Отчет по практике в ОАО «РН - Юганскнефтегаз»

По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на  Приобском  месторождении  пласты БС_1-5 были переиндексированы на АС_7-12 .

При подсчёте запасов в составе  мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов : АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0,АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.

Пачка продуктивных пластов АС₁₂ залегает в основании мегакомплекса и является наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В составе выделено три пласта АС_12/3, АС_12/1-2, АС_12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.  

Залежи пласта АС_12/3 приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины с зонами перехода между ними.

Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755м и является литологически  экранированной со всех сторон . По площади  она занимает центральную терассовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины  изменяются от 12,8м до 1,4м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м³/сут, Нд=1239м до 7,5 м³/сут при Нд=1327м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5км на 7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС_12/3 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м³/сут. Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76м. Тип литологически экранированный.

Основная залежь АС12/1-2 является самой  крупной на месторождении. Вскрыта  на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними.С трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6м , при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологически экранированной залежи  45 км на 25 км, высота 176 м.

В пласте АС_12/1-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м. Обе залежи литологически экранированного типа.

Пласт АС_12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС_12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41 на 14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м³/сут при динамических уровнях до 48 м³/сут.

Покрышка горизонта АС₁₂ образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС₁₁, в состав которой входят АС_11/0, АС_11/1, АС_11/2,  АС_11/3,  АС_11/4. Три последних соединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводным участкам, наблюдаются наиболее значительные тлщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток  (до 78,6 м). На юго-востоке этот горизонт представлен лишь пластом АС_11/2, в центральной части - пластом АС_11/3, на севере - пластом АС_11/2-4.

Основная залежь АС11/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС11/1 развит в присводной части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трёх сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48 на 15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м³/сут при динамическом уровне 1195 м до 11,8 м³/сут.

Пласт АС_11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге . Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 на 5,5 км, вторая 4,7 на 4,1 км. Обе залежи литологически экранированного типа. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м³/сут при динамическом уровне. Горизонт АС₁₀ вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС_10/2-3, АС_10/1, АС_10/0.

Основная залежь АС_10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологически экранированный, размеры 31 на 11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м.

Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м . Размеры залежи 38 на 13 км, высота до 120 м. Южная граница  проводится условно . Нефтенасыщенные  толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 м³/сут при динамическом уровне 1064 м до 6,4м³/сут .

Завершает разрез пачки пластов  АС₁₀ продуктивный пласт АС_10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.

Горизонт АС₉ имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фасциальных зон, распологающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС₇, который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная  залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м³/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 на 8,5 км, высота 91 м.

Всего в пределах месторождения  открыто 42 залежи. Максимальную площадь  имеет основная залежь в пласте АС_12/1-2 (1018 км² ), минимальную (10 км² )- залежь в пласте АС_10/1.   

 

Таблица 1.1

 

Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах        эксплуатационного участка

 

 

 

Пласт	Средняя глубина, м	Средняя толщина		Открытая Пористость. %	Нефтенасыщенн..%	Коэффициент песчанистости	Расчлененност
		Общая, м	Эффект,м
АС100	2529	10,2	1,9	17,6	60,4	0,183	1,8
АС101-2	2593	66,1	13,4	18,1	71,1	0,200	10,5
АС110	2597	20,3	1,9	17,2	57,0	0,091	2,0
АС111	2672	47,3	6,4	17,6	66,6	0,191	6,1
АС112-4	2716	235,3	4,9	17,6	67,2	0,183	4,5
АС122	2752	26,7	4,0	17,7	67,5	0,164	3,3
АС123-4	2795	72,8	12,8	18,0	69,8	0,185	9,3

 

Приобское месторождение является частью гидродинамической системы  Западно--Сибирского артезианского  бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых  отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного  возраста и характеризуется свободным  водообменом. В гидродинамическом  отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.

В состав верхнего гидрогеологического  этажа входит три водоносных горизонта:

1- водоносный горизонт четвертичных  отложений;

2- водоносный горизонт новомихайловских отложений;

3- водоносный горизонт атлымских  отложений.

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного  источника крупного централизованного  хозяйствено-питьевого водоснабжения  может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт .

Нижний гидрогеологический этаж представлен  отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней  части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время  на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.

Для заводнения нефтяных пластов в  Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных,  рыхлых песков, песчаников, алевролитов  и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.  АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

2.1 Анализ  показателей разработки Приобского  месторождения

 

В таблице №1 приведена динамика показателей разработки по Приобскому месторождению за 2009 – 2010 годы.

Таблица 2.1.

Динамика показателей  разработки по Приобскому месторождению

Показатели	Единицы измерения	2009  год	2010  год
Общая добыча нефти	тыс.т.	1176.5	4308.6
Эксплуатационный  фонд скважин	шт.	101	159
В т.ч. действующий  фонд скважин	шт.	86	146
Принято из бурения	шт.	71	90
Средний дебит  новых скважин	т/сут	81.4	143.1
Нагнетательный  фонд скважин	шт.	6	34
В т.ч. действующий  фонд скважин	шт.	5	32
Количество  скважин в освоении	шт.	1	2
Количество  скважин переводимых      в фонд ППД	шт.	6	27
Закачка воды	тыс.т.	52.1	2655.5
Количество  капитальных ремонтов	шт.	12	130
Количество  подземных ремонтов	шт.	62	231
Обводненность продукции	%	0	1.2
Количество  гидравлических разрывов пластов	шт.	119	87
Средний дебит  одной скважины по нефти	т/сут	108.1	118.1
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов	%	1.3	1.1
Добыча нефти  по продуктивным пластам:
АС10	тыс.т.	200.538	509.674
АС11	тыс.т.	730.034	3388.79
АС12	тыс.т.	245.928	410.163