Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов,

     СОДЕРЖАНИЕ
   ВВЕДЕНИЕ                                                                                                            12
1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ                                                                                14                  
1.1.Общие сведения о месторождении                                                                   14
1.2.Геолого-физическая характеристика месторождения                                     16 
1.3.Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов,
вмещающих пород и покрышек                                                                              25
1.4.Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды                                         33
1.5.Запасы нефти, газа и конденсата, КИН (утверждённое конечное и текущее
значения)                                                                                                                              39
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ                                                                       41               
2.1.Текущее состояние разработки Байсаровского нефтяного
 месторождения                                                                                                        41
2.2.Анализ текущего состояния разработки Басаровского  нефтяного месторождения                                                                                                         43
2.3.Сравнение утверждённых и фактических показателей разработки              47
2.4.Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин                         49
2.5.Анализ состояния фонда скважин                                                                    50
2.6. Анализ применённых технических решений на Байсаровском месторождении для увеличения межремонтного периода и средней наработки на отказ установок электрических центробежных насосных                              53
2.7. Выбор  технического  решения  для увеличения межремонтного периода и средней наработки на отказ установок электрических центробежных насосных                                                                                                                    59 
2.8. Обоснование выбора технического решения для увеличения       межремонтного периода и средней наработки на отказ установок электрических центробежных насосных                                                                                          60
2.8.1.	Анализ научных публикаций, отобранных по теме дипломного
проекта                                                                                                                       60
2.8.2.Анализ патентов, отобранных по теме дипломного проекта                63
2.8.3.Анализ эффективности применения проектируемого    технического  решения на других месторождениях                                                                     64
2.9. Описание  проектируемого технического решения                                       66
2.10. Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении                                                                                                          69
2.11.Определение технологической эффективности при реализации проектируемого технического решения                                                                 72
2.11.1. Исходные данные для определения технологической эффективности   72
2.11.2. Выбор метода определения технологической эффективности                73
2.11.3.    Расчет    технологической    эффективности    при    реализации          
проектируемого технического решения                                                                 74
2.11.4. Сравнение      технологических      показателей       проектируемого
технического решения с утвержденным вариантом                                             77
3. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ                      80                                                                       
3.1. Нормативно-правовая база                                                                               80
3.2.План конкретных мероприятий по обеспечению требований                       промышленной безопасности при проведении проектируемых работ                 82
3.3.План конкретных мероприятий по обеспечению санитарно-  гигиенических требований при проведении проектируемых работ                                                 83

3.4.План конкретных мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности                                                                              86
3.5.План конкретных мероприятий по обеспечению требований
безопасности жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях при проведении
проектируемых работ                                                                                                 89
3.6.Расчет затрат по подразделам 2, 3, 4, 5 для обеспечения безопасности в
рамках планов конкретных мероприятий при проведении проектируемых
работ                                                                                                                                 91
4.	ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ОХРАНА НЕДР                                   93                  4.1 .Нормативно-правовая база                                                                                93
4.2.Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу, биоту при проведении проектируемых работ                                                                94
4.3.План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований   охраны окружающей среды и охраны недр при проведении проектируемых работ    98
4.4.Расчет затрат на охрану окружающей среды и охрану недр при проведение проектируемых работ                                                                        103
5.	ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ                                                                        107             
5.1.   Определение   экономической   эффективности   при   реализации 
проектируемого технического решения                                                              107
5.1.1.Показатели экономической оценки проектируемого технического
решения                                                                                                                     107                               
5.1.2.Поток денежной наличности                                                                        108                              
5.1.3.Прибыль от реализации                                                                                108
5.1.4 .Индекс доходности                                                                                       109
5.1.5.Период окупаемости вложенных средств                                                   109
5.1.6.Капитальные вложения                                                                                 110
5.1.7.Эксплуатационные затраты                                                                          110
5.2. Расчет экономических показателей проекта                                                 113
5.2.1 .Характеристика      расчетных      технологических      показателей
проектируемого технического решения                                                               113
5.2.2.Экономические условия расчета                                                                  114
5.2.3.Платежи и налоги                                                                                          115
5.2.4.Капитальные вложения                                                                                 118
5.2.5.Эксплуатационные затраты                                                                          118
5.2.6.Сравнение   технико-экономических   показателей   проектируемого
варианта с утвержденным вариантом                                                             121
5.2.7. Выбор варианта, рекомендуемого к реализации                                        121
    ЗАКЛЮЧЕНИЕ                                                                                                  122
    СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ				         123
    ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА                                               125
ВВЕДЕНИЕ
     Актуальность исследования. Нефть является одним из основных источников дохода нашего государства. От ее количества напрямую зависит благосостояние граждан. Целью нефтедобывающих предприятий является поддержание высокого уровня добычи нефти, что сопряжено с рядом проблем. 
     В течение  последних  лет в результате значительной выработки высокопродуктивных месторождений происходило непрерывное ухудшение качественного  состояния сырьевой базы России. Пополнение запасов велось в основном за счёт открытия месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к низкопроницаемым коллекторам или осложненным геолого-физическим условиям. Увеличилось количество вводимых в разработку месторождений с карбонатными коллекторами, высоковязкими нефтями. Это в значительной степени снизило  проектный коэффициент нефтеизвлечения, который за  последние годы упал более чем на 10 %.
      Не отличаются благоприятными  условиями  разработки и месторождения Башкирии, 41 % запасов которых относится к трудноизвлекаемым  с высоковязкими парафинистыми нефтями. В связи с этим особое значение приобретают вопросы  повышения эффективности  разработки месторождений на основе создания новых технологий повышения  коэффициента  извлечения  нефти, учитывающих качественную  характеристику запасов нефти разрабатываемых и вновь  вводимых  месторождений. Немалая  роль  в этом отводится и разработке прогрессивных технологий повышения производительности скважин, а  также  повышению   эффективности традиционных методов  обработки призабойной зоны за счёт оптимизации режима обработки, правильного  выбора внутрискважинного и наземного оборудования.
     В УДНГ «Краснохолмснефть» скважины оборудованные  УЭЦН составляют 15,3 % от общего фонда скважин и доля добычи по ним составляет 32,6 %.
     Актуальность проблемы на сегодняшний день состоит в снижении количества ремонтов и повышения межремонтного периода и средней наработки на отказ, а также снижения соответствующих затрат на покупку дорогостоящего глубинного оборудования. Главным приоритетом в решении этого вопроса является внедрения методов, позволяющих получить дополнительную добычу нефти при наименьших затратах на производство,что и рассматривается в данном дипломном проекте.  Эксплуатация залежей высоковязких нефтей, как правило, осложнено проблемой обеспечения работоспособности оборудования для извлечения жидкости из скважины. Интенсификация добычи нефти требует создания таких технологий механизированной эксплуатации скважины, которые бы обеспечивали заданные отборы жидкостей и сохранили высокий межремонтный период.
     Объект исследования  - Байсаровское месторождение. 
     Предмет исследования – повышение межремонтного периода и средней наработки на отказ установок электрических центробежных насосных на Байсаровском месторождении.
     Цель исследования – изучить повышение межремонтного периода и средней наработки на отказ установок электрических центробежных насосных на Байсаровском месторождении.
     Задачи исследования:
     1. Изучить геологические особенности Байсаровского месторождения;
     2. Описать текущее состояние разработки Байсаровского нефтяного месторождения;
     3. Описать эффективность экономических показателей.                                                                                                    
     Структура исследования: введение, пять глав, заключение, список использованных источников, перечень графического материала. 
     
     




1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Общие сведения  Байсаровского месторождения
     
     В административном отношении Байсаровское нефтяное месторождение располагается  в  северо-западной части Янаульского района  Башкортостана на границе с Пермской областью. Обзорная карта приведена на рис.1.
	Месторождение располагается в 33 км от г.Янаул. Крупных населенных пунктов на территории месторождения нет. Близлежащие деревни Байсар, Туртык, Вояды находятся на расстоянии 5-12 км от него. Город Янаул соединен с г. Уфой и г. Нефтекамским шоссейной дорогой. На территории Янаульского района развита густая сеть грунтовых дорог, пригодных для передвижения только в сухое время года. К югу от месторождения проходит железнодорожная магистраль Свердловск-Казань, с веткой на г. Нефтекамск.
	Ближайшие Бадряшское и Воядинское  нефтяные месторождения расположены к югу от Байсаровского месторождения. Далее на юг в 25км. находится крупное нефтяное месторождение Арланское.
	Байсаровское месторождение располагается в бассейне р. Буй,  занимая водоразделы притоков реки Буй, самые крупные из которых: Бизь, Ям-Ябо, Вояды, Ошья и Бадряш. Воды этих рек мягкие и пригодны для питья и технических целей. Река Буй протекает в широтном направлении с востока на запад и юго-западнее от территории Бадряшского месторождения впадает в р. Каму. В поймах рек  наблюдаются заболоченные участки. Наибольшая заболоченность в пойме реки Бизь вблизи Байсаровского месторождения, что осложняет разработку заболоченной части месторождения.
	К востоку от д. Карманово в пойме реки Буй на протяжении 20 км образовано водохранилище для Кармановской ГРЭС.
     Бадряшская разведочная площадь, на территории которой расположено Байсаровское месторождение, представляет собой полого-холмистую равнину, изрезанную речками и густой овражной сетью. Наивысшие отметки рельефа фиксируются на абсолютной отметке +240м в северо-восточной части площади южнее д. Русская Урда. Максимальное понижение рельефа наблюдается  в 
     
                                                                                                               Рис.1.         
     
     
     поймах рек Буй и ее притока р. Бизь на абсолютных отметках +73 м. Таким образом, перепад рельефа составляет 167 м.
	Климат  района континентальный. Средняя  годовая температура +2°С, средняя января –17°С, июля +18 - +20°С. Средняя величина осадков 450-500 мм в год. Толщина снежного покрова зимой достигает 1.5 м. Грунт промерзает на глубину до 1.8 м.
	 Из промышленных предприятий на площади имеются нефтяные промыслы НГДУ Краснохолмскнефть и мелкие предприятия местной промышленнности. К юго-западу от Байсаровского месторождения расположена крупнейшая в Башкортостане Кармановская ГРЭС. 
	Из полезных ископаемых, кроме нефти, выявлены известняки, песчаники, пески, галечники и суглинки, которые используются населением для строительных целей. 
	Разработку Байсаровского месторождения ведет НГДУ Краснохолмскнефть, находящееся в г. Янаул. Добываемая нефть перекачивается на НСП Красный Холм, оттуда по нефтепроводу Чернушка-Кутерем в магистральный нефтепровод Арлан-Чекмагуш  Арланского нефтепроводного управления на нефтеперерабатывющие заводы.
	Энергоснабжение осуществляется от Кармановской ГРЭС, находящейся в 30 км от месторождения [1].
     
1.2. Геолого-физическая характеристика Байсаровского месторождения
     
      Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м. Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста.
     В тектоническом отношении Байсаровское месторождение, приурочено к одноименной антиклинальной структуре, расположенной в пределах Бирской седловины, разделяющей по кровле терригенного девона Татарский и Башкирский своды.
    Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и среднего (московский ярус) каменноугольного возраста.
    Байсаровское нефтяное месторождение, отличается рядом специфических особенностей.
    Исключительно сложное геологическое строение основного объекта разработки – ТТНК. В разрезе толщи выделяется до 8 пластов: C-II, C-III,     C-IV0, C-IV, C-V, C-VI0, C-VI. 
    Песчаники всех пластов неоднородны по площади, толщина их составляет до 24м и более, зачастую они замещены непроницаемыми породами. Особенно неоднородны пласты C-I,,C-III,C-IV0,C-IV,C-V,C-VI0.
	Байсаровское месторождение приурочена к Верхне-Камской впадине и занимает более высокое структурное положение по сравнению с Воядинским месторождением.
          На Байсаровском месторождении продуктивными  являются 3 толщи: известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК, карбонатные коллектора московского яруса (верейский,). ТТНК  является основной продуктивной толщей. Сложена толща переслаивающими пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей и в меньшей степени – известняков. Стратиграфический возраст отложений толщи достаточно четко определяется как визейский и лишь самая нижняя её часть (нижняя аргиллитовая) относится к верхнетурнейским отложениям (кизеловский горизонт). В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитовых и аргиллитовых пластов. Глинистые породы представлены аргиллитами. 
     В разрезе месторождения выделены следующие продуктивные горизонты: верейский горизонт (пачка Св2), тульский горизонт (пласты СIIо, СII, СIII, СIVо, СV, СVIо), бобриковско-радаевский горизонт который делится еще на три пласта (пласты СVI.1, СVI.2, СVI.3), турнейский ярус (пачки СТ1, СТ2). 
     Пачка Св2, представленная на рис.4 приурочена к нижней части верейского горизонта и вскрыта всеми пробуренными скважинами (Краспр=1,0). Пачка перекрывается плотными карбонатными породами, а в средней части пласта прослеживается непроницаемый прослой тонкокристаллических пелитоморфных известняков толщиной 0,8-2 м. Нефтеносность пласта установлена 75 скважинами, еще 6 скважин вскрыли водонасыщенные известняки. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0 до 4,7 м. при средней 3,2 м. Пачка в основном представлена двумя прослоями (Красч.= 1,98). Коэффициент песчанистости составляет- 0,49. Тип коллектора преимущественно поровый. Среднее значение эффективной пористости по керну, по 6 скважинам, составляет 18,6%, по ГИС-19,0%. Среднее значение нефтеносности по данным ГИС по 74 скважинам составляет 83,9%.  Залежь нефти правильной формы, пластового типа, размерами 1,9*1,9 км. И высотой 62,2 м. ВНК принят на отметке 993 м.
     Отличительной особенностью терригенного разреза нижнего карбона на Байсаровском месторождении является наличие значительных по площади зон слияния коллекторов продуктивных пластов, связанных с отсутствием прослоев 
аргиллитов между пластами. Общая толщина отложений ТТНК изменяется от 33,7 до 126,1 м. ВНК по продуктивным пластам ТТНК и пачкам СТ1и СТ2 турнейского яруса ,рис.5  – единый и принят на абсолютной отметке - 1374 м.
     Коллекторы продуктивных пластов тульского горизонта представлены песчаниками светло- и темно-серыми, кварцевыми, мелко и среднезернистыми, пористыми, в различной степени алевритистыми и глинистыми, а также крупнозернистыми алевролитами аналогичного цвета и состава [1,2].
     








Рис.2.


Рис.3.

     Пласт СIIо залегает в верхней части тульского горизонта и вскрыт 66 скважинами, в 57 из них представлен коллектором (Краспр=0,83). 
     Пласт СII отделен от вышележащего пласта  СIIо прослоем аргиллитов 0,8-3,4 м. Коллекторы вскрыты 15 скважинами (Краспр.=0,23) и получили развитие, в основном, в восточной и северо-западной частях структуры. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0 до 2,4м., при средней 1,5 м. 
     Песчаники пласта СIII установлены в западной части месторождения. Из 66 пробуренных скважин коллектор вскрыт в 30 (Краспр=0,45). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 4,0 м., составляя в среднем 2,3м. 
     Пласт СIVо на территории месторождения представлен большей частью непроницаемыми породами. Нефтенасыщенные коллекторы пласта СIVо толщиной 0,8-2,7 м. Вскрыты 4 скважинами и распространены в виде небольших линз в сводовой части структуры (Краспр=0,12). От вышележащего пласта СIII пласт СIVо отделен прослоем аргиллитов толщиной 0,4-3,4м. Наименьшие толщины аргиллитов 0,4-0,8 м. встречены в северо-западной части месторождения. 
     Пласт СIV представлен одним достаточно выдержанным по толщине песчано - алевролитовым прослоем (К расчл=1,02) и отделен от вышележащего пласта СIVо прослоем аргиллито - алевролитовых пород толщиной 0,4-4,7м. Коллектор вскрыт 43 скважинами (Краспр=0,65). Нефтенасыщенные коллекторы встречены в 35 скважинах и наиболее широко распространены в сводовой и юго-восточной части структуры. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0 до 4,2м., при средней 1,6м. Коэффициент песчанистости составляет 0,85 доли ед. Тип коллектора - поровый. По данным ГИС 36 скважин пористость изменяется от 14,3 до 29,8 %, при средней 20,0%. Начальная нефтенасыщенность составляет в среднем 85,2%.
     Пласт СV представлен в большинстве случаев одним песчано- алевролитовым прослоем (Красчл.=1,05) и отделен от вышележащего пласта СIV незначительным по толщине прослоем аргиллитов или непроницаемых глинистых алевролитов.  В некоторых скважинах  наблюдается слияние пластов СIV и СV. Коллектор вскрыт в 39 скважинах (Краспр=0,59). Выделяются 2 зоны развития коллекторов. Пласт СVIо прослеживается по всей площади месторождения и отделен от вышележащего пласта СV прослоем каолинитовых аргиллитов или глинистых алевролитов толщиной от 0,4 до 5,1м., от нижележащего пласта СVI.1 аргиллитами и углистыми аргиллитами толщиной от 0,4 до 7,8м. Коэффициент расчлененности составляет 1,13. Коэффициент песчанистости – 0,74 доли ед. Коллектор вскрыт в 39 скважинах (Краспр.=0,59), и нефтенасыщен в 32 из них. Пласт не выдержан по толщине. Нефтенасыщенная толщина песчаников изменяется до 8 м., при средней 2,6м. Пласт СVI.1 представлен в основном, одним, реже двумя песчано-алевролитовыми прослоями (Красчл.=1,13). Так же, как пласт СVIо, пласт СVI.1 сливается с вышележащими пластами СIV, СV, СVIо и и нижележащим пластом  СVI.2. Коллекторы встречены в 47 скважинах и наибольшее развитие  как по площади, так и по толщине получили в западной части залежи (Краспр.=0,71). Нефтенасыщенная толщина песчаников изменяется до 11,1м, при средней 4,6м. Наибольшие толщины нефтенасыщенных песчаников прослеживаются в районе скважин № 1949, 1939, 1969, 1935, 1973, 182, 1934, 1918. Коэффициент песчанистости пласта СVI.1 является самым высоким по месторождению и составляет 0,86. Тип коллектора – поровый. Пористость –15,4-27,3%, при средней – 20,2%. Начальная нефтенасыщенность составляет в среднем 88,0%.
     Пласт СVI.2 представлен в основном, одним, в единичных скважинах двумя, тремя  прослоями (Красчл.=1,1) . Породы-покрышки имеют локальное развитие и представлены незначительными по толщине (0,4-4,8м.) прослоями глинистых алевролитов и углистых аргиллитов. В ряде скважин наблюдается слияние  с вышележащими пластами  СVIо и СVI.1 . Коллекторы не выдержаны по площади  и на коротких расстояниях замещаются непроницаемыми алевролитовыми породами (Краспр = 0,66). 
     Пласт СVI.3 также представлен в основном, одним, в единичных скважинах двумя, тремя  прослоями (Красчл.=1,31) . От вышележащего пласта отделен прослоем углистых алевролитов толщина которых изменяется от 0,8 до 14,3м. Коллекторы встречены в 29 скважинах и распространены в основном в западной части месторождения (Краспр.=0,47) Коллектор нефтенасыщен в 15 скважинах . Нефтенасыщенная толщина  изменяется до 5,4м., при средней 2,2м.  Коэффициент песчанистости пласта  0,78. Тип коллектора – поровый. Пористость- 13,8-27,2%, при средней – 18,8%. Начальная нефтенасыщенность составляет в среднем 86,1%.
     Продуктивная пачка СТ1 приурочена к кизеловскому-черепетскому горизонту турнейского яруса. Перекрывают пачку плотные разности известняков. Пачка, в основном, состоит из трех и более прослоев, реже - из одного-двух прослоев (Красчл.=3,02). Из 50 скважин, вскрывших пачку СТ1, коллекторы встречены в 44 (Краспр.=0,88). Замещение коллекторов плотными породами происходит в восточной части залежи в 6 скважинах. Нефтеносность пачки СТ1 приурочена к пористым прослоям карбонатных пород. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 10,4м, при средней 4,5 м. Коэффициент песчанистости равен 0,27. Тип коллектора преимущественно поровый. Коллекторские свойства пачки характеризуются большой степенью изученности. Пористость изменяется от 5,8 до 19,0% при средней 10,5%. Начальная нефтенасыщенность составляет в среднем 80,2%.
     В продуктивной пачке СТ2 из 34 скважин  коллекторы встречены в 31. Нефтенасыщенная часть полностью вскрыта только 13 скважинами. Остальные скважины прошли только верхнюю часть пачки. Коэффициент распространения составляет 0,91. 
     Продуктивные отложения фамена вскрыты единственной скважиной 266БАД, представленной на рис.3, общая толщина которой составила 45,7 м., эффективная- 16,0 м. В связи с тем, что из-за отсутствия информации выделить пачку Дфм в самостоятельный объект подсчета запасов не представляется возможным, нефтенасыщенная толщина пачки Дфм, равная 4,6 м, при подсчете запасов была отнесена к пачке СТ2. Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов представлена в таблице 1.
     
Таблица 1
Геолого - физическая характеристика эксплуатационных объектов

Параметры
Средний 
ТТНК
Турнейский ярус


карбон

СТ1
СТ2
1
2
3
4
5
Средняя глубина залегания, м
1040
1430
1480
1520
Тип залежи
пластово-сводовый
пластово-сводовый
пластово-сводовый
массивный
Тип коллектора
карбон.
песчаники, алевролиты
карбон.
карбон.
Площадь нефтеносности., тыс м2
2696
3474
1671
1450
Средняя нефтенасыщ толщина, м
3,0
1,1 - 3,8
4,2
9,6
Пористость, %
19,1
13,7 - 21,8
10,5
12,1
Средняя нефтенасыщенность, д.ед.
0,841
0,680 - 0,891
0,803
0,829
Проницаемость, мкм2
0,109
0,35 - 0,83
0,001
0,112
Коэфф. песчанистости, д. ед.
0,49
0,70 - 0,86
0,27
0,29
Коэфф. расчлененности, д. ед.
1,98
1,0 - 1,31
3,0
5,6
Коэфф. распространения, д. ед.
1,0
0,12 - 0,86
0,88
0,91
Нач. пластовая температура, ос
23
26
29
29
Нач. пластовое давление, МПа
11
13 - 15,5
 
13,3
Вязкость нефти в пласт. усл., мПа *с
13,5
36,9
49,8
49,8
Плотность нефти в пласт. усл., т/м3
0,867
0,890
0,906
0,906
Плотность нефти в поверх. усл., т/м3
0,874
0,902
0,908
0,908
Объемный коэффициент нефти, д.ед.
1,046
1,052
1,018
1,018
Содержание серы в нефти, %
1,95
2,39
2,0
2,0
Содержание парафина в нефти, %
2,14
2,80
2,19
2,19
Давление насыщ. нефти газом, МПа
7,40
7,8
6,6
6,6
Газосодержание нефти, м3/т
21,0
20,4
10,6
10,6
Плотность воды в пласт. усл., т/м3
1,16
1,17
1,18
1,18
Нач. баланс. запасы нефти, тыс. т.
 

 
 
        по категории В+С1
1075
4594
521
1248
        по категории С2
 
2
 
 
     
     
1.3.Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
     
	Продуктивными отложениями на участке являются отложения тульского и бобриковского горизонтов - пласты C1-II, C1-III, C1-IV, C1-V. Пласты обладают различными физико-емкостными свойствами и уровнями ВНК. Общая толщина пластов колеблется от 0.86 до 9.55 м, пористость находится в пределах 0.14?0.26. Залежи пластовые, сводовые. 
	Промышленно-нефтеносными отложениями Байсаровского месторождения являются терригенные отложения нижнего карбона и карбонатные отложения верейского горизонта среднего карбона и турнейского яруса.
	Продуктивные отложения на Байсаровском месторождении изучались по керну, шламу, промыслово-геофизическими исследованиями. Характер насыщения коллекторов определялся по ГИС, а также по материалам опробования скважин. Отбор керна производился с помощью колонковых долот и сверлящим керноотборником (СКО) на каротажном кабеле.
	Отбор керна производился в 10 поисково-разведочных, 12 эксплуатационных скважинах. По образцам керна определялся литолого-петрографический состав пород и их коллекторские свойства .







                                                                                                        



                                                                                                            Таблица 2
Физико-литологическая характеристика продуктивных  пластов и пачек по керну
Пласт,
пачка
Литоло-
гическая
характе-
ристика
Тип
коллектора
Пористость
по керну, %
Проницаемость
по керну, мкм2



пределы
средняя по
образцам
коллектора
нефт.часть
пределы
средняя по
образцам
коллектора
нефт.часть
Св2
известняк
поровый
13.4-22.3
18.8
0.001-0.877
0.109




18.9

0.114
CII0
песчаник
поровый
24.2-26.4
25.1
0.730-0.919
0.818




25.1

0.818
CII
песчаник
поровый
-
15.0
0.008
0.008
CIII
песчаник
поровый
16.5-25.6
20.4
0.312
0.312




20.4

0.312
CIV0
песчаник
поровый
-
-
-
-
CIV
песчаник
поровый
14.1-24.6
19.9
0.066-2.502
0.824




19.9

0.824
CV
песчаник
поровый
-
-
-
-
СVI.0
песчаник
поровый
14.9-25.3
19.9
0.057-1.713
0.978




23.1

1.072
СVI.1
песчаник
поровый
18.6-25.7
21.7
0.010-2.488
0.809




20.9

0.906
СVI.2
песчаник
поровый
13.9-29.3
20.7
0.002-1.998
0.420




20.8

0.451
СVI.3
песчаник
поровый
15.8-27.2
23.2
0.070-1.742
0.838




15.8

0.070
СТ1
известняк
поровый
6.6-17.0
10.0
0.001-0.005
0.001




10.0

0.001
СТ2
известняк
порово-
6.5-15.9
12.6
0.001-1.151
0.112


каверновый

12.1

0.131
	
         
     
                                                                                                      Рис.4.       
     
     
                                                                                                    Рис.5.
      Для характеристики строения коллекторов продуктивных пластов и покрышек на рис.3 построены схемы корреляции разрезов и геологические профили.
           Продуктивная пачка Св2 залегает в нижней части верейского горизонта. В кровле пачка Св2 пререкрывается аргиллитами темно-зеленовато-серыми, слоистыми, плотными, крепкими, известковистыми. В пачке выделяется 1 – 2 пористых прослоя. Пачка Св2 в пористых прослоях представлена известняками органогенными и органогенно-обломочными. 
	Ниже по разрезу через прослой  плотного известковистого аргиллита залегают пористые известняки пачки Св3. Карбонатные коллекторы пачки по всей площади месторождения водоносные. 
	Терригенные отложения нижнего карбона залегают на известняках турнейского яруса и перекрываются известняками тульского горизонта.
	Литологически терригенные отложения нижнего карбона представлены чередованием песчаников, алевролитов, песчанистых алевролитов или алевритовых песчаников, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев и небольшими прослоями известняка.  
	Терригенный комплекс нижнего карбона на Байсаровском месторождении составляют породы косьвинского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. В разрезе этой толщи на месторождении выделяются десять продуктивных пластов: CII0, CII, CIII, CIV0, CIV, СV, СVI.0, СVI.1, СVI.2, СVI.3 приуроченных к тульскому, бобриковскому и радаевскому горизонтам.
	Общая толщина отложений ТТНК изменяется от 33.7 до 126.1м.
	В разрезе тульского горизонта выделяется семь продуктивных пластов CII0, CII, CIII, CIV0, CIV, СV, СVI0.
     Терригенные коллекторы продуктивных пластов тульского горизонта представлены песчаниками светло- и темно-серыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, пористыми, алевритистыми и глинистыми, а также крупнозернистыми алевролитами аналогичного цвета и состава. 
     Значения пористости пород-коллекторов, определенные по керну, изменяются от 14.1 до 26.4%, проницаемость  - от 0.008 до 2.502 мкм2.
     В отложениях бобриковско-радаевского горизонта выделяются три продуктивных пласта СVI.1, СVI.2, СVI.3.
     Коллекторы продуктивных пластов бобриковско-радаевского горизонта литологически представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками и разнозернисыми алевролитами, серыми и темно-серыми, кварцевыми. Зерна кварца угловатые, реже полуокатанные размером 0.032-0.48 мм, преобладают зерна размером 0.08-0.3 мм. Коллекторские свойства зависят от распределения в породе цементирующего материала и улучшаются с уменьшением количества цемента. Цементом, в основном, служит глинистый материал, местами известковистый, кремнисто-извест-ковистый, кремнистый. Отмечаются стяжки пирита размером до 0.2 мм и единичные зерна циркона.
     Пористость по керну изменяется от 13.9 до 29.3%, проницаемость от 0.002 до 2.488 мкм2.
     Коллекторы продуктивных пластов ТТНК характеризуются невыдерженностью по площади и толщине, изменчивостью литологического состава и часто замещаются по простиранию непрониницаемыми разностями терригенных пород. 
     В направлении с запада на восток наблюдается ухудшение коллекторских свойств песчано-алевролитовых пород и увеличение зон отсутствия коллекторов. На востоке и юго-востоке в разрезах скважин 1909, 1921, 1923, 1929, 1930, 1937, 1942, 1957, 1961, 1963 пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3 целиком или отдельные прослои этих пластов представлены непроницаемыми песчаниками и алевролитами, крепкосцементированными карбонатным цементом порово-базального и базального типа. 
     Во вновь пробуренной  скважине 1918, по материалам ГИС отмечается аномальное поведение кривых гаммаметрии в продуктивных песчаниках пластов CVI.1 и CVI.2, которое выражается в резком возрастании гамма-излучений, не соответствующих данным других геофизических методов. Причем интенсивность гамма-излучений, наблюдаемая в данных пластах, превышает интенсивность гамма-излучений против аргиллитов.
     Возникновение гамма-аномалий в работающих пластах имеет вторичную природу и объяняется физико-химическими изменениями нефтей в пласте при разработке залежей: фракционированием нефти, явлением сорбции смолисто-асфальтеновых частиц на сорбционно-активных участках пласта, выпадением асфальтенов в осадок. Это явление характерно для  однородных пластов значительной толщины, представленных высокопроницаемыми терригенными породами. 
     Адсорбированные на твердой фазе породы смолисто-асфальтеновые компаненты являются основными носителями и сорбентами урана. Постоянный подток пластовой воды, о чем свидетельствует обводненность продукции добычи соседних скважин, так же способствует аккумуляции окислов урана полярными компонентами нефти. 
	В отложениях турнейского яруса выделены две продуктивные пачки СТ1 и СТ2. Пачка СТ1 представлена известняками серыми, светло-серыми, кристаллическими, тонкокристаллическими, местами сульфатизированными, со стилолитовыми швами, выполненными глинистым материалом, участками пористыми.
	Нефтеносность пачки СТ1 приурочена к пористым прослоям карбонатных пород. В разрезе пачки выделяется от 1 до 9 пористых прослоя, нефтенасыщенная толщина которых составляет 0.8-9.0 м. Пористость, определенная по керну, изменяется от 6.6 до 17.0%, проницаемость – от 0.001 до 0.005 мкм2.
	Порово-каверновые коллекторы  залегают прослоями и имеют широкое площадное распространение. В разрезе пачки СТ2, в скважинах полностью вскрывших отложения пачки, прослеживается от 8 до 18  проницаемых прослоя, которые чередуются с плотными породами, толщина  прослоев коллекторов изменяется от 0.8  до 9.9 м, их пористость, определенная по керн.......................