Ипатовская свита (коньяк-сантон). Свита залегает на глубинах 819 - 910 метров и представлена песками, слабосцементированными песчаниками, алевритами зеленовато-серыми, часто глауконитовыми, с глинистым, известковым и кремнистым цементом, глинами песчанистыми, с сидеритовыми кокрециями, углистыми растительными остатками. Возраст - коньяк-сантон. Пески в верхней части свиты газонасыщенны. Мощность от 67 до 92 метров.
Спавгородская свита (компан). Свита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, с прослоями глинистых опок, алевритов, обилием глауконитов, пиритизированных водорослей, включениями пирита. Возраст - компан. Мощность от 151 до 178 метров.
Ганькинская свита (Маастрихт - пантенский). Свита завершает разрез верхнемеловых осадков и представлена темно-серыми плотными глинами, иногда с прослоями глауконито-кварцевых песков и алевритов. Возраст индексируется Маастрихт - датским. Мощность 180 - 186 метров.
Кайнозойская группа. Палеогеновая система. Кайнозойские отложения расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадко накопления и литологическому составу пород. Морские палеогеновые отложения включают в себя осадки Талицкой (палеоцен), Люлинворской (эоцен) и Тавлинской (низы олигоцена) свит. Выше эоцена начинается разрез континентального палеогена (Атлымская, Новомихайловская, Туртасская свиты).
Талицкая свита (палеоцен). Свита представлена толщей морских глин, плотных, опоковидных, с прослоями опок, в нижней части кварц - глауконитового песчаника.
Люлинворская свита (нижний и средний эоцен). Свита сложена глинами светло и желтовато-зелеными, плотными, жирными, листоватыми, с присыпками глинистых алевритов, в нижней части свиты присутствуют глины опоковидные, иногда опоки. Общая мощность двух свит примерно 190 - 195 метров.
Алымская свита. Представлена континентальными аллювиальными образованиями. Это пески кварцевые, разнозернистые с прослоями песчано - алевритовых глин. Мощность около 30 метров.
Новомихайловская и Журавская свиты. Свиты сложены алевритами, песками глауконито-кварцевыми, глинами серыми и коричневато-серыми, встречаются прослои бурых углей. Мощность cвит около 40 метров.
Четвертичная система. Отложения четвертичного
возраста залегают несогласно на палеогеновых отложениях. Они разнообразны по
своему литологическому составу. Четвертичные отложения представлены в нижней
части песками серыми, выше залегают озерно - аллювиальные сероцветные глины с
галькой и гравием, озерные, озерно-болотные, ледниковые отложения, отложения
пойм и террас рек. Мощность отложений около 50 - 60 метров.
3.3 Тектоника
В региональном плане Западно-Сибирская плита относится к молодым образованиям и характеризуется трехчленным строением: первый этаж - дислоцированный фундамент, второй- промежуточный ярус, третий- осадочный чехол.
Особенный интерес представляют те эпохи развития, в течение формировался данный бассейн и эпохи, предшествующие его заложению. Этой теме посвящено большое количество научных работ Куликова П.К., Рудкевича М.Я., Ясовича Г.С., Бочкарева В.С. и многих других исследователей.
Согласно материалам глубинных сейсмических зондировании осреднённый сейсмический разрез земной коры Широтного Приобья выглядит так: осадочный чехол достигает мощности 3 - 4 км, средняя скорость распространения упругих колебаний - 2600 м/сек., верхний горизонт гранитно - метаморфического слоя имеет мощность 5 - 6 км, средняя пластовая скорость продольных волн 4000 - 5000 м/сек., основная часть гранитно - метаморфического имеет мощность 15 - 20 км, среднепластовая скорость 6400 м/сек., базальтовый слой имеет мощность 13-15 км, среднепластовая скорость 6600 - 7000 м/сек.
История тектонического развития Западной - Сибири в течение позднего палеозоя, мезозоя и кайнозоя делится на следующие этапы:. ТАЛАСОКРАТИЧЕСКИЙ ЭТАП .. ОРОГЕННЫЙ ЭТАП . . КОНЕЦ ПЕРМСКОГО и НАЧАЛО ТРИАСОВОГО
ПЕРИОДА. . ТАРФОГЕННЫЙ ЭТАП .. ПОЗДНЕТРИАСОВЫЙ ЭТАП.
Последующие этапы развития характеризуются как время развития аккумулятивных равнин, которые к середине юрского периода занимали подавляющую часть территории низменности.
В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части.
Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур первого порядка Западно-Сургутской платформы. По верхнеюрскому отражающему горизонту “Б” свод оконтурен на юге и востоке изолинией “-2800 м”, на западе “-2900 м”, на севере “3000 м”. Его амплитуда - 350 - 500 м. Вверх по разрезу амплитуда свода постепенно уменьшается. Сургутский свод граничит на северо-западе с Надымской, юго-западе с Ханты-Мансийской и Юге с Юганской мегавпадинами. На востоке, на границе Ханты-Мансийской и Надымской мегавпадинами, через небольшую седловину, Сургутский свод сочленяется с Зенковской структурной зоной.
В пределах Сургутского свода и смежных районов в
процессе нефтепоисковых работ выявлены крупные скопления нефти, которые
контролируются фациальным замещением вверх по восстанию нефтеносных пластов, с
одной стороны и положением зеркала водонефтяного контакта - с другой. К залежам
такого типа на Сургутском своде относятся залежи пласта БС10 . На южном склоне
Западно-Сургутского поднятия имел место палеовыступ, в пределах которого в
пласте БС10 накапливался структурный нос, существовавший в виде суши в пределах
Сайгатинского поднятия. На южном склоне Сургутского свода между Сайгатинским и
Сургутским палеовыступами имело место заливообразное погружение, в пределах
которого происходило накопление пласта БС10.
. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ
ЧАСТЬ
4.1 Основные проектные решения по разработке
месторождения
На Южно-Сургутском месторождении выделяются две площади, имеющие независимую историю проектирования и разработки. Собственно Южно-Сургутская площадь, разрабатываемая с 1976 года и Восточный участок, разрабатываемый с 1986 г.
По Южно-Сургутскому месторождению имеется несколько проектных документов по горизонту Б10. На разработку пласта Ю1 составлен
один проект пробной эксплуатации (см.таб.). По пласту Ю2 проектных документов не составлялось.
По Южно-Сургутской площади были составлены следующие проектные документы:
.Технологическая схема разработки первоочередного участка
утверждена протоколом № 397 ЦКР МНП от 22.11.74. Составлена для центральной наиболее разведанной части месторождения.
. Технологическая схема разработки 1976 года была составлена
СИБНИИНП и является первым проектным документом в целом для месторождения разбуривалось с 1976 года согласно утвержденного варианта, в котором предусматривалось:
выделение одного объекта разработки Б101-103 с разбуриванием по равномерной треугольной сетке 600 х 600(36га/скв);
система заводнения блоковая, трехрядная;
размещения скважин в водонефтяной зоне до изопахит 6 - 8 м, в зоне замещения коллекторов - 4 м;
проектный фонд 635 скважин, в т.ч. 464 добывающих, 171 нагнетательных, 150 резервных;
проектные уровни добычи нефти - 7,65 млн. т; добычи жидкости - 16,1 млн. т; закачки воды - 21,1 млн. м.;
балансовые запасы 372 млн. т. извлекаемый - 149 млн. т. при коэффициенте нефтеотдачи 0,4.
. Уточненная технологическая схема разработки 1978 г. была составлена по заданию Миннефтепрома. В ней учтено то обстоятельство, что при проведении более точной границы между Западно и Южно-Сургутскими месторождениями часть скважин (31 добывающая и 14 нагнетательных), предусмотренные тех. схемой разработки Южно-Сургутского месторождения, оказались расположенными на территории Западно-Сургутского месторождения, Тех.схема предусматривала следующие технико-экономические показатели и принципиальные положения:
бурение 740 скважин, в т. ч . 433 добывающих, 157 нагнетательных, 150 резервных;
проектные уровни: добычи нефти - 6,8 млн. т; добычи жидкости - 15,2 млн. т; закачки воды - 18,6 млн. м.;
Запасы нефти: балансовые - 372,027 млн.т, извлечаемые - 148,807 млн . т, коэффициент нефтеотдачи - 0,4;
за весь срок разработки : капитальные вложения - 480,1 млн . руб;
удельные капитальные вложения -225,8 руб\т; себестоимость - 14,3 руб . 4 . Уточненная технологическая схема 1981 г. была составлена по решению Коллегии Миннефтепрома в связи с необходимостью обоснования целесообразности разделения одного объема разработки (горизонт Б10-11) на два самостоятельных. Тех. схема утверждена ЦКР МНП (проч.903 от 18.03.81 г. и № 923 от 18.08.81 г.) со следующими принципиальными положениями и техлогическими показателями:
выделение двух эксплуатационных объектов : пластов Б101 и Б102 - Б11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;
применение блочно-квадратной системы разработки по обоим объектам;
бурение 1327 скважин, в т.и. 913 добывающих и 404 нагнетательных (Б10- 452 добывающих и 180 нагнетательных); пласты Б10 - Б11 - 461 добывающих и 234 нагнетательных (при общем проектном фонде 1768 скважин.);
проектные уровни: добычи нефти - 9,3 млн. т (1985г), добычи жидкости - 22,9 млн. т (1990г.), закачки воды - 30,2 млн. м (1990г.);
запасы нефти : балансовые - 387,254 млн.т, извлекаемые -
162,647 млн.т, коэффициент нефтеотдачи - 0,42;
за весь срок разработки : капитальные вложения -1070 млн.руб;
удельные капитальные вложения -296 руб\т., себестоимость - 19,8 руб\т.
.Дополнительная записка и технологическая схема 1981 года уточняла технико-экономические показатели разработки под рекомендованный Главтюменнефтегазом темп разбуривания месторождения.
. В дополнительной записке 1983 года с целью стабилизации уровня добычи нефти и снижения темпов падения СибНИИНП было рекомендовано пробурить дополнительно 57 скважин, в том числе 34 добывающих и 23 нагнетательных на участках расширения площади нефтеносности и прироста запасов.
. Дополнительная записка 1984 года составлена с целью уточнения динамики технологических показателей с учетом вовлечения запасов нефти в правых зонах.
. Проект пробной эксплуатации пласта Ю1 Южно-Сургутского месторождения составлен в 1989 году. Утвержден протоколом Главтюменнефтегаза от 26.06.89 года.
Как видно из сказанного выше по Южно-Сургутскому
месторождению постоянно шла работа по совершенствованию системы разработки и
составлению проектных документов. По мере разбуривания уточнялось геологическое
строение, корректировались проектные решения.
4.2 Текущее состояние разработки месторождения
В настоящее время на месторождении реализуются основные положения технологической схемы составленной СибНИИНП в 1991 г.
Разбуривание основного объекта разработки Б10 разрабатываемого с1976 г., по проектной сетке практически завершено в 1992 г. За последние 7 лет пробурены единичные скважины. В результате бурения дополнительного фонда сетка скважин уплотнилась в 1,5-2 раза: по 1Б10 до 21 га/скв., по 2Б10 до 15 га/скв., в целом по горизонту Б10 до 12 га/скв.
Система заводнения применяется комбинированная:
на первом этапе (1977-1981г.г.) - трёхрядная система заводнения;
на втором этапе (1982-1990г.г.) применяется блочно-квадратная система с элементами очагового. Система заводнения жёсткая, расстояние от зоны закачки до зоны отбора 600м. - от основных рядов и 420м. - от дополнительных.
Размеры ячеек 2.4х1.8 км., т.е. от зоны закачки до зоны стягивания расстояние 900-1200м.
В целом по месторождению в истории получены неплохие результаты разработки. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1985г, и составил 11775 тыс.т, или 2,4% от НИЗ при текущей обводненности продукции 41,4%. Максимальный действующий фонд (1372 добывающих и 462 нагнетательных) достигнут в 1988 г. С 1989 года он начал уменьшаться В 1993 г. фонд нагнетательных скважин сократился с 425 до 261 скважины, фонд добывающих с 1381 до 1203 скважин и на текущий момент он составляет 986 добывающих и 226 нагнетательных скважин.
Добыча жидкости достигла своего максимума в 1988г.- 26,928 тыс.т, с 1989 г. уровень добычи жидкости начал падать, а в период с 1993 по 1996 года, в результате уменьшения объемов закачки воды (с 24890 тыс. т. в 1993г. до 14367 тыс. т в 1996 г.) произошел резкий спад добычи жидкости. С 1997 года закачка воды нормализовалась (колеблется от 10163 до 10900 тыс. т.), вследствие чего добыча жидкости за последние три года стабилизировалась, на 01.01 2000 г. она составила 10791 млн.т - 40 % от максимального уровня. На рис.3.1 видно, что добыча нефти возрастала с начала разработки до 1984 года. За счет продолжительного разбуривания удалось обеспечить стабильную динамику добычи нефти в течение 5 лет (1984-1988 гг.), в среднем она составила 11270 тыс.т. Далее начиная с 1989 года и в течение последующих восьми лет уровень добычи нефти начал резко сокращаться и к 1996 году он составил 2297 тыс. т. За последние три года добыча нефти снова стабилизировалась, падение происходит медленнее, и на конец 1999 года ее объем составил 1843 тыс. т., это 16 % от максимального уровня.
.3 Оценка энергетического состояния пласта БС10
Гидропрослушивание, как гидродинамическое исследование, осуществляет контроль за энергитическим состоянием залежей и пластов периодическим замером забойных и пластовых давлений статического и динамических уровней, ежеквартальным построением карт изобар.
На Южно-Сургутском месторождении охват замерами пластового и забойного давлений составляет 25 %, замерами статических уровней механизированного фонда - 72 %.
Первоначальное пластовое давление по пластам БС101 и БС102 - 237 атм. Динамика пластовых давлений за период разработки по пластам в контуре нефтеносности имеет следующие общие особенности:
снижение давления от первоначального до 217 атм. в первые годы 1976-1980г.г.;
восстановление пластового давления до первоначального - 1982г.;
дальнейший существенный рост пластового давления с достижением значительного превышения над начальным (1982-1990 г.г.).
Тенденция роста пластового давления сохранилась
и в последние годы. На 1.01.97г. Рпл в контуре залежей БС101 и БС102 достигло
соответственно 265 и 264 атм., что превышает начальное на 28 и 27 атм.
соответственно. Пластовое давление даже в зоне отбора выше начального на 25 и
18 атм. Приведена динамика пластовых давлений по годам разработки.
. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
5.1 Понятие о скважине
Скважиной называется горная выработка в земной коре, которая имеет малый диаметр по сравнению с ее длиной. Основание скважины (на поверхности) является устьем, дно скважины - забоем. Скважины делятся на две категории:
разведочные (бурятся для подсчета запасов нефти на новом месторождении);
эксплуатационные (для извлечения нефти из пласта).
Нефтяная скважина представляет собой капитальное сооружение, которое строится по заранее составленному тех. проекту. Основой проекта является конструкция скважины.
Под конструкцией скважины понимается то количество обсадных колонн, которые необходимо спускать в скважину для успешной проводки ее и последующей длительной эксплуатации. Понятие конструкции скважины также входят оптимальные высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Диаметр скважины должен быть минимальным, но вместе с тем достаточным для обеспечения спуска обсадных колонн на запроектированную глубину, а также для обеспечения надежной изоляции продуктивных пластов от водоносных горизонтов и от взаимного влияния пластов друг от друга. От выбранной конструкции скважины зависит скорость бурения, стоимость строительства скважины.
Конструкция скважины выбирается на основе факторов:
геологических;
технических и технологических;
экономических.
5.2 Элементы конструкции скважины
Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они