Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

гидрогеологический нефть газ скважинный

Введение

1. Общая характеристика предприятия и района работ

2. Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

2.1 Тектоническое строение

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

2.3 Нефтегазоносность

2.4 Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна

3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки

3.1 Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность

3.2 Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа

3.3 Состав и свойства пластовой воды

3.4 Начальные запасы нефти и газа

3.5 Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки

4. Анализ состояния разработки залежи

4.1 История разработки

4.2 Анализ текущего состояния разработки

4.3 Анализ энергетического состояния залежи

4.4 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

4.5 Анализ результатов исследований скважин и пластов

4.6 Анализ выработки запасов нефти из пластов

4.7 Геолого-гидродинамическая модель

4.8 Выводы по анализу состояния разработки объекта

5. Анализ эксплуатации скважин

5.1 Конструкция добывающих и нагнетательных скважин

5.2 Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин

5.3 Анализ фонда скважин

5.4 Анализ технологического режима работы добывающих скважин

5.5 Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин

5.6 Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов

5.7 Анализ ремонтов скважин

5.8 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

5.9 Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле

5.10 Выводы по анализу эксплуатации скважин

6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи

6.1 Анализ плотности остаточных запасов

6.2 Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения

6.3 Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта

6.4 Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта

6.5 Технология кислотного гидроразрыва пласта

6.5.1 Оборудование для проведения КГРП

6.5.2 Теория гидроразрыва пласта

6.5.3 Свойства технических жидкостей

6.5.4 Расчет параметров гидроразрыва пласта

6.5.5 Проведение гидроразрыва пласта

6.6 Прогнозирование дебита после КГРП

6.7 Основные выводы по совершенствованию разработки залежи

7. Экономическая оценка рекомендуемого мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта

7.1 Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта

7.2 Объем необходимых инвестиций

7.3 Величина эксплуатационных затрат

7.4 Оценка выручки от реализации продукции

7.5 Оценка прибыли от реализации продукции

7.6 Оценка денежного потока от реализации продукции

8. Промышленная безопасность

8.1 Введение

8.2 Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции

8.2.1 Разрушение металлических конструкций

8.2.2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека

8.2.3 Повышенный уровень шума на рабочем месте

8.2.4 Повышенный уровень вибрации

8.3 Методика оценки безопасности рабочего места

8.4 Оценка безопасности работающего по условиям труда

8.5 Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода

Заключение

Список литературы



Введение

Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей в Российской Федерации. Доля нефтегазовых доходов в бюджете составляет около половины от всех. Значение нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности в экономическом развитии России чрезвычайно велико. Результаты деятельности нефтяной отрасли являются основной базой для формирования платежного баланса, поддержания курса национальной валюты, имеют ключевое значение для преодоления кризисных явлений.

Последние десять лет добыча нефти в России имела положительную динамику(2002 г. - 380 млн. т., 2012 г. - 517 млн. т.), причем в 2009 и 2010 году Россия была на первом месте в мире по добыче. Средняя проектная нефтеотдача в России постоянно снижается, хоть и внедряются новые технологии добычи и воздействия на пласт. Снижение скорее обусловлено тем, что добыча с каждым годом ведется из все более сложных с точки зрения разработки месторождений, а также месторождений с небольшими запасами. Позитивной тенденцией развития нефтяной отрасли является формирование новых нефтедобывающих центров в Западной и Восточной Сибири, Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин, на Каспии. Однако ввод новых мощностей в 2012-2020 гг. не компенсирует сокращение добычи на выработанных месторождениях. Кроме того, ввод в эксплуатацию новых месторождений нефти потребует соответствующего развития системы утилизации попутного нефтяного газа, конденсата и прочего углеводородного сырья, объемы добычи которого превышают как существующие производственные мощности предприятий нефтегазохимии, так и систем трубопроводного транспорта по ряду направлений. Основными проблемами средне- и долгосрочного развития нефтегазовых компаний являются нерациональное недропользование, несоответствие условий и показателей воспроизводства минерально-сырьевой базы задачам развития отрасли, а также особенности налогообложения, не обеспечивающие достаточных стимулов углубления переработки сырья, проведения геологоразведочных работ, разработки трудно извлекаемых и низкокачественных запасов.

В данном дипломном проекте проводится анализ разработки и эксплуатации залежи нефти в отложениях фаменского яруса Гагаринского месторождения. Для повышения эффективности разработки залежи, с учетом ранее проведенных ГТМ, обосновано применение современной технологии кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП). Проведен анализ геолого-технического состояния фонда добывающих скважин и выбор объекта для КГРП. По прогнозируемому дебиту нефти после ГТМ проведено технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта и получена положительная оценка целесообразности его проведения.



1. Общая характеристика предприятия и района работ

В административном отношении Гагаринское месторождение нефти расположено вКрасновишерском районе Пермского края. От краевого центра г. Перми удалено в северном направлении на расстоянии 470 км, от г. Красновишерска - южнее на 30 км. Связь с краевым центром осуществляется круглогодично по трассе регионального значения Пермь-Березники-Соликамск-Красновишерск, в летний период по рекам Кама и Вишера, а также по железной дороге Пермь-Соликамск.

В орографическом отношении территория месторождения расположена в междуречье рек Язьва и Глухая Вильва и представляет собой полого всхолмленную равнину с заметным понижением рельефа в западном направлении от 300 до 130 м. Минимальные рельефа приурочены к урезу р. Вишера. Превышения водоразделов над урезами прилегающих рек составляет от 50 до 70 м, достигая 150 м в восточной части района исследований.

В пределах площади широко развита речная сеть, много озер, наиболее крупными являются рр. Язьва, Вишера и Глухая Вильва, озера Сосновское и Губдорское. Долина р. Вишеры асимметрична, с более крутым и обрывистым правым склоном. Глубина русла реки колеблется от 1 до 2,5 м. Река Язьва, левый приток р. Вишеры, пересекает район исследований с юго-востока на северо-запад. Русло реки сильно меандрирует, образуя озера и старицы, а ее глубина изменяется от 1 до 1,5 м. Один из притоков р. Язьвы - р. Глухая Вильва протекает в южной части исследуемой площади. Русло р. Глухой Вильвы сильно меандрирует, образуя множество стариц. В западной части изучаемой площади течет р. Колынва - левый приток р. Язьвы.

Район работ сильно заболочен. Наиболее крупные болота «Дорыш» и «Гагаринское». Большая часть месторождения находится на территории Гагаринского болота, которое является памятником природы. Его глубина составляет 2 м, а в центральной части достигает 6 м.

Значительная часть территории покрыта лесом, имеются старые вырубки, частично пахотные земли. Лес смешанный, преимущественно хвойный. Преобладает сосна, ель, пихта, из лиственных - осина, береза.

Почвы - подзолистые песчаные и болотные.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой и теплым, но коротким летом. Средняя годовая температура минус 0,2єС. Средняя температура января минус 17,2єС, июля плюс 16,8єС. Среднегодовое количество осадков составляет 852 мм. Толщина снежного покрова до 1 м, глубина промерзания почвы от 1,0 до 1,5 м. Преобладающее направление ветра в течение года - южное.

Населенных пунктов в районе работ нет, расположены они по долинам рек. Наиболее крупные из них: Мысья, Верх-Язьва, Цепел, Бычина и Яборово.

По национальному составу среди населения преобладают русские. Жители, в основном, заняты в нефтедобывающей, деревообрабатывающей и местной промышленности, а также в сельском хозяйстве.

Основным путем сообщения является шоссе с. Верх-Язьва - г. Красновишерск. Остальная дорожная сеть на площади представлена, в основном, грунтовыми дорогами, пригодными для проезда в сухое время года.

Ближайшими разрабатываемыми газонефтяными месторождениями являются: Гежское, Кисловское, Озерное, Мысьинское и Маговское. Расположение Гагаринского месторождения и соседних с ним изображено на рис. 1. В пределах исследуемой площади месторождений твердых полезных ископаемых, числящихся на Государственном учете, нет.Неподалеку находится Верхнекамское месторождение калийных солей, возлес. Губдор находится месторождение формовочных песков, используемых для нужд Пермского края.



Рис. 1. Карта Гагаринского месторождения

К северо-востоку от Гежского месторождения по долине р. Вижаихи ведутся поисково-разведочные работы на россыпное золото.

Техническое водоснабжение осуществляется пресными подземными водами из водозаборных скважин, расположенных на площадке 1-го нефтедобывающего куста №№ 1/1, 1/2 и резервной водозаборной скважины № 6569 глубиной 80 м, со средним дебитом около 10 м3/сут. Вода из ближайших речек также является источником для производственно-пожарного водоснабжения.

На территории Гагаринского месторождения отсутствуют объекты хозпитьевого водоснабжения.



2. Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

2.1 Тектоническое строение

В тектоническом отношении Гагаринское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северо-восточной части Соликамской депрессии в районе северной оконечности Березниковского палеоплато внутренней зоны ККСП.

Соликамская депрессия представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру с размерами 230х(60-80) км, сформировавшуюся в раннепермскую эпоху за счет накопления флишоидно-молассовых отложений артинского яруса - «терригенного клина».

На основании площадных сейсморазведочных работ установлено, что на исследуемой территории поверхность кристаллического фундамента залегает несогласно с отражающими горизонтами палеозоя. Поверхность фундамента наклонена в северо-восточном направлении в сторону Предтиманского прогиба.

Рифейские отложения подтвержденные бурением и сейсморазведкой в северной части Соликамской депрессии, залегают на выступах и гребенообразных понижениях фундамента и погружаются в тех же направлениях, что и его поверхность. На рифейских отложениях с угловым несогласием залегают вендские отложения. Отложения вендского комплекса моноклинально погружаются в направлении с северо-запада на юго-восток.

В структурном плане кровли терригенных отложений тиманского горизонта по-прежнему намечается моноклинальный склон в юго-восточном направлении.

В позднем девоне произошли существенные изменения в развитии рассматриваемого района. Вся территория испытывала устойчивое погружение и развивалась в условиях глубоководного шельфа, образовались палеорифовые массивы. В условиях перикратонного опускания и глубоководной морской обстановки сформировалась Камско-Кинельская система прогибов, в области которых и находится современная Соликамская депрессия.

Ширина Березниковского палеоплато в северной части колеблется от 26 до 40 км. Северная граница палеоплато проходит по внешним склонам Язьвинского и Цепелского рифовых массивов. Форма этих массивов овальная, наиболее крупные имеют несколько рифов. Рифы характеризуются максимальной толщиной верхнедевонского комплекса - более 500 м. Западные вершины (рифы) на массивах наиболее приподняты. В северной части Березниковского палеоплато рифовые массивы имеют меньшие размеры, чем в средней и южной частях. Одним из этих массивов является - Гагаринский.

Сейсморазведочные работы по технологии 3D позволили уточнить строение Гагаринской структуры.

По кровле структурного плана ОГ II^П структура картируется в виде куполовидной складки изометричной формы, центральная и северная части которой изучены бурением. Его поверхность осложнена тремя вершинами, морфологически более выражена западная, вытянутая в меридиональном направлении. Она имеет высокое гипсометрическое положение. Размеры ее в пределах замкнутой изогипсы минус 1870 м 4,0х3,5 км, амплитуда 126 м.

В пределахГагаринского массива открыты залежи нефти в верхних частях собственно рифовых построек (пласт Фм) и в ловушках структур облекания рифов (пласты Бш и См).

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез Гагаринского месторождения изучен по данным структурных, параметрических, поисковых и разведочных скважин, от вендских до четвертичных отложений. Максимальная вскрытая глубина составила 2473 м. в скв. № 162.

Осадочный чехол слагают верхнепротерозойские и палеозойские отложения, с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности фундамента. Верхнепротерозойская толща представлена рифейским и вендским комплексами.

Рифейские отложения перекрыты терригенными породами вендского комплекса. Вендский комплекс пород представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Верхний отдел девонской системы представлен франским и фаменским ярусами.

На размытой поверхности венда залегают карбонатно-терригенные породы нижнефранского подъяруса в составе тиманского горизонта. Терригенные породы представлены аргиллитами, слагающими в основном верхнюю часть пачки, алевролитами и песчаниками, развитыми в нижней части.

Аргиллиты темно-зеленовато-серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, тонкослоистые, плитчатые, редко с зеркалами скольжения, с обугленными растительными остатками.

Алевролиты светло-серые с зеленоватым оттенком и темно-серые, неравномерно глинистые, прослоями сильно глинистые, мелкозернистые, с обугленными растительными остатками.

Песчаники светло-серые, иногда с зеленоватым оттенком, кварцевые, мелко-среднезернистые, несортированные, с зернами крупнопесчаной и мелкогравийной размерности, с нечеткой тонкой и мелкой слоистостью, с редким растительным детритом, мелкими включениями пирита.

Среднефранские отложения подразделяются на саргаевский и доманиковый горизонты.

Отложения саргаевского горизонта представлены известняками светло-серыми, темно-серыми с коричневатым оттенком, неравномерно доломитизированными, прослоями глинистыми, тонкокристаллическими, плотными столщиной 17 м.

Разрез доманикового горизонта представлен известняками с прослоями сланцев, аргиллитов, мергелей. Толщина 3 м.

Верхнефранский подъярус включает в себя мендымский и нерасчлененные воронежский, евлановский, ливенский горизонты. Сложен известняками плотными, крепкими, прослоями кавернозными с вертикальными трещинами, выполненными кальцитом и доломитами известковистыми. Толщина 360 м.

Фаменский ярус представлен двумя типами разрезов: рифовым и межрифовым. Рифовый тип разреза представлен органогенно-водорослевыми известняками и доломитами, без глинистых примесей. Межрифовый тип разреза представлен известняками, участками доломитизированными, глинистыми. Толщина фаменских отложений от 142 до 149 м.

В фаменских отложениях сосредоточены основные запасы углеводородного сырья Гагаринского месторождения.

Каменноугольная система представлена 3 отделами: нижним, средним и верхним. Нижний отдел включает отложения турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

На площади месторождения турнейский ярус сложен известняками коричневато-серыми, мелкокристаллическими, участками доломитизированными, в разной степени глинистыми, с частыми темно-серыми глинистыми примазками, с включениями пирита и белого кальцита по затухающим трещинам. Толщина отложений от 1 до 24 м.

Визейский ярус представлен кожимским и окским надгоризонтами. Данный стратиграфический интервал сложен чередованием аргиллитов, алевролитов с тонкими прослоями песчаников. Толщина от 7 до 9 м.

Тульский горизонт по литологическому составу подразделяется на 2 пачки: терригенную и карбонатную.

Терригенная пачка сложена песчаниками, аргиллитами и алевролитами. Песчаники преобладают мелкозернистые, алевритистые. Алевролит темно-серый неравномерно песчанистый, мелкозернистый. Аргиллит темно-серый, неравномерно алевритистый. Толщина от 19 до 30 м.

Карбонатная пачка представлена известняками и доломитами. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые, участками битуминозные, алевритистые, микрозернистые. Доломиты коричневато-серые и темно-серые до черных, неравномерно известковистые, участками глинистые, с включениями ангидрита. Толщина пачки от 9 до 16 м.

Карбонатные отложения верхневизейского подъяруса сложены известняками, доломитами и аргиллитами. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые. Доломиты коричневато-серые, глинистые, битуминозные, участками сульфатизированные. Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, известковистые, алевритистые. Толщина от 137 до 171 м.

Серпуховский ярус представлен известняками и доломитами. Известняки темно-серые, коричневатые, неравномерно доломитизированные, мелкосгустковые, органогенно-детритовые, окремнелые, трещиноватые с включениями кальцита или глинистого материала. Доломиты серые, разнозернистые, местами известковистые, очень крепкие, прослоями пористые. Толщина от 103 до 132 м.

Средний отдел каменноугольной системы включает башкирский и московский ярусы.

Нижняя граница башкирского яруса проводится в основании известняково-раковинного песчаника. Известняки серые, прослоями темно-серые, органогенно-детритовые, участками доломитизированные, перекристаллизованные, в верхней части неравномерно-глинистые. Известняки трещиноватые и стилолитизированные, поверхности стилолитов покрыты зеленовато-серым глинистым материалом. Толщина от 56 до 75 м. К башкирской толще приурочена промышленная залежь нефти.

В состав московского яруса входят верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт повсеместно представлен чередованием известняков и аргиллитов с маломощными прослоями доломитов, алевролитов, мергелей. В подошве горизонта обычно преобладают аргиллиты, в средней части - известняки, в верхней части - аргиллиты с прослоями известняков.

Каширский горизонт сложен известняками и доломитами, чередующимися между собой. В нижней части разреза маломощные прослои аргиллитов. Известняки серые и светло-серые с зеленоватым и коричневатым оттенками, микро- и мелкозернистые, органогенно-детритовые, неравномерно тонкозернистые. Доломиты с желтоватым оттенком, известковистые, с включениями ангидрита. Толщина от 45 до 63 м.

Подольский горизонт сложен известняками и доломитами, которые преобладают в разрезе. Доломиты серые и темно-серые с коричневатым оттенком, микро-тонкозернистые, сульфатизированные, с примазками темной глины, участками пористые и кавернозные. Известняки серые и темно-серые с коричневатым оттенком, детритовые, участками окремнелые, с обломками брахиопод, с частыми примазками темно-серой глины по плоскостям наслоения. Толщина от 41 до 54 м.

Мячковский горизонт представлен известняками и доломитами светло-серыми и серыми с коричневатым оттенком, тонкозернистыми, пористыми и кавернозными, с включениями голубовато-серого ангидрита и примазками темно-серой глины. Толщина от 58 до 76 м.

Верхний отдел сложен известняками и доломитами серыми с коричневатым оттенком, мелкозернистыми с детритом, неравномерно сульфатизированными, прослоями сильно глинистыми, кристаллическими, участками кавернозными. Толщина от 81 до 106 м.

Пермская система представлена нижним отделом в составе сакмарско-ассельского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов.

Ассельский и сакмарский ярусы сложены преимущественно известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-серые и серые с коричневатым оттенком, органогенно-детритовыекристаллические, крепкие, участками окремнелые, с примазками темно-серого битуминозного материала по стилолитовым швам. Доломиты светло-серые и серые, тонко- и мелкозернистые, прослоями и участками окремнелые. Толщина от 186 до 221 м. К проницаемым разностям сакмарских отложений приурочена промышленная нефтеносность.

По литологическому составу артинский ярус подразделяется на 2 пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - терригенную. Карбонатная пачка сложена известняками светло-серыми, участками красно-бурыми, разнозернистыми, иногда доломитизированными. Наблюдаются слабые битумопроявления.Толщина пачки от 69 до 96 м.

Терригенная пачка сложена полимиктовыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами, мергелями с линзовидными включениями. Песчаники серые, зеленовато-серые, разнозернистые. Алевролиты зеленоватые и темно-серые, глинистые, песчанистые. Мергели темно-серые до черных, с зеленоватым оттенком. Толщина пачки от 402 до 460 м.

Кунгурский ярус включает филипповский и иренский горизонты.

Филипповский горизонт представлен сульфатно-терригенным типом разреза. Верхняя часть - терригенные породы с прослоями карбонатов, встречаются линзы конгломератов; нижняя часть - сульфатные породы.

Терригенная толща: песчаники серые, зеленовато-серые, известковистые, разнозернистые. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, известковистые, тонкослоистые, с растительными остатками. Глины темно-серые до черных, известковистые, алевролитовые, плотные. Мергели тёмно-серые, доломитовые, тонкослоистые, участками алевролитовые, плотные. Известняки и доломиты зеленовато-серые, коричневато - и темно-серые, плотные, крепкие. Слагают они чаще нижнюю часть терригенной толщи.

Сульфатная толща - ангидриты светло - и голубовато-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие, с частыми прослоями и прожилками доломитов и аргиллитов. Толщина от 36 до 73 м.

Иренский горизонт состоит из глинисто-ангидритовой и соленосной толщ. Сульфатно-карбонатно-глинистая толща сложена глинами, аргиллитами, глинистыми доломитами, ангидритами. Соляная толща представлена переслаиванием загипсованных и засолоненных глинистых пород. Толщина от 249 до 328 м.

Уфимский ярус представлен соликамским горизонтом и сложен мергелями, песчаниками, глинами, известняками. Толщина от 51 до 101 м.

Четвертичные отложения представлены элювиальными, аллювиальными, флювиогляциальными и элювиально-делювиальными образованиями. Участками имеются торфяники. Четвертичные отложения слагают, в основном, пески кварцевые мелко- и среднезернистые, часто переслаивающиеся с суглинками, редко с галечниками. Толщина до 48 м.

2.3 Нефтегазоносность

Гагаринское месторождение нефти расположено в пределах зоны нефтегазонакопления северной части восточного борта Камско-Кинельской системы впадин вКрасновишерском нефтегазоносном районе.

В результате проведения поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в разрезе Гагаринского месторождения промышленная нефтеносность установлена в нижнепермских (пласт См), верхневизейско-башкирских (пласт Бш) и верхнедевонско-турнейских (пласт Фм) карбонатных отложениях.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс

Нефтепроявления по керну в пределах комплекса отмечены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. В верхне- и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления.

На Гагаринском месторождении залежь нефти приурочена к рифовому массиву. Стратиграфическое расчленение массивной толщи позволило установить, что формирование ее проходило во франское, фаменское и турнейское время.

Залежь нефти пласта Фм связана с турнейско-фаменскими отложениями. Коллекторами являются известняки водорослево-комковатые, водорослево-сгустковые и сгустковые.

Промышленная нефтеносность залежи установлена результатами перфорации интервалов 1934,0 - 1956,0 м (-1792,3-1814,3) м и 1964,0 - 1968,0 м (-1822,3 -1826,3) в скважине № 162, дебит безводной нефти на 2 мм штуцере составил 4,5 т/сут. При опробовании в колонне вышележащего турнейско-фаменского объекта 1894,0 - 1924,0 (-1752,4 -1782,4) м приток нефти через 5 мм штуцер составил 62 т/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1880 м, по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя в скважине № 71, где при испытании интервала 2110,0 - 2112,0 (-1877,1 -1879,0) м, получена безводная нефть дебитом 21,2 т/сут и газ - 3,8 тыс.м³/сут на 6,8 мм штуцере. Залежь массивного типа, размеры ее в пределах контура нефтеносности 3,9 х 3,6 км, высота 124,3 м. Общая толщина пласта в пределах контура ВНК варьирует от 41,5 до 132,2 м, составляет в среднем 108,3 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,4 до 30,2 м, нефтенасыщенная от 1,3 до 25 м. В пределах нефтяной части выделяется до 29 проницаемых прослоев толщиной от 0,2 до 4,0 м. Коэффициент долевого содержания коллекторов 0,170, коэффициент расчлененности 19,8.

Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Нефтепроявления и промышленная нефтеносность в пределах данного комплекса установлена в башкирских отложениях (пласт Бш).

При перфорации интервала 1634,0-1651,0 (-1420,9-1436,9) м в башкирских отложениях скважина № 66 получен промышленный приток нефти дебитом 45 т/сут. на 5 мм штуцере и газ 10,1 тыс. м³/сут.

Залежь нефти пласта Бш приурочена к башкирским отложениям, где коллекторами являются известняки биоморфно-детритовые, фораминиферо-водорослевые.

Пласт прослеживается по всей территории месторождения. Условный подсчетный уровень на отметке минус 1462 м.

Общая толщина пласта составляет в среднем 53,1 м. Колебания эффективной толщины от 10,9 до 34,7 м, нефтенасыщенной от 1,2 до 26,9 м средневзвешенная 13,9 м. Размеры залежи в пределах принятого УПУ составляют 3,5 х 2,5 км, высота 49,2 м. По типу залежь пластово-массивная.

Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Нефтепроявления комплекса встречены на большинстве месторождений Соликамской депрессии и приурочены, в основном, к отложениям артинского и сакмарского ярусов.

На Гагаринском месторождении нефтепроявления в виде выпотов нефти встречены в керне пяти скважин №№ 66, 68, 71, 72 и 162.

В результате данных исследований в сакмарских отложениях установлена промышленная залежь нефти. Залежь приурочена к органогенно-обломочным, комковато-сгустковым и коралловым известнякам, которые сверху перекрыты более чем 100-метровой толщей плотных известняков верхней части сакмарского и артинского ярусов.

Общая толщина пласта изменяется от 24,2 до 33 м, в среднем составляет 28,2 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 3,6 до 7,7 м, нефтенасыщенная от 1,8 до 5,2 м, средневзвешенная 2,0 м

Условный подсчетный уровень (УПУ) на абсолютной отметке минус 900 м. В пределах принятого УПУ залежь имеет размеры 1,6 км х 0,8 км, высота 10 м. По типу - залежь пластовая сводовая, литологически экранированная.



2.4 Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна

Территория района относится к Камско-Чусовской группе бассейнов Северо-Предуральского бассейна пластовых и блоково-пластовых напорных вод Предуральского сложного бассейна пластовых и блоково-пластовых безнапорных и субнапорных вод.

По условиям формирования подземного стока изучаемый район подразделяется на два гидрогеодинамических этажа: верхний и нижний, отделенные ангидритами, залегающими в подошве кунгурского яруса, и мощной толщей артинских терригенных пород. Общая толщина флюидоупора, более 700 м.

В зоне активного водообмена гидрогеологические подразделения представлены:

водоносным локально-слабоводоносным четвертичным аллювиальным горизонтом (aQ_IV);

водоносной соликамской терригенно-карбонатной свитой (P₁slk).

Водоносный локально-слабоводоносный четвертичный аллювиальный горизонт распространен повсеместно на территории месторождения. Мощность его находится обычно в пределах 5-15 м. Химический состав преимущественно гидрокарбонатно-кальциевый.

Водоносная соликамская терригенно-карбонатная свита развита в отложениях соликамского горизонта уфимского яруса. На данной территории распространен карбонатный тип разреза, в котором выделяются две толщи: нижняя глинисто-мергельная мощностью от 24 до 64 м и верхняя - известняково-мергельная мощностью от 30 до 120 м.

Трещинно-грунтовые воды вскрываются на глубине от 0 до 48 м. Глубина их залегания находится в прямой зависимости от превышения над ближайшими дренами.

Химический состав подземных вод соликамского комплекса характеризуется значительной неоднородностью, что обусловлено гидродинамическими условиями, определяющими промытость толщи, литологическим составом водовмещающих пород.

В нижнем гидродинамическом этаже в соответствии с литолого-стратиграфическими принципами, выделяются 6 газонефтеводоносных комплексов (ГНВК), разделенных между собой выдержанными флюидоупорами и характеризующихся застойным режимом подземных вод:

- верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс;

- московский водоносный комплекс;

- верхневизейско-башкирский водоносный комплекс;

- нижневизейско-тульский ГНВК;

- верхнедевонско-турнейский ГНВК;

- верхне-среднедевонский водоносный комплекс.

Район месторождения входит в макроблок СД-1, для которого характерна гидрохимическая инверсия. Здесь наблюдается рост плотности воды до визейских отложений, а затем отмечается ее резкое уменьшение в турнейских и позднедевонских карбонатных отложениях.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс

Водонасыщенные пласты прослеживаются в сакмарских отложениях и содержат коллекторы порового и палеокарстового типов. В сакмарских отложениях они залегают ниже абсолютной отметки минус 900 м. Фактическое пластовое давление в подземных водах сакмарских отложений превышало характерное для данной глубины значение. Высота приведенного напора (-1700 м) подземных вод в законтурной скважине № 68 составляла 430 м.

Пластовые воды верхнекаменноугольно-нижнепермского ГНВК бромные рассолы хлоркальциевого типа с коэффициентом метаморфизации - 0,63-0,70, минерализацией 149-195 г/дм³, коэффициент их насыщения составлял 14,95 - 94,3 %.

Московский терригенно-карбонатный газонефтеводоносный комплекс

В Соликамской депрессии московский комплекс почти повсеместно представлен уплотненными «сухими» породами с редкими линзами водоносных коллекторов.

Химический состав подземных вод не изучен. По региональным данным он представлен йодо-бромными рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией от 118 до 266 г/дм³.

Верхневизейско-башкирский газонефтеводоносный комплекс

Геофильтрационные среды комплекса относятся к карстовому типу. Они представлены коллекторами порово- трещинного, порово-кавернового и порового типов. Отложения комплекса на Гагаринском месторождении являются наиболее водообильными, дебиты притоков достигали 1026 м³/сут, а значения коэффициентов продуктивности скважин изменялись от 10 до 61,5 м3/(сут.*МПа).Высоты приведенных (-1700 м) напоров пластовых вод башкирских отложений по имеющимся данным изменялись в пределах от 283 до 364 м.

Комплекс насыщен рассолами хлоркальциевого типа высокой степени метаморфизации (0,65-0,69), коэффициенты сульфатности изменяются от 0,28 до 0,71. Характерно полное насыщение подземных вод сульфат - ионами и перенасыщение ими до 137 %. Концентрация йода и брома в пластовой воде превышает промышленные кондиции, содержание стронция колеблется от 250 мг/дм³ до 500 мг/дм³, лития - 40 мг/дм³.

Нижне-средневизейский газонефтеводоносный комплекс

Химический состав подземных вод представлен рассолами хлоркальциевого типа с несколько пониженной минерализацией. Воды сильнометаморфизованы (rNa/rCl=0,67), коэффициент их сульфатности равен 0,48. Они недонасыщены сульфатом кальция на 53 %. По содержанию микрокомпонентов воды комплекса относятся к категории промышленных йодо-бромных.

Верхнедевонско-турнейский газонефтеводоносный комплекс

В разрезе этой толщи преобладает карстовый тип геофильтрационных сред. Водоносные породы фаменских отложений залегают ниже горизонтальной поверхности ВНК, отбитой на абс. отм. минус 1880 м.

Фактические пластовые давления значительно меньше расчетных значений. Пъезоаномалии связаны с широким развитием в комплексе изолированных зон с хорошими коллекторскими свойствами.

Химический состав подземных вод приводится по единственному анализу, отобранной в 2002 году пробы воды (скв. № 403). Подземные воды фаменских отложений - высокометаморфизованные (rNa/rCl=0,78) рассолы хлоркальциевого типа. При коэффициенте сульфатности вод 0,61 дефицит сульфатного насыщения составил 61 %. Установлено высокое содержание гидрокарбонатов не свойственное водам данного комплекса.

Средне-верхнедевонский газонефтеводоносный комплекс сложен преимущественно терригенными породами тиманских, пашийских и живетских отложений. Толщина покрышки изменяется от 10 до 30 м.

В гидрогеологическом отношении комплекс практически не изучен.

Додевонский водоносный комплекс представлен терригенными отложениями венда. В гидрогеологическом отношении он не изучен.

В заключение гидрогеологической характеристики необходимо отметить следующие особенности Гагаринского месторождения:

Палеозойские отложения характеризуются существенной фильтра-ционной неоднородностью, выраженной частым замещением проницаемых пластов плотными.

На месторождении отмечается инверсионный гидрохимический тип разреза.

Перспективной зоной для захоронения токсичных промышленных стоков является верхнедевонско-турнейского ГНВК.

Источником водоснабжения для хозяйственно-питьевых нужд нефтепромысла являются речные воды и воды водоносной соликамской терригенно-карбонатной свиты.

3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки

3.1 Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность

Начальное пластовое давление Пласта Фм приведенное к абсолютной отметке ВНК (-1880 м) составило 20,7 МПа, средняя начальная пластовая температура принята равной 33°С. Объект разработки представлен органогенно-водорослевыми известняками и доломитами, без глинистых примесей. Параметры пласта Фм приведены в табл. 1.

Таблица 1. Сводная таблица параметров пласта Фм

Параметр	Значение
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	2000.6 (-1778.3)
Тип залежи	массивная
Тип коллектора	карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	11402
Коэффициент расчлененности	19,8
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	12,3
Коэффициент песчанистости	0,17
Коэффициент пористости, доли ед.	0,11
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,79
Проницаемость, мкм2	0,039
Начальная пластовая температура, 0С	33
Начальное пластовое давление, МПа	20,70
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,13
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	706
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	816
Абсолютная отметка ВНК, м	-1880
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,383
Содержание серы в нефти, %	0,41
Содержание парафина в нефти, %	4,58
Давление насыщения нефти газом, МПа	14,69
Газовый фактор, м3/т	185,6
Содержание сероводорода, %	0
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	1,17
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,133
Сжимаемость, 1/МПа Ч 10-4
нефти	15,82
воды	2,81
породы	1,405

Пласт Фм имеет невысокую проницаемость (0,039 мкм²), средневзвешенное значение гидропроводности УЗП равно 27,28 мкм²*см/(мПа*с), пониженную нефтенасыщенность (Кн.нас.=0,79) и пористость 11 %. Значения пористости и проницаемости по разным видам исследований приведены в табл. 2.

Коэффициент расчлененности - 19,8, коэффициент песчанистости - 0,17(коэффициенты расчлененности и песчанистости с коэффициентами вариации представлены в табл. 3).

Таблица 2. Численное значение проницаемости, пористости и нефтенасыщенности по разным видам исследований

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
Лабораторные исследования	Интервал изменения	0,00072 - 1,311	0,054 - 0,265
	Среднее значение	0,0911	0,123
	Коэффициент вариации	1,789	0,394
Геофизические исследования скважин	Интервал изменения	0.005-6.094	0.054-0.229	0.506-0.945
	Среднее значение	0,449	0,105	0,785
	Коэффициент вариации	2,001	0,349	0,144
Гидродинамические исследования скважин	Интервал изменения	0,0002-0,249
	Среднее значение	0,039*
	Коэффициент вариации	1,45

*- параметр, принятый в расчётах.



Таблица 3. Коэффициенты расчлененности и песчанистости

Коэффициент	Значения
	РИГИС	ГМ	ФМ
Коэффициент расчлененности (К расч.)	3,5	7-40/21.2	9-25/15.2
Коэффициент песчанистости (К песч.)	0,18	0,15	0,11

Геологические запасы нефти составляют 57,3 % от запасов месторождения, представлены по категории В+С1.Развита трещиноватость, наблюдаются прямолинейные и извилистые тонкие разнонаправленные трещины. Наибольшей проницаемостью обладает верхняя часть разреза в виду влияния эффективной трещиноватости.

Коэффициент вытеснения, определенный экспериментально на модели пласта проницаемостью 0,1124 мкм², скомпонованной из образцов турнейско-фаменских отложений составил 0,645. В опытах использовалась нефть пласта Т-Фм, вязкость модели нефти равнялась 1,3 мПа*с, вытесняющим агентом служила пресная вода, температура проведения опыта - 33 °С.

Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скв. №№ 401, 419, 424, 162 (основная часть выборки). Коллекторами являются известняки сгустково- и комковато-детритовые кавернозно-пористые. В скважинах №№ 401, 419, 424 - известняки интенсивно выщелоченные с зонами палеокарста. Отмечается слабая доломитизация в цементе и по органике (1-3%).

Поры межформенные размером от 0,03 до 0,65-0,8 мм и каверны - 1,0-4,5 мм (макро- - до 2,0-2,5 см) от редких до придающих породе кавернозно-пористый облик, часто с битумным заполнением. Скв. № 410 вскрыла отложения рифового склона - здесь коллекторами являются известняки мелкодетритовые с мелкими кавернами 2-3 мм.

В соответствии с результатами изучения смачиваемости породы турнейско-фаменских отложений гидрофобные. Пласты зонально неоднородны, часть из них имеет прерывистый характер, зоны замещения коллекторов плотными породами.

3.2 Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа

Всего проанализировано 92 глубинные пробы из 12 скважин. Величина давления насыщения нефти газом в качественных пробах менялась от 11,84 до 16,1 МПа, газосодержание (при дифференциальном разгазировании) - от 149,8 до 208,8 м³/т, плотность нефти в пластовых условиях - от 694 до 730 кг/м³, вязкость в пластовых условиях - от 0,87 до 1,30 мПа*с. Эти колебания обусловлены геологическими условиями расположения скважин на структуре. Как правило, в верхней части антиклинальной структуры залегают облегченные, менее вязкие нефти, имеющие большее газосодержание и, соответственно, величину давления насыщения. Вниз по разрезу газосодержание и давление насыщения нефти газом уменьшаются, а плотность и вязкость увеличиваются. Параметры пластовой нефти приводятся в таблице 4.

В среднем по залежи давление насыщения нефти газом составило 14,69 МПа, газосодержание - 185,6 м³/т (дифференциальное разгазирование). Нефть в пласте лёгкая (706 кг/м³), маловязкая (1,13 мПа*с). В стандартных условиях ее объем уменьшается в 1,383 раза. В пределах залежи плотность разгазированной нефти меняется от 815 до 829 кг/м³, вязкость - от 3,68 до 4,56 мПа*с. Содержание смол колеблется от 5,08 до 9,47%, парафина - от 3,18 до 6,93%, серы - от 0,20 до 0,73 %.Температура насыщения пластовой нефти парафином равна 13,7^оС. Температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях 21^оС. Зависимость параметров пластовой нефти от давления представлена на рис. 2.

В составе газа, выделенного из нефти методами дифференциального и контактного разгазирования, доминирует метан (59,63 и 54,70 %) и его гомологи (37,94 и 43,15 %). На долю азота приходится 2,13 и 1,95 %. Сероводород не обнаружен. Газ классифицируется как малометановый, низкоазотный, высокожирный.

Таблица 4. Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	Численные значения
	диапазон значений	принятые значения
Давление насыщения, МПа	11.84-16.10	14.69
Газосодержание, м3/т	149.8-208.8	185.6
Объемный коэффициент нефти		1.383
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании, м3/т Р1= 10.0 МПа; t =31°С Р2= 6.0 МПа; t =31°С Р3= 3.0 МПа; t =31°С Р4= 1.5 МПа; t =31°С Р4= 0 МПа;t =31°С		45.1 50.7 32.4 19.7 37.7
Плотность в условиях пласта, кг/м3	694-730	706
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	0.87-1.30	1.13
Коэффициент упругости, 1/Мпа*10-4	12.66-17.60	15.82
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1.121-1.265 1.019-1.093	1.193 1.052
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	824-828 811-822	826 816



Рис. 2. Зависимость параметров пластовой нефти от давления

Компонентный состав газа, выделившегося из нефти в процессе однократного и дифференциального разгазирования, а также состав пластовой и дегазированной нефти приведены в табл. 5.

Таблица 5. Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	при однократном разгазировании	при дифференциальном разгазировании	пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %:
сероводород	0	0	0	0	0
двуокись углерода	0.20	0	0.30	0	0.17
азот+редкие	1.95	0	2.13	0	1.21
гелий	0.014	0	0.016	0	0
метан	54.70	0	59.63	0	34.10
этан	19.13	0.40	21.24	0.38	12.41
пропан	12.48	1.69	11.42	5.09	8.79
изобутан	1.70	0.63	1.13	1.77	1.38
норм, бутан	4.94	2.88	2.62	7.18	4.48
изопентан	1.65	2.28	0.59	3.82	1.92
норм. пентан	1.79	3.30	0.58	4.95	2.40
гексаны	1.46	5.83	0.36	6.66	3.15
гептаны		82.99		70.15	29.99
Молекулярная масса:
		197.03		190.75	89.74
Плотность:
газа, кг/м3	1.193		1.052
относительная(по воздуху), доли ед.	0.990		0.873
нефти, кг/м3		826		816	706

3.3 Состав и свойства пластовой воды

Пластовые воды продуктивных отложений верхнедевонско-турнейского ГНВК являются потенциально перспективными для формирования промышленно ценных попутных вод (для извлечения йода, брома, магния, лития и стронция). Параметры пластовой воды а также их химический состав представлены в табл. 6.

Таблица 6. Состав и свойства пластовой воды

Параметр	значения
Плотность воды, кг/м3 - в стандартных условиях - в условиях пласта	1133 1130
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	1,17
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа Ч 10-4	2,81
Объемный коэффициент, доли ед.	0,9988
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na++ K+	24628,23/1071,27
Ca+2	44018/2196,51
Mg+2	2441,4/200,9
Cl -	122365/3451,47
HCO3-	439/7,19
CO3-2	н.с.
SO4-2	480,36/10,01
NH4 +	н.с.
Br -	234,7
J -	29,2
В +3	н.с.
Li +	н.с.
Sr +2	н.с.
Rb +	н.с.
Cs +	н.с.
Общая минерализация, г/л	194,37
Водородный показатель, рН	5,35
Жесткость общая, (мг-экв/л)	н.с.
Химический тип воды (по В.А.Сулину)	хлоркальциевый

Пластовые воды представлены высокометаморфизованными (отношение rNa/rCl = 0,63-0,78) рассолами хлоркальциевого типа. Для фаменских отложений дефицит сульфатного насыщения равнялся 61 %. По степени минерализации воды фаменского пласта относятся к рассолам (общая минерализация достигает 194,37 г/л). В составе воды преобладают ионы хора (122 г/л) и кальция (44 г/л) - тип пластовой воды хлоркальциевая. Плотность воды в условиях пласта составляет 1130 кг/м³. В поверхностных условиях плотность воды 1133 кг/м³(незначительное изменение плотности в виду сжимаемости =2,81*10^-10 1/Па). В пластовых условиях вязкость воды немного выше вязкости нефти (1,13мПа*с) и составляет 1,17 мПа*с. По мере снижения давления пластовая вода расширяется незначительно - объемный коэффициент = 0,9988 д.ед. По водородному показателю (рН=5,35) пластовая вода относится к кислым растворам.

В водах содержится достаточное количество агрессивных компонентов, способных провоцировать интенсивное растворение углеродистой стали, не содержащей каких-либо легирующих добавок.

3.4 Начальные запасы нефти и газа

Водонефтяной контакт оставлен на прежней отметке минус 1880 м. Запасы нефти и газа по ряду эксплуатационных скважин в разведанной части залежи пласта Фм оценены по категории В. Запасы северо-восточной и южной частей залежи, ранее утвержденныепо категории С2 переведены в категорию С1. Начальные геологические запасы нефти пласта Фмв пределах

лицензии ПЕМ 12411 НЭ и ПЕМ 02044 НР, по категории В+С1 составили 7199 тыс. т., извлекаемые - 3002 тыс. т. Запасы растворенного газа по категории В+C1 - 1336/557 млн.м³ (соответственно). Запасы нефти и газа по заежи представлены в таблице ниже (табл. 7.-8).

Карта плотности подвижных запасов нефти пласта Фм представлена на рис. 3. Из рисунка видно, что основные запасы сконцентрированы в северной и северо-западной части пласта.

Таблица 7. Запасы нефти залежи в пределах лицензий

Пласт	Категория запасов	Лицензионный участок, ЛУ	Площадь нефтеносности, тыс.м2	Средн. взвеш. нефтенасыщ. тол-щина, м	Объем нефтенасыщ. пород, тыс.м3	Начальные геологические запасы нефти, тыс. т	Коэффициент нефтеотдачи, д. ед.	Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т
Фм	В	12411 НЭ	3344	16,5	55164	2828	0,417	1179
	С1	12411 НЭ	1999	12,7	25463	1305	0,417	544
		02044 НР	6059	9,9	59808	3066	0,417	1279
		Всего:	8058	10,6	85271	4372		1823
Итого по пласту Фм:	В+С1	12411 НЭ	5343	15,1	80627	4133		1723
		02044 НР	6059	9,9	59808	3066		1279
		Всего:	11402	12,3	140435	7199		3002



Таблица 8. Запасы газа залежи в пределах лицензий

Пласт	Категория запасов	Лицензионный участок, ЛУ	Площадь нефтеносности, тыс.м2	Средн. взвеш. нефтенасыщ. толщина, м	Объем нефтенасыщ. пород, тыс. м3	Газосодержание, м3/т	Начальные запасы растворенного газа, млн.м3
							геологические	извлекаемые
Фм	В	12411 НЭ	3344	16,5	55164	185,6	525	219
	С1	12411 НЭ	1999	12,7	25463	185,6	242	101
		02044 НР	6059	9,9	59808	185,6	569	237
		Всего:	8058	10,6	85271		811	338
Итого по пласту Фм:	В+С1	12411 НЭ	5343	15,1	80627		767	320
		02044 НР	6059	9,9	59808		569	237
		Всего:	11402	12,3	140435		1336	557

Рис. 3. Плотность подвижных запасов на начало разработки



3.5 Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки

Объект разработки характеризуется значительной неоднородностью (коэф. расчлененности 19,8), при этом коэф. песчанистости 0,17. Объект состоит из известняков и доломитов. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по разрезу составляет 12,3 м. Пласт характеризуется довольно низкой проницаемостью (0,039 мкм²). Продуктивный пласт характеризуется системой естественных микротрещин, что необходимо учитывать при проведении различных мероприятий.

Нефть данного объекта разработки легкая (706 кг/м³) и маловязкая (1,13 мПа*с в пластовых условиях), при этом достаточно высокий газовый фактор (185,6 м³/т). Осложняет разработку наличие парафина в нефти (4,58 %), скважины часто останавливаются на текущий ремонт. Давление насыщения довольно высокое (14,69 МПа), что, безусловно, отражается на процессе разработки.

Начальные извлекаемые запасы по объекту 3002 тыс. т., что составляет 57,3 % от запасов всего месторождения.



4. Анализ состояния разработки залежи

4.1 История разработки

Месторождение открыто в результате поисково-разведочного бурения в 1990 году. Месторождение введено в пробную эксплуатацию в ноябре 1993 года по «Плану пробной эксплуатации разведочной скв. № 70 Гагаринского месторождения». В 1995 году составлен «Проект пробной эксплуатации Гагаринского месторождения». В 1999 году Компанией ООО «Дружба-Инжениринг» составлена «Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации Гагаринского месторождения», в которой обоснована необходимость продления срока пробной эксплуатации до 01.01.2001 года. В 2002 году состоялся пересчет запасов нефти Гагаринского месторождения. В 2004 г. Компанией ООО «Дружба-Инжениринг» составлена «Технологическая схема разработки Гагаринского месторождения».

Период 1993-2006 гг. характеризуется незначительными темпами разработки за счет естественной энергии пласта, малым количеством добывающих скважин (от одной до восьми). Вода в продукции появилась в 1999 г. (скв. №№ 71 и 223) и составила 4,1 %.

Период 2007 - 2011 гг. характеризуется интенсивным нарастанием годовой добычи нефти вследствие активного разбуривания залежи и организации системы поддержания пластового давления. За это время пробурена 21 добывающая скважина. Все скважины вступили в работу насосным способом. Среднесуточные дебиты безводной нефти в начале разработки по этим скважинам составили от 3,2 т/сут (скв. № 421) до 40,2 т/сут (скважина № 418). Все скважины на данный момент находятся в действующем добывающем фонде, исключение составляет скв. № 421, которая в 2010 году переведена под закачку.



4.2 Анализ текущего состояния разработки

Фонд скважин используется не полностью. Коэффициент использования добывающих скважин за последние пять лет разработки изменялся от 0,82 до 0,93 д.ед., нагнетательных - от 0,52 до 0,85 д.ед. Система поддержания пластового давления на месторождении организована в 2006 г. Накопленная закачка водына 01.01.2013 составляет 318,6 тыс. м³. Основные показатели разработки фаменской залежи приведены в табл. 9 и на рис. 4.

Таблица 9. Основные показатели разработки пласта Фм

Показатель	единица измерения	2012
Добыча нефти	тыс. т	89,8
Добыча жидкости	тыс. т	116,3
Накопленная добыча нефти	тыс. т	739,2
Накопленная добыча жидкости	тыс. т	831,1
ввод новых добывающих скважин	шт.	0
действующий фонд добывающих скважин	шт.	23
средняя обводненность продукции скважин	%	22,8
ввод нагнетательных скважин	шт.	1
фонд нагнетательных скважин	шт.	8
средняя приемистость нагнетательных скважин	м3/сут.	41,2
КИН	доли ед.	0,103
отбор от НИЗ	%	24,6
темп отбора от НИЗ	%	3
закачка рабочего агента	тыс. м3/год	84,2
накопленная закачка рабочего агента	тыс. м3	318,6
текущая компенсация отбора	%	72
компенсация отбора с начала разработки	%	23,4

В 2008 году начался активный ввод добывающих скважин, с чем связан резкий рост годовой добычи нефти. В 2010 году остановился ввод новых добывающих скважин, и рост нефти прекратился. Вода появилась в продукции скважин в 1999 году и до 2007 года не превышала 15 %, в 2007 году достигла 22,7 % после чего снова снизилась.