Введение
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016. |
Усть-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание Ачимовской толщи (БС
16-22). Особенностью разработки месторождения является то, что вводимые в эксплуатацию добывающие и нагнетательные скважины характеризуются низкими дебитами и приемистостью, тем самым не обеспечивая плановый отбор продукции.
Основным является эксплуатационный объект БС16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС16-22 можно отнести - к V классу. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
Характеристика месторождения.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016. |
1.1. Географическое расположение.
Усть-Балыкское месторождение расположено на границе Сургутского и Нефтеюганского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области около г. Нефтеюганск, входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области, относится к Западно-Сибирской провинции.
Климат района - резко континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Характерная особенность района - наличие многолетнемерзлых пород.
На западе и востоке площади встречаются болота преимущественно торфяного типа. Растительность района представлена сплошным лесом с преобладанием хвойных пород (кедр, ель, сосна, лиственница).
История освоения месторождения.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016. |
Месторождение было открыто в 1961 году, введено в разработку в 1964 году. Начальные запасы нефти оцениваются до 100 млн. тонн. Усть-Балыкское месторождение по запасам относится к категории крупных, а по геологическому строению – к сложным. Работы проводит ООО «РН-Юганскнефтегаз», базирующиеся соответственно городе Нефтеюганске. По уровню годовой добычи нефти 1235 тыс.т в 2000 году месторождение занимает 6 место в «Роснефть-Юганскнефтегаз». Фактический дебит скважин по нефти – 8 т/сут на 40% ниже среднего по объединению.
С 2002 г. разработка месторождения осуществляется на основе проектного документа «Анализ разработки Усть-Балыкского месторождения», утвержденного Центральной комиссией по разработке горючих полезных ископаемых Минэнерго России (протокол от 16.01.2003 г. № 2957). Этот проектный документ был утвержден со следующими основными положениями: для объекта БС16-22 - площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 400 х 400 м; для объекта АС4-6 - блочно-замкнутая система воздействия, для объекта АС7-8 - организация приконтурного заводнения с рядной системой размещения скважин. На Ачимовской толще с 1991 года, в массово применялся гидроразрыв пластов, что привело к значительной интенсификации добычи нефти по сравнению с проектной.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016. |
Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента. На Усть-Балыкской площади палеозойские отложения вскрыты на глубине 2784 - 3300 м, толщина коры выветривания на Усть-Балыкской площади составляет от 9 до 100 м. Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.
Из всех свит систем осадочного чехла подробно рассмотрим только Ахскую свиту меловой системы, к которой относятся интересующие нас пласты Ач1, Ач2 и Ач3, так как тема данного дипломного проекта раскрывается применительно к этим пластам.
Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним [1]. Нижний отдел включает в себя породы пяти свит (снизу вверх): Ахскую, Черкашинскую, Алымскую, Викуловскую и Ханты-Мансийскую. К верхнему отделу меловой системы относятся уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Отложения ахской свиты формировались в области морского осадконакопления. В основании свиты залегает нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно-серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки 10 - 50 м.
В районе Усть-Балыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя, средняя и верхняя. Их отделяют друг от друга и от отложений баженовской свиты три хорошо прослеживаемые глинистые пачки.
Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. Наиболее хорошо
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016. |
выдерживаются песчаные прослои в средней песчано-алевритовой пачке. В первой и третьей пачках песчаники зачастую глинизируются. Наблюдается закономерное уменьшение мощностей пачек в западном направлении.
Средняя глинистая пачка ахской свиты представлена большей своей частью аргиллитами серыми и темно-серыми, средней крепости, алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов серых средне- и крупнозернистых, средней крепости, с незначительной примесью углистого материала.
Верхняя песчано-глинистая толща сложена преимущественно аргиллитами серыми, иногда с голубоватым оттенком, плотными, массивными, иногда тонкогоризонтальнослоистыми.
Характерным является то, что в западном и северо-западном направлениях происходит постепенное замещение песчаников алевролитами и алевритистыми глинами.
Ахская свита заканчивается характерной пачкой темно-серых аргиллитов, тонкоотмученных, уплотненных, содержащих богатый комплекс фораминифер. Эта пачка аргиллитов, вошедшая в унифицированную стратиграфическую схему под названием «пимской». В целом толщина ахской свиты на Усть-Балыкском месторождении составляет 499 - 695 м. Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м.
Тектоника. В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Усть-Балыкской мегаседловине.
Район Усть-Балыкской площади занимает наиболее высокое
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016. |
гипсометрическое положение среди окружающих площадей. Центральное поднятие Усть-Балыкского месторождения приурочено к горстообразному выступу фундамента, формирование которого происходило в условиях сильного бокового сжатия.
Мобильные блоки фундамента в центральной части Усть-Балыкского выступа сформировались в области разгрузки сжимающих тектонических напряжений.
В породах фундамента здесь широко развиты зоны разуплотнения, зоны разломов, плоскости которых в значительной степени наклонены.
Вследствие этого, в присводовой части Усть-Балыкского палеоподнятия сформировалась область дробления, многочисленны разломы, плоскости которых в значительной степени наклонены.
Ачимовская толща имеет клиноформное строение. Пласты «падают» с востока на запад с амплитудой 300 - 400 м, выполаживаясь вверх по разрезу. Залежи нефти контролируются структурно-литологическим фактором. Разломы в центральном куполе и юго-восточной части сохраняются по всем пластам ачимовской пачки, хотя амплитуда их уменьшается. Стратиграфический диапазон тектонической раздробленности весьма широк - от низов ачимовской пачки до сеномана.
Наблюдаемая по данным сейсморазведки 2Д, 3Д и данным ГИС высокая дислоцированность пород фундамента и осадочного чехла, включая меловые отложения, дает основания предположить, что последняя тектоническая активизация изучаемой территории проходила в постмеловое время [2].
Нефтегазоносность месторождения. На Усть-Балыкском месторождении нефтегазоносными являются юрские и нижнемеловые отложения.
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016. |
Всего в разрезе выделяется десять продуктивных пластов, находящихся на балансе РГФ. Залежи пластов АС
4, АС
5-6, АС
7, АЧ
1, АЧ
2, АЧ
3 находятся в промышленной разработке. Залежи пластов БС
92, БС
101, ЮС0 и ЮС
2 нуждаются в доразведке.
В таблице 1.1 представлены краткие сведения о залежах Усть-Балыкского месторождения.
Залежь пласта Ач3. Пласт распространен по всей площади месторождения и содержит 18% балансовых и 8% извлекаемых запасов ачимовской толщи. Подошва нефти отбивается по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на отметках от 2578 до 2809 с перепадом 231 м, что подтверждается результатами испытания. Также, как и для АЧ2, ВНК пласта АЧ3 отбивается неравномерно.
Таблица 1.1 - Краткие сведения о залежах Усть-Балыкского месторождения
| Пласт | Средняя глубина, м | Площадь залежи, км2 | Количество вскрывших скважин | Тип залежи | Тип коллектора |
| АС4 | | | | пластовая-сводовая | терригенный-поровый |
| АС5-6 | | | | пластовая-сводовая | терригенный-поровый |
| АС7 | | | | пластовая-сводовая | терригенный-поровый |
| БС92 | | | | структурно-литологическая | терригенный-поровый |
| БС101 | | | | структурно-литологическая | терригенный-поровый |
| АЧ1 | | | | структурно-литологическая | терригенный-поровый |
| АЧ2 | | | | структурно-литологическая | терригенный-поровый |
| АЧ3 | | | | структурно-литологическая | терригенный-поровый |
| ЮС0 | | | | литологическая | - |
| ЮС2 | | | | структурно-литологическая | терригенный-поровый |
Залежь пласта АЧ2. Залежь пласта АЧ2 имеет наибольшие размеры по площади нефтеносности и содержит 73% балансовых и 83% извлекаемых запасов всей ачимовской толщи. Пласт АЧ2 расположен в диапазоне
| ПР 21.03.01. 1/6.181.2016. |
абсолютных отметок от 2496 м до 2723 м. Водонефтяной контакт отслеживается в залежи весьма условно и лежит в интервале 2720 - 2725 м.
Залежь пласта Ач1. Пласт АЧ1 содержит 8% балансовых и 9% извлекаемых запасов нефти от общих запасов ачимовской толщи. Водонефтяная зона в пласте АЧ1 не обнаружена. Подошва нефтяных пропластков отбита по данным ГИС в диапазоне абсолютных отметок от 2616 до 2716 м.
В таблице 1.2 представлены статистические показатели по толщинам ачимовских пачек. Статистические показатели неоднородности приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.2 - Характеристики толщин продуктивных пластов группы АЧ1-3
| Параметры | Минимальное значение | Максимальное значение | Среднее значение | Среднеквадратичное отклонение | Коэффициент вариации |
| БC16 (АЧ1) |
| Общая толщина, м | 0,6 | 103,5 | 28,1 | 13,0 | 0,5 |
| Эффективная толщина, м | 0,6 | 24,8 | 4,5 | 3,3 | 0,7 |
| Нефтенасыщенная толщина, м | 0,4 | 24,8 | 4,5 | 3,3 | 0,7 |
| БC17-20 (АЧ2) |
| Общая толщина, м | 9,4 | 137,3 | 63,6 | 18,5 | 0,3 |
| Эффективная толщина, м | 1,0 | 49,0 | 18,4 | 7,6 | 0,4 |
| Нефтенасыщенная толщина, м | 0,8 | 45,0 | 18,0 | 7,5 | 0,4 |
| БC21-22 (АЧ3) |
| Общая толщина, м | 2,0 | 137,2 | 40,7 | 21,5 | 0,5 |
| Эффективная толщина, м | 0,8 | 36,4 | 8,1 | 5,0 | 0,6 |
| Нефтенасыщенная толщина, м | 0,4 | 27,2 | 7,2 | 4,2 | 0,6 |
Таблица 1.3 - Статистические показатели характеристик неоднородности продуктивных пластов группы АЧ1-3
| | ПР 21.03.01. 1/6.158.2016. | Параметры | Минимальное значение | Максимальное значение | Среднее значение | Среднеквадра тичное отклонение | Коэффициент вариации |
| БC16 (Ач1) |
| Коэффициент песчанистости | 0,00 | 1,00 | 0,05 | 0,10 | 1,9 |
| Коэффициент расчлененности | 1,00 | 17,00 | 2,43 | 1,70 | 0,7 |
| Толщина проницаемого прослоя, м | 0,53 | 9,60 | 2,02 | 1,31 | 0,6 |
| Коэффициент макронеоднородности | 0,10 | 1,88 | 0,66 | 0,33 | 0,5 |
| БC17-20 (Ач2) |
| Коэффициент песчанистости | 0,00 | 0,70 | 0,30 | 0,13 | 0,4 |
| Коэффициент расчлененности | 1,00 | 28,00 | 10,70 | 4,66 | 0,4 |
| Толщина проницаемого прослоя,м | 0,65 | 5,20 | 1,80 | 0,58 | 0,3 |
| Коэффициент макронеоднородности | 0,19 | 1,54 | 0,60 | 0,17 | 0,3 |
| БC21-22 (АЧ3) |
| Коэффициент песчанистости | 0,00 | 1,00 | 0,22 | 0,15 | 0,7 |
| Коэффициент расчлененности | 1,00 | 25,00 | 5,59 | 3,20 | 0,6 |
| Толщина проницаемого прослоя,м | 0,50 | 7,40 | 1,52 | 0,61 | 0,4 |
| Коэффициент макронеоднородности | 0,14 | 2,00 | 0,74 | 0,23 | 0,3 |
