Самотлорское месторождение

Глины выделялись по максимальным показаниям методов СП, ГК и АК, минимальным показаниям микрозондов, бокового и нейтронного методов, увеличению диаметра скважины на кавернограммах. Плотные прослои выделялись по максимальным показаниям микрозондов, БК и НК, минимальным значениям ∆Т.

Выделение коллекторов производилось по комплексу геофизических методов с использованием прямых качественных и косвенных количественных признаков.

К качественным признакам коллекторов относятся следующие: наличие глинистой корки на стенках скважин, положительные приращения на кривых микрозондов, отрицательная амплитуда СП, минимальные показания на диаграммах гамма-метода.

Кроме качественных признаков используются также косвенные количественные признаки, которые необходимы для выделения коллекторов в эксплуатационных скважинах, где в комплексе зачастую отсутствуют исследования МКЗ и КВ. Основным количественным признаком, которым широко пользуются при выделении коллекторов в терригенном разрезе Самотлорского месторождения, является граничное значение относительной амплитуды метода потенциалов собственной поляризации (αсп.гр.)

Сопоставление выделения коллекторов, установленных по прямым качественным признакам, т.е. по данным МКЗ и КВ, с интегральным распределением значений αсп., дает граничное значение относительной амплитуды (αсп.гр.). В результате при подсчете запасов были установлены граничные значения αсп, которые приведены в таблице 2.

Таблица 2

Граничные значения αсп и эффективность выделения коллекторов

Пласт	αсп	Эффективность
АВ2-3	0,35	96
АВ4-5	0,35	91
БВ8	0,35	91
Бв10	0,35	93

 

Сравнение эффективных толщин коллекторов, выделенных по прямым

качественным признакам и по αсп.гр., находится в пределах допустимых погрешностей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.4. Определение коэффициента пористости коллекторов

 

Для определения коэффициента пористости применяются показания методов ГГК, НК и СП (Рис. 3). Оценка коэффициента пористости по данным плотностного (ГГК-П) метода выполнена только в ограниченном числе скважин. Поэтому метод не может быть базовым для определений коэффициента пористости как подсчетного параметра. Оценка коэффициента пористости по данным нейтронного метода показала значительные отклонения значений КпНК от КпКЕРН, что связано с невыдержанностью

физических свойств опорных пластов по площади, низким качеством эталонировки однозондовых приборов, с различной модификацией нейтронного метода в разведочных и эксплуатационных скважинах.

Оценка коэффициента пористости по методу потенциалов собственной

поляризации использовалась в качестве подсчетного параметра основных продуктивных пластов Самотлорского месторождения, так как метод СП выполнен во всех скважинах месторождения, качество записи удовлетворительное, методика физически обоснована для коллекторов порового типа с рассеянной глинистостью. Недостатком методики является отсутствие универсальной зависимости между Кп и αсп, что делает необходимым построение эмпирических связей типа "керн - ГИС" для каждого изучаемого пласта или группы пластов.

На основании сопоставлений значений пористости по керну и по различным методам ГИС (ГГК, НК, СП) можно сделать вывод, что наиболее точно Кп оценивается по методам ГГК и СП. Однако отсутствие исследований кривых ГГК по большинству скважин не позволяет рассматривать гамма-гамма каротаж, как основной метод оценки коэффициента пористости по всем скважинам месторождения. Поэтому в качестве базового использовался метод СП (Рис. 4).

С учетом современных керновых данных уравнения для оценки пористости по показаниям метода СП Кп=f (αсп) приобрели следующий вид:

пласты группы АВ Кп = 13,2 αсп сп+17;

пласты группы БВ Кп = 13,4 αсп сп+13.

 

 

 

Рис. 3. Послойное сравнение значений пористости, определенной по керну

и геофизическим методам, по продуктивным пластам Самотлорского месторождения: а) ГГК; б) НК; в) СП

 

 

 

Рис. 4. Зависимости Кп=f(αсп.) для продуктивных пластов Самотлорского месторождения: а) группа пластов АВ; б) пласты БВ8-10

2.5. Оценка коэффициента проницаемости коллекторов

 

Оценка проницаемости Кпр производилась по связям типа "керн - ГИС" Кпр=f(αсп), которые были построены при подсчете запасов в 1987 г. Новые керновые данные по скважинам, пробуренным после 01.01.1987 г., подтвердили принятые при подсчете запасов зависимости (Рис. 5)

 

Рис. 5. Зависимости Кпр=f(αсп) для продуктивных пластов Самотлорского месторождения: а) пласты АВ1-5; б) пласты БВ8-10

 

Как известно, зависимости "керн - ГИС" для оценки проницаемости имеют низкую степень достоверности, что обусловлено, в первую очередь, отсутствием строгого физического обоснования. Но значения Кпр по этим зависимостям необходимы как первое приближение Кпр при гидродинамическом моделировании.

2.6. Определение фильтрационных параметров по данным обработки ГИС

 

Определенные по интерпретации ГИС значения проницаемости коллекторов используются для оценки основных гидродинамических параметров – коэффициента фильтрации, водопроводимости и коэффициента пьезопроводности, для которых в смешанной системе единиц справедливы следующие зависимости:

 

Кф=0,864×Кпр/μ

km=0,864×Кпр×Нэфф/μ

а=8,64×Кпр/μ×(n×βв×βс)

 

где Кф – коэффициент фильтрации, м/сут;

km –  водопроводимость, м2/сут;

а - коэффициент пьезопроводности, м2/сут;

Кпр - проницаемость, дарси;

Нэфф - эффективная мощность, м;

μ - вязкость, спз;

n - пористость, доли единиц;

βв - коэффициент сжимаемости воды, см2/кг;

βс - коэффициент сжимаемости пород, см2/кг.

 

 

 

 

 

 

 

 

2.7.Охрана недр и окружающей среды

 

Физико-географическая характеристика

По комплексу метеорологических факторов, определяющих загрязнение атмосферного воздуха, рассматриваемая территория относится к зоне умеренного потенциала загрязнения, т.е. характеризуется достаточно благоприятными условиями для рассеивания примесей. Река Обь и ее притоки относятся к рыбохозяйственным водоемам 1 категории. Подземные воды на территории месторождения отмечены трех типов:

-верховодный (0.3-1.4м от поверхности).

-болотные воды имеют свободный уровень на глубине 0.0-0.4м.

-грунтовые воды располагаются  на глубине 2-3м.

По химическому составу подземные воды относятся к гидрокарбонатно-кальциевой группе.

Самотлорское месторождение находится в подзоне подзолистых почв. Наблюдается для развития почв полугидроморфного и гидроморфного ряда, таких как:

-болотно-подзолистых, алювиально-болотных, болотно-торфяных.

Их характерными признаками является высокое содержание органических веществ, высокая гидролитическая кислотность, ненасыщенность основаниями, переувлажненность. Они обладают низким естественным плодородием и относятся к почвам самого низкого качества.

Мероприятия по охране окружающей среды.

Охрана недр и окружающей среды и их рациональное использование при разработке нефтяных месторождений предусматривает комплекс мероприятий, направленных на максимальное извлечение из недр и предотвращения безвозвратных потерь нефти в проницаемые породы разреза через скважины. Для достижения этой цели эксплуатация нефтяного месторождения должна проводится в строгом соответствии с технологической схемой или проектом разработки, все содержание которого направлено на получение максимальной нефтеотдачи при наименьших затратах, через герметичные скважины с высоким качеством цементирования заколонного пространства, обеспечивающего надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов разреза.

Для ликвидации существующего загрязнения и предотвращения дальнейшего предлагаются мероприятия, разработанные институтом СИБНИИНП и ГЛАВТЮМЕННЕФТЕГАЗОМ.

Мероприятия по охране воздуха.

1. Поддерживать герметичность системы  сбора и транспорта нефти и  газа.

2. Предусмотреть полную утилизацию  попутного газа, в том числе с последней ступени перфорации.

3. Установить контроль за воздушной  средой на основных нефтепромысловых объектах для определения опасной концентрации газов.

Мероприятия по охране водных ресурсов.

1. Обеспечить полную утилизацию  промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные горизонты в течение всего периода разработки месторождения.

2. Производить обваловку площадок для расположения кустов скважин, регулярно проверять состояние обваловок вокруг эксплуатационных и нагнетательных скважин.

3. Вести учет и контроль использования воды, предотвращать утечки через неплотные соединения в водяных линиях. Применять замкнутую систему водоснабжения при бурении.

4. Производить сброс хозяйственно-питьевых стоков водоемы только после биологической очистки.

5. В целях предупреждения нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования необходимо постоянно проводить планово-предупредительные ремонты перекрывающих устройств, обваловок и т.д.

6. При освоении и капитальном ремонте скважин сбор нефтяной эмульсии осуществлять в коллектор или в закрытую емкость.

7. Отработанный буровой раствор и буровые сточные воды закачиваются в поглощающие скважины или в действующий нефтесборный коллектор.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Самотлорское месторождение - крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Нижневартовском районе в Ханты-Мансийского автономного округа (Тюменской области), вблизи города Нижневартовска, в районе озера Самотлор. Оно было открыто в 1965 году, первая скважина пробурена в 1969 году. Залежи на глубине 1,6—2,4 км. Начальный дебит скважин 47—200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/см³, содержание серы 0,68—0,86 %. В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти.

Пик добычи нефти (около 150 млн т. в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие интенсивной добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн т нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи выработка нефти несколько увеличилась.

Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти.

На 1997 из Самотлорского месторождении за тридцать лет было добыто более 1,9 млрд т. нефти. Добыча упала до 36 тыс. т. в день; предполагалось, что месторождение практически исчерпано. Однако современные технологии позволяют несколько увеличить отдачу.

В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт ОАО «Самотлорнефтегаз», принадлежащее компании «ТНК-BP».

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

Волков А.М. Решение практических задач геологии на ЭВМ. М. Недра, 1980, 224 с. Дополнение к Уточненному проекту разработки Самотлорского месторождения в пределах ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нижневартовск». ООО «Тюменским нефтяным научным центром», Тюмень, 2012. Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 г. №2395-1 Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. М., Недра, 1992, 228 с. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (объяснительная записка), Новосибирск, 2004 Рудая В.С., Алешина А.В., Денисов С.Б., и др. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели.  Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области, ОАО «ЦГЭ», Москва, 2001. Руководство по организации и проведению экспертизы проектов геологического изучения недр. Приложение № 1 к приказу ФГУ «ГКЗ» от 21.02.2011 г. №83-орг Сидоров А.Н., Плавник А.Г., Сидоров А.А. и др. Свидетельство о регистрации программы GST в Реестре программ для ЭВМ Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам №2005612939 от 14 ноября 2005 Щелкачёв В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959.