Введение
Месторождение открыто в 1982 году поисковой скважиной № 62. Это одно из крупных месторождений, разрабатываемых ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз». Залежи нефти приурочены к пластам БС11-1, БС11(осн), БС14, БС15, ЮС1.
В промышленную эксплуатацию Пограничное месторождение введено в марте 1985 года. Основной объект разработки - БС11(осн). Кроме того, выявлены небольшие залежи структурно - литологического типа в пластах ЮС1, БС14 и БС15. Разработка залежей пластов ЮС1, БС14 и БС15. Разработка залежей этих пластов в работе «Геологическое и экономическое обоснование кондиций к подсчету запасов нефти Пограничного месторождения», выполненной СибНИИНП в 1990 году, признана нерентабельной. Залежи пластов БС11 - 0, БС11 - 1 разрабатываются совместно с БС11(осн).
В период с 1995 года по настоящий момент ОАО «СибНИИНП» было:
- в 1995 году - составлено Дополнение к Проекту разработки Пограничного месторождения;
- в 1996 году - в рамках Авторского надзора сформирована программа ГТМ по Пограничному месторождению совместно с геологической службой ОАО «ННГ». Работа утверждена ЦКР МТЭ РФ совместно с обоснованием уровней добычи по месторождениям ОАО «Сибнефть» (протокол ЦКР №2178 от 09.10.1997 года );
- в 1997 - 1999 годах выполнены Авторские надзоры за разработкой месторождений, в которых в частности по Пограничному месторождению были рекомендации по снижению объемов закачки на месторождении. В настоящий момент ситуация на месторождении изменилась. Объемы закачиваемой воды в период с 1995 по 1999 годы снижены с 14,2 млн.м3 до 9,7 млн.м3. Компенсация текущая составляет 113%;
- в 2000 году составлена новая программа ГТМ, в продолжение программы, составленной в 1996 году;
- в 2001 году заключен договор на составление Подсчета запасов. Подсчет запасов ведется, сроки окончания работ - 2002 год.
В период 1985 - 1990 гг. месторождение эксплуатировалось по планам социалистической экономики. На этот период пришлись первая, вторая и начало третьей стадии разработки.
С началом периода рыночных отношений (~1990год) и усилием значения экономических критериев, обострились негативные явления, свойственные IV-ой стадии разработки месторождения. Кроме того, добавились проблемы, связанные с отсутствием научного сопровождения эксплуатации месторождения.
1. Общая часть.
1.1 Характеристика района работ Пограничного месторождения
Пограничное нефтяное месторождение расположено в Северной части Сургутского нефтегазоносного района Ханты - Мансийского национального округа Тюменской области.
Рельеф местности представляет собой всхолмленную, сильно заболоченную равнину с абсолютными отметками от +104 до +144 метров. По берегам рек и озер растет крупный лес ( кедр, сосна, лиственница ). Болота торфяные, в основном безлесные. Судоходных рек на территории месторождения нет.
Климат рассматриваемого района резко континентальный с холодной и продолжительной зимой и коротким, но сравнительно теплым летом. Самый холодный месяц - январь (-50, -550С), а самый теплый - июль (+30, +350С).
Осадков выпадает 430 - 720 мм/год. Устойчивый снежный покров устанавливается в октябре и сходит в конце апреля. Толщина снежного покрова 0,7 - 1,2 метра. Ледостав на реках и озерах происходит в конце октября, а вскрываются они в середине мая. Толщина льда достигает 0,8 - 1,0 метр.
Многолетние мерзлые породы приурочены, в основном, к торфяным массивам в южной части месторождения, где толщина их колеблется от 8 до 20 метров.
Глубины сезонного промерзания достигает 4,5 метра.
Коренное население - ханты, манси, которые занимаются охотой, рыболовством, звероводством, лесоразработками.
Сообщение между городами и поселками осуществляется воздушным, железнодорожным и автомобильным транспортом.
Непосредственно через месторождение проходит трасса газопровода Уренгой - Челябинск и железная дорога Тюмень - Новый Уренгой.
Обеспечение электроэнергией производится от Сургутской ГРЭС.
Ближайшее месторождения строительных песков (Холмогорское - 1, Холмогорское - 2) расположены вдоль трассы автодороги Холмогорское - Вынгапуровское месторождение. Месторождение Холмогорское - 1 находится в 25 км к северо-западу, а Холмогорское - 2 в 30 км севернее Пограничного.
Ближайший населенный пункт - город Ноябрьск.
Основным источником водоснабжения населения используются воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста.
1.2 История освоения района
Месторождение полностью расположено на территории Ханты - Мансийского округа. Лицензия на право пользования недрами выдана ОАО «Ноябрьскнефтегаз» с целевым назначением и видами работ по добыче нефти и газа на Пограничном месторождении до 2014 года.
Необходимо особо отметить тот факт, что разработка месторождения связана с двумя периодами экономического развития страны: социалистическим и периодом перехода на рыночные отношения. Экономические условия отрицательно повлияли на условия разработки месторождения. Изначально месторождение разрабатывалось под руководством производительного объединения «Ноябрьскнефтегаз», затем открытого акционерного общества «Ноябрьскнефтегаз», а в настоящее время - ОАО « Сибнефть- Ноябрьскнефтегаз». Изменение экономической политики явилось первопричиной полного отсутствия финансирования проектных работ, поэтому период 1990 - 1995 гг. характеризуется отсутствием научного сопровождения разработки месторождений, что повлекло за собой значительное ухудшение состояния в области разработки месторождений, что повлекло за собой значительное ухудшение состояния в области разработки месторождений в данном районе.
Не в полной мере были завершены работы по составлению Проекта разработки Пограничного месторождения, что повлекло за собой в 1995 году составление значительное ухудшение состояния в области разработки месторождений в данном районе.
Не в полной мере были завершены работы по составлению Проекта разработки Пограничного месторождения, что повлекло за собой в 1995 году составление Дополнительной записки к «Проекту…». Данная работа была принята ЦКР в качестве Технологической схемы, т.к. не соответствовала требованиям Проекта разработки и утверждена лишь на период до 1998 года.
С момента составления последнего Подсчета запасов, утвержденного ГКЗ, прошло 15 лет (протокол ГКЗ №9767 от 17. 07. 1985 года). Объемы запасов на месторождении претерпели значительные изменения. Приятные параметры не соответствуют их реальному состоянию на текущий момент.
2. Геологическая часть
2.1 Геологическая характеристика Пограничного месторождения
Основная залежь пласта БС11 представляет собой антиклинальную складку изометрической формы с пологими крыльями, осложненными локальными куполками, которые характеризуются увеличением нефтенасыщенной толщины. Залежь представлена преимущественно песчаными полимиктовыми породами с невыдержанными прослоями плотных глинистых и карбонатных пород, разделяющих толщу пласта от 3 до 7 - 9 проницаемых прослоев, породы - коллекторы однотипны по размеру.
Тип залежи пластово-сводовый, размеры 16,2Ч12,8 км. ВНК представлен на а. о. от -2493 м до -2509 м, при этом наклонен в юго-восточном направлении. В основном ВНК, утвержденные в 1985 году ГКЗ СССР, в процессе разбуривания подтвердились, кроме западного крыла, где он несколько ниже. В тоже время произошло уменьшение площади нефтеносности на 7,3% с 153060 тыс. м2 в 1985 году до 141808 тыс. м2 . Площади запасов с 1.01.1989 года по 1.01 2001 года не изменилась.
В восточном направлении происходит увеличение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 6 м (скважина 905 - в южной части пласта) до 26,8 м (скважина 271 - в центральной части), в среднем составляет 11,3 м (при пересчете запасов 1989 году), при подсчете запасов в 1985 году было принято среднее значение - 10,7 м для запасов по категории В+С1 м для С2. При пересчете запасов на баланс ВГФ на 01.01.2001год принято значение эффективной нефтенасыщенной толщины - 1,3 м.
Коллекторские свойства изучены по достаточно большому числу скважин и с высокой плотностью анализов. Средняя проницаемость для нефтяной зоны по керну 89,9 мД, по ГИС - 100,6 мД, для водонефтяной зоны по керну - 79,7 мД, по ГИС - 35,9 мД. Пористость - 20%. Коэффициент нефтенасыщенности по данным подсчета запасов 1985 году по ЧНЗ - 0,69, а по ВНЗ принято значение - 0,62, на балансе ВГФ на 01. 01.2001, соответственно, 0,69 и 0,63.
Залежь в достаточной степени охарактеризована анализами пластовых нефтей. Нефть пласта недонасыщена газом, давление насыщения (среднее 9,9 мПа) намного ниже пластового (среднее 25,8 мПа). Плотность нефти 0,857 г/см3 .
Детальный сопоставительный анализ геологической модели пласта БС11, принятой при подсчете запасов Пограничного месторождения в 2002 году с фактическими результатами, полученными в процессе разработки месторождения, позволили сделать предположение о некорректных значениях коэффициента начальной нефтенасыщенности.
2.2 Продуктивные пласты
Согласно анализу фактических параметров разработки Пограничного месторождения при равном количестве эксплуатационных скважин, пробуренных в ЧНЗ - 419 и ВНЗ - 417, при одинаковой обводненности, соответственно, 92% и 91,9%, накопленная добыча нефти водонефтяной зоны (14592,7 тыс. т) в 2,7 раз меньше, чем в нефтяной (39370 тыс. т). При этом отбор нефти на скважину ВНЗ составил в среднем 35 тыс. т (входная обводненность 70 -80%). Отбор нефти на скважину, пробуренную в ЧНЗ, 94 тыс. т, хотя принятые значения коэффициента нефтенасыщенности имеют близкие значения для ЧНЗ - 0,69, для ВНЗ - 0,62. Значительное количество скважин, пробуренных в ВНЗ, характеризуются резкой динамикой обводнения, незначительной (до10 тыс. т) накопленной добычей при текущей обводненности в=99%.
Первый подсчет запасов, утвержденный в 1985 году, был проведен по 17 поисково-разведочным скважинам. Хотя петрофизических исследований керна Пограничного месторождения было достаточно для их представления (249 определений Кпр, 510 определений Кп, 48 определений остаточной нефтенасыщенности и 247 определений остаточной водонасыщенности по керну разведочных скважин), при выделении коллекторов и оценки граничных значений коэффициентов пористости и проницаемости были использованы петрофизические исследования керна по пластам группы БС Суторминского и Холмогорского месторождений.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта БС11 определялся с привлечением результатов измерения удельного сопротивления на керне аналогичного пласта БС11 Холмогорского месторождения. Минерализация законтурных вод по пласту БС11 на Холмогорском месторождении составляет 20 г/л, а на Пограничном - 23 г/л. Следовательно, использование за аналогию данной по Холмогорскому месторождению приводит к систематическим погрешностям при определении Кн. Коэффициент нефтенасыщенности для пласта БС11 Пограничного месторождения при подсчёте запасов составил для ЧНЗ - 0,69, и ВНЗ - 0,63. При подсчёте запасов Холмогорского месторождения для пласта БС11 приняты значения Кн по ЧНЗ - 0,76, по ВНЗ - 0,72, на балансе ВГФ на 01.01.2002г. Кн для запасов по категории В - 0,7, по категории С1 - 0,58.
В 1989 г был проведён подсчёт запасов Пограничного месторождения на основе 620 пробуренных скважин. Несмотря на увеличение объёма данных, они не были привлечены при рассмотрении пласта БС11.
Выделение коллекторов осуществлялось на данных подсчёта запасов 1985 года, где как указывалось выше, применялись зависимости Суторминского месторождения по пластам БС7, БС9,БС10. Определение граничных значений параметра пс, пористости и проницаемости было проведено по накопленным кривым распределения, по мощности геофизических параметров пс и т.д. информативных при литологическом расчленении разреза и коллекторов.
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
На месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пласта БС11 (24 скважины) и поверхностные пробы из пластов БС11, БС14, БС15 и ЮС1.
Пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками ВПП - 300. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья скважины. Исследования их проводились согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей.
Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании нефтей.
Свойства пластовых нефтей залежи БС11 исследованы методом однократного разгазирования при пластовой температуре.
Пласт в достаточной степени охарактеризован свойствами пластовых нефтей. Изменения свойств нефтей в пределах залежи является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Нефть пласта БС11 недонасыщена газом, давление насыщения его намного ниже пластового давления и изменяется в диапазоне 8 - 11 МПа при пластовом 23 - 26 МПа. Плотность пластовой нефти изменяется по площади незначительно- 700 - 800 кг/м3. Залежи свойственна типичная для большинства залежей Западной Сибири закономерность изменения свойств пластовых нефтей.Так4, давление насыщения, газосодержание, усадка нефти уменьшается от сводовых частей к зонам ВНК, соответственно плотность и вязкость увеличиваются.
Содержание метана в пластовой нефти в среднем по пласту составляет 22,4%. Суммарное количество углеводородов С2Н6 - С5Н12 - 17,95%. Характерно n-бутана и пентана над изомерами.
Количество легких углеводородов СН4 - С5Н12, растворенный в разгазированной нефти при дифференциальном разгазировании составляет 16,11%.
Нефтяной газ высоко жирный. Отношение этана к пропану типичные для газов нефтяных залежей.
Разгазирование нефти пластов БС11, БС14, БС15 и ЮС1 - парафинистые (содержание парафина 2,3 - 3%), малосмолистые (количество смол 4,1 - 7,7%). Выход фракций составляет не менее 55%.