгазировании	844.8-845.5	845.0
	- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	833.3	833.0

Таблица 2.4 Физико-химические свойства и состав пластовой нефти

Продуктивный пласт	ЮС2-4
Количество исследованных
скважин	1
проб	3
Пластовое давление, МПа	28.44
Пластовая температура, °С	89
Давление насыщения, МПа	6.337
Газосодержание, м3/т	100
Объемный коэффициент пластовой нефти, д.ед.	1.250
Плотность нефти, кг/м3
в пластовых условиях	759.07
в стандартных условиях	743.57
Динамическая вязкость, мПа•с	1.447
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа•10-4	26.607
Коэффициент растворимости газа и нефти, м3/(м3•Па)	-
Температура застывания, °С	-2
Температура начала кипения, °С	-
Содержание светлых фракций (объемные доли в %) до температуры, °С
100	-
150	-
200	-
250	-
300	-
Упругость паров нефти в стандартных условиях, МПа	-
Содержание массовое в %
асфальтенов	0.4
смол силикагелевых	7.7
масел	-
парафина	1.3
серы	0.41
воды	-
механических примесей	0.0861
Температура плавления парафина, °С	59

Таблица 2.5 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Наименование параметров	Кол-во исслед.	Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4	5
Пласт АС1
Плотность при 20 °С, кг/м3	1	1	-	855.4
Вязкость, мПа•с
при 20 °С	1	1	-	14.17
при 50 °С	1	1	-	4.897
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С	1	1	-	9
Массовое содержание, %
Серы	1	1	-	0.51
смол силикагелевых	1	1	-	8.4
асфальтенов	1	1	-	0.2
парафинов	1	1	-	2.8
Воды	1	1	-	следы
Температура плавления парафина, °С	1	1	-	59
Температура начала кипения, °С	1	1	-	83
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %	1	1	-
до 100 °С	1	1	-	2.0
до 150 °С	1	1	-	12.0
до 200 °С	1	1	-	22.0
до 250 °С	1	1	-	33.5
до 300 °С	1	1	-	41.5
до 350 °С
Пласт АС5
Плотность при 20 °С, кг/м3	1	1	-	861.3
Вязкость, мПа•с
при 20 °С	1	1	-	12.26
при 50 °С	1	1	-	4.826
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С	1	1	-	-1
Массовое содержание, %
Серы	1	1	-	0.55
смол силикагелевых	1	1	-	10.2
асфальтенов	1	1	-	0.4
парафинов	1	1	-	60.0
Воды	1	1	-	0.03
Температура плавления парафина, °С	1	1	-	60
Температура начала кипения, °С	1	1	-	58
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %	1	1
до 100 °С	1	1	-	2.0
до 150 °С	1	1	-	10.5
до 200 °С	1	1	-	21.5
до 250 °С	1	1	-	34.5
до 300 °С	1	1	-	42.5
до 350 °С
Пласт АС7
Плотность при 20 °С, кг/м3	1	1	-	854.3
Вязкость, мПа•с
при 20 °С	1	1	-	9.508
при 50 °С	1	1	-	4.031
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С	2	2	-4-(-1)	-2.5
Массовое содержание, %
Серы	2	2	0.43-0.52	0.48
смол силикагелевых	2	2	6.62-10.30	8.46
асфальтенов	2	2	0.20-0.49	0.35
парафинов	2	2	1.90-2.69	2.30
Воды	2	2	-	0
Температура плавления парафина, °С	2	2	55.0-58.8	57.0
Температура начала кипения, °С	2	2	54.0-119.0	87.0
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %	2	2
до 100 °С	2	2	-	2.0
до 150 °С	2	2	6.2-15.0	10.6
до 200 °С	2	2	17.0-27.0	22.0
до 250 °С	2	2	30.0-37.5	33.8
до 300 °С	2	2	43.0-47.0	45.0
до 350 °С	2	2	-	-
Пласт ЮС0
Плотность при 20 °С, кг/м3	1	1	-	853.8
Вязкость, мПа•с
при 20 °С	1	2	8.632-10.430	9.531
при 50 °С	1	2	3.828-4.517	4.173
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С	3	3	-25-(-6)	-12.7
Массовое содержание, %
Серы	3	3	0.34-0.53	0.42
смол силикагелевых	3	3	4.79-9.30	6.48
асфальтенов	3	3	0.20-0.64	0.39
парафинов	3	3	54.0-60.4	57.5
Воды	3	3	0.06-0.24	0.17
Температура плавления парафина, °С	3	3	54.0-60.4	57.5
Температура начала кипения, °С	3	3	12.8-54.0	26.7
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %	3	3
до 100 °С	3	3	-	4
до 150 °С	3	3	4.0-13.0	7.2
до 200 °С	3	3	18.0-22.5	19.7
до 250 °С	3	3	31.0-36.0	33.3
до 300 °С	3	3	43.0-46.0	44.7
до 350 °С	3	3	-	-
Пласт ЮС2
Плотность при 20 °С, кг/м3	2	4	844.0-866.0	855.0
Вязкость, мПа•с
при 20 °С	2	4	6.814-9.727	8.270
при 50 °С	2	4	3.190-3.592	3.391
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С
Массовое содержание, %
Серы	5	7	0.30-0.96	0.63
смол силикагелевых	5	7	4.55-9.90	6.55
асфальтенов	5	7	0.20-1.92	0.60
парафинов	5	7	0.90-2.26	1.80
Воды	2	3	-	0.56
Температура плавления парафина, °С	5	7	53.0-60.0	56.4
Температура начала кипения, °С	5	7	10.2-53.0	26.2
Фракционный состав (об.сод.выкипающих), %	5	7
до 100 °С	2	4	1.8-8.0	4,9
до 150 °С	5	7	7.0-19.0	13.2
до 200 °С	5	7	18.5-29.0	24.1
до 250 °С	5	7	30.0-41.0	35.5
до 300 °С	5	7	43.5-51.0	48.0
до 350 °С	-	-	-	-
Пласт ЮС4
Плотность при 20 °С, кг/м3	1	2	845.6-852.3	848.9
Вязкость, мПа•с
при 20 °С	1	2	5.975-8.009	6.992
при 50 °С	1	2	2.917-3.570	3.244
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С	1	2	-2-0	-1
Массовое содержание, %
Серы	1	2	0.41-0.51	0.46
смол силикагелевых	1	2	7.7-8.4	8.1
асфальтенов	1	2	0.4	0.4
парафинов	1	2	1.3	1.3
Воды	1	2		отсутствие
Температура плавления парафина, °С	1	2	59.0-64.0	61.5
Температура начала кипения, °С	1	2	60.0-85.0	72.5
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100 °С	1	2	1.5-3.0	2.3
до 150 °С	1	2	16.0-17.5	16.8
до 200 °С	1	2	26.5-29.0	27.8
до 250 °С	1	2	39.0-42.0	40.5
до 300 °С	1	2	49.0-52.0	50.5
до 350 °С	1	2	-	-

Таблица 2.6 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %

Наименование параметра	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Пласт ЮС0
Сероводород	Отсутствует
Углекислый газ	0.24	-	-	-	-
Азот + редкие	5.59	-	-	-	-
Метан	85.71	-	-	-	-
Этан	0.99	-	-	-	-
Пропан	3.23	-	-	-	-
Изобутан	0.48	-	-	-	-
н-Бутан	1.15	-	-	-	-
Изопентан	0.32	-	-	-	-
н-Пентан	0.37	-	-	-	-
С6 + высшие	0.31	-	-	-	-
Молекулярная масса	18.887	-	-	-	-
Плотность, кг/м3	0.8426	-	-	-	-
Относительная плотность газа (по воздуху), д.ед.	0.6521	-	-	-	-
Пласт ЮС2
Сероводород	Отсутствует
Углекислый газ	18.34	-	-	-	-
Азот + редкие	6.43	-	-	-	-
Метан	74.24	-	-	-	-
Этан	1.01	-	-	-	-
Пропан	3.98	-	-	-	-
Изобутан	1.55	-	-	-	-
н-Бутан	2.99	-	-	-	-
Изопентан	0.47	-	-	-	-
н-Пентан	0.34	-	-	-	-
С6 + высшие	0.34	-	-	-	-
Молекулярная масса	23.1494	-	-	-	-
Плотность, кг/м3	0.9947	-	-	-	762.0
Относительная плотность газа (по воздуху), д.ед.	0.8018	-	-	-	-
Пласт ЮС4
Сероводород	Отсутствует
Углекислый газ	1.73	0	0.08	0	0.74
Азот + редкие	1.04	0	0.09	0	0.45
Метан	44.13	0.06	76.59	0.03	18.93
Этан	16.66	0.96	7.3	0.23	7.16
Пропан	18.87	0.74	5.54	0.88	8.57
Изобутан	4.36	2.41	2.84	1.02	2.25
н-Бутан	7.76	2.01	3.41	1.79	4.59
Изопентан	2.18	3.28	1.57	2.18	1.98
н-Пентан	2.13	9.52	1.2	2.08	2.63
С6 + высшие	1.16	81.0.1	1.38	91.79	39.86
Молекулярная масса	26.5033	197.67	32.7	187.08	121.67
Плотность, кг/м3	1.36701	845.17	1.359	851.89	743.57
Относительная плотность газа (по воздуху), д.ед.	1.051	-	1.045	-	-



2.5 Сводная геолого-физическая характеристика пластов

Сводная геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов Александровского месторождения представлена в таблицах 2.7 - 2.8.

Таблица 2.7. Сводная геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов АС_1-7

Пласт	АС1	АС5	АС7
Тип залежи	пластово-сводовый	Литологически ограниченный	пластово-сводовый с литологическим экранированием
Тип коллектора	поровый	поровый	поровый
Средняя глубина залегания, м	1933.1	2150.9	2249.6
Отметка ВНК, м	1955.8	_	2278.3
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	37 219	5 581	58 357
Средняя общая толщина, м	24.8	20.7	45.1
Средняя эффективная толщина, м	7.7	5.6	3.9
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	5.5	3.4	4.0
Коэффициент пористости, д.ед.	0.154	0.139	0.149
Проницаемость пласта по керну, 10-3 мкм2	3.0	н/д	0.9
Проницаемость пласта по ГИС, 10-3 мкм2	5.6	2.5	5.0
Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.	0.46	0.46	0.50
Коэффициент вытеснения, д.ед.	0.387	0.387	0.436
Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности, д.ед.	0.282*	0.282*	0.282*
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0.31	0.24	0.10
Расчлененность пласта, ед.	2.7	3.0	1.8
Плотность нефти, т/м3	0.866*	0.866*	0.866*
Объемный коэффициент нефти, д.ед.	1.10*	1.10*	1.10*
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	3.39**	3.39**	3.39**
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.809**	0.809**	0.809**
Давление насыщения нефти газом, МПа	7.8**	7.8**	7.8**
Газосодержание нефти, м3/т	33*	33*	33*
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	10.1**	10.1**	10.1**
Содержание серы в нефти, %	0.51	0.55	0.48
Содержание парафина в нефти, %	2.80	1.40	2.30
Содержание асфальтенов в нефти, %	0.20	0.40	0.35
Содержание смол в нефти, %	8.40	10.20	8.46
Минерализация пластовой воды, г/л	15*	15*	15*
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	0.53	0.43	0.43
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	0.989	0.982	0.982
Средняя продуктивность, м3/сут.•МПа	0.33	0.25	0.30
Начальная пластовая температура, °С	66.9	80.0	80.3
Начальное пластовое давление, МПа	21.2	24.9	25.4

* _ по пластам-аналогам (Северо-Селияровское месторождение, пласт АС₅)

** _ по результатам моделирования PVT-свойств флюидов

Таблица 2.8. Сводная геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов ЮС_0-4

Пласт	ЮС0	ЮС2	ЮС4
Тип залежи	литологически ограниченная	литологически ограниченная	пластово-сводовый с литологическим экранированием
Тип коллектора	трещинный	поровый	поровый
Средняя глубина залегания, м	2674.6	2726.0	2773.5
Отметка ВНК, м	-	2760	2760
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	81 000	81 000	14 777
Средняя общая толщина, м	20.4	25.3	28.0
Средняя эффективная толщина, м	5.8	11.6	27.6
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	5.8	12.0	6.4
Коэффициент пористости, д.ед.	0.08	0.14	0.13
Проницаемость пласта по керну, 10-3 мкм2	-	0.8	0.1
Проницаемость пласта по ГИС, 10-3 мкм2	-	2.2	1.1
Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.	0.85	0.46	0.52
Коэффициент вытеснения, д.ед.	-	0.363	0.437
Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности, д.ед.	-	0.293*	0.293*
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0.28	0.42	0.74
Расчлененность пласта, ед.	5.0	6.2	4.0
Плотность нефти, т/м3	0.837*	0.833	0.833
Объемный коэффициент нефти, д.ед.	1.28*	1.25	1.25
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	1.65**	1.477	1.477
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.759**	0.759	0.759
Давление насыщения нефти газом, МПа	12.2**	6.3	6.3
Газосодержание нефти, м3/т	91	104	104
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	26.6**	26.6**	26.6
Содержание серы в нефти, %	0.42	0.44	0.46
Содержание парафина в нефти, %	1.44	1.90	1.30
Содержание асфальтенов в нефти, %	0.39	0.70	0.40
Содержание смол в нефти, %	6.48	7.73	7.90
Минерализация пластовой воды, г/л	-	20	20
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	0.36	0.32	0.34
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	0.977	0.968	0.971
Средняя продуктивность, м3/сут.*МПа	0.5	0.61	0.61
Начальная пластовая температура, °С	92.6	100.9	97.4
Начальное пластовое давление, МПа	34.0	33.5	39.5

* _ по пластам-аналогам (Сыньеганское месторождение, пласт Ю_2-3)

** _ по результатам моделирования PVT свойств флюидов



3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Характеристика текущего состояния разработки Александровского месторождения

Александровское нефтяное месторождение открыто в 1989 г. Располагается на Александровском лицензионном участке.

Запасы нефти впервые были оперативно утверждены в 1989 г. (пласты Ю0 и Ю2), затем - в 2006 г. (пласт АС7).

В 2011 г. в Федеральном агентстве по недропользованию утвержден оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам в пластах АС1, АС5, АС7, ЮС0, ЮС2, ЮС4 Александровского месторождения.

В 2009 году разработан «Индивидуальный проект на строительство поисковой скважины 2-П».

В 2010 году выполнено бурение скважины № 2-П, в которой было проведено ВСП. В этом же году выполнены: проект поиска и разведки, индивидуальный рабочий проект на строительство поисковой скважины № 2-П и проект на строительство разведочной скважины № 3-Р. Проведены лабораторные исследования керна и флюидов. Произведен отвод земли под скважину № 3-Р.

По результатам бурения скважин 2-П и 3-Р и проведения ВСП в скважине 2-П была выполнена переинтерпретация материалов сейсмических работ, уточнена скоростная модель.

- уточнены структурные карты по опорным и целевым отражающим горизонтам А, ТЮ10, ТЮ4, ТЮ2, Б, АС8, АС7, АС5, АС1, М с учетом средних скоростей в скважинах 2-П и 3-Р;

- уточнена модель тектонических нарушений;

- получены прогнозные карты эффективных толщин для пластов ЮС10, ЮС4, ЮС2, АС7, АС5, АС1 на основе разрезов псевдокаротажа;

- на основе уточненной геологической модели выполнен оперативный подсчет запасов Алексадровского месторождения.

В 2011 г. в Федеральном агентстве по недропользованию утвержден оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам в пластах АС1, АС5, АС7, ЮС0, ЮС2, ЮС4 Александровского месторождения.

В 2011 г.одна поисково-разведочная скважина переведена в эксплуатационный фонд.

В 2012 году выполнен «Проект пробной эксплуатации Александровского месторождения» и заложен первый куст и начало эксплуатационного бурения.

По состоянию на 01.01.2016 г. на Алексадровском месторождении пробурено 13 скважин: 3 поисковые (1, 2-П, 99), 3 разведочные (3-Р, 100, 101), 2 нагнетательные и 5 добывающих. Скважина 3-Р находятся в освоении, скважины №№ 1, 99, 100 и 101 ликвидированы. Скважина 2-П не завершена строительством.

Основные показатели разработки на 01.01.2016 г. приведены в табл 3.1.

Таблица 3.1. Основные показатели разработки Александровского месторождения на 01.01.2016 г.

Показатели	ЮС0+ЮС2+ЮС4	АС1+АС5+АС7	По месторождению в целом
Накопленная добыча нефти, тыс. т.	26,3	14,2	40,5
Накопленная добыча жидкости, тыс.т.	26,5	14,3	40,8
Обводнённость продукции на конец года, %	0,01	0,01	0,01
Среднесуточный дебит одной скважины на конец года, т/сут по нефти	16,3	12,1	14,5
По жидкости	16,3	12,1	14,5
Темп отбора нефти от начальных балансовых запасов, %	0,05	0,03	0,04
Накопленная закачка, тыс. м3	0	0	0
Приёмистость одной нагнетательной скважины, м3/сут	250,0	250,0	250,0

Проект пробной эксплуатации Александровского месторождения рассматривает 7-ми точечную систему расстановки скважин как наиболее приемлемую для обоих объектов Александровского месторождения. На данный момент реализована треугольная система, и развитие её может принять любой вариант расстановки. На рис. 3.1 и рис. 3.2 приведены схемы расположения проектных скважин по объектам. Нагнетательные скважины введены в эксплуатацию в 2016 году и накопленная закачка ещё не подсчитана. Сбор пластовых вод производится с соседних водоёмов.

Рис. 3.1. Система разработки объекта АС1-7



Рис. 3.2. Система разработки объекта ЮС2-4

3.2 Анализ опыта разработки пластов-аналогов

При обосновании технологических решений по объектам, находящимся на этапе проведения геологоразведочных работ и пробной эксплуатации, возникает недостаток исходной информации (исследований кернового материала, проб пластовых флюидов, сведений о геологическом строении и фильтрационной неоднородности, особенностях механизма выработки запасов). В этих условиях необходимо привлечение соответствующих данных по пластам-аналогам, которые характеризуются лучшей изученностью и достаточным опытом разработки.

В пределах Александровского месторождения выделены залежи нефтеносных пластов АС1, АС5, АС7, ЮС0, ЮС2, ЮС4. Наиболее перспективными для промышленной эксплуатации являются пласты ЮС0-4.