Разработка мероприятий по борьбе с парафиноотложениями в условиях русскинского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ 
ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
 «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» 
СУРГУТСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
(филиал ТИУ в г. Сургуте)

Кафедра «Нефтегазовое дело»

                                          
                                          ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ
                                          И.о. зав. кафедрой НД
                                          _____________ Р.Д. Татлыев
                                          «___»_________ 2018 г.



Разработка мероприятий по борьбе с парафиноотложениями в условиях русскинского месторождения

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к бакалаврской работе
БР.21.03.01.03/43.568.2018.00.ПЗ


НОРМОКОНТРОЛЕР: 
к.э.н., доцент
______________ Янукян А.П.

РУКОВОДИТЕЛЬ:
к.т.н., доцент
______________Савастьин М.Ю.


РАЗРАБОТЧИК: 
студент группы ЭДНб-14
______________ Шафиков А.Б.


Бакалаврская работа 
защищена с оценкой ______________
Секретарь ГЭК________ Зубенко А.В.



Сургут, 2018 г.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ 
ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
 «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» 
СУРГУТСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
(филиал ТИУ в г. Сургуте)

Кафедра «Нефтегазовое дело»

                                          
                                          ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ
                                          И.о. зав. кафедрой НД
                                          _____________ Р.Д. Татлыев
                                          «___»_________ 2018 г.

   ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ
   
Студенту Шафикову Альфиру Булатовичу
Руководитель ВКР Савастьин Михаил Юрьевич
1. Тема работы утверждена приказом по институту от «___» ____________ 20__ г.
№ ___________
«Разработка мероприятий по борьбе с парафиноотложениями в условиях Русскинского месторождения»
2. Срок сдачи студентом законченной работы от «14» июня 2018 г.
3.Исходные данные к работе: ________________________________________________________
-	Геологическая характеристика Русскинского месторождения. 
-			Информация геологической службы НГДУ «Комсомольскнефть».
-			Фрагменты документа «Состояния по разработке Русскинского месторождения». Отчеты отдела разработки по НГДУ «Комсомольскнефть».
4. Содержание ВКР (перечень подлежащих разработке вопросов):
ВВЕДЕНИЕ
1	ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1	Нефтегазоносность
1.2	Физико-гидрогеологическая характеристика продуктивных пластов.
1.3	Свойства и состав пластовых флюидов
1.4	Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
1.5	Запасы углеводородов
2	АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1	Основные этапы проектирования разработки месторождения
2.2	Фактические показатели разработки
2.3	Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
2.4	Составление проектных и фактических показателей разработки
2.5	Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа
2.6	Анализ выполнения программы исследовательских работ
3	СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
3.1	Понятие асфальто-смолистых парафиноотложений и их состав
3.2	Основные факторы, влияющие на образование АСПО
3.3 	Механизм образования АСПО
3.4	Методы и средства для борьбы с АСПО, применяемых в НГДУ «Комсомольскнефть»
3.4.1 	Механические методы борьбы с АСПО
3.4.2 	Химические методы борьбы с АСПО
3.4.3	Тепловые методы борьбы с АСПО
3.4.4 	Физические методы, применяемые в НГДУ «Комсомольскнефть» для борьбы с отложениями АСПО
3.4.5	Применение труб с внутренним защитным покрытием MajorpackMPLAG17Tдля предотвращения образования АСПО
3.5 	АСПО в скважине Русскинского месторождения
3.6	Гидравлический расчёт промывки скважины нефтедистиллятной смесью
3.7	Расчёт потерь теплоты по стволу скважины при паротепловой обработке
3.8	Методы борьбы с парафиноотложениями, применяемых в скважинах на Русскинском месторождении
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ	



                   Дата выдачи задания «___» ____________________ 20___ г.

                   Руководитель _________________________  /Савастьин М.Ю./

                   Задание принял к исполнению «_____» __________ 20__ г.

_____________________________
	                                                                           (подпись студента)


РЕФЕРАТ

	Бакалаврская работа содержит 95страниц, 9 рисунков, 28 таблиц, список использованных источников включает в себя 22 наименований, 16страниц презентации.
	Ключевые слова: АСПО, методы борьбы с парафиноотложениями, пласт, месторождение, скважина, разработка.
	Объектом исследования является – Русскинское месторождения.
	Цель бакалаврской работы –рассмотреть основные методы борьбы с парафиноотложениями в условиях Русскинского месторождения.
	Основные задачи выпускной квалификационной работы:
1. Изучить геолого-физическую характеристику месторождения;
2. Дать характеристику текущего состояния разработки месторождения;
3. Описать основные методы борьбы с АСПО применяемые на Русскинском месторождении;
4. Произвести гидравлический расчёт промывки скважины нефтедистиллятной смесью, а также расчёт потерь теплоты по стволу скважины.
	В процессе эксплуатации нефтяных скважин неизбежно постепенное падение дебитов, в результате закупорки НКТ и поломки оборудования нефтедобычи. В этом случае используются определенные разработки по предотвращению образования АСПО,большинство которых применяется на Русскинском месторождении.

     




ABSTRACT
	
     Bachelor's work contains 95 pages, 9 drawings, 28tables, a list of used sources includes 22 titles, 16 pages of presentation.
     Key words: Heavy oil deposites, asphaltene sediments, methods of fighting with paraffin deposits, reservoir, deposit, well, development.
     The object of the study is the Russkinskoye deposit.
     The purpose of the bachelor's work is to consider the main methods of fighting paraffin deposits in the conditions of the Russkinskoye deposit.
     The main tasks of the final qualification work are:
     1. To study the geological and physical characteristics of the deposit;
     2. To describe the current state of the field development;
     3. Describe the main methods of fighting with AFS used in the Russkinskoye deposit;
     4. Perform a hydraulic calculation for flushing the well with the oil distillate mixture, as well as calculating heat losses along the wellbore.
     In the process of exploitation of oil wells, a gradual drop in production rates is inevitable, as a result of blockage of tubing and breakdown of oil production equipment. In this case, certain developments are used to prevent the formation of Heavy oil deposites, asphaltene sediments, most of which are used in the Russkinskoye deposit.




СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………...…………………………...
8
1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
10
1.1 Нефтегазоносность…………………………………………………………
10
1.2 Физико-гидрогеологическая характеристика продуктивных пластов…..
21
1.3 Свойства и состав пластовых флюидов………...…………………………
25
1.4 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов.....
27
1.5 Запасы углеводородов………………..…………………..………………...
29
2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ…...……...
32
2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения………….
32
2.2 Фактические показатели разработки………………………...……………
39
2.3 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатаци……...
43
2.4 Составление проектных и фактических показателей разработки……….
46
2.5 Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа……
48
2.6 Анализ выполнения программы исследовательских работ……………...
50
3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………...
54
3.1 Понятие асфальто-смолистых парафиноотложений и их состав………..
54
3.2 Основные факторы, влияющие на образование АСПО………………….
55
3.3 Механизм образования АСПО…………………………………………….
57
3.4 Методы и средства для борьбы с АСПО, применяемых в НГДУ «Комсомольскнефть»…………………………………………………………..

59
3.4.1 Механические методы борьбы с АСПО……………………….………..
60
3.4.2 Химические методы борьбы с АСПО…………………………………...
64
3.4.3 Термические методы борьбы с АСПО………………………………….
69
3.4.4 Физические методы, применяемые в НГДУ «Комсомольскнефть» для борьбы с отложениями АСПО……………………………………………

70





3.4.5 Применение труб с внутренним защитным покрытием Majorpack MPLAG17T для предотвращения образования АСПО………………………

72
3.5 АСПО в скважине Русскинского месторождения………………………..
74
3.6 Гидравлический расчёт промывки скважины нефтедистиллятной смесью…………………………………………………………………………..

77
3.7 Расчёт потерь теплоты по стволу скважины при паротепловой обработке………………………………………………………………………..

81
3.8 Методы борьбы с парафиноотложениями, применяемых в скважинах на Русскинском месторождении………………………………………………

83
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………
92
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………..
94

	
ВВЕДЕНИЕ
     На Русскинском месторождении при добыче нефти серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок.
     На процесс образования АСПО оказывают существенное влияние:
     - интенсивное газовыделение;
     - уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
     - изменение скорости движения газожидкостной смеси;
     - состав углеводородов в каждой фазе смеси;
     - снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
     - состояние поверхности труб;
     Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции. Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, данная проблема далека от разрешения и остается одной из важнейших в нефтедобывающей отрасли. Для снижения интенсивности АСПО на Русскинском месторождении предлагается проведение ряда мероприятий, направленных на восстановление дебита.
     Объект исследование – пласты Русскинского месторождения.
	
     Многие глубиннонасосные установки, эксплуатируемые в условиях НГДУ «Комсомольскнефть», эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. В НГДУ «Комсомольскнефть» применяются различные методы депарафинизации скважин, но наиболее эффективным считается метод использования труб с внутренним защитным покрытием MPLAG17T.
    
     


1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Нефтегазоносность


Рисунок 1.1 - Геологический разрез продуктивных пластов Русскинского месторождения
     Русскинское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Среднеобской нефтегазоносной области. Месторождение многопластовое, в разрезе нефтегазоносность установлена в нижнемеловых отложениях сортымской свиты берриасс-валажинского возраста (пласты БС111, БС160, БС16, БС170, БС18,
     
     
БС19, БС20, БС21) и средне-верхнеюрских отложениях васюганской (пласты ЮС11, ЮС12) и тюменской свит (пласты ЮС21, ЮС22).[6]
     Всего на Русскинском месторождении в 12 пластах выявлено 50 залежей нефти. [8]
     Пласт БС111
     Пласт приурочен к верхней части сортымской свиты и представляет собой толщу переслаивания мелкозернистых песчаников, линзовидно-слоистых аргиллитов и глинистых алевролитов. [7]
	В пределах пласта выявлены пять залежей нефти.
Таблица 1.1 - Параметры пласта БС111
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластово-сводовая
12х6,5
35
2275,2-2313,9
3,8
2310,4
2,6
0,48
2
Пластово-сводовая
3,9х3,3
14
2297,4-2312,8
3,1
2311,4
2,5
0,256
3
Пластово-сводовая
2,3х1,6
10
2347,9-2355,7
2,1
2357,9
9,1
0,318
4
Пластово-сводовая
3,5х2,2
7
2383,9-2390,9
3,5
2390,8
6,8
0,531
5
Пластово-сводовая
1,2х1,1
1
2359,6
0,6
2360,4
5
0,325

	Пласт опробован в 13 скважинах. 	
	Ачимовская продуктивная толща представлена чередованием мелкозернистых песчаников с крупнозернистыми алевролитами и аргиллитами, с прослоями карбонатных пород и приурочена к нижнемеловым отложениям сортымской свиты. [1]
	В пределах ачимовской толщи на месторождении выявлены залежи нефти в семи пластах. Залежи трёх пластов (БС160, БС16, БС170) расположены в северной части лицензионного участка, четырёх (БС18, БС19, БС20, БС21) – в северо-восточной.
	Пласт БС160
	В пределах пласта выявлена одна залежь нефти.
Таблица 1.2 - Параметры пласта БС160
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластовая
3,9х3
171
2816,1
2,2
2820,9
2
0,367

	Пласт БС16
	В пределах пласта выявлены две залежи нефти.
Таблица 1.3 - Параметры пласта БС16
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластовая
4,5х2,2
83
2819,4
1,3
2822,6
4
0,332
2
Пластовая
4,5х3,2
183
2827,5
3,3
2842,9
4
0,332

	При опробовании пласта в скважине №286Р получен приток нефти дебитов 7,8 м3/сут. при динамическом уровне 1313м, в скважине №274Р получен приток нефти с водой дебитом 7,4 м3/сут. при динамическом уровне 592 м. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте составляет 1 и 7. 
	Пласт БС170
	В пределах пласта выявлена одна залежь нефти. [8]
Таблица 1.4 - Параметры пласта БС170
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластовая
4,7х2,4
97
2833,8
0,9
2837,2
3
0,195

	Таким образом, залежи нефти пластов БС160, БС16, БС170 совпадают в плане, отделены друг от друга маломощными глинистыми перемычками и имеют схожие фильтрационно-ёмкостные свойства.[2]
	Пласт БС18
	В пределах пласта выявлена одна залежь нефти.
Таблица 1.5 - Параметры пласта БС18
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластово-сводовая
3,3х2
14
2622,9
3,9
2627,5
2
0,544

	Пласт опробован в скважине №211Р, при опробовании получен безводный приток нефти дебитом 4,8 м3/сут. при динамическом уровне 1037 м. 
	Пласт БС19
	В пределах пласта выявлены две залежи нефти.
     Таблица 1.6 - Параметры пласта БС19
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластово-сводовая
0,7х0,6
1,2
2613
0,4
2614,2
1,5
0,135
2
Пластово-сводовая
0,8х0,5
2,6
2625,7
0,4
2628,3
1,5
0,135

	Пласт БС20
	В пределах пласта выявлена одна залежь нефти. [22]
     Таблица 1.7 - Параметры пласта БС20
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластово-сводовая
2,8х1,4
17
2637,1-2648,5
2,9
2654,3
2,3
0,363

	Пласт, в пределах залежи, опробован в скважине №207Р совместно с пластом БС21, при опробовании получен приток нефти с водой дебитом 15,1 м3/сут. (обводнённость 5,3 %) при динамическом уровне 1107 м.



	Пласт БС21
     Таблица 1.8 - Параметры пласта БС21
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластово-сводовая
3,4х1,3
15
2630,7-2644,5
1,8
2645,3
1,8
0,45
2
Пластово-сводовая
2,4х0,9
9
2645,3-2647,5
2,2
2654,5
1,8
0,45
				
     Пласт, в пределах залежей, опробован в скважине №204Р, в которой получен приток нефти с водой дебитов 7,6 м3/сут. (обводнённость 35,5 %) и в скважине №205Р, при опробовании получен приток нефти с водой дебитом 15,1 м3/сут. (обводнённость 5,3 %) при динамическом уровне 1107 м.[6]
	В стратиграфическом отношении горизонт ЮС1 приурочен к верхам васюганской свиты и представляет собой пачку переслаивания песчаников и алевролитов с подчинёнными прослоями алевролитистых аргиллитов, а также с частыми прослоями плотных пород. Покрышкой служат отложения баженовской и георгиевской свит.
	Горизонт ЮС1 состоит из двух пластов: ЮС11 и ЮС12.






	Пласт ЮС11
     Таблица 1.9 - Параметры пласта ЮС11
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластово-сводовая
16,5х8
42
2650
4,1
2691,5
3,6
0,413
2
Пластово-сводовая
2,9х2,8
2,5
2710
1,8
2712,5
1,5
0,377
3
Пластово-сводовая
5,1х4,3
15
2694,4
7,9
2708,8
5
0,569
4
Пластово-сводовая
2,6х2,2
17
2678,5-2693,4
4,3
2695
6
0,414
5
Пластово-сводовая
1,7х0,8
2,5
2706,1
3,0
2708,5
3
0,674
6
Пластово-сводовая
2,1х0,9
3,5
2707,8
2,5
2711,5
6
0,552
7
Пластово-сводовая
2,9х1,2
6
2714,4-2719,2
1,7
2719,6
3,3
0,755
8
Пластово-сводовая
1,5х0,8
7
2706-2712
1,3
2713,4
2,8
0,269





Продолжение таблицы 1.9
9
Пластово-сводовая
1,2х1,1
4
2769,5
1,0
2773,7
7
0,379
10
Пластово-сводовая
3,1х2,5
14
2736,4-2749,9
3,9
2750,3
2,8
0,334
11
Пластово-сводовая
1,2х0,9
2
2752,8
0,9
2754,9
4
0,22
12
Пластовая
4,8х1,4
13
2699,7-2715,7
2,7
2713,4
2,4
0,358
12а
Пластовая
5,0х1,4
9
2727-2734
3,3
2736
2,6
0,598
13
Пластовая
7,5х2,2
23
2657,7-2684,8
2,2
2681,4
3,2
0,413
14
Пластовая
2,4х1,9
9
2706,7-2710,3
1,7
2716,3
3,2
0,412
15
Пластовая
3,2х2,7
22
2768,0
5,3
2772,1
4
0,248
16
Пластовая
1,9х1,3
2
2729,5
1,4
2731,1
5
0,261
17
Пластовая
6,2х2,5
19
2742,9-2745,7
4,4
2758,5
7,5
0,352
18
Пластовая
10,1х1,2
10
2806,1
2,9
2810,4
2
0,366
19
Пластовая
16,0х4,6
230
2774,9-2942,6
6,3
2953,8
3,8
0,27

	Пласт, в пределах залежей, опробован в 38 поисковых и разведочных скважинах (шесть из них опробованы совместно с пластов ЮС12). В 26 скважинах получены безводные притоки нефти дебитами от 0,8 м3/сут. при Ндин=1073 м до 187,6 м3/сут. на 8 мм штуцере. В 12 скважинах получены притоки нефти с водой дебитами от 4,0 м3/сут. до 165,5 м3/сут. (обводненность 40 %). [1]
	Пласт ЮС12
Таблица 1.10 - Параметры пласта ЮС12
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластово-сводовая
7,8х4
24
2661,1
4,7
2683
7,1
0,239
	
	Пласт, в пределах залежи, опробован в двух разведочных скважинах совместно с пластом ЮС11. Получены безводные притоки нефти дебитами 64 м3/сут. на 8 мм штуцере и 81 м3/сут. на 6 мм штуцере.
	В стратиграфическом отношении горизонт ЮС2 приурочен среднеюрским отложениям тюменской свиты. Особенностью строения горизонта в пределах площади месторождения является наличие малоамплитудных разломов в западной части месторождения, которые прослеживаются и в пласте ЮС1.
	Горизонт ЮС2 состоит из двух пластов: ЮС21 и ЮС22.
	Пласт ЮС21
	Продуктивность пласта ЮС21 имеет региональный характер распространения, прослеживаясь без разрыва нефтеносного поля на Федоровском, Западно-Сургутском, Восточно-Сургутском, Родниковом, Русскинском и других месторождениях.[22]
	В пределах пласта на Русскинском месторождении выявлена одна залежь нефти.


Таблица 1.11 - Параметры пласта ЮС21
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластовая
40,7х34,3
370
2688-3042,2
3,8
-
5,2
0,358

	Пласт опробован в 53 поисковых и разведочных скважинах. Максимальный безводный приток нефти составил 44,4 м3/сут при Ндин = 613 м. Нефтеносность пласта подтверждается данными эксплуатации.
	Пласт ЮС22
	Пласт ЮС22 представлен песчано-глинистыми породами, которые на значительной части месторождения полностью замещаются непроницаемыми разностями. Толщины глинистых разделов между последними проницаемыми пропластками пласта ЮС21 и первыми проницаемыми пропластками пласта ЮС22 в скважинах по данным ГИС изменяются от 1,2 м до 15,3 м.[6]
	В пределах пласта выявлено 13 залежей нефти.
Таблица 1.12 - Параметры пласта ЮС22
Залежь
Тип
Размер, км
Высота, м
Отметки вскрытия, м
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Среднее ВНК, м
Коэффициент расчленённости
Коэффициент песчанистости
1
Пластово-сводовая
12,2х6,8
44
2734,2-2801,5
2,7
2762-2778
2,4
0,315
2
Пластово-сводовая
4,3х1,6
23
2771,6-2792,3
2,5
2795,4
2,2
0,396




Продолжение таблицы 1.12
3
Пластово-сводовая
2,8х2,2
12
2785
4,0
2797
5
0,658
4
Пластово-сводовая
1,7х1,5
6
2747-2748
1,8
2753,3
2
0,488
5
Пластая
4,2х2,4
80
2899,1
3,2
2766,2
5
0,529
6
Пластовая
2,2х1,8
5,5
2804,3
0,8
2805,5
2
0,175
7
Пластовая
4,0х3,4
26
2844,9
3,4
2856,3
2
0,439
8
Пластовая
0,8х0,5
2,8
2836,8
0,5
2839,5
2
0,439
9
Пластово-сводовая
2,1х1,6
14
2777,9-2779
1,7
2791,9
4
0,255
10
Пластовая
6х2,5
50
3007
1,1
3009,6
1
0,371
11
Пластовая
6,0х0,8
25
2883,1
0,7
2885,3
1
0,163
12
Пластово-сводовая
1,5х1,3
20
2739,8-2758,8
1,1
2760,2
2,1
0,222
13
Пластово-сводовая
6,4х3,3
48
2739,4-2782,7
1,0
2787,4
2,2
0,266

	Пласт опробован в 16 разведочных скважинах. Максимальный безводный приток нефти (9,1 м3/сут на 4 мм штуцере) получен при совместном опробовании пластов ЮС21 и ЮС22 в скважине №2042Р. Нефтеносность пласта подтверждается данными эксплуатации.
     
1.2 Физико-гидрогеологическая характеристика продуктивных пластов

	Русскинское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского мегабассейна. [7]
	В пределах геологического разреза месторождения выделяется пять гидрогеологических комплексов: олигоцен-четвертичный (первый), турон-нижнеолигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвёртый), юрский (пятый).
	Турон-олигоценовый гидрогеологический комплекс на 80-90 % представлен глинистыми водоупорными породами и делит весь разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж, содержащий пресные воды с минерализацией не более 0,6 г/л. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов, слагающие нижний этаж, содержат солёные воды с минерализацией около 22 г/л. Заключенные в них подземные воды находятся в условиях затрудненного, а местами застойного водообмена. Для вод нижнего этажа характерна относительно высокая минерализация, сравнительно высокие концентрации микроэлементов, высокие температуры, газонасыщенность и преимущественно метановый состав газа.
	Пятый водоносный комплекс. Юрский гидрогеологический комплекс включает трещиноватые породы фундамента, кору выветривания, континентальные, прибрежно-морские отложения тюменской и васюганской свит.
	К породам комплекса приурочены продуктивные горизонты ЮС2 и ЮС1. Низкие коллекторские свойства пород, слагающих данный комплекс, обуславливают слабые притоки пластовых вод. Минерализация пластовой воды горизонта ЮС2составляет 24.8 г/л. В целом по району минерализация вод тюменской свиты увеличивается в восточном направлении Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната.Минерализация воды горизонта ЮС1 составила 22,6 г/л. По типу воды комплекса - гидрокарбонатно-натриевые.
	В водах продуктивных горизонтов ЮС2 и ЮС1 содержится йод до 3 мг/л, бром - до 79 мг/л. фтор - до 2 мг/л. Растворенный газ содержит 83-88 % метана, 5-8 % азота, до 3 % углекислого газа, гелия - около 0 1 %, аргона - до 0.06 %.
	Верхним водоупором для юрских отложений является толща плотных аргиллитов георгиевской свиты, битуминозных аргиллитов баженовской свиты, а также аргиллиты нижней части сортымской свиты, общей толщиной от 50 до 90 м.
	Четвертый водоносный комплекс. Неокомский комплекс включает в себя проницаемые горизонты внутри сортымской, усть-балыкской, сангопайской и нижней части алымской свит. Литологически комплекс представлен чередованием аргиллитов и песчано-алевролитовых пород. Нижние горизонты комплекса сложеныпреимущественно тинистыми породами. Водообильность пород различна в зависимости от толщины пластов и коллекторских свойств песчаников.[22]
	Пластовые воды данного комплекса относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Средняя минерализация вод неокомского комплекса на месторождении достигает 24 r/л. Из микрокомпонентов в подземных водах присутствуют йод (до 21 мг/л), бром (до 80 мг/л), фтор (до 5 мг/л). Растворенный газ содержит метана до 93 %, азота - до 7 %, гелия - до 0,14 %, аргона - до 0,05 %, углекислого газа - до 3%.
	Перекрывается второй гидрогеологический комплекс достаточно мощной толщей непроницаемых глин нижнего (среднего) апта. Толщина водоупора составляет 25-60 м.
	Третий водоносный комплекс. Породы апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса отличаются от выше- и нижележащих преобладанием песчаных отложений, выдержанных как в разрезе, так и по площади. Песчаники характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Воды комплекса на многих месторождениях используются для поддержания пластового давления на разрабатываемых месторождениях.
	Тип воды - хлоркальциевый и гидрокарбонатно-натриевый. Минерализация составляет 15-20 г/л. Из микрокомпонентов присутствуют йод (до 15 мг/л), бром (до 58,9 мг/л), аммоний (до 30,3 мг/л). [6]
	Водоупором третьего гидрогеологического комплекса является мощная толща глинистых отложений верхнемелового и палеогенового возраста.
	Второй водоносный комплекс объединяет отложения турон-нижне-олигоценового возраста, представленные на 70-90 % глинистыми породами.
	Толщина пород в центральных частях низменности 650-680 м. В разрезе второго комплекса отмечены маломощные прослои песчано-алевритового материала, водоносность которых в рассматриваемом районе не изучена.
	В гидродинамическом отношении комплекс является региональным водоупором, изолирующим нижележащие водоносные породы от влияния поверхностных факторов на большей части площади бассейна.
	Первый водоносный комплекс литологически представлен песчано- алевритистыми и глинистыми отложениями олигоцен-четвертичного возраста. Толщина его изменяется от 250 до 280 м.
	Формирование отложений происходило в условиях свободного водообмена, избыточного увлажнения и тесной связи подземных вод с поверхностными.
	Характерной особенностью этой части разреза является наличие сезонно- и многолетнемерзлых пород.
	Подземные воды четвертичного водоносного горизонта заключены в песчаных отложениях пойменной и надпойменной террас и в озерно-аллювиальных отложениях.
	Воды изучены слабо; по составу гидрокарбонатные натриевые и магниевые с минерализацией 0,22-0,59 г/л.
	Концентрация солеобразующих компонентов соответствует ГОСТу «Вода питьевая» за исключением железа (предельно допустимая концентрация которого -0.3).
	Воды мягкие, pH изменяется от 7,1 до 7,45; содержат газы воздушного происхождения.
	Геотермические условия - в интервале глубин от 1360 до 2870 м температура увеличивается от 59 до 103 °С. Средняя пластовая температура горизонта ЮС2 равна 90 °С, ЮС1 - 88 °С, ачимовской толщи – 85 °С, горизонта БС11 - 80 °С. В целом для всего разреза геотермический градиент составляет 2-3 °С на 100 м.
	Продуктивные пласты Русскинского месторождения приурочены к нижнему гидрогеологическому комплексу. Водонапорные системы продуктивных пластов изучаемого месторождения не являются замкнутыми, а имеют значительные размеры и, следовательно, большие запасы пластовой энергии, выражающейся в создании эффективных напоров по всему району. Режим залежей на данном месторождении - упруговодонапорный.
	Также было проведено комплексное исследование кернового материала, отобранного из продуктивных пластов Русскинского месторождения по 62 скважинам. Для определения литолого-петрофизических характеристик пород были проведены следующие результаты исследований: послойное описание керна, детальное петрографическое описание шлифов, гранулометрический анализ лазерно-дисперсионным методом, рентгенофазовый анализ глинистой составляющей, термовесовой анализ, петрофизические исследования фильтрационно-ёмкостных свойств пород. Объём проведённых исследований по пластам приведен в таблице 1.13. [8]




Таблица 1.13 - Объём проведённых исследований по пластам
Пласт
БС111
БС160-21
ЮС11
ЮС12
ЮС21
ЮС22
Количество скважин
27
11
45
10
38
18
Количество определений, шт
Пористость
514
306
1019
114
1426
374

Проницаемость
390
225
717
87
994
284

Водоудерживающая способность
357
149
638
56
733
193

Гранулометрический анализ
57
13
40
4
37
9

Рентгено-структурный анализ
57
31
80
14
92
37

Термовесовой анализ
35
9
33
10
64
28

Описание шлифов
28
18
8
9
42
19

1.3 Свойства и состав пластовых флюидов

	Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Русскинского месторождения изучена на образцах: 276 глубинных проб из 91 скважины и 199 поверхностных проб из 140 скважин. Очень хорошо изучена продукция скважин пластов БС11, ЮС1 и ЮС2. Информация об ачимовских толщин (БС160- 21) пока отсутствует, исследования проводились на 10 поверхностных проб из 6 скважин.
	Исследования нефтей и газов выполнены службами Центральной лаборатории Главтюменгеологии, институтов СургутНИПИнефть и СибНИИНП.
	Отбор глубинных проб из скважин проводился пробоотборниками типа ПД-3М и ВПП-300 при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии, а отбор поверхностных проб нефти осуществлялось с устья добывающих скважин. [22]
Таблица 1.14 - Физико-химическая характеристика нефтей месторождения
Параметры
БС11
БС160- 21
ЮС1
ЮС2
Вязкость  средынефти  предлагаем в пластовых  конкретной условиях, мПа?с
2,12
2,00
1,11
3,94
Содержание  зарубежныхсеры  контрольные в нефти, %
1,74
1,75
1,82
1,82
Содержание  бачокпарафина  потоком в нефти, %
3,61
3,73
3,81
3,81
Давление  формуленасыщения  току нефти  серых газом,  разрез Мпа
11,0
9,2
12,0
8,6
Газовый  характеристикафактор,  радиального м3/т
54
63
95
36
Плотность  основнаянефти  насосов в пластовых  плавающими условиях,  уэцнкг/м3 умноженный
799
793
725
827
Коэффициент сжимаемости нефти, 1/ГПа
1,14
1,26
1,54
0,97
Вязкость дегазированной нефти, мПа*с
15
12
8,0
32
Пересчётный коэффициент, доли ед.
0,888
0,880
0,792
0,910

	Сероводород в физико-химическом составе нефтей Русскинского месторождения отсутствует. Содержание парафина, серы, а также высокого газового фактора вызывает осложнения при эксплуатации скважин оборудованным УЭЦН.
Таблица 1.15 - Краткая физико-химическая характеристика пластовых вод Русскинского месторождения
Параметры
БС111
БС160- 21
ЮС1
ЮС2
Пластовое давление, МПа
24
25
28
28,3
Пластовая температура, оС
80
85
88
86
Газосодержание, м3/м3
0,8
0,8
0,9
1,0
Плотность воды в у.п, кг/м3
997
993
993
993
Вязкость в условиях пласта, мПа*с
0,39
0,36
0,35
0,36
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*10-4
4,6
4,6
4,7
4,7
Объёмный коэффициент, доли ед.
1,02
1,02
1,03
1,023
Общая минерализация, г/л
23,6
21,7
22,6
24,8
	Характеристика газонасыщенных нефтей пласта БС111 исследована практически детально (39 проб из 15 скважин). Растворённый газ содержит до 91% метана, 6% азота и углекислого газа 3 %. Газонасыщенность вод на границе ВНК 2,3-2,6 м3/м3. [1,2]
	Характеристика газонасыщенных нефтей горизонта ЮС1 исследована более чем детально (132 пробы из 40 скважин). Растворённый газ содержит 85,5 % метана, 6,5 % азота и до 3 % углекислого газа. Газонасыщенность вод на границе ВНК 2,3-2,9 м3/м3.
	Характеристика газонасыщенных нефтей горизонта ЮС2 изучена на образцах 105 глубинных проб из 36 скважин и 95 поверхностных проб из 70 скважин. Растворённый газ содержит 80 % метана. Концентрация углекислого газа и азота не превышает 3-6%. Газонасыщенность вод на границе ВНК 2-3 м3/м3.

1.4 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

	На Русскинском месторождении был выполнен огромный объём исследований по фильтрационно-ёмкостным характеристикам продуктивных пластов.[6]
	Все проведённые исследования (исследования керна, ГИС И ГДИ) были сделаны по всей площади месторождения. При подсчёте запасов и проектировании приняты средние значения параметров, определённые по результатам трёхмерного моделирования по данным интерпретации ГИС.
	На Русскинском месторождении установлена нефтеносность в 12 пластах: БС111, БС160, БС16, БС170, БС18, БС19, БС20, БС21, ЮС11, ЮС12, ЮС21, ЮС22. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения представлена в таблице 1.16 и 1.17.


Таблица 1.16 – Краткая характеристика продуктивных пластов Русскинского месторождения
Параметры
БС111
БС160
БС16
БС170
БС18
БС19
БС20
БС21
Средняя глубина залегания кровли, м
2293-2387
2819
2823
2836
2620
2620
2635
2637
Средняя общая толщина, м
14,8
12
18,8
11,3
11,0
9,6
13,3
7,9
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
3,5
2,2
2,6
0,9
3,9
0,4
2,9
1,9
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
5,1
-
-
-
3,2
-
1,2
2,1
Коэффициент пористости, доли ед.
0,21
0,18
0,18
0,16
0,21
0,17
0,2
0,23
Проницаемость, 10-3 мкм2
118
13
36
3
26
2
13
24
Начальное пластовое давление, МПа
23,9
28,8
28,8
28,8
26,9
26,9
27,1
27,1

Таблица 1.17 – Краткая характеристика продуктивных пластов Русскинского месторождения
Параметры
ЮС11
ЮС12
ЮС21
ЮС22
Средняя глубина залегания кровли, м
2671-2862
2674
2860
2750-2980
Средняя общая толщина, м
14,7
46,5
17,1
9,6
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
4,5
4,7
3,8
2,4
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
3,5
6,0
-
1,2
Коэффициент пористости, доли ед.
0,17
0,18
0,16
0,15

Продолжение таблицы 1.17
Проницаемость, 10-3 мкм2
62
26
7
7
Начальное пластовое давление, МПа
27,8
27,8
28,6
28,6

	В настоящее время месторождение разрабатывается на основании «Дополнения к проекту разработки Русскинского месторождения», составленного Тюменским отделением «СургутНИПИнефть» и утверждена ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре в 2009 году.
	Таким образом, на Русскинском месторождении выделено двенадцать эксплуатационных объектов, включающих в себя семь продуктивных пластов:БС111, БС160, БС16, БС170, БС18, БС19, БС20, БС21, ЮС11, ЮС12, ЮС21, ЮС22.
	
1.5 Запасы углеводородов

	По величине извлекаемых запасов нефти Русскинское месторождение является крупным, по количеству подсчётных объектов многопластовым со сложным строением.[8]
	Запасы нефти и растворенного газа Русскинского месторождения утверждены в 2006 году ГКЗ Роснедра по двенадцати подсчётным объектам БС111, БС160, БС16, БС170, БС18, БС19, БС20, БС21, ЮС11, ЮС12, ЮС21, ЮС22 в количестве:
	начальные геологические запасы:
	нефти 						190685 тыс.т по категориям ВС1
								99966 тыс.т по категории С2
	растворенного газа				9453 млн.м3 по категории ВС1
								4211 млн.м3 по категории С2
	начальные извлекаемые запасы:
	нефти						52504 тыс.т по категории ВС1
								14651 тыс.т по категории С2
	растворённого газа 				4006 млн.м3 по категории ВС1
								829 млн.м3 по категории С2
	коэффициенты извлечения нефти:
								0,275 по категориям ВС1
								0,147 по категории С2
	За период 2006-2011 годов на основании результатов бурения эксплуатационны.......................