Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
Коллекторские свойства продуктивных пластов
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке Южно - Ягунского месторождения
3.2 Текущее состояние разработки
3.3 Анализ системы заводнения
3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов
4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Требования к конструкции скважин, технологиям и проиводству
буровых работ
4.2 Подземное и устьевое оборудование при различных способах добычи
4.2.1 Фонтанная эксплуатация скважин
4.2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками
4.2.3 Общие сведения об эксплуатации скважин УЭЦН
4.2.4 Технические характеристики насосов
4.3 Преимущество скважин оборудованных УЭЦН
5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН
5.2 Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН
5.3 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок
5.4 Анализ применения УЭЦН Российского производства
5.5 Анализ применения УЭЦН импортного производства
5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН
5.7 Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Оптимизация режима работы скважин.
6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.
6.3 Анализ чувствительности проекта к риску.
7. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА
7.1 Обеспечение безопасности работающих
7.1.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства
7.1.2 Расчет заземления скважин, оборудованных ЭЦН
7.1.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.
7.1.4 Средства индивидуальной защиты
7.2 Оценка экологичности проекта
7.2.1 Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН
7.2.2 Расчет выбросов вредных веществ (углеводородов) от скважин
7.2.3 Расчет выбросов вредных веществ от свечи рассеивания
7.2.4 Основные мероприятия по охране природной среды
7.2.5 Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН
7.3 Оценка и прогнозирование чрезвычайных ситуаций
7.3.1 Описание возможных аварийных ситуаций
7.3.2 Характеристика мероприятий по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС
ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Западно-Сибирская провинция – наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.
Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню нефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитую нефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла на первое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих – более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.
Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа крупнейших месторождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такие месторождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское. Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явился определяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать на территории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс.
Опыт показал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.
Цель работы - провести анализ работы и оптимизацию скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1, которое по объему начальных запасов относится к разряду крупных.
1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района и расположено в северо- восточной части города Сургута, в 75 км от него и в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска. В непосредственной близости от месторождения проходят железная дорога Сургут - Уренгой и трасса газопровода Уренгой - Челябинск.
В орогидрофическом отношении рассматриваемый район представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов, абсолютные отметки которой колеблются от 110...120 км на севере, до 70...75 км на юге. Гидрографическая сеть представлена реками субмеридиального направления:
· Ингу-Ягун,
· Кирил-Выс-Мун,
· Глунг-Ягун и другие.
Для них характерны меандры, большое количество стариц и мелких притоков, песчаных перекатов и завалов леса. Первая и вторая надпойменные террасы достигают высоты соответственно 8 и 15 м. Ширина рек колеблется от 5-10 до 30 м, на 2 - 3 м.
Реки покрываются льдом в третьей декаде октября, глубина промерзания рек 0,35 м до 1,0 м. В конце декабря лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается в середине мая.
Широко распространены болота и озера, которые являются составной частью грядковоозеркового комплекса микроландшафтов.В летнее время болота не проходимы для колесного транспорта, зимой часто встречаются непромерзшие участки (болотные речки "живуны"), что представляет собой значительные трудности для передвижения техники, при транспортировке оборудования, при строительстве буровых.
Заселенность площади составляет около 15% и находится в зоне средней тайги с преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза).
Климат района резко континентальный с холодной, суровой зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температура зимой -23,20С, летом +16,10С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежного покрова на отдельных участках не превышает 1,0 м, в заселенных местах до 1,2-1,6 м. Глубинапромерзания составляет 1,3-1,7 м.
 |
Рисунок.1.1. Схема размещения нефтяных (1), нефтегазовых (2) и нефтегазоконденсатных (3) месторождений Сургутского нефтегазоносного района
Лето короткое, относительно теплое (среднемесячная температура +16,1С). Максимальная температура самого жаркого месяца – июля достигает +35 С. Количество атмосферных осадков в год составляет 482 мм, причем 75% приходится на теплое время года.
Преобладающее направление ветров в теплый период – северное и северо-восточное, а в холодный – южное и юго-западное.
Район относится к слабонаселенным, но с развитием нефтебобывающих и строительных работ за последние годы численность населения постоянно увеличивается за счет приезжающих из других областей и республик. Коренное население – ханты и манси.
На территории месторождения разведано 6 карьеров песков пылеватых, мелкой и средней крупности, что может быть использовано при строительстве дорог. Крупные месторождения песка, глин и песчано-гравийных смесей открыты в пределах Холмогорского месторождения и г. Ноябрьска.
На территории Южно-Ягунского месторождения имеется густая сеть внутри- и межпромысловых дорог, линий электропередач и трубопроводов различного назначения. Электроснабжение выполнено по высоковольтной линии ВЛ-110. На месторождении построены трансформаторные подстанции ПС 110/35,ПС 36/6.
Ближайшие месторождения:
· Когалымское,
· Холмогорское,
· Дружное.
1.2 История освоения месторождения
Основанием для постановки поисково-разведочного бурения на рассматриваемой площади послужило наличие положительной структуры, промышленная нефтеносность Когалымского, Савуйского, Фёдоровского и других соседних поднятий.
Бурение на площади начато в конце 1971 года.. Первая поисковая скважина №51 была заложена в сводовой части Ягунской локальной структуры, выявленной в результате площадных сейсморазведочных работ. Целевым назначением скважины являлось изучение нефтегазаносности юрских и нижнемеловых отложений, уточнение геологического строения Ягунской структуры.
В Сургутском и смежных районах в процессе нефтепоисковых работ были выявлены крупные скопления нефти, связанные антиклинальными ловушками (Южно-Сургутское, Повховское, Фёдоровское, Дружное)
В конце декабря 1975 года был утверждён геологический проект глубокого бурения на Южно-Ягунской площади. Для решения поставленных задач проектом предусматривалось заложение 3-х глубоких поисковых скважин №83, №84, №85, расположенных профилем меридионального, секущим предполагаемую заливообразную зону распространения коллекторов пласта БС10.
Разведочное бурение на месторождении было начато в мае 1979 года. Бурение было сосредоточено в центральной части и Южной Ягунской структуры. Скважины располагались по двум профилям:
1.Сумберидионального простирания (скв. №54, №56, №57) проходит параллельно оси Ягунского поднятия.
2.Субширотное направление и ориентируется по оси структурного выступа, осложняющего западное крыло Ягунской структуры. Расстояние между скважинами на профилях 2,5-9 км. Скважины меридионального профиля бурились последовательно с юга на север. В скважине №55, №84 при испытании пласта БВ8 получены притоки пластовой нефти. Это дало основание предположить в сводах локальных структур наличие небольших залежей нефти.
Стало ясно, что пласт ЮС1 не может являться базисным горизонтом разведки. Имеющийся материал дал основание базисным считать группу горизонтов БС10-11.
Результаты бурения скважин показали, что горизонт БС11 делиться на 2 пласта: 1БС11, 2БС11, а горизонт БС10 делиться на 2 пласта: 1БС10 и 2БС10.
Таким образом, в результате проведённых геологоразведочных работ открыто крупное месторождение нефти, которое находится в близи от разрабатываемых Повховского, Ватьёганского, Южно-Сургутского месторождений. Выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах, ЮС1,1БС10, 2БС10, 1БС11, 2БС11.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
2.1.1 Стратиграфия
Геологический разрез Южно-Ягунского месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозоййско-кайнозойского чехла и доюрских образований (см.рисунок 1.1).
Палеозойский фундамент. На Южно-Ягунском месторождении породы фундамента не вскрыты. В целом по Сургутскому своду породы вскрытой части фундамента представлены эффузивами. Зеленоватые и вишнево-бурые миндалекаменные диабазовые порфириты предположительно триассового возраста вскрыты Сургутскими скважинами 51 и 52 и Федоровской скважиной 131. В верхней части эффузивов залегает кора выветривания, толщина которой несколько десятков метров.
Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен чередующимися прослоями сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои и пачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослои бурых углей. Нефтеносность отложений тюменской свиты на данном месторождении не установлена. По спорово-пыльцевым комплексам возраст пород определяется как триассовый. Вскрытая толщина тюменской свиты около 400 м.
Верхнеюрский отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты). Нижняя подсвита васюганской свиты представлена аргиллитами темно-серого цвета, тонкослоистыми, известковистыми до переходящими в известняк, иногда здесь встречаются прослои битуминозных аргилитов. Верхняя часть васюганской свиты сложена песчаниками и алевролитами темно-серыми, мелко-зернистыми, слюдистыми глинистыми, слабоизвестковистыми с подчиненными прослоями аргилитов.
К отложениям подсвиты приурочен горизонт ЮС1, верхняя часть которого является промышленно-нефтеносной. Индексирована, как пласт ЮС1-1 и выделена в объект подсчета.Возраст осадков васюганской свиты – верхнекелловый–оксфордский, установлен по фауне аммонитов и фораманифер. Мощность всей свиты в целом – 75 - 80 м, верхней подсвиты – 30 – 35 м.
Отложения георгиевской свиты представлены аргиллитами темно-серыми, почти черными с зеленоватым оттенком (за счет присутствия глауконита), иногда встречаются прослои известковистого песчаника. Аргиллиты очень плотные, иногда известковистые, переходящие в глинистый известняк. В аргиллитах георгиевской свиты встречаются прослои, обогащенные обломками спикул губок настолько, что визуально порода похожа на песчаник. Породы георгиевской свиты содержат фауну кимериджского возраста. Мощность свиты редко превышает 4 - 5 м, иногда сокращается до 0.8 - 1.0 м.
Породы баженовской свиты являются одним из самых выдержанных литологических и стратиграфических реперов и представлены буровато-черными тонкоплитчатыми аргиллитами с тонкими прослоями глинистого листоватого материала и известняков, с вкраплениями пирита, с большим количеством органического материала. Они содержат многочисленные обломки раковин аммонитов, пелиципод. Возраст аргиллитов баженовской свиты - волжский. В самой кровле встречена фауна бериасского яруса. Мощность баженовской свиты – 24 - 30 м.
Меловая система. Нижнемеловый отдел (мегионская, вартовская, алымская и нижняя часть покурской свиты).
Мегионская свита имеет пятичленное строение. Низы свиты образовывает подачимовская пачка темно-серых, почти черных аргиллитов, участками битуминозных. Выше залегает ачимовская толща, не имеющая повсеместного распространения, представленная песчаниками светло-серыми, мелко-зернистыми, карбонатными. К ней приурочены песчаные пласты БС16 – БС22, с которыми связана промышленная нефтеносность на Сургутском своде. В пределах Южно-Ягунского месторождения признаки нефтеносности обнаружены при опробовании скважин 103р (пл.БС18) и 110р (пл.БС16). Выше залегают темно-серые аргилитоподобные глины, плитчатые, слюдистые с прослойками и линзами светло-серого песчаного материала. Следующая пачка представлена чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов. К этим отложениям приурочены песчаные пласты БС12 – БС10. Установлена промышленная нефтеносность пластов БС10-1, БС10-2, БС11-1, БС11-2. Завершает разрез мегионской свиты пачка аргиллитов темно-серых, плотных, слабо алевритистых. На Сургутском своде эта пачка имеет региональное распространение и стратиграфической схеме выделена как чеускинская. В породах мегионской свиты встречена фауна аммонитов и фораминифер бериасского и валанжинского ярусов. Толщина свиты 470-510 м.
Вартовская свита представляет собой толщу переслаивания песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин.Свита делится на две части: нижнюю, включающую пласты группы БС1-БС9, и верхнюю – с пластами АС4 – АС11. Все эти пласты на Южно-Ягунском месторождении водонасыщены. Раздел между ними – пимская пачка темно-серых, однородных аргиллитоподобных глин. В пределах нижней подсвиты выделяется сармановская пачка, которая является зональным репером в пределах широтного Приобья. Отличием отложений верхней и нижней подсвит являются условия их формирования. Осадки нижней подсвиты накапливались в условиях открытого морского бассейна, о чем говорят остатки фауны аммонитов и фораминифер. По литологическому составу породы нижней подсвиты вартовской свиты в пределах описываемого месторождения имеют значительные сходства с породами мегионской свиты. Наиболее существенным отличием является обеднённость комплексов встреченной фауной и несколько повышенная глинистость песчаников и алевролитов.
Верхняя подсвита формировалась в условиях мелководья или даже в замкнутых континентальных бассейнах. Подтверждением этому служит состав, окраска пород, а также комплекс органических остатков. Довольно редкие комплексы фораминифер встречаются в нижней части верхней подсвиты. В верхней же части встречаются остатки пресноводных остракод и пелеципод. Вмещающие фауну аргиллитоподобные глины серые, зеленовато-серые до зеленых, с неясновыраженной слоистостью, вверху комковатые, перемятые с зеркалами скольжения. Отличительной чертой песчаников и алевролитов является слабая отсортированность обломочного материала и цемент, в составе которого значительную роль играет каолинит.Возраст вартовской свиты принимается по схеме как валанжин-барремский, причем нижняя подсвита датируется валанжин-готеривской, а верхняя - готерив-барремской. Мощность вартовской свиты достигает 400 м.
Алымская свита представлена глинистыми породами темно-серыми, почти черными с прослойками и линзами алевролитов. Мощность свиты 120 м.
Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. В покурской свите выделяются две подсвиты. Нижняя – наиболее глинистая и верхняя – с преобладанием песчано-алевритовых пород. Фауной отложения не охарактеризованы. На крайнем западном и юго-западном склонах Сургутского свода аналогом возрастным покурской свиты являются две свиты - нижняя, преимущественно глинистая альбского возраста (ханты-мансийская) и верхняя - в основном песчано-алевритовая (уватская), относимая к сеноману. Толщина свиты 800 м.
Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты). Кузнецовская свита в нижней части представлена глинами темно-серыми, почти черными туронского яруса, которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых. Глины обогащены фауной фораминифор, иноцерамов, бакулитов и др. Толщина свиты 23 – 26 м.
Березовская свита расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя посвита сложена голубовато-серыми, плотными, слабоглинистыми опоками и темно-серыми глинами с остатками фауны. Верхняя подсвита представлена зеленовато-серыми, опоковидными глинами. Толщина свиты 150 – 175 м.
Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящими в мергелит. В породах встречается глауконит, фауна фораминифер маастрихтского яруса. Толщина ганькинской свиты 110 – 120 м.
Палеогеновая система. Палеогеновый отдел (талицкая свита) сложен монтмориллонитовыми глинами, темно-серыми, плотными, аргиллитоподоб-ными. Толщина свиты 80 – 100 м.
Эоценовый отдел (люлинворская свита) представляет собой толщу глин, в нижней части опоковидных, в верхней диатомовых, переходящих в диатомиты. По возрасту эти отложения относятся к нижнему-среднему эоцену, толщина отложений свиты 180 – 210 м.
Верхний эоценовый – нижний олигоценовый отделы (тавдинская свита) сложены глинами алевритистыми. Толщина свиты до 180 м.
Средний олигоценовый отдел (атлымская, новомихайловская свиты). Атлымская свита представлена песками кварцевыми, разнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина свиты до 50 м.
Новомихайловская свита представлена глинами серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, с включениями слабоуплотненных алевролитов и бурых углей. Толщина отложений свиты до 30 – 60 м.
Верхний олигоцен (туртасская свита) представлен алевритами, песками и глинами. Пески и алевриты кварцевые с включениями зерен глауконита. Толщина свиты 40 – 70 м.
Неогеновая система. Отложения неогена развиты не повсеместно и керном не охарактеризованы.
Четвертичная система. Отложения системы развиты повсеместно и представлены суглинками, супесями, песками и глинами пойменных и озерно-болотных фаций. Толщина отложений 15 – 30 м.
2.1.2 Тектоническое строение
Для геологического строения Западно-Сибирской плиты характерно наличие трех структурно-тектонических этажей. Степень изученности их различна, т.к. нижний и средний пока исследованы недостаточно полно, а верхний, с которым связано большинство скоплений углеводородов, охарактеризован в значительно большей степени, как геофизическими методами, так и глубоким бурением.
Нижний этаж, или фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, представлен эффузивными, изверженными или сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Он связан с геосинклинальным этапом развития плиты.
Средний этаж объединяет породы, сформировавшиеся в пермотонасовое время в условиях пара геосинклинали. В отличие от нижнего этажа, эти породы менее дислоцированы и имеют меньшую степень метаморфизма.
Верхний этаж образовался в мезо-кайнозойское время в условиях устойчивого прогибания фундамента. Он характеризуется слабой дисло-цированностью и практически полным отсутствием метаморфизма пород. Эти отложения слагают собой осадочный чехол Западно-Сибирской плиты. По данным КМПВ и высокоточной аэромагнитной съемки, рельеф фундамента имеет общее погружение на север и разбит на блоки преимущественно субмеридионального простирания. Породы пермо-триаса, унаследовав от нижнего этажа северное региональное погружение, несколько сглаживают его резко расчлененный рельеф.
При описании структурно-тектонического строения района Южно-Ягунского месторождения по верхнему этажу, за основу использована “Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты” (редактор- И.И. Нестеров, 1975г.). Согласно данной карты, исследуемая площадь расположена на северо-восточном погружении Сургутского свода, которое осложнено структурой II порядка - Ягунским куполовидным поднятием (к.п.). На севере оно граничит с Северо-Сургутской моноклиналью, на востоке и юго-востоке, через Южно-Ягунскую котловину, с Ватьеганским к.п., а на западе, через относительно неглубокий прогиб, с Тевлинским к.п., также осложняющим восточное погружение Сургутского свода.
По результатам более детальных сейсморазведочных работ (м 1:100000 и 1:50000), для площади Южно-Ягунского месторождения была построена структурная карта по отражающему горизонту “Б” (верхняя юра), связанному с региональным сейсмическим и геологическим репером в Западной Сибири (битуминозные аргиллиты баженовской свиты берриас- волжского возраста).
В таблице 1.1 приводится сопоставление глубин залегания данного репера по результатам бурения и данным сейсморазведки по горизонту “Б”:
Таблица 2.1 Сопоставление глубин залегания репера и данных сейсморазведки по горизонту «Б»
| № скв. | а.о. отраж. гор.”Б” по сейсмике | а.о кровли бажен. свиты.по бурению | H=Hбаж.-H“Б” | H= Hi- Hср. | H 2 = |
| H “Б”, м | Hбаж., м | H, м | м | м | |
| -10 | -9 | ||||
| -1 | |||||
| -10 | -9 | ||||
| +2 | +3 | ||||
| -1 | |||||
| -17 | -16 | ||||
| -2 | -1 | ||||
| -3 | -2 | ||||
| +3 | +4 | ||||
| -6 | -5 | ||||
| +2 | +3 | ||||
| -3 | -2 | ||||
| +3 | +4 | ||||
| +4 | +5 | ||||
| +1 | +2 | ||||
| -1 | |||||
| +1 | +2 | ||||
| +18 | +19 | ||||
| +4 | +5 | ||||
| -1 | + 6,96м |
Из таблицы следует, что среднеквадратичная погрешность определения глубин по данным сейсмических работ на площади Южно-Ягунского месторождения равная +6,96, позволяет достаточно надежно использовать сейсмическую карту по отражающему горизонту “Б” в качестве основы для структурных построений по продуктивным пластам. Об этом свидетельствует серия карт, построенных по кровле мегионской, вартовской, алымской, покурской, ганькинской и талицкой свит. Анализ этих карт указывает на унаследованный характер структурных планов с постепенным выполаживанием вверх по разрезу.
По отражающему горизонту “Б” площадь Южно-Ягунского месторождения включает группу структур III порядков: Ягунское, Южно-Ягунские (две), Дружное локальные поднятия, которые разделяются неглубокими (20-25м) прогибами и седловинами.
Ягунское и Южно-Ягунское (I) локальные поднятия по отражающему горизонту «Б» представляют собой брахиантиклинальные складки субмеридианального простирания, оконтуренные изогипсой –2725 м, имеющие размеры в пределах данных изогипс соответственно 18 * 19 и 7,5 * 3,5 км, амплитуда – 39 и 12 м; углы наклона крыльев составляют первые единицы градусов.
Южно-Ягунское (II) локальное поднятие по отражающему горизонту “Б” представляет собой брахиантиклинальную складку изометрического простирания, размеры которой 4,5 * 4 км, амплитуда 15 м, углы наклона крыльев менее 1 градуса.
Дружное локальное поднятие по отражающему горизонту «Б» представляет брахиантиклинальную складку субмеридианального простирания, размером 15,0 * 6,5 км, амплитудой 33 м; углы наклона крыльев менее 1 градуса.
Эксплуатационное разбуривание, в основном, подтвердило представление о тектоническом строении месторождения, выявленное по разведочным скважинам. Структурные планы по кровле основных продуктивных горизонтов Южно-Ягунского месторождения и отражающему горизонту «Б» сходны между собой, отличаясь лишь глубинами залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоев. Краткая характеристика этих структурных элементов приведена в таблице 2.2
Таблица 2.2 Характеристика структурных элементов Южно-Ягунского нефтяного месторождения
| Название структуры | Замыкающая сейсмоизогипса,м | Простирание, форма | Размеры, км | Амплитуда, м | Углы падения крыльев от-до | ||
| Ягунское | -2725 | Субмери-диан-е. | 18x 19 | 1 10 -17 | |||
| Южно-Ягунское, | -2725 | - “ - | 7,5x3,5 | 34 - 8 | |||
| Южно-Ягунское, II | -2725 | Изомет-рическое | 4,5x4 | 52 - 28 | |||
| Дружное | -2730 | Субмери- диан-е. | 15x6,5 | 52 - 17 | |||
Как отмечалось выше, структурные планы по кровлям коллекторов продуктивных пластов горизонтов БС10 и БС11, в основном, повторяют структурные особенности карты по отражающему горизонту “Б”. Наличие в пределах месторождения ряда мало амплитудных поднятий определило во многом распределение по площади залежей в условиях неполного заполнения крупных структурных ловушек.
Из-за больших размеров, приведем только небольшую часть структурной карты продуктивного пласта БС10-1. На рис. 2.1 представлена структурная карта участка блока N 13 ( район скв. 684 – 688, 2231 – 2234), т.е. тот блок, где предполагается проведение работ по улучшению нефтеотдачи пласта. Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа и построена по кровле пласта БС10-1. Она дает четкое представление о строении выбранного горизонта, обеспечивает наиболее точное проектирование разведочных и эксплуатационных скважин, облегчает изучение изменения свойств по площади продуктивного горизонта (мощности, пористости, проницаемости), помогает определить границы залежи и распределение давлений. За базисную поверхность при построении этой
Рисунок 2.1. Структурная карта по поверхности пласта БС10-1. Масштаб 1: 25000
структурной карты принят уровень моря, от которого производятся отсчёты горизонталей (изогипс) глубинного рельефа.
Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность Сургутского НГР - одного из основных по запасам нефти в Западной Сибири, подтверждена открытием таких крупнейших месторождений, как Усть-Балыкское, Мамонтовское, Федоровское и др. Залежи нефти и газа открыты и разведаны в отложениях тюменской свиты (Федоровское, Тепловское), васюганской свиты (Когалымское), баженовской свиты (Малобалыкское, Соимлорское и др.), ачимовской толщи (Малобалыкское, Среднебалыкское, Нятлонгское, Суторминское), в группах пластов БС и АС мегионской и вартовской свит (Федоровское, Усть-Балыкское, Холмогорское, Лянторское и др.). Таким образом, этаж нефтегазоносности в рассматриваемом районе охватывает комплекс осадочных пород нижне-среднеюрско-аптского возраста и составляет 1,5-2 км. Из числа пробуренных на данный период, 19 скважин вскрыли юрские отложения, а одна - отложения палеозойского фундамента (скв.52, забой 3353м).
На месторождении базисным объектом разработки является группа продуктивных горизонтов БС10 и БС11 (валанжин). Подчиненную роль имеет залежь пласта Ю (верхняя юра). Из ачимовской толщи (берриас-валанжин, пласты БС16 и БС18) получены небольшие притоки нефти и нефти с водой (соответственно скв.103 и 110), что указывает на ее нефтеносность.
На кривой ГСР в разрезе горизонта БС10 можно выделить два пласта (БС10-1 и БС10-2), тоже и в горизонте БС11, индексируемые как БС11-1 и БС11-2 Об особенностях взаиморасположения пластов можно судить по геологическим профилям рисунке. 2.3 и рисунке. 2.4
Рисунок 2.3. Геологический профиль С – Ю пластов БС10 и БС11:
1 – нефтенасыщенный песчаник;
2 – водонасыщенный песчаник;
3 – глинистые прослои
| |
 |
Рисунок 2.4 Геологический профиль З – В пластов БС10 и БС11. Условные обозначения те же, что и для рисунка 2.3
Продуктивные горизонты БС11 и БС10 отделяются друг от друга пачкой глин толщиной 36 - 40 м. В горизонте БС11 выделяются пласты БС 11-1 и БС11-2, разделенные между собой глинистым прослоем, толщина которого колеблется от 1 до 10 м. Совмещение контуров нефтеносности этих пластов (см. рисунок 2.5) показывает резкое уменьшение площади нефтеносности пласта БС11-1 по сравнению с пластом БС11-2.
 |
Рисунок 2.5. Совмещение контуров нефтеносности пластов БС11-1 и С11-2: 1 – скважины разведочные; 2, 3 – внешние контуры нефтеносности пластов БС11-1 и БС11-2 соответственно
Основной из них пласт БС11-2 вскрыт на глубине 2416-2507м. Залежи пласта БС11-2 пластово-сводовые с элементами литологического экранирования. В ходе эксплуатационного разбуривания выявлено несколько зон отсутствия коллекторов. Выделяемые пласты БС11-1 и БС11-2, сложены песчаниками средне- и мелкозернистыми и алевролитами крупно-зернистыми. На глубине 2390-2422 м. вскрыт пласт БС11-1, к которому приурочены две пластово-сводовые литологически экранированные залежи Северная и Южная, между которыми находится обширная водонасыщенная зона. Пласт БС11-2 имеет среднюю пористость 21 %, проницаемость 0,123 мкм. кв. Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин от 11,2 до 17,2 м. Наибольшие толщины вскрыты в центральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Коллекторские свойства пласта БС11-1 довольно высокие, пористость изменяется от 19 до 23%. Проницаемость в среднем равна 0,069 мкм.кв. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0,6 до 7,2 м. (средняя 2,9 м.)
В продуктивном горизонте БС10 выделяются два пласта. Отложения пласта БС10-2 вскрыты на глубине 2360-2455 м. Залежь пласта - сводовая литологи-чески экранированная. Пласты БС10-1 и БС10-2 сложены песчаниками и алев-ролитами. Песчаники серые, преимущественно мелкозернистые, алевритистые до алевритовых, переходящие в алевролит, глинистые, по составу аркозовые, цемент порово-пленочный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый. Залежь пласта БС10-1 относится к пластово-сводовому типу. Отложения пласта вскрыты на глубине 2350-2395 м. Между собой пласты БС10-1 и БС10-2 разделены преимущественно глинистым прослоем, толщина которого изменяется от 1 до 10 м. Контуры нефтеносности основной залежи пластов совпадают (рисунком 2.6).
 |
Рисунок 2.6. Совмещение контуров нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2: 1 – разведочные скважины; 2, 3 – внешние контуры нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2 соответственно
Коллекторские свойства пласта БС10-1 колеблются в широких пределах - пористость от 16 до 24,8 % (средняя 21-22 %), проницаемость от 0,002 до 0,086 мкм. кв. Максимальные нефтенасыщенные толщины встречаются в центре залежи. Средняя толщина пласта 3,6 м. Пласт БС10-2 отличается более высокими коллекторскими свойствами - пористость 18 - 25 % (средняя 22,9 %), проницаемость 0,002 - 0,527 мкм. кв. (средняя 0,263 мкм. кв.). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 15,6 м. (средняя 3,8 м.) Характерно уменьшение этого параметра с севера на юг.
Из приведенных данных становится ясно, что лучшими коллекторскими свойствами обладают пласты БС10-2 и БС11-2. В настоящее время базисными объектами для разработки являются продуктивные горизонты БС10 и БС11. Залежь пласта ЮС-1 имеет подчиненное значение. Пласт ЮС-1 вскрыт на глубинах 2818 - 2842 м., к нему приурочены локальные пластовосводовые залежи. Он представлен пачкой переслаивающихся песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глинистых алевролитов. Песчаники мелкозернистые, глинистые. Цемент порово-пленочный, глинистый, хлоритово-гидрослюдистый.
Таблица 2.3 Геолого – физическая характеристика основных объектов разработки месторождения
| Показатели | Продуктивные пласты | ||||||
| БС10-1 | БС10-2 | БС11-1 | БС11-2 | БС16 | БС18 | ЮС1 | |
| Год открытия | |||||||
| Возраст отложений | Н. мел | Н. мел | Н. мел | Н. мел | Н. мел | Н. мел | В. юра |
| Глубина залегания. м | |||||||
| Площадь нефтенос- ности, м2. | |||||||
| Тип залежи | Пластово- сводовая | Пластово-сводовая литологически экранированная | Пластово- сводовая | ||||
| Тип коллектора | Поровый | ||||||
| Нефтенасыщенная толщина пласта, м. | 2,6 | 3,94 | 5,56 | 1,5 | 3,37 | ||
| Пористость, % | |||||||
| Проницаемость, мкм2 | 0,035 | 0,106 | 0,032 | 0,121 | 0,01 | 0,01 | 0,08 |
| Нефтенасыщенность | 0,47 | 0,55 | 0,44 | 0,57 | 0,6 | 0,6 | 0,58 |
| Коэф. песчанистости | 0,7 | 0,83 | 0,57 | 0,68 | 0,64 | ||
| Коэф. расчлененности | 1,92 | 1,04 | 1,2 | 2,29 | |||
| Начальное пластовое давление, МПа | 23,5 | 23,5 | 23,6 | 24,5 | 30,3 | ||
| Пластовая темпера- тура, °С |
Как видно из таблицы 2.3, коллекторские свойства характеризуются следующими значениями: открытая пористость - 17 %, проницаемость - 0,014 мкм2, нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 до 4,8 м., средняя толщина составляет 3,3 м. В целом для продуктивных пластов месторождения характерны следующие литолого-петрографические особенности: состав алеврито-песчаных пород-коллекторов - аркозовый; цемент преимущественно порово-пленочный и пленочный; гранулометрический состав песчаников преимущественно мелкозернистый. Представление о сложности строения продуктивных пластов дают определенные в Сиб-НИИНП показатели, характеризующие их неоднородность. Из представленных результатов песчанистости и расчлененности видно, что наибольшей песчанистостью характеризуется пласт БС10-2, а наименьшей - пласт БС11-1. По коэффициенту расчлененности выделяют две группы пластов: пласты БС11-1 и БС10-1 с одним пропластком; пласты БС10-2 и БС11-2 с двумя и более пропластками, определяющими сложность строения этой группы.
2.1.4 Гидрогеология
В гидрогеологическом отношении Южно-Ягунское месторождение расположено в центральной части огромного бассейна, сложенного слоистыми осадочными породами. Гидрогеологические условия определяются наличием водоносных слоистых толщ, разобщенных водоупорными отложениями, имеющими региональное развитие. В качестве региональных водоупоров в районе месторождения выделяются:
- толща водоупорных глинистых осадков олигоцен-туронского возраста, мощностью до 750 м;
- толща аргиллитов мегионской свиты (бериас-валанжинского возраста), мощностью до 90 – 130 м.
В соответствии с этим, в гидрогеологическом разрезе региона и площади месторождения, выделены три гидрогеологических этажа. Верхний гидрогеологический этаж объединяет водонасыщенные отложения олигоцен-четвертичного возраста. Для него характерна гидравлическая связь водоносных горизонтов и комплексов с поверхностью, что определяет динамику и гидрохимию подземных вод. Условия питания, циркуляции, влияния атмосферных осадков обуславливают наличие в нем пресных подземных вод, имеющих практическое значение для хозяйственно-питьевого водоснабжения. В верхнем гидрогеологическом этаже выделяются следующие водоносные горизонты (сверху вниз):
- водоносный горизонт четвертичных отложений;
- подземные воды спорадического распространения отложений смирновской и бешеульской свит;
- водоносный горизонт в песках абросимовской свиты;
- туртасский водоносный горизонт;
- новомихайловский водоносный горизонт;
- атлымский водоносный горизонт.
Наиболее практическое значение имеют водоносные горизонты четвертичных отложений, новомихайловский и атлымский водоносные горизонты. Последние два горизонта объединяются в один куртамышский водоносный горизонт, имеющий промышленное значение для организации централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения. Ниже приводится краткая характеристика водоносных горизонтов.
Водоносный горизонт четвертичных отложений. Высокие положения уровня грунтовых вод четвертичных отложений определяют небольшую мощность зоны аэрации, колеблющуюся в районе месторождения от 0 до 4 м, реже до 5 – 7 м. Водовмещающими являются пески и торф с подчиненными прослоями супесей и суглинков. Общая мощность отложений от 45 до 62 м. Дебиты скважин составляют 4,7 – 17,5 л/сек при понижении 5,3 – 20,3 м. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатные кальциево-магниевые с минерализацией 0,02 – 0,15 г/л.. В связи со слабым развитием окислительных процессов и мелкодисперсным составом отмечается превышение норм ПДК по марганцу в 15 – 24 раза, железу – в 4 – 8 раз, цветности – в 1,5 – 3 раза и мутности – в 2,5 – 4 раза. Воды горизонта широко используются для технического водоснабжения на промплощадках и буровых кустах.
Куртамышский водоносный горизонт. Залегает на глубине 180 – 200 м. Дебиты скважин, эксплуатирующих горизонт, колеблются от 800 до 1000 м3/сут. при понижениях 17 – 28 м. Химический состав вод гидрокарбонатный магниево-кальцевый с минерализацией до 0,3 – 0,5 г/л, с повышенным содержанием кремнекислоты (H2SiO 3 – 92 мг/л и железа до 7 мг/л). Пьезометрический уровень 0 – 5 м. Воды горизонта используются для водоснабжения вахтовых поселков. Так подземные воды используются для централизованного водоснабжения г. Когалыма. Водозабор расположен в нескольких километрах южнее Южно – Ягунского месторождения. Подземные воды горизонта напорные, статические уровни устанавливаются на глубине в среднем 2 м. По своему качеству подземные воды пресные с сухим остатком до 0,15 г/л, содержание железа – 3,5 мг/л. По остальным компонентам превышений ГОСТ и ПДК не наблюдается.
Средний гидрогеологический этаж объединяет водоносные комплексы разреза, подземные воды которых имеют гидравлическую связь с поверхностью только на периферии структуры бассейна, а на большей части бассейна, в т.ч. и на площади Южно – Ягунского месторождения, мощными регионально выдержанными водоупорными породами изолирует подземные воды от поверхности. В разрезе в интервале глубин 970 – 2800 м выделяются:
- апт-альб-сеноманский водоносный комплекс;
- подземные воды песчаных отложений вартовской свиты (пласты АС);
- водоносный комплекс нижней части вартовской свиты и верхней части мегионской свиты (пласты БС 8 – 12).
Все они относятся к гидродинамической зоне затрудненного водообмена. Общий уклон пьезометрической поверхности – на север, в сторону Карского моря. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс содержит хлоридно-натриевые воды с минерализацией до 20 г/л. Дебиты скважин 30 л/сек (» 2000 м3/сут.). подземные воды комплекса широко используются для поддержания пластового давления. Водоносный комплекс нижней части вартовсой свиты содержит продуктивные пласты БС 10 – 11. Воды напорные, производительность скважин несколько сот кубических метров в сутки, воды также хлоридные натриевые. Минерализация вод изменяется от 18,2 до 26,1 г/л, содержание ионов хлора в среднем составляет 14,6 г/л, ионов натрия и калия – 9,1 г/л (см. таблицу 2.4). Хлор-иона содержится 13475 мг/л; натрий – иона 532 мг/л. Вязкость воды рассматриваемых объектов 0,5 МПа*с. Углекислый газ, сероводород отсутствуют, сульфат-ион присутствует в незначительном количестве. Плотность воды при 20 °С составляет кг/м3.
Таблица 2.4 Свойства пластовых вод продуктивных горизонтов «Южно-Ягунского» месторождения
| Показатели | Продуктивные пласты | ||||
| БС10-1 | БС10-2 | БС11-1 | БС11-2 | ЮС1 | |
| Плотность, кг/м3 Общая минерализация, г/л Вязкость, МПа*с | 20,1 0,5 | 21,1 0,5 | 20,6 0,5 | 20,8 0,5 | 25,4 0,5 |
Нижний гидрогеологический этаж осадочного чехла включает водоносные горизонты и комплексы не имеющие гидравлической связи с современной поверхностью и относится к зоне весьма затрудненного водообмена. В разрезе осадочной толщи этажа выделяются:
водоносный комплекс ачимовской толщи мегионской свиты;
водоносный комплекс верхней части васюганской свиты;
водоносный комплекс тюменской свиты и коры выветривания пород фундамента.
Падение пьезометрического уровня также происходит в северном направлении. Воды хлоридно-натриевые. Минерализация вод ачимовской толщи составляет 12,3 – 18,4 г/л, в продуктивных пластах юры минерализация воды изменяется от 26,2 до 39,2 г/см3, содержание ионов хлора от 14,7 до 22,7 г/л, ионов натрия и калия от 10,0 до 14,8 г/л. В воде отсутствует сульфаты, углекислый газ и сероводород. Основные солеобразующие элементы – ионы натрия - 8015 – 11209 мг/л, хлора - 120568 – 17110 мг/л и гидрокарбонатного иона - 1854 – 1220 мг/л. Содержание йода – 0,84 – 4 мг/л, брома – 43,6 – 67,6 мг/л, аммония – 30 – 75 мг/л.