Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

(ФГБОУ ВПО "КубГУ")

Кафедра региональной и морской геологии

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

Работу выполнил

А.А. Черникова

Научный руководитель

М.А. Григорьев

Краснодар 2013

РЕФЕРАТ

Черникова Александра Андреевна. Дипломная работа "Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов".

Дипломная работа изложена на 65 страницах печатного текста и включает в себя введение, основную часть, 5 глав, заключение, список используемой литературы, содержащий 10 источников, и 9 приложений. Работа содержит 10 рисунков, 10 таблиц.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ, МЕТОДЫ ПОВШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ, ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА.

Дипломная работа посвящена анализу эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, применяемых на Тагринском месторождении Тюменской области. В самостоятельном разделе работы приведены основные методы, направленные на увеличение нефтеотдачи пластов, проведен анализ их эффективности, сделаны выводы о целесообразности их применения, а также рассмотрены основные источники и объекты загрязнения окружающей среды на месторождении.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. ЭКОНОМИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

.2 Тектоническое строение

.3 Нефтегазоносность

. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

. ИСТОЧНИКИ И ОБЪЕКТЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Нижневартовского района Тюменской области в 20 км от г.Радужный. Оно было открыто в 1975 г., разрабатывается с 1978 г. Продуктивные отложения прослеживаются в диапазоне от юрского до нижнемелового возраста.

Месторождение находится на поздней стадии разработки. Величина остаточных запасов нефти еще значительна, но нефть находится в высоко обводненных зонах, в участках с ухудшенными коллекторскими свойствами, в промежуточных пластах. Все эти зоны в основном носят локальный характер. В настоящее время, для поддержания добычи нефти, на месторождении применяются методы повышения нефтеотдачи пластов.

Данная работа посвящена рассмотрению особенностей геологического строения, нефтегазоносности и анализу эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов Тагринского месторожденя.

Использованы литературные, фондовые материалы и интернет ресурсы.

Представленная работа состоит из введения, 5 глав, заключения и библиографического списка.

1. ЭКОНОМИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа и небольшой (северной) частью - в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 20 км к северо-востоку от г. Радужный.

Соседними разрабатываемыми месторождениями являются Варьеганское и Северо-Варьеганское. Схема расположения Тагринского месторождения представлена на рисунке 1.1.

Рис.1.1 Схема расположения Тагринского месторождения

Гидрографически район представлен притоками р. Аган: Тагр-Еганом, Моктик-Яуном. Реки равнинного типа, ширина их 30-50 метров, глубина 2-3 метра. Характерно большое количество озер с сильноизрезанными берегами, сильно заболоченными, наиболее крупные из озер Саем-Тах-Лор и Торм-Эмтор.

Болота занимают значительную часть площади месторождения, чему вполне способствует равнинный рельеф, а, следовательно, и слабый дренаж. Заболоченность делает территорию труднодоступной и труднопроходимой.

Климат района континентальный, лето короткое, зима продолжительная, холодная. Среднегодовая температура минус 4˚С, средняя температура самого холодного месяца января минус 25^˚С, самый теплый месяц июль со средней температурой плюс 17^˚ С. [6]

Среднегодовой осадок 549 мм, большая часть осадков выпадает с июня по ноябрь в виде дождей и мокрого снега. Снеговой покров приходится с конца октября по конец апреля. Ледостав наступает в конце октября, ледоход - в мае.

Ветра преобладают юго-западные, резкие. Максимальная глубина промерзания на открытых площадях достигает 2 метров.

В экономическом отношении район стал развиваться в связи с геологоразведочными работами и развитием нефтедобывающей промышленности. Плотность населения низкая, основные населенные пункты расположены по берегам рек, коренное население занимается промысловой охотой и рыболовством.

Доставка груза и оборудования на промысла осуществляется, в основном автотранспортом. Основные производственно-технические базы находятся в г. Радужный, бетонная дорога связывает месторождение с городом, асфальтовая дорога связывает г. Радужный с городами Нижневартовск, Мегион.

Из сопутствующих полезных ископаемых на месторождении открыты большие запасы торфа, пресных вод, разведано четыре песчаных карьера общим объемом полезной толщи 12.3 млн.м³.

2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

Поисково-разведочное бурение на Тагринской площади было начато в 1974 году, а в 1975 году в процессе испытания скважины 51 открыто Тагринское месторождение. Буровые, промыслово-геофизические и исследовательские работы на месторождении проводились Мегионской, а затем Восточно-Мегионской нефтеразведочной экспедицией объединения "Мегионнефтегазгеология".[8]

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывается с 1978 года. За 35 лет эксплуатации месторождение вышло на стадию разработки, характеризующуюся падением добычи нефти, высоким обводнением, выбытием добывающего фонда.

Первый пик максимальной добычи нефти по месторождению был достигнут в 1984 году, он составил 2098 тыс.т. В последующие два года наблюдался спад добычи. В 1986 году специалистами НГДУ, объединения "Варьеганнефтегаз" и СибНИИНП была разработана программа работ по улучшению использования фонда скважин, совершенствованию систем воздействия на пласт. Благодаря выявленным резервам и выводу скважин из бездействия в 1987 году был достигнут второй максимум добычи нефти - 2168 тыс.т. В дальнейшем годовая добыча нефти неуклонно снижалась, что объясняется нарастанием обводненности и истощением запасов по основным объектам разработки. [9]

За время существования ООО "Белые ночи" (1991 г.-2002г) было выполнено 142 перевода скважин (в том числе 128 добывающих и 14 нагнетательных) на выше- и нижележащие пласты с объектов, на которых они выполнили свое проектное назначение причем в более чем в половине случаев на запасы, ранее числившиеся в категории С₂. Текущая добыча нефти из них составляет 33,3 % от общей добычи по месторождению, накопленная - 13,5 %.

В 2002 году недропользователем стал российский Межпромбанк, а первой половине 2004 года права недропользования перешли компании "РуссНефть". [8]

В 2004-2005 годах было составлено " Дополнение к технологической схеме разработки" по Тагринскому месторождению. Провденные ремонтно-изоляционные работы позволили значительно увеличить действующий фонд скважин, что привело к росту ежегодной добычи нефти. [7]

На 1.01.2007 года высокопродуктивные залежи в значительной степени выработались. Даже в условиях отключения наиболее обводненных скважин, обводненность добываемой из них продукции превышала 95-98 %.

В период с 2004 по 2012 год были проведены различные геолого-технические мероприятия, что способствовало росту годовой добычи нефти, которая к 2012г. составила более 1 млн.т.

В настоящее время месторождение разрабатывается на основании "Дополнения к технологической схеме разработки", составленной и утвержденной ТКР в 2008 году.

3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На Тагринском месторождении скважинами вскрыты песчано-глинистые отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов (прил.1), залегающие на размытой поверхности фундамента, вскрытого скважинами 2П, 90Р, 111Р. Мощность осадочного чехла 3600 м.

Доюрские образования представлены довольно однородной толщей эффузивных пород. В их составе встречаются пироксены, базальты, диабазовые порфириты, туфы базальтов.

Отложения юрской системы имеют четко выраженное двучленное строение.

Нижний и средний отделы представлены континентальной толщей тюменской свиты. Тюменская свита (нижняя и средняя юра + нижний келловей верхней юры) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Максимальная вскрытая толща отложений тюменской свиты составляет 687 м (скв. 90Р).

Верхний отдел представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (келловей - оксфордский ярусы) представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Общая мощность свиты 67-86 м. Георгиевская свита (киммериджский ярус) представлена аргиллитами. Толщина отложений 2-25 м. Породы баженовской свиты (волжский - нижнеберриасский ярусы) представлены битуминозными аргиллитами. Толщина 32-70 м.

Меловая система. Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. На территории Тагринского месторождения отложения меловой системы развиты повсеместно и представлены осадками верхней части баженовской свиты, породами мегионской свиты, вартовской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжинский ярусы) подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. В свою очередь нижняя подсвита, расчленяется на 3 пачки.

Нижняя (подачимовская) пачка представлена аргиллитами. Толщина пачки 15-35 метров.

Ачимовская толща обнаружена на отдельных участках. Породы, относящиеся к этой толще, представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина ачимовской толщи до 150 м.

Верхняя пачка нижнемегионской подсвиты представлена, в основном, глинистыми породами. Верхняя подсвита мегионской свиты расчленяется на две пачки. Нижняя пачка представлена чередованием песчаников, аргиллитов, в составе которых наблюдаются алевролиты. Вышележащая часть разреза мегионской свиты представлена темно-серыми однородными глинами. Общая мощность мегионской свиты 410-576 м.

Вартовская свита (нижневаланжинский+готерив-барремский ярусы). Разрез вартовской свиты представлен неравномерным переслаиванием глинистых и песчаных пластов. Общая толща вартовской свиты от 388 до 526 м.

Алымская свита (аптский ярус) в большинстве скважин Тагринского месторождения подразделяется на две части: нижнюю, более песчанистую, и верхнюю - глинистую. Толщина пород, слагающих свиту, 32-74 м.

Покурская свита (апт-альбский ярусы). Нижняя часть представлена преимущественно глинистыми породами с редкими прослоями песчаных.

Верхний отдел меловой системы представлен континентальными песчано-глинистыми отложениями верхней части покурской свиты и морскими глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Верхняя часть покурской свиты (сеноманский ярус) представлена преимущественно песчаными породами. Общая толщина отложений покурской свиты 869-938 м.

Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена преимущественно глинами с редкими прослоями песчаников. Толщина осадков свиты 8-20 м.

Березовская свита (коньяк+сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами, переходящими в опоки, содержащие прослои глинистых алевролитов и слабосцементированных песчаников. Толщина подсвиты 71-88 метров. Верхняя подсвита сложена глинами. Толщина верхней подсвиты 76-110 м.

Ганькинская свита (маастрихтский+датский ярусы) представлена глинами, толщина отложений свиты 100-150 м.

Палеогеновая система. Разрез палеогеновых отложений представлен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.

Палеоценовый отдел представлен отложениями талицкой свиты, сложенной темно-серыми глинами. Толщина свиты 74-107 м.

Эоценовый отдел представлен отложениями люлинворской свиты и нижней подсвиты тавдинской свиты. Люлинворская свита сложена толщей кремнисто-глинистых пород. Нижняя часть свиты сложена опоками и опоковидными глинами с прослоями песков и алевролитов. В средней части появляются прослои диатомитовых глин, иногда переходящих в диатомит. В верхней части - зеленовато-серые глины. Толщина пород свиты 100 м. Нижняя половина тавдинской свиты представлена глинами.

Олигоценовый отдел представлен отложениями верхней части тавдинской свиты, а также образованиями атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Верхняя половина тавдинской свиты сложена глинами. Общая толщина свиты составляет 180 м.

Атлымская свита представлена мелкозернистыми песками с прослоями глин. Общая толщина 5-40 м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным чередованием серых глин со светло-серыми песками. Общая толщина 80-100 м.

Туртасская свита сложена глинами и алевритами с прослоями диатомитов и песков. Толщина свиты 40-80 м.

Четвертичная система. Отложения четвертичной системы покрывают всю территорию сплошным чехлом. В нижней части грубозернистые пески с включением гальки и гравия, выше по разрезу глины, супеси, пески, местами торфяники. Общая толщина 90-100 м.

.2 Тектоническое строение

В тектоническом отношении Тагринское месторождение относится к Западно-Сибирской плите и приурочено к одноименной локальной структуре - Тагринскому валу (прил.2),расположенному в пределах Юбилейно-Варьеганского мегавала (прил.3),который в свою очередь является элементом юго-восточного борта Надым-Тазовской синеклизы.

Тагринская брахиантиклиналь в контурах изогипсы -2400 м имеет размер 6х22 км, амплитуду более 100 м. Угол наклона крыльев не превышает 5⁰.

По кровле отражающего горизонта Т (120 м ниже кровли тюменской свиты) общий структурный план сохраняется. В контурах сейсмоизогипсы-2950 м Тагринская структура представляет собой меридионально вытянутую складку, осложненную двумя куполами. Углы падения достигают 7⁰. Ее размеры 3÷7.5х18 км, амплитуда более 50 м.

На Тагринской площади, как и в пределах большей части Варьеганско-Тагринского вала, нарушается известная для Широтного Приобья тенденция выполаживания структур снизу вверх по разрезу. Здесь обратная картина - увеличение амплитуды снизу вверх по разрезу. Очевидно, это связано со значительным влиянием на структуру новейших тектонических движений, вызвавших интенсивный рост складки по верхнемеловым горизонтам, а также по горизонтам палеогена.

3.3 Нефтегазоносность

Геологический разрез Тагринского месторождения (приложение 4) характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности, начиная с песчано-глинистых отложений юрского возраста и кончая нижнемеловыми осадками. В разрезе Тагринского месторождения выделен 21 подсчетный объект: БВ₃, БВ₄¹, БВ₄², БВ₅, БВ₆, БВ₇⁰, БВ₇, БВ₈¹, БВ₉¹, БВ₉², БВ₁₀, БВ₁₁, БВ₁₂⁰, БВ₁₂, БВ₁₃, пачки 2, 3, 4 ачимовской толщи, ЮВ₁^1а, ЮВ₁^1б, ЮВ₁², содержащих в себе 72 залежи, из которых 2 газовых, 1 газоконденсатная, 4 газонефтяных, 7 нефтегазоконденсатных, 58 нефтяных. Основные типы залежей - пластовые сводовые и литологически экранированные.

Горизонт ЮВ₁(прил.5). В составе горизонта ЮВ₁ выделяются три проницаемых пласта ЮВ₁^1а, ЮВ₁^1б, ЮВ₁². В целом горизонт ЮВ₁ представлен неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Пласт ЮВ₁². Нижний пласт ЮВ₁² развит в песчаной фации повсеместно, характеризуется однородным строением и значительной мощностью коллекторов, достигающей 25 м и вскрыт на глубине 2783-2832 м. В пределах пласта ЮВ₁² выявлены две залежи, с размерами 6х3 км и высотой 27 м - залежь 1 и залежь 2 - 3х1.6 км, высотой 15 м. Тип залежей - пластовые сводовые, водоплавающие, нефтяные. ВНК по обеим залежам принят наклонным. Значительный подъем ВНК отмечается по залежи 1 с юга на север с а.о. 2736 до 2717 м, по залежи 2 с востока на запад с а.о. 2687 м до 2680 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 до 13.4 м.

Пласт ЮВ₁^1б. Пласт ЮВ₁^1б вскрыт на глубине 2770-2825 м, представлен песчаными отложениями. Коллекторы имеют повсеместное распространение, структурным фактором обусловлено наличие 4 самостоятельных залежей: одна газонефтяная и три нефтяных.

Залежь 1 вскрыта разведочной скважиной 112Р. Залежь нефтяная, пластовая сводовая. Размеры 1.8х1.1 км, высота 4 м. ВНК принят на а.о. 2713 м. Нефтенасыщенная толщина 3.6 м.

Залежь 2, вскрытая 13 скважинами (в т.ч. 4 разведочными), нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая. Размеры залежи 10.6х3.2 км, высота 35 м. ГНК принят на а. о. 2702 м, ВНК - а.о. 2720 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 5.6 м до 0, газонасыщенные - от 4 м до 0. Ширина водонефтяной зоны незначительная, газонефтяной - до 300 м.

Залежь 3, вскрытая разведочной скважиной 57Р, нефтяная, пластовая сводовая. Размеры 3х1.5 км, высота до 5 м. ВНК принят на а.о. 2714 м, нефтенасыщенная толщина 2.8 м.

Залежь 4 вскрыта десятью скважинами. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, экранированная. Размеры 9х5 км, высота 35 м. ВНК изменяется с а.о. 2695 м на западе до а.о. 2685 м на востоке. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 1.2 м (скв. 78Р) до 3.6 м (скв. 1650). Ширина водонефтяной зоны до 500 м.

Пласт ЮВ₁^1а.Пласт в песчаной фации развит на большей части площади месторождения, вскрыт на глубине 2763-2833 м. В его пределах выделяется одна газонефтяная и 3 нефтяных залежи.

Залежь 1 вскрыта двумя скважинами (53Р, 77Р). На восточном склоне выделяется зона неколлекторов. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, экранированная. Размеры 3х5 км, высота 14 м. ВНК принят на а.о. 2724 м. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС равны 2.4 м (скв. 77Р) и 3.2 м (скв. 53Р).

Залежь 2 вскрыта 15 скважинами (из них 6 разведочных). На северной периклинали по данным ГИС отмечается зона отсутствия коллекторов. Залежь нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая. Размеры 12.5х5 км, высота 40 м. ГНК принят на а. о. 2700 м, ВНК - а.о. 2720 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м до 2.8 м.

Залежь 3 вскрыта 16 скважинами (из них 9 разведочных, 1 поисковая, 6 эксплуатационных). С юга залежь ограничена зоной неколлектора. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры 16.5х9 км, высота 82 м. ВНК принят наклонным: в юго-восточной части залежи на а.о. 2683 м (скв. 447) с понижением до -2700-2720 м в северной части и до -2730 м на западе залежи.

Среднее значение проницаемости по горизонту ЮВ₁ составляет 10 мД, коэффициента пористости 0.17, нефтенасыщенности 0.58.

Залежи ачимовской толщи .В пределах Тагринского месторождения разрез ачимовской толщи характеризуется сложным литологическим составом. Проницаемые разности пород распределены в разрезе крайне неравномерно. В разрезе ачимовской толщи выделено три песчаные пачки.

Пачки 2, 3, 4 представлены линзовидно залегающими песчаными телами. В структурном плане пачки 2, 3, 4 залегают гипсометрически одна над другой. В пачках 3, 4 на юге имеются структурно-литологические залежи, в которых контуры водонефтяного раздела в плане совпадают.

Залежи пачки 2(прил.6). В этой пачке ачимовской толщи выделено три залежи нефти.

Залежь 1 расположена полностью на территории Ямало-Ненецкого АО за пределами лицензионного участка.

Залежь 2а вскрыта одной скважиной 80Р на а.о. 2560 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры залежи 3.6х4.2 км, высота 63 м. Нефтенасыщенная толщина по данным ГИС в скв. 80Р составляет 4.8 м. Запасы 2 залежи оценены по категории С₁.

Залежь 2б вскрыта тремя разведочными скважинами 70Р, 87Р, 109Р на а.о. 2528, 2556 и 2555 м соответственно. Залежь нефтяная, литологически экранированная; ее размеры 3.5х3 км, высота 30 м. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС составляют 2.6, 2.4 и 2.0 м. Запасы приняты по категории С₁ в районе скв. 70Р и 87Р, по категории С₂ в районе скв. 109Р.

Необходимо отметить, что большая часть площади нефтеносности 2 и 3 залежей располагаются на территории Ямало-Ненецкого автономного округа.

Залежь 3 (основная) вскрыта 13 разведочными и 9 эксплуатационными скважинами на а.о. 2474-2580 м. Залежь является нефтяной, литологически экранированной. Размеры нефтяной залежи 14х9.5 км, высота 117 м. При опробовании скважины 400Р в интервале а.о. 2621-2632 м получен приток нефти дебитом 7.43 м³/сут. При опробовании скважины 66Р получен приток нефти с дебитом 40.5 м³/сут, из интервала перфорации а.о. 2492.3-2512.3 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв. 68Р) до 14.2 м (скв. 66Р). Запасы по категории С₁ приняты в районе скв. 66Р, 400Р и в центральной части залежи, по категории С₂ приняты в районах скв. 89Р, 51Р и 68Р.

Залежи пачки 3.В пачке 3 выделено 7 залежей: 1, 2, 3, 3а, 4, 5, 6.

Залежь 1 находится на территории Ямало-Ненецкого автономного округа за пределами лицензионного участка.

Залежь 2 вскрыта двумя скважинами 80Р и 71Р на а.о. 2591-2569 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 8х3 км, высота 51 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 4.6 и 4.8 м соответственно. К категории С₁ относится область радиусом 1 км вокруг скв. 80Р, остальная область относится к категории С₂. Почти вся залежь находится за пределами лицензионного участка на территории Ямало-Ненецкого автономного округа.

Залежь 3 вскрыта одной скважиной 62Р на а.о. 2575 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, лишь с западной стороны подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 3х1.6 км, высота 35 м. ВНК принят на а.о. 2580 м. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 5.6 м. Запасы оценены по категории С₂.

Залежь 3а вскрыта разведочной 60Р на а.о. 2518 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры залежи 1.2х1.2 км, высота 5 м. В скв. 60Р нефтенасыщенная толщина составляет 1.2 м. Запасы приняты по категории С₂.

Залежь 4 вскрыта тремя скважинами: 57Р, 86Р, 2000, на абсолютных отметках 2540-2542 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 6х3.5 км, высота 20 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 м (скв. 2000) до 7 м (скв. 57Р). Запасы также приняты по категории С₂.

Залежь 5 вскрыта двумя разведочными скважинами (89Р и 52Р) и двумя эксплуатационными (323 и 373). Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 6х5 км, высота110 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. 52Р) до 8.8 м (скв. 373). Запасы приняты по категориям С₁ и С₂.

Залежь 6 вскрыта на а.о. 2522-2627 м 11 разведочными и 2 эксплуатационными скважинами. Залежь нефтяная пластовая, по периферии, в основном, литологически экранированная. Размеры залежи 13х8 км, высота120м. ВНК принят на а.о. 2640 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.4 м (скв. 51Р) до 11.4 м (скв. 447). Запасы большей части залежи приняты по категории С₂.

Залежи нефти пачки 4.В составе горизонта четвертой пачки ачимовской толщи выделяются три пласта Ач₄, Ач₄², Ач₄³ (по принятой ранее индексации в ряде скважин эти пласты были объединены в Ач₄.

Пласт Ач₄.Залежь 1 вскрыта на а.о. 2592 и 2596 м скважинами 57Р и 66Р. Залежь нефтяная, осложнена литологическим экраном со всех сторон. Размеры залежи 3х7.8 км, высота 48 м. Нефтенасыщенная толщина составляет от 2 м до 8.6 м. Запасы приняты по категории С₂.

Залежь 2 вскрыта эксплуатационной скважиной 1300 на а.о. 2584 м. Залежь нефтяная, ограничена литологическим экраном. Залежь небольшая, ее размеры 0.8х0.5 км, высота 31 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 1300 составляет 13.2 м. Запасы приняты по категории С₁.

Залежь 3 вскрыта на а.о. 2566-2656 м 8 разведочными скважинами. Залежь нефтяная, пластовая, ограниченная зоной неколлектора практически со всех сторон, лишь с восточной стороны подпирается пластовыми водами. ВНК принят на а.о. 2663 м. Размеры залежи 6х11.5 км, высота 96 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 до 12.4 м. Запасы приняты по категории С₂.

Залежь 4 небольшая по размерам вскрыта скв.1638 на а.о. 2570 м. Залежь осложнена литологическим экраном, ее размеры 1х0.5 км, высота 10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.2 м. Запасы приняты по категории С2.

Пласт Ач₄². Единственная нефтяная залежь вскрыта скважиной 94Р на а.о. 2636 м. Залежь литологически экранированная, ее размеры 1.9х3.5 км, высота 36 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2.4 м. Запасы оцениваются по категории С₂.

Пласт Ач₄³. Залежь в районе скв. 90Р и 2000 вскрыта на а.о. 2634 и 2618 м соответственно. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Нефтенасыщенные толщины в скв. 90Р - 2.4 м, в скв. 2000 составляет 6.6 м. Размеры залежи 1.8х2.3 км, высота 32 м. Запасы нефти оцениваются по категории С₂.

Пласт БВ_13. Пласт вскрыт на глубине 2617-2656 м и представлен песчаником с прослоями аргиллито-алевритовых пород.

Залежь 1 пласта БВ₁₃ выявлена одной скважиной 103Р, нефтяная, водоплавающая, ограничена зоной неколлекторов. Размеры залежи 1.8х1.2 км, высота 9 м. ВНК принят на а.о. 2572м. Нефтенасыщенная толщина в скв. 103Р составляет 5 м.

Залежь 2 вскрыта 13 скважинами в районе разведочной скважины 93Р. Залежь нефтяная, структурно-литологическая, экранированная с трех сторон зоной неколлектора. Размеры залежи 2.5х1 км, высота 39 м. ВНК принят на а.о. 2512-2516 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 0.8-14.8 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ₁₃ составляет 50 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.63.

Пласт БВ_12. Пласт БВ₁₂ вскрыт на глубине 2454-2580 м и представлен песчаниками с прослоями аргиллито-алевритовых пород. Выделяется 5 самостоятельных залежей.

Залежь 1 в районе скв. 93Р вскрыта 14 скважинами. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная с юга и запада, с северо-востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 4.25х2.5 км, высота залежи около 80 м. ВНК принят на а.о. 2520-2500 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 2.6 м до 16.2 м.

Залежь 2 вскрыта в районе скв. 58Р-110Р. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная, с востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 1.25х1.3 км, высота залежи около 15 м. ВНК принят на а.о. 2363 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 1.4 м до 4.4 м.

Залежь 3 вскрыта двумя разведочными (81Р и 98Р) и двумя эксплуатационными скважинами (432, 678). ВНК по залежи принят на отметке -2422 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная с трех сторон, с востока подпирается пластовыми водами. Размеры ее 5х2 км, высота 75 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 2-9.2 м.

Залежь 4 вскрыта на глубине 2486-2522 м 31 скважиной. Среднее значение ВНК принято на а.о. 2427 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая, экранированная с северо-востока зоной неколлекторов, с юго-востока залежь подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 4х2 км, высота залежи 58 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 м до 23.6 м.

Залежь в районе скважины 103Р вскрыта одной этой скважиной. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры 1.6х1.4 м, высота залежи 40 м. Нефтенасыщенная толщина 6 м.

Пласт БВ₁₂^0.Залежь пласта БВ₁₂⁰ вскрыта 11 скважинами в районе разведочной скважины 93Р. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная с юга и запада, с северо-востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 2.5х2.5 км, высота около 60 м. ВНК принят на а.о. 2508-2512 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 2 м до 6.2 м.

Среднее значение проницаемости по пластам БВ₁₂ и БВ₁₂⁰ составляет 50 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.61-0.63.

Пласт БВ₁₁. Пласт БВ₁₁ в песчаной фации развит в юго-восточной части площади и вскрыт 48 скважинами. Пласт нефтенасыщен в пределах отдельных участков.

Залежь 1 (район скв. 61Р, 94Р) вскрыта двумя разведочными скважинами. ВНК принят на а.о. 2390-2396 м. Залежь является нефтяной, литологически экранированной. Размеры ее 0.4х4.5 км, высота 7 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 1.2-3.6 м.

Залежь 2 вскрыта в песчаной фации 34 скважинами и является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. ВНК принят на а.о. 2363 м с понижением до 2375 м с севера на юг на восточном крыле. Размеры залежи 5.5х5 км, высота 62 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м до 6.4 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ₁₁ составляет 25 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.62.

Пласт БВ_10.В пределах месторождения выделены три залежи нефти, приуроченные к зонам развития песчаных коллекторов пласта БВ₁₀ в районе скв. 56Р, 61Р и 84Р-101Р.

Залежь 1 вскрыта скв. 56Р на а.о. 2333.5 м. ВНК по залежи принят на а.о. 2335 м. Залежь является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. Размеры ее 0.6х1 км, высота 1.6 м. Нефтенасыщенная толщина по скв 56Р составляет 1.6 м.

Залежь 2 вскрыта одной разведочной скважиной 61Р. ВНК по залежи не вскрыт. Залежь нефтяная, литологически экранированная, пластовая. Ее размеры 1.8х1.8 км, высота 25 м.

Залежь 3 (район скв. 84Р-101Р) вскрыта в процессе эксплуатационного бурения 40 скважинами и является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. Ее размеры 7.5х3.5 км, высота 33 м. ВНК принят на а.о. 2355 м. Нефтенасыщенные толщины меняются от 0.6 м до 11.6 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ₁₀ составляет 25 мД, пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.57-0.64.

Пласт БВ₉^2.Пласт БВ₉² по результатам корреляции разрезов разведочных и эксплуатационных скважин приурочен к нижней части горизонта БВ₉ и отделяется от вышележащего пласта БВ₉¹ глинистыми породами толщиной от 1 м (скв. 847) до 16-20 м (скв. 1280-1300). Пласт литологически неоднороден. В песчаной фации развит практически по всей площади месторождения, исключая обширную зону глинизации в северо-западной части месторождения в районе разведочных скважин 67Р, 114Р, 74Р, 63Р и эксплуатационных 899, 1251, 900, 894, 1225, 1185, а также зону глинизации в районе скважин 78Р, 434, 429, 410, 58Р, 938, 939, 936, 1348 и 1350 в южной части.

Выделено 3 отдельных залежи с различными ВНК, разделенных между собой зонами глинизации пласта и водонасыщенными песчаниками.

Залежь 1 вскрыта одной разведочной скважиной 90Р (эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5.4 м). ВНК принят на а.о. 2351 м. Залежь нефтяная, пластовая сводовая. Размеры 0.8х0.5 км, высота 6 м.

Залежь 2 вскрыта 8 скважинами с нефтенасыщенными толщинами от 1.2 м (скв 1299) до 10.6 м (скв. 86Р). Среднее значение ВНК принята на а.о. 2340 м. Залежь нефтяная, пластовая сводовая. Размеры залежи 1.6х0.9 км, высота 14 м.

Залежь 3 расположена в южной части месторождения и ограничена зоной неколлектора северо-восточного простирания, протягиваясь с юго-запада на северо-восток. Ни в одной скважине не вскрыта водонефтяная зона.

Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0.6 м до 7.6 м. ВНК по залежи колеблется от а.о. 2308 м до 2332 м. Среднее значение ВНК принято на а.о. 2320 м. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная с размерами 7.5х2 км, высота залежи 30 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ₉² - 35 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.56.

Залежи пласта БВ₉¹. Основным объектом месторождения является горизонт БВ₉, в разрезе которого выделено два подсчетных объекта БВ₉¹ и БВ₉², представленных в ряде мест единой гидродинамической системой с одним ВНК. Особенностью строения пласта БВ₉¹ является то, что в его разрезе достаточно уверенно прослеживаются четыре песчаных пачки (БВ₉^1а, БВ₉^1б, БВ₉^1в и БВ₉^1г), невыдержанные по толщине и площади распространения, разделенных глинистыми перемычками. В северной части пласта присутствуют в основном верхние две пачки (БВ₉^1а и БВ₉^1б), а также пачка БВ₉^1в в меньшем объеме. Далее на юго-восток происходит постепенное замещение всех пачек пласта БВ₉¹ до полного отсутствия коллекторов в этом объекте по линии скважин 52Р, 89Р, 56Р, 238, 919, 1300. Эта зона глинизации делит пласт БВ₉¹ на две залежи - северную и южную.

В пределах южной залежи 2 развита в основном пачка БВ₉^1б, в южной части залежи - пачка БВ₉^1г.

Залежь 1 пласта БВ₉¹ нефтегазоконденсатная. Газовые шапки в залежи 1 выделены по результатам промысловых испытаний гидродинамических исследований скважин и исследований глубинных проб нефтей, проведенных в 1994 г. (автор Г.М. Ярышев), и подтверждаются результатами компьютерного моделирования ("Технологическая схема разработки" том 2, 1996 г.). Среднее значение ГНК принято на а.о. 2295 и 2300 м. Размеры газовых шапок: 5.2х2.8 км, и 3.8х1.6 км, высота 14 м. Нефтяная часть залежи имеет размеры 6.2х21.8 км, высота залежи 25 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с юга. Уровень ВНК в залежи 1 колеблется в значительных пределах: а.о. 2341-2348 м на севере, до а.о. 2320 на юге. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют от 1.2 м до 24 м.

Залежь 2 пласта БВ₉¹ характеризуется замещением нижней пачки БВ₉^1г на большей части площади, исключая юго-восточный блок. Песчаные пропластки выделяются в основном в пачке БВ₉^1б, встречаются отдельные небольшие линзы песчаников в пачке БВ₉^1в. ВНК колеблется в пределах а.о. от 2326 м на востоке до 2310 м на юге. Залежь нефтегазоконденсатная. ГНК принят на а.о. 2285 м. Размеры газовой шапки 8х4.5 км, высота газовой шапки 29 м. Размеры нефтяной части залежи 12.8х5 км, высота 33 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют от 0.4 м до 8.5 м.

Ширина водонефтяных зон по залежам пласта БВ₉¹ изменяется от 100 м до 3000 м, газонефтяных до 3.5 км. Среднее значение проницаемости по пласту БВ₉¹ составляет 35 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.62, газонасыщенности 0.66.

Пласт БВ₈¹. Пласт БВ₈¹ условно выделен из горизонта БВ₈ по результатам изучения геолого-геофизических материалов и характеризуется относительно однородным строением и высокими ФЕС. Пласт газонефтенасыщен, гидродинамически связан с нижележащими пластами горизонта БВ₈, которые по всей площади водонасыщены.

Пласт БВ₈¹ представлен в большинстве скважин монолитным песчаником, иногда с линзами крупнозернистых алевролитов, редко с незначительной карбонатностью. Эффективная толщина пласта от 6.6 м до 20 м. Залегает пласт на глубинах 2297-2318 м. В пласте БВ₈¹ выделяется 4 самостоятельных залежи: первая и четвертая - газонефтяные; вторая и третья - нефтяные.

Газонефтяная залежь 1 расположена в северной части разбуренной зоны месторождения. Газовая шапка выделена по повторному РК в 12 скважинах и результатам испытания скв. 508, 762. Среднее значение ГНК принято на а.о. 2215 м. Размеры газовой шапки 2.2х2 км, высота 12 м. ВНК принят на а.о. 2222 м. Размеры нефтяной залежи 4.4х3.1 км, высота 7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.9 м до 8.8 м.

Залежь 2 вскрыта единичными скважинами, нефтяная, пластово-сводовая. ВНК принят на а.о. 2222 м. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС изменяются от 0.8 м до 3.6 м. Размеры залежи 1.1х2.6 км, высота 7 м.

Залежь 3 аналогична залежи 2, вскрыта 8 скважинами, нефтенасыщенная толщина по данным ГИС изменяется от 1 до 5 м. ВНК принят на а.о. 2222 м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая, водоплавающая, с размерами 2х0.9 км, высотой 9 м.

Залежь 4 по типу газонефтяная, газовые шапки прослеживаются на разных гипсометрических уровнях, в северной части залежи на более высокой абсолютной отметке, чем в южной части. ГНК в северной части принят на а.о. 2200 м, в южной 2206 м. ВНК в среднем принят на а.о. 2217 м. Залежь пластово-сводовая, нефтегазоконденсатная. Размер залежи 11.6х3.9 км, высота нефтяной части залежи в северной ее части 17 м, в южной - 11 м. Размеры газовых шапок: в северной части от 0.4х0.2 км до 2.2х0.9 км, высота 23 м; в южной части 5.5х2.8 км, высота 18 м. Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 0.6 м до 16.2 м.

Ширина водонефтяных зон по залежам пласта БВ₈¹ изменяется от 200 м до 2000 м, газонефтяных от 250 м до 1500 м, газонефтеводяных от 0 до 1000 м. стратиграфический нефтеотдача пласт месторождение

Среднее значение проницаемости по пласту БВ₈¹ составляет 240 мД, коэффициента пористости 0.23, нефтенасыщенности 0.57-0.64, газонасыщенности 0.64-0.7.

Пласт БВ_7. Пласт БВ₇ вскрыт на глубинах 2260-2285 м, коллектор представлен песчаниками. Выявлено 4 самостоятельных залежи.

Залежь 1 вскрыта двумя разведочными скважинами (72Р, 74Р) и 40 эксплуатационными. Залежь нефтегазоконденсатная, пластово-сводовая. Среднее значение ГНК принято на а.о. 2174 м, ВНК - 2178 м. Размеры нефтяной залежи 2.7х5.5 км, высота 13 м; размеры газовой шапки 2.7х2 км, высота 10 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 м до 11.8 м.

Залежь 2 вскрыта двумя разведочными скважинами (85Р и 86Р) и 33 эксплуатационными. Все пробуренные скважины вскрыли водонефтяную зону, в большинстве из них отмечается ВНК. Среднее его значение принято -2184 м. Залежь пластово-сводовая, нефтегазоконденсатная, водоплавающая. ГНК принят на а.о. 2183 м в районе скв. 1279. Размер нефтяной части залежи 4.4х2.3 км, высота 18 м; размер газовой шапки 0.5х0.4 км, высота 2 м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 1.6 до 9.4 м.

Залежь 3 вскрыта разведочной скв. 56Р и эксплуатационными скважинами, пробуренными на нижележащие пласты. В северной части залежи по повторным замерам РК выделена газовая шапка. ГНК по материалам ГИС взят на а.о. 2156 м, ВНК принят на а.о. 2162 м. Залежь пластово-сводовая, нефтегазоконденсатная, водоплавающая. Размеры нефтяной части залежи 5х2.3 км, высота 6 м; размеры газовой шапки 2х1 км, высота 10 м. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 2.6 м, газонасыщенная от 1.4 до 11.6 м, общая эффективная от 7.6 м до 26.4 м.

Залежь в районе скв. 636 вскрыта двумя эксплуатационными скважинами. ВНК принят на а.о. 2146 м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Ее размеры 0.7х0.5 км, высота 2 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 2 м.

Ширина водонефтяных зон по залежам пласта БВ₇ составляет от 100 м до 3000 м, газонефтяных от 250 до 2000 м. Среднее значение проницаемости по пласту БВ₇ - 225 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.55-0.64, газонасыщенности 0.64.

Пласт БВ₇⁰. Пласт БВ₇⁰нефтенасыщен в южной части Тагринского месторождения. В песчаной фации объект развит на большей части площади месторождения. Пласт характеризуется относительно однородным строением, вскрыт на глубинах 2227-2254 м. В пределах пласта выделяются две нефтяные залежи.

Залежь 1 является нефтяной, пластово-сводовой. Размеры залежи 6.5х2.8 км, высота 29 м. ВНК по залежи принят на а.о. 2154 м на севере и 2148 м на юге. Общая эффективная толщина по пласту изменяется от 1 м до 7.4 м, нефтенасыщенная - от 1 до 5.8 м.

Залежь 2 также является нефтяной, пластово-сводовой. По залежи отмечается незначительный подъем ВНК с а.о. 2152 м на юге до а.о. 2148 м на севере. Размеры залежи 4х3 км, высота 16 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 3.0 м.

Ширина водонефтяных зон по залежам пласта БВ₇⁰ изменяется от 50 м до 250 м. Среднее значение проницаемости по пласту БВ₇⁰ составляет 102 мД, коэффициента пористости 0.23, нефтенасыщенности 0.55.

Пласт БВ_6. Пласт БВ₆ распространен по всей площади и представлен толщей песчаников мощностью до 25 м с глинисто-алевролитовыми прослоями. Пласт вскрыт на глубинах 2225-2240 м. По материалам ГИС, замерам повторного РК и опробованию скважин выделяется две залежи: залежь 1, расположенная в северной части площади, в районе разведочных скважин 72Р, 74Р - газонасыщенная; залежь 2 в южной части площади в районе скважин 56Р, 65Р, 88Р, 78Р - нефтяная.

Залежь 1 вскрыта двумя разведочными скважинами и многочисленными эксплуатационными. ГВК по залежи 1 колеблется на а.о. от 2133.4 м до 2139.3 м. Среднее значение ГВК принято 2136.3 м. Газонасыщенные толщины составляют от 0.8 до 8.8 м. Размер газовой шапки 3.6х3 км, высота 12 м. Залежь газоконденсатная, водоплавающая, пластово-сводовая.

Залежь 2 расположена на юге площади, вскрыта разведочными и эксплуатационными скважинами. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах, вскрывших пласт, колеблется от 0.6 (скв. 78Р) до 17.0 м (скв. 477). Среднее значение ВНК по залежи 2 принято на а.о. 2138.2 м. Залежь пластово-сводовая, нефтяная, водоплавающая. Размеры 10.2х4 км, высота 31 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ₆ составляет 62 мД, коэффициента пористости 0.21, нефтенасыщенности 0.55, газонасыщенности 0.64.

Пласт БВ_5. Пласт БВ₅ представлен песчаником с тонкими линзовидными прослоями аргиллито-алевролитовых пород, по ГИС характеризуется высокими коллекторскими свойствами, вскрыт на глубинах 2183-2218 м. Залежь пласта БВ₅ вскрыта как разведочными, так и эксплуатационными скважинами. Пласт нефтегазонасыщен, эффективные толщины изменяются от 6.6 (скв. 59Р) до 27.8 м (скв. 849). Максимальная эффективная газонасыщенная толщина - 2.4 м, нефтенасыщенная - 6.8 м.

Залежь газонефтяная, водоплавающая, пластово-сводовая. ГНК принят на а.о. 2075 м, ВНК - 2082 м. Размеры залежи 2.8х3.4 км; размеры газовой шапки 0.8х1.6 км, высота газовой шапки 5 м, нефтяной части залежи - 7 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ₅ составляет 120 мД, коэффициента пористости 0.22, нефтенасыщенности 0.51, газонасыщенности 0.48-0.52.

Пласт БВ₄. В горизонте БВ₄ выделяются два пласта БВ₄¹ и БВ₄², представленных песчаниками с аргиллито-алевролитовыми линзами, разделенными глинистой перемычкой толщиной 10-14 м, к которым приурочены самостоятельные залежи со своими ВНК и ГНК.

Нижний пласт БВ₄² вскрыт на глубинах 2150-2154 м. Эффективная толщина варьирует от 1.6 м (скв. 528) до 14.2 м (скв. 613), нефтенасыщенная достигает величины 6.2 м (скв. 1765). Пласт БВ₄² представлен тремя залежами нефти, приуроченными к нижнему куполу Тагринской структуры.

Залежь 1 вскрыта одной разведочной скважиной 56Р и 21 эксплуатационной скважиной. Среднее значение ВНК принято на а.о. 2052 м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая, водоплавающая. Размер залежи 4.5х1.8 км, высота 16 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 м до 5.9 м.

Две оставшиеся залежи 2 и 3 - водоплавающие, пластово-сводовые, нефтяные. Размеры залежей небольшие: 1.2х1.5 км и 1.5х1.8 км, высота 12-13 м. ВНК по обеим залежам принят на а.о. 2052 м. Нефтенасыщенные толщины от 1 до 5.8 м.

Пласт БВ₄¹. Пласт вскрыт на глубинах 2139-2150 м. Залежь пласта БВ₄¹ расположена на северном куполе Тагринской структуры и является газонефтяной, водоплавающей, пластово-сводовой. ГНК принят на а.о. 2029 м, ВНК - 2032 м. Размер залежи 4.7х2 км. Размер газовых шапок 1.9х0.6 км и 2.9х2.6 км, высота газовых шапок 4 и 9 м соответственно, нефтяной залежи - 3 м.

Среднее значение проницаемости по горизонту БВ₄ составляет 120 мД, коэффициента пористости 0.22, нефтенасыщенности 0.57, газонасыщенности 0.52-0.57.

Пласт БВ_3. Пласт представлен неравномерным чередованием песчаников с аргиллито-алевролитовыми породами, развит по всей площади месторождения, вскрыт на глубинах 2091-2124 м. Продуктивен только в северной части, где представлен двумя небольшими залежами газа. Эффективные толщины колеблются от 33 м (скв. 1139) до 4.2 м (скв. 1129), газонасыщенные - от 8.2 м (скв. 761) до 1.2 м (скв. 1117).

Залежь 1 вскрыта скважиной 1062. ГВК принят по подошве газонасыщенной части пласта на а.о. 1982 м. Залежь газовая, пластово-сводовая, водоплавающая. Размер залежи 1.0х0.4 км, высота около 2 м.

Залежь 2 расположена южнее и вскрыта 23 скважинами. ГВК принят на а.о. 1990 м. Залежь газовая, пластово-сводовая, водоплавающая. Ее размер 2.9х1.9 км, высота 18 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ₃ составляет 120 мД, коэффициента пористости 0.22, газонасыщенности 0.56.

Нефти Тагринского месторождения легкие, с повышенной вязкостю, малосернистые, малосмолистые, парафинистые. Нефтяной газ преимущественно метановый.

Данные по физико-химическим свойствам нефтей, свойствам пластовой воды, свойствам и составу газа представлены в таблице 3.3.2 и приложениях (прил 7,8).

Таблица 3.3.1 Состав пластовой воды Тагринского месторождения

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Совместное советско-американское нефтедобывающее предприятие ООО "Белые ночи" было создано в 1991 году на базе Тагринского и Западно-Варьеганского месторождений. За 13 лет разработки на Тагринском месторождении возрос фонд бездействующих скважин, а действующие скважины давали малодебитную, высокообводненную продукцию. Опыт применение струйных насосов оказался неэффективным и привел к еще большему сокращению работающего фонда на Тагринском месторождении. Добыча на нефтепромысле упала до минимума. По итогам 1996 года было добыто всего 207 тысяч тонн. В период с 1991 по 1996 год общая добыча по ООО "Белые ночи" упала почти в два раза. В 1998 году добыча упала до 122 тысяч тонн. Действующий фонд скважин сократился со 143 (по состоянию на 1991 год) до 51. [7]

Интенсивное применение методов, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, начато на Тагринском месторождении в 2003 году, что привело к повышению ежегодной добычи нефти, которая к 2012 г. составила около 1 млн.т.

Как видно из таблицы 4.1 и рис. 4.1, геолого-технические мероприятия, проводимые на месторождении в 2009-2011г.г., дали существенный прирост к базовой добычи нефти. Среди них наибольшую эффективность показал такой метод повышения нефтеотдачи как гидроразрыв пласта (ГРП). При гидравлическом разрыве пласта происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости, с таким ее расходом, который обеспечивае давление на забое, достаточное для образования трещин. [10]

Таблица 4.1 Динамика дополнительной добычи нефти от проведения мероприятий по добывающему фонду скважин за период 2009-2011 г.г.

Рис.4.1 Среднемесячная добыча за 2009-2011г.г. по Тагринскому месторождению

Метод ГРП масштабно применяется на месторождении с 2003 года по сегодняшний день. ГРП был проведен на отложениях 9 пластов: 1Ю1, Ю1-2, Ач2, Ач3, Б12, Б11, БВ10, БВ9. Динамика проведения гирдроразрывов пластов за 2003-2010г.г. отражена в таблицах 4.2-4.8.

Таблица 4.2 Гидроразрывы, проведенные по пласту 1Ю1

Таблица 4.3 Гидроразрывы, проведенные по пласту Ю1-2

Таблица 4.4 Гидроразрывы, проведенные по пласту Ач2

Таблица 4.5 Гидроразрывы, проведенные по пласту Ач3

Таблица 4.6 Гидроразрывы, проведенные по пласту Б12

Таблица 4.7 Гидроразрывы, проведенные по пласту Б11

Таблица 4.8 Гидроразрывы, проведенные по пласту БВ10

Таблица 4.9 Гидроразрывы, проведенные по пласту БВ9

На рисунках 4.2-4.5 представлены показатели работы некоторых скважин до и после проведения ГРП.

Рис.4.2 Показатели работы скважины 2311 до и после проведения ГРП

Рис.4.3 Показатели работы скважины 1206 до и после проведения ГРП

Рис.4.4 Показатели работы скважины 1322 до и после проведения ГРП

Рис.4.5 Показатели работы скважины 684 до и после проведения ГРП

Всего за 2003-2010г.г. операция ГРП была проведена в 160 скважинах, что составляет около 60% от всего добывающего фонда. Согласно основным положениям проектного документа к 2017 году этот показатель планируется увеличить до 90%. Это объясняется тем, что метод гидравлического разрыва на Тагринском месторождении показал кратковременный эффект. Это отражено на рисунках 4.6-4.9.

Рис.4.6 Динамика работы скважины 2311 за 2005-2007г.г.

Рис.4.7 Динамика работы скважины 12106 за 2005-2008г.г

Рис.4.8 Динамика работы скважины 1322 за 2003-2010г.г

Рис.4.9 Динамика работы скважины 684 за 2004-2009 г.г

Таким образом, можно сделать вывод, что метод ГРП оказался достаточно эффективным для увеличения показателей добычи, однако его активное применение неизбежно за короткий срок приведет к истощению запасов месторождения и высокой обводненности продукции скважин.

Также в начале 2012 года на Тагринском месторождении были пробурены четыре скважины с горизонтальными участками длиной около 300 м (скв. 50081, 50080, 50075, 5003). В течение примерно 6 месяцев средний дебит горизонтальных скважин был в 2,2 - 2,5 раза больше среднего дебита обычных скважин. Примерно во столько же раз была больше и добыча. К сожалению, в последние полгода ситуация изменилась - дебиты горизонтальных и вертикальных скважин практически сравнялись (прил.9).

Согласно фактическим данным о затратах, стоимость горизонтальной скважины превышает стоимость обычной в 1,8 раза. В результате достигается фактически одинаковый результат в смысле получаемого дебита на единицу капитальных затрат. Кроме того, существует неясность в вопросах долговечности горизонтальных участков, обслуживания и ремонта таких скважин. Эксплуатация этих горизонтальных скважин заставила сделать вывод о нецелесообразности возобновления бурения таких скважин на Тагринском месторождении.

В последние 2 года проведен значительный объем работ позакачке химических реагентов в пласты. Однако оценить объем дополнительной добычи нефти от данного вида ГТМ не подставляется возможным, поскольку данный вид работ не проводился как самостоятельное мероприятие, а входил в качестве вспомогательного в при проведении ГРП, переводе скважин на механизированную добычу, либо во время ремонтов.

Таким образом, систематическое проведение на Тагринском месторожении работ по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов в последнее десятилетие дает стабильные результаты. Ежемесячная фактическая добыча на 30-45% превышает плановые показатели и в настоящее время составляет 3050 т/сут. Однако следует отметить, что при продолжении проведения масштабных работ по увеличению нефтеотдачи пластов, запасы месторождения быстро истощатся. Из этого следует необходимость финансирования работ по восстановлению минерально-сырьевой базы, доразведке, созданию и применению более эффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

5. ИСТОЧНИКИ И ОБЪЕКТЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Специфической особенностью большинства объектов нефтегазовой промышленности является наличие значительного объёма нефти и газа, что обуславливает возможность возникновение опасного поражения местности и атмосферы сильнодействующими ядовитыми веществами.

Чаще других в атмосферу выбрасываются легкие углеводороды, концентрации которых нередко превышают установленные предельные допустимые (ПДК).

Установлено, что большая часть выделяемых углеводородов - 75% поступает в атмосферу, 20% - в воду, 5% - в почву. Таким образом, основными загрязнителями атмосферы в районах добычи нефти служат углеводороды, окислы серы, азота, углерода и твердые частицы.

Результаты исследований, гигиены и профзаболеваний, подтверждают, что наиболее агрессивным загрязнителем является сероводород, а среди углеводородных компонентов - пентан.

Главным источником загрязнения водоемов являются сточные воды. Минеральные загрязнители представлены в сточных водах нефтью и нефтепродуктами. Наибольшую опасность для водной среды представляют нефть, нефтепродукты и конденсат. Покрывая тончайшей пленкой огромные участки водной поверхности, нефть нарушает кислородный, углекислотный и другие формы биологически значимого газового обмена в поверхностных слоях воды и пагубно воздействует на планктон, речную, озерную фауну и флору.

Опасность отравления нефтью возрастает с ростом ее концентрации. Токсичность в водной среде появляется при ее концентрации 1 мг/м3. Содержание нефти в воде выше 100 мг/м3 придает мясу рыбы специфический запах и привкус, неустранимый ни при какой технологической обработке.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов при повреждении больших площадей возможно при фонтанировании нефти.

За счет загрязнения нефтью в почве резко возрастает соотношение между углеродом и азотом, что ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. Кроме того, нефть, попадая на поверхность земли и впитываясь в грунт, сильно загрязняет подземные воды и почву, в результате чего плодородный слой земли не восстанавливается в течении длительного периода времени. Объясняется это тем, что из грунта вытесняется кислород, необходимый для жизнедеятельности растений и микроорганизмов.

Не малый ущерб растительному покрову и поверхностному слою почвы наносится и при перетаскивании тракторами буровых вышек на новые точки.

Вредное действие нефти на почву и растительность усиливается наличием в ней высокоминерализованных пластовых вод. Пластовые и сточные воды нефтяных промыслов, отличающиеся физико-химическими свойствами и содержание различные вредные вещества, из-за своей токсичности крайне отрицательно воздействуют на живые организмы и растительный мир. Основываясь на практике разработки месторождений, оказалось, что при разливе высокоминерализованных вод на плодородный слой земли вероятный период восстановления почвы составит около 20 лет.

Исследованиями установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтяных месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика завод нения пластов на некоторых нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов.

Развитие биохимических процессов в нефтяной залежи, в свою очередь, увеличивает содержание сероводорода в нефти, пластовых водах и газе и способствует снижению проницаемости пластов. Установлено, что биогенная сульфатредукция в пласте особенно быстро развивается в случаях, когда для заводнения пластов пользуются пресными или маломинерализованными водами, имеющими в своем составе сульфаты, а не редко и сульфатовосстанавливающие бактерии, для развития которых присутствие сульфатов необходимо, так как они используют их для окисления органических соединений или водорода. Продукты окислительных реакций вода и сероводород.

Наиболее существенные нарушения экологического равновесия недр связаны с распространением сульфатовосстанавливающих бактерий.

Поверхностно-активные вещества. В нефтяной промышленности ПАВ широко применяются при различных технологических процессах бурения, добычи и подготовки нефти. В тоже время ПАВ при определенных условиях могут отрицательно влиять на качество подземных питьевых вод, самоочищающую способность водоемов и организм человека.

Одна из характерных особенностей ПАВ - способность их в зависимости от концентарции изменять свойства раствора и образовывать устойчивые пены, что приводит к нарушению кислородного режима водоемов и крайне отрицательно влияет на развитие флоры и фауны.

Эти загрязнения могут быть вызваны в результате следующего :

розлива промысловых сточных и пластовых вод

сброс сточных вод на поля испарения

попадание стоков нефтепромыслов в наземные воды в период дождей и таяния снегов

попадание сточных вод в пресноводные горизонты

переток высокоминерализованных вод глубоко залегающих горизонтов в пресноводные пласты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение является многопластовым, содержащим, в общей сложности, 72 залежи, из которых 2 газовых, 1 газоконденсатная, 4 газонефтяных, 7 нефтегазоконденсатных, 58 нефтяных. Продуктивные пласты приурочены к отложениям от юрского до нижнемелового возрастов. Ловушки преимущественно пластовые сводовые и литологически экранированные.

На месторождении применялись следующие методы повышения нефтеотдачи пласта:

гидравлический разрыв пласта

физико-химическое воздействие на пласт

бурение горизонтальных скважин

Общим, среди проведенных работ явилось то, что примененные методы дали существенный, но кратковременный прирост добычи. Поэтому на Тагринском месторождении целесообразно проведение следующих мероприятий:

Обработка призабойных зон поверхностно-активными веществами, позволяющих снизить вязкость нефти

Прекратить эксплуатацию обводняющихся скважин и оставить их под накопление для гравитационной дифференциации нефти

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Опубликованные

.Гогоненков Г.Н., Лаврик А.С., Эльманович С.С. Зарождающиеся горизонтальные сдвиги в тектонике северной части Западной Сибири. Ж. Геофизика, спец. выпуск "Технологии сейсморазведки", ЕАГО, 2002, с.54-61.

2.Токарев М.А., Денисламов И.З., Ахмерова Э.Р. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки. Учебное пособие. Уфа. УГНТУ, 2000, 61 c.

Неопубликованные

.Винниковская О.С. Отчет: "Специальная обработка и интерпретация материалов 3-х мерных сейсморазведочных работ МОГТ 2002 г. С целью изучения геологического строения западной части Тагринского месторождения" в масштабе 1:25000. Приложение №3, 2005.

.Винниковская О.С. Отчет: "Специальная обработка и интерпретация материалов 3-х мерных сейсморазведочных работ МОГТ 2002 г. С целью изучения геологического строения западной части Тагринского месторождения" в масштабе 1:25000. Приложение №5, 2005.

Интернет-ресурсы

.#"655570.files/image012.gif">

Рис.3.1.1 Литолого-стратиграфическая колонка

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рис.3.2.2 Фрагмент тектонической схемы Западной Сибири [1]

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Рис. 3.2.3 Схема Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна [5]

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Рис.3.3.1 Геологический разрез Тагринского месторождения

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Рис.3.3.1 Структурная карта по отражающему горизонту ЮВ1 (кровля песчаного пласта ЮВ1/1а) [3]

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Рис.3.3.1 Структурная карта по горизонту Ач2 (ачимовские отложения)

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Таблица 3.3.1 Физико-химические свойства нефтей Тагринского месторождения

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Таблица 3.3.3 Состав и свойства газов Тагринского месторождения

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

Рис.4.10 Средний показатель работы горизонтальных скважин 50081, 50080, 50075, 5003 Тагринского месторождения за период 19.05.2012-25.09.2012