Коллекторские свойства пласта

74









ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ превратились в главные источники энергетической мощи человеческого общества и в важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьём предопределяет уровень экономического развития страны и технического прогресса.

Дальнейшее развитие нефтегазодобывающей промышленности связано с новым этапом, главными особенностями которого являются необходимость вовлечения в разработку всё большего числа мелких месторождений, месторождений со значительными глубинами скважин, месторождений с высоковязкими нефтями, с нефтями, насыщенными агрессивными средами. Оно связано со всё большим освоением месторождений на Крайнем Севере. Для развития отрасли на этом этапе решающее значение приобретают резкое увеличение нефтегазоотдачи пластов и доразработка многочисленных истощенных и разрабатываемых в настоящее время месторождений.

Всё это может быть осуществлено лишь при условии обеспечения нефтегазодобывающей промышленности машинами и оборудованием необходимой номенклатуры, с нужными параметрами и характеристиками, высоконадёжных и в необходимом количестве. 

Развитие нефтяной и газовой промышленности характеризуется интенсивным внедрением в производство новой техники и технологии, средств автоматизации и автоматизированных систем управления производством (АСУП).

Вместе с тем перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят ещё многие нерешённые проблемы по увеличению эффективности эксплуатации залежей нефти и газа. Сложнейшей задачей является повышение нефте- и газоотдачи пласта.

В настоящее время извлекаемые запасы нефти не превышают 45-50 % от абсолютных. В недрах остаются неизвлечёнными значительные количества газа и конденсата. Многое ещё предстоит сделать по утилизации всего газа, добываемого вместе с нефтью, по автоматизации объектов газонефтедобывающих предприятий и внедрению автоматизированной системы управления (АСУ) нефтяной и газовой промышленностью. Необходимо предпринять меры по извлечению остаточных запасов из многочисленных старых залежей нефти.

В недалёком будущем предстоит решить сложные задачи по освоению залежей нефти и газа в шельфовых зонах.

Современный этап развития нефтедобычи характеризуется широким применением механизированного способа подъёма нефти из скважин. 

Одной из важнейших научно-технических задач современной разработки нефтяных месторождений является задача повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, в частности, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), так как доля добычи нефти, приходящаяся на эти скважины, составляет в среднем около 70 % от совокупной добычи нефти только во всем западносибирском регионе. 

Успешное решение этой задачи зависит от решения множества локальных задач, обусловленных сложными конструкционными, геолого-техническими условиями, взаимосвязанными и взаимовлияемыми процессами, происходящими в скважине с погружным оборудованием и призабойной зоне пласта. 

Целью моего дипломного проекта является увеличение качества работы электроцентробежного насоса, а также исследование причин и механизма образования АСПО в нефтяных скважинах с целью прогнозирования выпадения отложений.


1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Общие сведения о месторождении

Географическое и административное положение месторождения

В административном положении площадь Бахиловского месторождения относится к Нижневартовскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее от районного центра г. Нижневартовска. Месторождение расположено в центральной части равнины, севернее среднего течения реки Вах. Ближайшими к нему населенными пунктами являются поселок Коликъеган (75 км) и Ваховск (170 км). В непосредственной близости к рассматриваемой территории находятся Северо-Хохряковское, Верхнеколикъеганское, Хохряковское  и Варынгское  месторождения (рисунок 1.1).

Населенные пункты в районе работ в большинстве своем расположены на реках Вах и Коликъеган.

Районный центр г. Нижневартовск является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Сургутом, Тобольском, Тюменью. Город связан авиалиниями со многими крупными населенными пунктами севера и юга области и с некоторыми крупными городами европейской части страны.

Бурение поисковых скважин производилось силами и средствами Вахской нефтеразведочной экспедиции объединения Мегионнефтегазгеология Главтюменьгеологии. База экспедиции размещена в пос. Ваховск. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на базу экспедиции из г.Тюмени как по железной дороге, так и водным путем по рекам Туре, Иртышу, Тоболу и Оби в период навигации (около 5 месяцев). Часть срочных малогабаритных грузов (отдельные материалы, узлы оборудования, специальная техника) доставляется из Тюмени в Нижневартовск с помощью авиации. Непосредственно на площадь работ грузы доставляются в летнее время по рекам Вах и Коликъеган.

	

1.2. Стратиграфия

	В геологическом строении Бахиловского месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла мощностью 3400 метров.

	Юрская система

	Отложения нижнего, среднего и частично верхнего отделов юрской системы объединяются в тюменскую свиту.  В составе верхнего отдела выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты. 

	Тюменская свита развита повсеместно в районах Широтного Приобья и на доюрских образованиях залегает несогласно.  На Бахиловском месторождении она вскрыта на полную толщину лишь в одной скв. 104Р.  Литологически свита сложена ритмичным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников.  Для отложений свиты характерно наличие углистого материала, представленного обрывками и чешуйками красновато-бурого цвета.

	В кровле свиты залегает продуктивный горизонт ЮВ2, представленный чередованием песчаников сероцветных с аргиллитами.  В нижней части свиты залегают преимущественно песчаные тела толщиной около 100 м, сопоставляемые с шеркалинской пачкой Красноленинского свода.  

	Осадки тюменской свиты накапливались в условиях заболоченной аккумулятивной озерно-аллювиальной равнины.  Вскрытая толщина свиты (в скв. 104Р) – 553 м.

	Отложения васюганской свиты вскрыты во всех скважинах, залегают на породах тюменской свиты.  По литологии свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю – существенно глинистую и верхнюю – песчанистую.  Нижняя подсвита представлена аргиллитами темно-серыми до бурых, слюдистыми, с примесью углистого детрита, тонкорассеянного пирита.  Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.  К верхней части свиты приурочен нефтеносный горизонт ЮВ1.  Общая толщина свиты составляет 51-79 м.

	Отложения георгиевской свиты согласно залегают на породах васюганской свиты и представлены аргиллитами серыми до зеленоватых, глауконитовыми, тонкоотмученными с прослоями органогенно-детритовых известняков.  Обстановка в момент накопления осадков свиты характеризовалась отсутствием волновой деятельности и была застойной.  Глины георгиевской свиты хорошо выделяются резким снижением сопротивлений по индукционному каротажу и представляют собой характерный репер при детальной корреляции разреза.  Толщина свиты составляет 4-41 м.

	Баженовская свита литологически представлена аргиллитами буровато-черными и черными, сильно битуминозными, массивными, плитчатыми, с обилием обуглившихся растительных остатков, часто пиритизированные, местами карбонатизированные.  Условия формирования свиты – морские, в районе Широтного Приобья свита распространена повсеместно и является маркирующим горизонтом.  В направлении Бахиловского месторождения толщина свиты сокращается и составляет 8-17 м.

	Меловая система

	Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.

	Нижний отдел слагается осадками мегионской, вартовской, алымской и нижней частью покурской свит. 

	Мегионская свита залегает согласно на породах баженовской свиты и представлена, в основном, глинистыми отложениями с прослоями песчаников и алевролитов, которые накапливались в условиях бокового заполнения бассейна седиментации.  Это определило клиноформное строение разреза свиты и, как следствие, распределение литотипов пород по площади и разрезу.  Фондоформенная часть клиноформ представлена преимущественно глинами и аргиллитами, ундоформенная песчаниками и алевролитами.

	К верхней части свиты приурочен нефтеносный шельфовый пласт БВ121, литологически сложенный песчаниками и алевролитами серыми, разнозернистыми, слюдистыми, часто глинистыми, с включениями кальцита, углистого вещества.  Кровля свиты выделяется по подошве пласта БВ10 и принята синхронной на территории месторожде-ния.  Толщина мегионской свиты изменяется от 260 до 371 м.  Максимальные толщины выделяются в юго-восточной части площади.

	Отложения вартовской свиты залегают на толще мегионской свиты и представляют переслаивание песчано-глинистых пород.  Большая часть свиты сложена преимущественно зеленоцветными породами.  В нижней части свита преимущественно глинистая, преобладают аргиллиты темно-серые, слюдистые, плитчатые.

	Верхняя часть представлена песчаниками и алевролитами, встречаются прослои палево-серых, пестроцветных глин и глинистых алевролитов. К вартовской свите приурочены продуктивные пласты АВ2, АВ3, АВ4, АВ5, АВ6, АВ7, АВ8, АВ9, АВ10.  Общая толщина свиты 497-639 м.

	Осадки алымской свиты накапливались в морском бассейне, представлены пре-имущественно глинами.  К алымской свите приурочен нефтегазоносный пласт АВ12.  Толщина свиты уменьшается в западном направлении.  Общая толщина алымской свиты 15-73 м.

	Верхний отдел, соответственно, – верхней частью покурской, кузнецовской, ипатовской, славгородской, ганькинской свит.

	Кайнозойская группа

	Разрез палеогеновых отложений представлен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.  Накопление, в основном, происходило в морских условиях, лишь осадки тавдинской свиты сложены породами прибрежноморского и континентального генезиса.  В составе палеогена выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

	Четвертичная система

	Отложения четвертичного возраста залегают несогласно на палеогеновых отложениях.  Они разнообразны по своему литологическому составу, в основном, это аллювиальные, озерные, озерно-болотные, ледниковые отложения, отложения пойм и террас рек.  Толщина четвертичных отложений до 50 м.

1.4. Тектоника

	В тектоническом отношении район Бахиловского месторождения находится на западном склоне структуры первого порядка – Верхне-Коликъеганском мегавале.

	В выделенных границах Верхне-Коликъеганский мегавал представляет собой вытянутое с юга, юго-запада на север, северо-восток поднятие протяженностью по длинной оси более 130 км, по короткой 35-50 км.

	Мегавал ограничен с запада Верхнеаганским мегапрогибом, с востока Сармсабунским мегапрогибом, на юге он сочленяется с Александровским мегавалом, на севере – с Харампурско-Часельской зоной поднятий.

	Верхне-Коликъеганский мегавал осложнен серией структурных элементов более низкого порядка – Верхнетолькинским валом и Верхне-Коликъеганским, в свою очередь, на территории последнего имеются структуры третьего порядка – Няртольская I, Няртольская II, Северо-Няртольская, Верхне-Коликъеганская и другие.

	Залежи Бахиловского месторождения приурочены к тектонической  ловушке и не всегда контролируются структурными элементами третьего порядка, располагающимися на его площади - Няртольское I, Няртольское II, Южно-Няртольское, Верхне-Коликъеганское, возможно, на часть Северо-Хохряковского поднятия. 

	Изучение разломно-блокового строения месторождения показало наличие сети разломов субмеридионального и субширотного простирания.  Разломы субмеридиональных простираний соответствуют дизьюнктивам фундамента.  Зоны разломов субширотного простирания, развившиеся синхронно с формированием юрско-мелового осадочного чехла и позднее возобновившиеся в кайнозое, определили неотектоническую активность территории.

	В районе основной залежи по горизонту ЮВ11 выделяются поднятия: Няртольское I, оконтуриваемое изогипсой –2670 м с размерами 12,5х7,0 км, амплитудой около 70 метров, ориентировкой длинной оси структуры – меридиональной; Няртольское II, оконтуриваемое изогипсой –2680 м с размерами 7,5х3,0 км, амплитудой около 20 метров, ориентировкой длинной оси структуры – субмеридиональной; Южно-Няртольское, район скв. 70Р, оконтуриваемое изогипсой –2660 м с размерами 3,0х2,0 км, амплитудой около 5 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮВ-СЗ.  В районе основной залежи по горизонту ЮВ11 выделяется еще ряд малоразмерных поднятий: район скв. 98Р по изогипсе –2690 м с размерами 2,5х1,5 км, амплитудой около 3 метров, ориентировкой длинной оси структуры – меридиональной; в районе скв. 56Р по изогипсе –2660 м с размерами 1,0х1,0 км, амплитудой около 7 метров, ориентировкой длинной оси структуры – изометричной; в районе скв. 63Р по изогипсе –2630 м с размерами 1,0х1,0 км, амплитудой около 10 метров, ориентировкой длинной оси структуры – изометричной; в районе скв. 80 по изогипсе –2530 м с размерами 2,5х1,0 км, амплитудой около 15 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮЗ-СВ; в районе скв. 62Р по изогипсе –2530 м с размерами 2,5х1,0км, амплитудой около 10 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮЗ-СВ; в районе скв. 71Р по изогипсе –2500 м с размерами 3,0х2,5 км, амплитудой около 30 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮЗ-СВ; в районе скв. 83Р (запад) по изогипсе –2570 м с размерами 2,5х2,0 км, амплитудой около 10 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮЗ-СВ.

	В районе основной залежи по горизонту Б (кровля баженовской свиты) выделяются поднятия: Няртольское I, оконтуриваемое изогипсой –2620 м с размерами 6,0х3,0 км, амплитудой около 45 метров, ориентировкой длинной оси структуры – меридиональной; Няртольское II, оконтуриваемое изогипсой –2640 м с размерами 8,0х2,0 км, амплитудой около 15 метров, ориентировкой длинной оси структуры – субширотной; Южно-Няртольское, район скв. 70Р оконтуриваемое изогипсой –2620 м с размерами 3,0х1,5 км, амплитудой около 15 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮВ-СЗ.  В районе основной залежи по горизонту Б выделяется еще ряд малоразмерных поднятий: район скв. 98Р по изогипсе –2660 м с размерами 2,0х2,0 км, амплитудой около 15 метров, ориентировкой длинной оси структуры – изометричной; в районе скв. 56Р по изогипсе –2620 м с размерами 1,0х1,0 км, амплитудой 5-10 метров, ориентировкой длинной оси структуры – изометричной; в районе скв.63Р по изогипсе –2600 м с размерами 1,5х1,25 км, амплитудой около 15 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮЗ-СВ; в районе скв. 80Р по изогипсе –2520 м с размерами 1,25х1,0 км, амплитудой 10 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮЗ-СВ; в районе скв. 62Р по изогипсе –2520 м с размерами 2,5х1,25 км, амплитудой 30 метров, ориентировкой длинной оси структуры – ЮЗ-СВ; в районе скв. 71Р по изогипсе –2500 м с размерами 3,5х5,5 км, амплитудой 30 метров, ориентировкой длинной оси структуры – меридиональной; в районе скв.83Р (запад) по изогипсе –2540 м с размерами 2,0х1,5 км, амплитудой около 20 метров, ориентировкой длинной оси структуры – изометричной.

	Таким образом, тектоника Бахиловского месторождения отличается большой сложностью.  Эти особенности, в частности, блоковое строение площади, наличие проникающих высоко в осадочный чехол разрывных нарушений, создали, с одной стороны, благоприятные условия для накопления УВ, с другой – приводили к разрушению залежей, межрезервуарным перетокам флюидов с образованием вторичных скоплений нефти и газа.  Следует отметить, что в пределах ЗСП, в настоящее время, Бахиловское месторождение является уникальным по сложности тектонического развития, нарушенности дизъюнктивами.

1.3. Нефтегазоводоносность 

	Бахиловское месторождение относится к Александровскому нефтегазоносному району Васюганской нефтегазоносной области, где в южной части территории промышленная нефтеносность установлена практически по всему разрезу юрских и меловых отложений.  Продуктивными на нефть и газ горизонтами на Бахиловском месторождении являются пласты ЮВ2, ЮВ13, ЮВ11-2, БВ121, БВ101, БВ100, БВ7, БВ52, БВ51, БВ3, БВ2, АВ102, АВ92б, АВ92а, АВ91, АВ8, АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ12,  ПК18, в которых выделено 38 залежи УВ.  Из них 5 – газовые, 4 – газоконденсатные, 3 – нефтегазоконденсатные и 26 нефтяных залежи (в том числе по шесть нефтяных залежей в составляющих основной объект разработки горизонт ЮВ1 пластах ЮВ11-2 и ЮВ13).

	Основной тип залежей - пластовый сводовый, тектонически и литологически экранированный.  Блочно-разломное строение залежей нефти предопределило сложное строение ВНК, различие в продуктивности и дебитности фонда скважин, мозаичность распределения толщин.

	Выделение подсчетных объектов основывалось на комплексе данных, включающих в себя результаты опробования и промыслово-геофизическую характеристику продуктивной части разреза, которые рассматривались в совокупности с детальной корреляцией разреза скважин.

	Пласт ЮВ1

	Верхний пласт ЮВ1 Бахиловского месторождения в песчаной фации развит не повсеместно и имеет значительные зоны глинизации на западной и юго-восточной частях месторождения, вскрыт на а.о. -2491,7-2677 м.  В пласте ЮВ1 выделено 6 залежей нефти. 

	Основной тип залежи пластовый сводовый, тектонически и литологически экранированный. 

	Залежь 1 (основная) на юге и в центре осложнена зоной замещения коллекторов.  В районе скв. 111Р, 84Р и 66Р залежи 1 и 3 имеют единый контур нефтеносности. Залежь 3 тектонически экранирована с юго-востока.  ВНК по залежи 1 принят на а.о. -2695 м, в районе залежи 3 – на а.о. -2670-2680 м.  Залежи вскрыты на а.о. -2600-2658 м.  

	Размеры залежи 1 составляют 20х5-10 км, высота – 110 м.  Размеры залежи 3 – 12х6,5 км, высота – 80 м.  Нефтенасыщенные толщины по залежи 1 изменяются от 0,4 (скв. 2926) до 12,6 метров (скв.3105), по залежи 3 – от 3,6 (скв.79Р) до 16 метров (скв.4038). 

	В целом запасы нефти по залежи 1 приняты по категории С1.  По залежи 3 запасы нефти приняты по категории С1 (район скв. 63Р, 59Р, 122Р, 124Р) и С2 (район скв. 79р и 84Р).

	Залежь 2 вскрыта разведочными скважинами 100Р, 102Р, 108Р и осложнена тектоническими нарушениями северо-восточного простирания. Залежь нефтяная, ВНК принят на а.о. -2695 м.  Размеры залежи составляют 21х2,5-3,5 км, высота около 85 м.  Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 3,4 метра.  Запасы нефти по залежи приняты по категории С2.

	Залежь 4 вскрыта 4 разведочными скважинами на а.о. -2525-2580 м.  Залежь нефтяная, тектонически экранированная с юго-востока, с западной стороны также ограничена тектоническим нарушением.  Размеры залежи 18,5х2,5 км, высота около 65 м. ВНК по залежи принят на а.о. -2590 м.  Нефтенасыщенные толщины достигают от 2,4 до 10,6 метров (скв. 62Р).  Запасы по залежи 4 приняты по категории С1 в районе скв. 62Р и 80Р, а в остальной части – по категории С2. 

	Залежь 5 вскрыта скв. 82Р на а.о. -2571 м.  Залежь тектонически экранирована с юго-востока и северо-запада.  Залежь нефтяная, ее размеры составляют 4,5х0,5 км, высота 10 метров.  Нефтенасыщенная толщина по скв. 82Р составляет 1,6 м.  Запасы нефти по залежи 5 приняты по категории С2. 

	Залежь 6 вскрыта скв. 103Р на а.о. -2543 м.  Залежь нефтяная, пластовая, осложнена тектоническими нарушениями северо-восточного и северо-западного простирания, с юго-запада ограничена литологическим экраном.  ВНК принят на а.о. -2545-2550 м. размеры залежи составляют 4,5х0,7 км, высота около 15 метров.  Нефтенасыщенные толщины достигают 5,2 метров.  Запасы нефти по залежи 6 приняты по категории С2.

1.4. Коллекторские свойства пласта

	Емкостные свойства пласта варьируют от 7,2% до 21,6% и в  среднем по пластам составляют: ЮВ1 – 13% (табл. 1.1).  Применяемый при массовом определении пористости стандартный способ экстракции не обеспечивает полного удаления битума, что ведет к занижению открытой пористости.  Вследствие этого при расчете средних значений пористости в подсчете запасов было учтено изменение ее величин после повторной экстракции.  

	Фильтрационные свойства изменяются  в широком диапазоне от 0,18 до 28 мкм2 и в среднем по пластам составляют: ЮВ1-3,3 мкм2 (табл. 1.1,).

	Таблица 1.1

	Пористость по пласту ЮВ1



Интервал

пористости, %

Средняя

пористость, %

Кол-во образцов

керна по инт-м

%

образцов

пласт ЮВ1

10-12

11,1

3

23,0

12-14

12,7

8

61,6

14-16

14,2

1

7,7

16-18







18-20

19,6

1

7.7

Всего по пласту ЮВ11-2



13

100

Средневзвешенная

                              13





пористость, %







	

	Таблица 1.2

	Проницаемость по пласту ЮВ1

Интервал 

Средняя 

Кол-во образцов

%

проницаемости,   мкм2

проницаемость,  мкм2

керна по инт-м

образцов

пласт ЮВ1

0-0,1

0.18

5

41.7

0,1-1

0.69

3

25.0

1-5

2.8

3

25.0

>300

28

1

8.3

Всего по пласту ЮВ11-2

 

12

100

Средневзвешенная

                             3,3

 

 

проницаемость,   мД



 

 

	

	Пласт ЮВ1 охарактеризован керном в 29 скважинах, изучен грансостав и физические свойства.  Коллекторы пласта сложены песчаниками и алевролитами, непроницаемая часть – аргиллитами, уплотненными и карбонатными прослоями.

	В распределении этих типов пород в пределах пласта ЮВ1 наблюдается закономерность – верхняя часть пласта заглинизирована, часто замещена карбонатами, в нижней части развиты песчаники и алевролиты. 

	Коллекторы чаще всего представлены песчаниками серыми, светло-серыми, участками грязно-серыми, буроватыми, зернистость варьирует по разрезу пласта от микро- до среднезернистой, реже разнозернистые.  Характерно ритмичное изменение зернистости и состава пород.  В ритмах песчаные породы меняются снизу вверх от мелкозернистых до крупнозернистых в пласте ЮВ1 и до разнозернистых в пласте ЮВ12.  

	Тип цементации: пленочно-поровый, порово-пленочный, и в плотных слоях – поровый, базально-поровый, хлорит-гидрослюдистого состава: отдельные поры выполнены каолинитом, прослоями обилен карбонат.  Пленочки развиты неповсеместно, чаще узкие, прерывистые.  Прослоями довольно часты свободные поры, их количество и размер меняется по разрезу (от 0,03 мм до 0,3 мм).  Изредка отмечается лейкоксенизация глинистого материала (скв. 65Р).  Углистый материал бесструктурный, красновато-бурый, представлен мелкими чешуйками, обрывками.

	Коллекторы пласта имеют проницаемость, которая варьирует по керну от 0,6 до 9,7 мкм2, пористость – от 14 до 18%.  Пористость (Кп), изученная по ГИС в пределах залежей, изменяется от 16 до 16,6%.  Следует отметить, что анализ результатов изучения кернового материала по пласту ЮВ1 показал, что большую часть составляют коллекторы со значениями открытой пористости от 12 до 14%, и проницаемости от 0 до 0,1 мкм2 (41,7% от общего объема).  Значения пористости и проницаемости, определенные через параметры ГИС, и характеризуется пористостью от 10 до 12%, и проницаемостью от 1 до 5 мкм2.

	Средние геолого-физические характеристики пласта ЮВ1 Бахиловского месторождения приведены в таблице 1.4.

	Таблица 1.4

	Средние геолого-физические характеристики пласта ЮВ1

№ п/п 

Параметры 

ЮВ1 

1

 Средняя глубина залегания, м

2768

2

 Тип залежей

пластовая, сводовая

3

 Тип коллектора

поровый

4

Площадь нефтеносности. тыс.м2 

171473

5

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

8,46

6

 Пористость, доли ед.

0,143

7

Проницаемость, мкм2

2,6

8

Нефтенасыщенность, доли ед.

0,68 (0,56)

9

Песчанистость

0,36

10

Расчлененность:   средняя

7,1

11

                             интервал

0-20

12

 Пластовая температура,  С

86

13

Вязкость нефти в пл. усл., мПас

0,65

14

 Вязкость воды в пл. усл., мПас

0,38

15

 Плотность нефти в поверхн. усл., т/м3 

0,805

16

Объемный коэф-т, м3/м3

1,55

17

 Начальное пластовое давление, МПа

28,3

18

 Давление насыщения, МПа

8-28,3

19

Газовый фактор, м3/т

124-330

	

1.5. Физико-химические свойства нефти, газа и воды.

	Свойства нефти и растворенного газа в залежах Бахиловского месторождения  после подсчета запасов (1987 г.) изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти, устьевых проб газа, исследованных в отделе исследования пластовых флюидов (ОАО «СибНИИНП», 1996 г., ООО «Реагент», 2003, 2005гг., ООО «Лифт-Ойл», 2004г.).

	Для пластовых флюидов второстепенных объектов исследования проводились в три этапа: 1) до начала промышленной эксплуатации залежей – за счет отбора проб из разведочных скважин, при их опробовании;  2) в период эксплуатации – путем отборов поверхностных (устьевых) проб нефти и их экспресс-анализа в лаборатории Недропользователя; 3) в период эксплуатации – путем отбора представительных проб на устье и их рекомбинации и исследований (по методике  Г.М. Ярышева и др.).

	Охарактеризованность определениями свойств нефти и газа продуктивных объектов Бахиловского месторождения приведена в таблице 1.5. (см. в приложении).

	Изучение физических свойств пластовых нефтей проводилось двумя методами:

	- методом однократного (стандартного) разгазирования;

	- методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования.

	Основная информация о результатах экспериментального изучения свойств нефтей в условиях пласта при однократном разгазировании приведена в таблице 1.6 (см. в приложении).

	На основании этих исследований следует вывод, что нефти пласта ЮВ1 находятся при высоких пластовых давлениях и температурах (27 МПа, 88?С) соответственно.  Нефть недонасыщена газом, давление насыщения ее ниже пластового и в среднем составляет 14,8 мПа.

	В таблице 1.6 приведены значения газового фактора, объемного и пересчетного коэффициентов, плотности товарной нефти ЮВ1.  Указанные параметры получены согласно положений “Инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов”, предусматривающей определение подсчетных параметров при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовых нефтей и приведение этих параметров к стандартным условиям (0,1 МПа и 20?С).

	Условия сепарации приняты следующие: 1 ступень - давление 0,88 МПа, температура 20?С; 2 ступень - давление 0,69 МПа, температура 10?С, 3 ступень - давление 0,49 МПа, температура 45?С, 4 ступень - давление 0,103 МПа, температура 40?С.

	Компонентный состав нефти и газа при ступенчатой сепарации и однократном разгазировании по пласту помещен в таблицу 1.7 (см. в приложении).

	Пластовая нефть легкая, ее молярная доля составляет 84,9, доля метана в ней 32,2%.  Отношение содержания этана к пропану по этой же скважине меньше единицы, что типично для газа нефтяных залежей.  Содержание двуокиси углерода и азота невелико.

	Дифференциальная сепарация глубинных проб проведена по схеме, моделирующей типовые условия сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на промысле.  Давление на первой ступени обычно соответствует давлению на дожимной насосной станции (ДНС), термобарические условия концевых ступеней учитывают необходимость термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.  Дифференциальное разгазирование отражает реальный промысловый процесс в отличие от однократного разгазирования, результаты которого используются только для сопоставительной характеристики нефтей.  Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин.  Анализ проб проводился по действующим государственным стандартам и типовым методикам.

	Нефти пласта ЮВ1 малосернистые, маловязкие, парафинистые, малосмолистые, легкие, с содержанием фракций, выкипающих до 350 ?С, больше чем 55%. 

	Средние свойства пластовой нефти Бахиловского месторождения по пласту ЮВ1 приведены в таблице 1.8 (см. в приложении).

	Гидрогеологическая характеристика разреза

	Бахиловское месторождение в гидрогеологическом отношении приурочено к центральной части крупнейшего Западно-Сибирского артезианского бассейна.

	Подземные воды юрского комплекса заключены в песчано-алевритовых породах тюменской и васюганской свит, с ними связана основная нефтегазоносность Вахского нефтегазоносного района.  Глубина залегания кровли комплекса изменяется от 2716 м до 2473 м.  Притоки воды комплекса 

	Тип вод (по В.А. Сулину) хлоридно-кальциевый, величина минерализации в целом по комплексу изменяется от 22 г/л до 32,7 г/л.  Основными солеобразующими элементами являются: хлор 94-99% экв; натрий 85-98% экв; кальций 2-12% экв; магний 2-10%; из микрокомпонентов присутствуют: йод – 0-8,75 мг/л; бром – 1-70,3 мг/л; бор – 2,5-15,34 мг/л; фтор – 0,2-0,95 мг/л; аммоний – 0-75 мг/л.

	Воды комплекса насыщены газом, как правило, метанового состава, содержание которого достигает 91-95%, гелий и аргон присутствуют в концентрациях 0,01-0,02%. Проведение анализа компонентного состава

	 пластовой воды приведен в табл. 1.9-1.10 (см. в приложении



	

1.8. Подсчет запасов нефти и газа.

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) на 01.01.2012 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле   объемного метода

           (1.1)

Qбал – это балансовые запасы, тыс.т 

F – площадь нефтеносности – 171473 тыс. м2 

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 8,46м

m – коэффициент пористости – 0,143 доли ед.

? – коэффициент нефтенасыщенности – 0,68 доли ед.

? – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,805 т/м3

? – пересчетный коэффициент –  0,6452  доли. ед  

?= где  В объемный коэффициент 

Определяем начальные балансовые запасы нефти 



Определяем извлекаемые запасы нефти

,  где                      (1.2)

К – коэффициент нефтеизвлечения.  Для данного пласта принят 0,419 доли ед



Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2012г. составят

                      (1.3)

Qдоб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату – 7498,7 тыс.т.



Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2012г. составляет

                      (1.4)



Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа   

                      (1.5)



Г – газовый фактор по пласту – 251 м3.

                          (1.6)



Остаточные балансовые запасы газа  на 01.01.2012

                    (1.7)



                   (1.8)



Таблица 1.12

Сводная таблица расчета балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту)

Запасы нефти (тыс.т.)

Запасы газа (млрд.м3)

Начальные

Остаточные

Начальные

Остаточные

Бал.

Изв.

Бал.

Изв.

Бал.

Изв.

Бал.

Изв.

73335

30727





18,4

7,7

16,52

5,83



ВЫВОДЫ

	На Бахиловском месторождений рассмотрен нефтегазоносный пласт ЮВ1. Бахиловское нефтяное месторождение относится к Нижневартовскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее от районного центра г.Нижневартовска. 

	Анализируемый пласт в песчаной фации развит неповсеместно и имеет значительные зоны глинизации на западной и юго-восточной частях месторождения. 

	Ввиду большой неоднородности анализируемого пласта ЮВ1 Бахиловского месторождения, а так же невысокие коллекторские свойства, почти полное отсутствие связи с законтурной водой и газовой шапки позволяют вести разработку только с поддержанием пластового давления (ППД).

	По результатам исследований:

	? тип нефтяной залежи ? пластовый сводовый, тектонически и литологически экранированный.  Блочно-разломное строение залежей нефти предопределило сложное строение ВНК, различие в продуктивности и дебитности фонда скважин, мозаичность распределения толщин, с наличием газовой шапки. Площадь нефтенасыщенного пласта составляет 171473 тыс. м2, средняя общая толщина 8,46 м; 

	? тип коллектора ? поровый, с невысокими геолого-физическими характеристиками – пористость 14,3%, проницаемость 2,6 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях 0,65 мПа?с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,805 т/м3, коэффициент песчанности 0,36, коэффициент расчленности 7,1, давление насыщения нефти газом 8-28,3 МПа.

	Провёл расчёт балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа объёмным методом результаты сведены в таблице 1.12.

	

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.3. Состояние разработки месторождения

Бахиловское месторождение открыто в 1986 г. поисковыми скважинами 50 и 51. Технологическая схема разработки месторождения составлена СибНИИНП в 1987 г., протокол № 1119 ЦКР СССР от 29.06.1987 г. 

В 1989 г. СибНИИНП составлена «дополнительная записка к технологической схеме разработки», утвержденная ЦКР Главтюменнефтегаза (протокол №139 от 30.11.1989г.). Предусматривалось выделение одного объекта эксплуатации (ЮВ1) с тремя участками эксплуатации, размещение скважин по трехрядной блоковой системе с трансформацией в блочно-замкнутую, с целью поддержания пластового давления ведется закачка воды в пласт. Проектный фонд скважин – 1671, в т.ч. добывающих – 1025, нагнетательных – 260, контрольных – 36, водозаборных – 27, зависимых – 323. Плотность сетки – 12 га/скв, отношение нагнетательных скважин к добывающим: начальное – 1:4, серединное – 1:2, конечное 1:1.

В период с 2001 по 2003 гг. месторождение разрабатывалось в соответствии с «Анализом разработки», утвержденного ТО ЦКР по ХМАО протокол № 238 от 13.07.2001г.

В период с 2004 по 2006 гг. разработка велась на основании «Анализа разработки», протокол ТО ЦКР по ХМАО №569 от 17.02.2005 г. Проектом предусматривалось: объединение пластов ЮВ11-2 и ЮВ13 в один эксплуатационный объект – ЮВ1; разработка основного объекта в режиме внутриконтурного заводнения; применение на ранее разбуренной площади (средняя плотность сетки 12 га/скв) трехрядной системы заводнения с уплотненным центральным рядом и переходом на блочно-замкнутую систему; бурение новых скважин по квадратной сетке с плотностью 32 га/скв – при нефтенасыщенной толщине пласта менее 6 м и 16 га/скв – при нефтенасыщенной толщине более 6 м. Применение ГРП во всех вновь буримых добывающих скважинах. 

•	бурение новых скважин - 1452, в т.ч. добывающих – 848 (из них горизонтальных – 260), нагнетательных – 604;

•	ввод добывающих скважин из бурения с проведением ГРП (кроме горизонтальных);

•	зарезка боковых горизонтальных стволов (БГС) – 149.

В период с 2006 по 2011 гг. разработка велась на основании «Анализа разработки», протокол ТО ЦКР по ХМАО №325 от 18.03.2010 г. Проектом предусматривалось разработка пластов ЮВ11-2 и ЮВ13 как единого объекта ЮВ1 с сохранением режима внутриконтурного заводнения с увеличением фонда нагнетательных скважин, а также переходом на плотность сетки 22 га/скв. 

С 2011 г. разработка ведется на основании.......................