Тобойское нефтяное месторождение.

     ВВЕДЕНИЕ

           Тобойское нефтяное месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в прибрежной части Печорского моря на Медынском полуострове и является одним из первоочередных объектов освоения нефтяных месторождений Ненецкого автономного округа.
           Тобойское месторождение открыто в 1984 году. В тектоническом отношении месторождение находится в пределах Медынско - Сарембойской антиклинальной зоны, которая входит в состав Варандей - Адзьвинской структурной зоны.
           На месторождении в период с 1984 по 1992г. пробурено двенадцать поисково-разведочных скважин, десять из которых находятся в контуре нефтеносности всех залежей (скважины №№ 1, 11, 12, 13, 14, 34, 35, 36, 37, 62) и две - за контуром (скважины №№ 32 и 68). Тобойское месторождение введено в разработку в мае 2003 года двумя эксплуатационными объектами: пласт  D3f (рифовая залежь) и пласт D1р (пластово-сводовая залежь).
           При добыче нефти и газа возникают проблемы, связанные с повышением производительности скважин. Известно, что продуктивность скважин во многом зависит от естественной проницаемости продуктивного пласта в целом и призабойной зоны, в частности. Кроме того, большое влияние на последующую производительность объекта оказывают характер и зона изменения проницаемости в процессе закачивания и эксплуатации скважин.
           В этой связи весьма важное значение приобретают методы интенсификации добычи нефти, которые позволяют восстановить, а зачастую и улучшить фильтрационные характеристики коллекторов в призабойной зоне скважин.         
           В данном дипломном проекте подробно рассматривается 

     1  ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

           Тобойское нефтяное месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в прибрежной части Печорского моря на Медынском полуострове (рис.1.1).
           От г. Нарьян-Мара, административного центра автономного округа, крупного речного и морского порта, Тобойское месторождение удалено на 300 км к северо-востоку. От п. Варандей оно находится на расстоянии в 30 км, от д. Черная и п. Каратайка – в 120 км, от п. Амдерма и г. Воркута в 140 и 270 км, соответственно.
           В географическом отношении Тобойское месторождение расположено за Полярным кругом в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Рельеф, представляющий собой прибрежную тундру, слабо всхолмленный с отметками над уровнем моря 5 – 15 м. Часть площади занята болотами.
           Климат района субарктический, с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 3-60С. Продолжительность периода с отрицательными температурами составляет до 270 дней в году. Морозы в январе – марте достигают минус 45-500С. Максимальная температура в июле достигает плюс 20-300С. Продолжительность светового дня в зимнее время (декабрь) составляет 2 часа, а в летне-весеннее (апрель-июнь) – 18-24 часа.
           Снежный покров в понижениях рельефа достигает 3-х метров. Реки и озера, покрытые льдом, пригодны для авто - и гусеничного транспорта с конца декабря до конца апреля. Толщина льда достигает 1,5 м, большинство рек и озер промерзают полностью. В районе снегопад часто сопровождается пургой со скоростью ветра до 27 м/сек. Среднегодовое количество осадков 400-500мм.
           Местность является типичной для тундры безлесной ландшафтной зоной. Субарктического пояса с характерной мохово-лишайниковой растительностью. 
           В районе работ инфраструктура отсутствует. Доставка грузов в зимний период возможна гусеничным транспортом высокой проходимости по «зимнику» от пос. Варандей, от железнодорожной станции Мульда, расположенной рядом с г. Воркута, и от подбазы «Медынский заворот».
           Водоснабжение буровых осуществляется в летнее время из близлежащих проток и озер, в зимнее время при их промерзании на привозной воде из непромерзающих озер. В районе работ отсутствует дорожная сеть и линии электропередач. Связь осуществляется по рации. Снабжение теплом осуществляется от индивидуальных котельных, снабжение электричеством – от индивидуальных электростанций на дизельном топливе.
           По инженерно-геологическим условиям район относится к сложным. На территории помимо таких физико-геологических явлений как оплывины, заболачивания, выветривания, речная эрозия и аккумуляция, широкое распространение получают процессы, связанные с наличием толщи многолетнемерзлых пород (ММП) на глубине до 360 м. Наибольшее распространение в исследуемом районе имеют криогенные процессы: морозобойное растрескивание, термокарст, сезонное и многолетнее пучение, новообразование ММП и др. Все эти процессы осложняют освоение территории. В число важнейших задач выдвигается охрана окружающей среды. Охранные мероприятия должны осуществляться в полном объеме при строительстве и эксплуатации нефтепромысловых объектов.

    
 
	
Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ
     2  ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
     
2.1  Геологическое строение месторождения и залежей
2.1.1  Геолого-геофизическая изученность
           Тобойская антиклинальная структура была выявлена в 1979 году сейсморазведочными работами методом отраженных волн (МОВ). Сейсморазведочные работы сначала МОВ, потом методом общей глубинной точки (МОГТ) проводились в пределах площади в период с 1973 по 1988 гг.
           По результатам этих исследований построены структурные карты по отражающим горизонтам (ОГ), которые характеризуют геологическое строение площади по отложениям триаса (ОГ А1), нижней перми (ОГ Ik), нижнего карбона (ОГ IIV), верхнего и нижнего девона (ОГ IIIf1 и IIID1).
           В 1980 году сейсморазведочными работами МОГТ Тобойская структура по упомянутым отражающим горизонтам подготовлена и передана под глубокое нефтепоисковое бурение.
           Сейсморазведочные работы МОГТ продолжались до 1988 года и в результате совместной интерпретации старых данных и вновь полученных материалов построены детальные структурные карты по отражающим горизонтам: IIIf2 (кровля верхнефранских отложений), IIID1p (кровля отложений пражского яруса), IIID1l (кровля карбонатных отложений в низах лохковского яруса) и III-IV (кровля силура), которые наряду с данными бурения приняты за основу при построении подсчетных планов месторождения.
           Плотность сейсморазведочных профилей в пределах месторождения различна – в северо-западной половине она составляет 2,4 км/км2, а в юго-восточной части – 1,7 км/км2.
           Тобойская площадь была введена в глубокое бурение в 1983 году. В ее пределах пробурено 11 поисково-разведочных скважин: №№ 1, 11, 12, 13, 14, 32, 34, 35, 36, 37, 68. Скважина № 62 находится во временной консервации в процессе бурения при забое 2761 м. Скважины №№ 32 и 68 пробурены за контуром структуры и ликвидированы по геологическим причинам. 
           Первая поисковая скважина  № 11 явилась «первооткрывательницей» нефтяной залежи в песчаниках пражского яруса нижнего девона «D1p». Скважина № 12 является «первооткрывательницей»  залежи в карбонатах верхнего девона «D3f».
           Месторождение открыто в 1984 году, когда при испытании скважины № 11 из песчаников пражского яруса нижнего девона «D1p» был получен фонтанный приток легкой нефти, а в скважине № 12 установлена залежь нефти в карбонатах франского яруса верхнего девона «D3f». Кроме того, в отложениях лохковского яруса нижнего девона выявлено 5 нефтяных залежей, охватывающих Тобойское и Мядсейское месторождения: «D1-А», «D1-Б», «D1-В», «D1-Г», «D1-Д».
           Залежи характеризуются различной степенью изученности бурением. Основным объектом, содержащим запасы нефти, подготовленные по категории С1, является рифовая залежь «D3f», которая разведана и подготовлена к промышленному освоению.
           Залежь «D1p» недоразведана, доля запасов нефти категории С1 составляет 39%. Более 60% геологических запасов пласта «D1р» отнесено к запасам категории С2.    Низкой степенью разведанности характеризуются залежи лохковского яруса: «D1-А», «D1-Б», «D1-В», «D1-Г», «D1-Д». - доля запасов С1 составляет всего 3,2%.
           Таким образом, имеющаяся геолого-геофизическая информация по месторождению недостаточна для создания достоверной геологической модели по всем залежам и требуется проведение дополнительных геологоразведочных работ в его пределах.
 2.1.2  Геологическое строение залежей
На Тобойском месторождении, в разрезе девонских отложений выявлено семь нефтяных залежей - «D3f», «D1p», «D1-А», «D1-Б», «D1-В», «D1-Г», «D1-Д».
           Залежь «D1p» приурочена к песчаному пласту в нижней пачке пражского яруса нижнего девона и относится к типу пластовых, сводовых, литологически экранированных. Строение залежи характеризует структурная карта по кровле проницаемых коллекторов. В плане залежь изометрической формы, двухсводовая, объединяет структуры Тобойскую и Восточно-Тобойскую. Контур залежи на северо - северо-западе контролируется линией ВНК, с юга она ограничивается линией замещения коллекторов, а с востока - береговой линией. По результатам опробования скважин (№№ 11, 14)  ВНК принят на абсолютной отметке – 3381 м, соответствующей гипсометрическому положению подошвы нефтенасыщенного пласта скважины № 14 (3380,8 м). Размеры залежи достигают 0,9  4,4 х 10,5 км, высота 81 м.
           Восточный свод залежи бурением не изучен, а западный - вскрыт 4-мя скважинами (№№ 11, 12, 13, 14). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 м (скважина № 14) до 4,6 м (скважина №11). Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 2,8 м. Коллекторами залежи являются кварцевые песчаники, керном не охарактеризованы. Покрышкой для залежи служат глинистые отложения нижней пачки пражского яруса, средней мощностью 40 м.
           Залежь «D3f» приурочена к карбонатным биогермным отложениям верхнефранского подъяруса. Залежь массивная сводовая. Коллекторы представлены известняками мелко- и среднезернистыми, пористо-кавернозными, трещиноватыми. Покрышкой для залежи служат глинистые известняки средней мощностью 50 м.
           Структурный план залежи представляет структурная карта  по кровле проницаемых карбонатов. Контур залежи овальной формы северо–западной ориентации, ограничивается ВНК –2728 м. ВНК принят по данным ГИС и результатам опробования скважин №№ 14, 34, 37. Размеры залежи составляют 2,64,0 х 11,3 км, высота 94 м. Свод залежи расположен в районе скважины № 1, наивысшая абсолютная отметка –2634 м. Продуктивные отложения пласта «D3f» вскрыты в 7-ми скважинах (№№ 1, 12, 14, 34, 35, 36, 37). Эффективные нефтенасыщенные толщины меняются от 47,2 м (скважина № 1) до 11,6 м (скважина № 36), с максимальными значениями в сводовой части залежи. Залежи «D1-А», «D1-Б», «D1-В», «D1-Г», «D1-Д» локализованы в нижней части лохковского яруса нижнего девона – в карбонатной толще овинпармского горизонта (пачка II). Пачка II представляет собой пласты известняков толщиной от 15 до 35 м, с прослоями глинисто-карбонатных отложений. Залежи пластовые, сводовые. Коллекторы представлены известняками в разной степени доломитизированными. Локальными покрышками служат пласты глинистых известняков мощностью15  30 м. Региональной покрышкой для залежи «D1-A» служат глинистые карбонаты пачки III.
           Геологическое строение залежей в пределах Тобойского месторождения характеризует структурная карта по кровле карбонатной толщи. Залежи двухсводовые (в пределах структур Тобойской и Восточно-Тобойской), в плане представляют сужающиеся к северо-западу брахиантиклинали с размерами 1,25  1,5 х 6,6  6,9 км. На Тобойском месторождении залежи «D1-А», «D1-Б» вскрыты в скважинах №№ 12, 14, 68, залежи «D1-В», «D1-Г», «D1-Д» - в скважинах № 12 и 14.

2.2 Литолого-петрографическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

В таблице 1.1 приведена сводная литолого-стратиграфическая характеристика горных пород. 

Таблица 1.1 - Сводная литолого-стратиграфическая  характеристика горных пород
Индекс
  Интервал,  м                           
  Горная порода
Стандартное описание
горной породы:
стратигра-
фического
подразде-
ления

     
     
     

от (верх)
до (низ)

Краткое название
полное название, характерные признаки (структура,  минеральный состав и т.д.)
1
2
3
4
5
T1hr
1130
1280
Глины, песчаники и алевролиты
Глины красновато-коричневые, аргиллитоподобные. Песчаники и алевролиты зеленовато-серые, полимиктовые
T1?b
1280
1540
Глины, песчаники и алевролиты.
Песчаники и алевролиты зеленовато-серые, мелкозернистые, полимиктовые. Глины красновато-коричневые.
C1s
1540
1700
Известняки
Известняки серые, разнокристаллические, прослоями органогенно-детритовые, плотные. 
C1ok
1700
1970
Известняки с редкими прослоями доломитов
Известняки серые, мелко-скрыто-кристаллические, массивные, плотные, очень крепкие, неравномерно доломитизированные.

C1k?
1970
2050
Аргиллиты с прослоями известняков, песчаников и алевролитов.
Аргиллиты темно-серые до черных, плотные, крепкие, плитчатые, участками известковистые до перехода в глинистый известняк. Песчаники и алевролиты мелкозернистые, кварцевые.
C1t
2050
2120
     Известняки
Известняки темно-коричневато-серые, черные неравномерно доломитизированные, окремненные с гнездами ангидрита, кавернозные, трещиноватые, внизу прослои аргиллита хрупкого.
D3fm3+2
2120
2450
Вверху - известняки, внизу - известняки с прослоями глин
Известняки микрозернистые, неравномерно перекристаллизованные и доломитизированные, массивные. Глины алевритовые
D3fm1
2450
2610
     Известняки
Известняки тонко-мелкозернистые, сгустково-комковатые, доломитизированные.
D3ev+lv
2610
2665
Известняки, редко аргиллиты и доломиты.
Известняки тонко-мелкозернис-
тые,глинистые до перехода в мергели доломитизированные. Аргиллиты тонкоплитчатые, алевритистые. Доломиты буровато-серые
D3sr?
2665
2930
Известняки
     

Известняки строматолитоподобные, комковато-сгустковые, пористо-кавернозные, трещиноватые.
D3dm
2930
2970
Известняки
Известняки тонкозернистые, массивные, плотные, слоистые, содержат глинисто-битуминозные вещества.
D3tm+sr
2970
3080
Вверху - аргиллиты, известняки,  алевролиты, мергели.
Внизу - алевролиты, песчаники и редко аргиллиты.
Известняки и мергели серые, имеют подчиненное значение, алевролиты, песчаники кварцевые, глинистые.
D1em
3080
3250
Переслаивание доломитов, мергелей, песчаников, ангидритов
Доломиты мелкокристаллические, неравномерно глинистые. Мергели доломитовые, неравномерно слоистые.  
D1p
3250
3390
В верхней части доломиты. В нижней – алевролиты, песчаники,  доломиты
Доломиты светло-коричнево-серые, неравномерноглинистые, содержат гальку и прослои ангидрита. Алевролиты, песчаники, доломиты имеют пестрый цвет.
D1sk
D1а-д.т.
3390
3690
Доломиты, ангидриты, мергели.
Доломиты коричневато-серые, микрокристаллические, с включениями ангидрита. Ангидриты коричневато- и темно-серые, тонкокристаллические, линзовидно-слоистые. глинистые. Мергель темно-серый доломитовый.
D1sk
D1г-к.т.
3690
3780
Доломиты, известняки
Доломиты в основном глинистые. Известняки доломитизированные, часто глинистые
Д1ор
3780
4200
Известняки, доломиты, мергели
Известняки водорослевые, органогенно-детритовые, часто доломитизированные, нефтена-
сыщенные, с эпигенетическими трещинами (пачка II), микро-тонкокристаллические,глин-тые слоистые. Доломиты вторичные, разнокристаллические. 
2.3  Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
 
           Характеристики толщин продуктивного пласта D1p Тобойского месторождения представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика толщины продуктивного пласта D1p
Толщина
Наименование
Пласт
D1p




Общая
Средняя, м
4.2
 
Коэффициент вариации, д.ед.
0.37
 
Интервал изменения, м
1,6-5,2
в т.ч.
 
Нефтенасыщенная
Средняя, м
4.2
 
Коэффициент вариации, д.ед.
0.42
 
Интервал изменения, м
1,6-5,2
Эффективная
Средняя, м
3.3
 
Коэффициент вариации, д.ед.
0.36
 
Интервал изменения, м
1,6-5,2
           
Для определения физических и емкостно-фильтрационных свойств пород, слагающих разрез месторождения, исследовался керн, отобранный при бурении скважин на обычном глинистом растворе. Отбор образцов производился в среднем через каждые 0,1 - 0,3 м в пористо-проницаемых разностях и через 0,5  1,5 м - в плотных.
           Залежь «D1p». Пражские отложения имеют двучленное строение и характеризуются повышенной глинистостью. Верхняя пачка сложена ангидритами и доломитами, нижняя – алевролитами и песчаниками с прослоями доломитов и ангидритов. Песчаники мелкозернистые, сложены преимущественно зернами кварца, сцементированными глинисто-карбонатным материалом. По материалам ГИС в нижней части данной пачки выделен пласт-коллектор мощностью от 1,6 м до 4,6 м. Пористость по данным ГИС меняется в пределах от 9 до 17,5%, составляя в среднем 12,0%. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям составляет в среднем 5*10-3 мкм2, изменяясь от 4,4 до 11,7*103 мкм2 (табл.1.3).

Таблица 1.3 - Характеристика коллекторских свойств и   нефтегазонасыщенности пласта D1p Тобойского месторождения
 
Метод
определения
 





 
 
Наименование


 
 
 
Пласт D1p




Проница-
емость,
мД
 
Порис-
тость,
доли ед.
 
Нефте-
насы-
щенность,
доли ед.
Нефтенасыщенная часть




 
Геофизические
исследования 
скважин
Количество скважин, шт
 
4
4

Количество определений,шт
 
11
11

Среднее значение
 
0.122
0.64




Интервал изменения
 
0,09-0,175


0,31-0,90




Водонасыщенная часть

Геофизические
исследования 
скважин
 
Количество скважин, шт
 
1
 

Количество определений,шт
 
3
 

Среднее значение
 
0.11
 

Интервал изменения
 
0,102-0,127
 
Пласт в целом
Гидродинами-
ческие
исследования
скважин
Количество скважин, шт
2
 
 

Количество определений,шт
2
 
 

Среднее значение
10
 
 

Интервал изменения
5,4-11,7
 
 
      
           Залежь «D3f». Нефтяная залежь приурочена к кровельной части верхнефранского разреза (D3dm+src), представленного в основном биогермными известняками прибрежного мелководья. Визуально известняки светло-серые, чаще белесые с коричневым оттенком за счет нефтенасыщения, мелко- и среднезернистые, массивные, пористо-кавернозные, трещиноватые, с незначительным содержанием нерастворимого остатка. Каверны имеют округлую и щелевидную форму размером от 1 мм до 2 см. Отличительной особенностью описываемых коллекторов является их текстурно-структурный рисунок. Текстура преобладает пятнистая, реже прерывисто-волнистая, обусловленная перекристаллизацией.
           Основная масса породы слагается сгустками и комками водорослевого субстрата, сложенного кальцитом различной зернистости, в которых содержатся многочисленные обломки брахиопод, иглокожих, кораллов, а также обрывки водорослей.
           Многочисленные поры и каверны, сообщающиеся и закрытые, пигментированы битуминозным веществом от черного до светло-коричневого цвета. Размер пор 0,05  0,50 мм. Каверны многочисленны, размером до 2 – 9 мм. Стенки инкрустированы светлым перекристаллизованным кальцитом. Количество пор и каверн в шлифах в основном изменяется в пределах 7 - 10%, достигая 12  15%, в единичных случаях до 20 - 25%.
2.4 Свойства нефти в стандартных условиях

     Физико-химические параметры нефтей в стандартных условиях изучены по устьевым пробам, а также дегазированным нефтям, полученным в результате стандартной сепарации и однократного разгазирования глубинных и рекомбинированных проб.  Параметры приведены в таблице 1.4.
           Залежь «D1p». Физико-химические свойства нефти изучены по 4 устьевым и одной глубинной пробам.
Плотность нефти изменяется от 839,2 до 851,2 кг/м3, составляя в среднем 842 кг/м3. В пластовых условиях составляет 787 кг/м3. 
Нефть имеет невысокую вязкость при 20оС - в среднем 21,05 мм2/с при колебаниях от 15,96 до 32,66 мм2/с.
Среднее содержание смол составляет 6,5%, минимальное – 4,8%, а максимальное – 8,6%. Количество асфальтенов небольшое – в среднем 2,6%. Среднее содержание парафинов составляет 7%, при диапазоне изменения от 3,4 до 11,2%.
В большинстве проб содержание серы не превышает 0,5%. Значения этого параметра колеблются от 0,39 до 0,56% при среднем значении 0,5%.
           Средняя температура начала кипения равна 76оС. Выход светлых фракций с температурой кипения до 200оС меняется от 14 до 22%, в среднем составляя 17,4%. Количество фракций, выкипающих до 300оС, составляет от 38 до 42% (среднее значение – 39,4%).
           Залежь «D3f». Плотность нефти по 8 представительным устьевым пробам изменяется от 915,2 (скважина № 1) до 940,4 кг/м3 (скважина № 37). Среднее значение – 925,2 кг/м3. Плотность дегазированной нефти, определенная по двум глубинным (скважины №№ 1 и 35) и одной рекомбинированной пробе из скважины № 36, колеблется от 916,6 до 927,6 кг/м3, составляя в среднем 923,5 кг/м3. В целом по залежи средняя плотность составляет 924,8 кг/м3.
           Вязкость нефти при 20оС для устьевых проб меняется в довольно широком диапазоне – от 241,8 (скважина № 1) до 867,9 мм2/с (скважина № 36). Для дегазированных нефтей отмечается значительно меньшее колебание этого параметра – от 233,04 до 491,6 мм2/с. Средние значения вязкости нефти при 20оС, рассчитанные отдельно для устьевых и дегазированных проб, составляют 493,6 и 390,37 мм2/с, соответственно. В среднем по залежи вязкость нефти равна 465,47 мм2/с. Содержание смол в нефтях составляет 10,6%, а асфальтенов 11%, следовательно, их можно отнести к типу смолистых.

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта D1p представлена в таблице 1.4


Таблица 1.4 - Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта D1p 

Параметры

пласт "D1p"
Средняя глубина залегания, м
3370
Тип залежи
Пластов.сводов.
Тектон
Тип коллектора
гранулярный
Площадь нефтеносности, тыс.м2
37600
    в   т.ч.  категории  С1, тыс.м2
                 категории С2 , тыс.м2
13700
23900
 Высота залежи, м
81,0
Абсолютная отметка ВНК, м
-3381
Пористость, (проц.)
12,0
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.
0,64
Проницаемость, мкм2
0,005
Гидропроводность, мкм2*м/Па*с.
0,26
Начальная пластовая температура, 0С
68,0
Начальное пластовое давление, МПа
32,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с
1,96
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3
787
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3
842
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
1,32
Давление насыщения нефти газом, МПа
18,7
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с
1,96
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3
1,109
Газосодержание нефти, м3/т
137,5
Массовое в нефти содержание,  (проц.):

     Серы
0,42
     Смол селикагелевых
8,63
     Парафинов
3,43



2.4.1 Свойства пластовой воды

     Продуктивные пласты  на Тобойском месторождении входит в состав водоносного комплекса доманиково-турнейских отложений. Водоносный горизонт характеризуется значительной водообильностью. Дебит притока воды составлял от 8 м3/сут из интервала 2752 – 2758 м в скважине № 37 до 568,8 м3/сут в скважине
 № 32 и 1056 м3/сут из интервала 2060 – 2139 м в скважине № 37.
     Пластовые воды исследовались из 8-ми скважин. Всего было исследовано 14 проб. По данным исследований пластовая вода характеризуется следующими гидрохимическими показателями: минерализация составляет 168,575 – 190,01 г/л; содержание брома – 277,06 – 485,21 мг/л; йода – 14,38 – 42,30 мг/л; хлор-бромный коэффициент – 254 – 271; коэффициент сульфатности- 0,54 – 1,0; коэффициент метаморфизации -0,77.
     Пластовые воды имеют повышенное содержание таких микрокомпонентов как бром, среднее содержание – 368,87 мг/л; йод – 21,09 мг/л; литий 20,22 мг/л и стронций -335,19 мг/л. Физические свойства пластовых вод изучались по результатам исследования глубинных проб, отобранных в скважине № 37 из интервала 2752 – 2756 м. Значение вязкости пластовых вод составляет 0,738 мПа*с, плотность – 1109кг/м3. 

    4. АНАЛИЗ ВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТТП «Лукойл-Севернефтегаз».

    4.1. Анализ существующих систем ограничения водопритока в 
    скважину.

Одной из актуальных проблем дальнейшей  эффективной разработки истощенных нефтяных залежей (ИНЗ) является повышение их конечной нефтеотдачи. Дальнейшая эксплуатация месторождений с применением заводнения становится нерентабельной. При этом в среднем на данных объектах не менее 50% запасов останутся неизвлеченными. 
Многими исследователями изучены и установлены основные причины обводнения скважин:
- прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым и недонасыщенным прослоям;
- подтягивание конуса подошвенной воды из водонефтяных зон;
- прорыв пластовых вод из выше- и нижележащих водоносных горизонтов по заколонному пространству;
- негерметичность э/колонн в различных водонасыщенных интервалах.
Для решения описанных задач в настоящее время известен наиболее 
эффективный метод – ремонтно-изоляционные работы. Данные работы выполняются в соответствии с характером и источником обводнения с привлечением служб капитального ремонта скважин и мероприятиями по увеличению продуктивности скважин.
 В результате исследований было разработано несколько методов, эффективно воздействующих на нефтяной пласт и увеличивающих нефтеотдачу ИНЗ. Основой для них послужили цемент, как базис всего процесса и химические реагенты, позволяющие создавать в пластовых условиях нерастворимый осадок, формирующийся в присутствии минерализованной воды и блокирующий выработанные и заводненные интервалы пласта. В результате происходит перераспределение направлений фильтрационных потоков в зоны и интервалы с повышенной нефтенасыщенностью, которые ранее слабо участвовали или не были вовлечены в разработку. 
     На протяжении многих лет научно-производственными центрами проводятся широкомасштабные работы по испытанию, отработке и внедрению новых технологий в области ведения ремонтно-изоляционных работ. Научные разработки НПЦ успешно используются на месторождениях Западной Сибири. В УПНП и ТКРС параллельно активно ведутся работы по совершенствованию технологии проведения ремонтно-изоляционных работ, результаты которой очевидны и будут представлены ниже. 
     Один из основных принципов НПЦ при проведении опытно-промышленных работ заключается в том, что промысловые работы ведутся, как правило, не в отдельных скважинах, а по участкам месторождений и целым пластам. При этом на выделенных участках подробно изучаются структура и распределение остаточных запасов нефти, динамика основных показателей разработки, уточняется геологическое строение объектов с построением схем сопоставления коллекторов и оценкой коллекторских свойств, обобщается и анализируется опыт выполненных мероприятий, направленных на увеличение полноты извлечения нефти, анализируются режимы эксплуатации скважин, работа подземного оборудования, проводится экономическая оценка рентабельности эксплуатации скважин участка, и только на основе обобщения полученной информации разрабатывается системный комплекс геолого-технических мероприятий  для конкретного
 участка, который затем реализуется на практике. 
Такой подход к разработке комплекса ГТМ, учитывающий рассмотрение системы скважин на участках залежи как единой совокупности взаимодействующих элементов, позволяет использовать его как метод управляющего воздействия на процесс разработки, В распоряжении НПЦ имеется достаточно много апробированных технологий воздействия на нагнетательные и добывающие скважины, объединенных в технологические комплексы, каждый из которых имеет свое специальное назначение. 
Приведем их краткую характеристику.
1. Технологический комплекс по регулированию внутрипластовых фильтрационных потоков.
     Основные задачи, которые решаются с помощью комплекса - продление периода рентабельной эксплуатации элементов залежи на поздней стадии разработки за счет улучшения выработки низкопроницаемых интервалов в неоднородных пластах и повышение нефтеотдачи увеличением охвата пластов заводнением по толщине и простиранию.

2. Технологический комплекс водоизоляционных работ.
Комплекс предназначен для обеспечения активной выработки остаточных запасов нефти на участке дренирования отдельных высокообводненных добывающих скважин и повышения нефтеотдачи в результате продления периода их рентабельной эксплуатации.
     Реализация мероприятий данного комплекса в скважинах позволяет снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти.

3. Технологический комплекс изоляционных работ по устранению негерметичностей.
Комплекс предназначен для восстановления герметичности э/колонны и как следствие вновь полное вовлечение в эксплуатацию объектов разработки. Реализация мероприятий данного комплекса в скважинах позволяет снизить обводненность добываемой продукции за счет ликвидации негерметичность э/колонны с дальнейшим устранением водопритока.

4. Технологический комплекс работ, связанный со строительством нового ствола скважины.
Комплекс предназначен для ликвидации конусных прорывов к зоне перфорации пластовых вод и невозможности его ликвидации методами тампонирования. Реализация мероприятий данного комплекса в скважинах позволяет снизить обводненность добываемой продукции за счет вовлечения в разработку не затронутых пропластков. 

	В данной дипломной работе будет рассмотрена наиболее известные и передовые технологии по изоляция заколонных циркуляций, обводненности по пласту и негерметичности э/к, применяющихся в настоящее время в УПНП и ТКРС.

4.2. Суть и способы изоляции зон в скважине.

Сущность ремонтно-изоляционных работ заключается в следующем:
- При отключении нижних пластов – создание в стволе скважины непроницаемого моста в пределах толщины пласта, вскрытой перфорацией.
- При отключении отдельных интервалов неоднородного пласта и верхних интервалов – в создании в отключаемом интервале пласта непроницаемой оторочки (экрана) по периметру скважины в пределах толщины интервала или пласта, вскрытого перфорацией.
- При креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта - в создании в пределах толщины разрушенной зоны пласта прочного проницаемого для углеводородов фильтра, ограничивающего вынос твердых частиц породы из пласта в скважину.
- При исправлении некачественного цементного кольца за колонной – в заполнении имеющихся нарушений в цементном кольце изолирующим материалом.
- При ликвидации нарушений обсадной колонны – в заполнении имеющихся  нарушений в цементном кольце и обсадной колонне или создании прочного тампона за обсадной колонной в интервале ее нарушения.
- При наращивании (доподъеме) цементного кольца – в заполнении пространства между стенкой скважины и обсадной колонной в интервале отсутствия цементного кольца.
- при устранении конуса обводненности – зарезка бокового ствола без вскрытия ранее обводненной части.

1. Известен способ заканчивания скважин, включающий закачку между 
порциями цемента слоя вязкоупругого состава, который под воздействием гидростатического давления в скважине сжимается, плотно прилегая к стенкам скважины, проникает в поры слоев цементного камня и герметизирует проход флюидов в заколонное пространство (1).
2. Известен способ межколонных газопроявлений в скважине, 
включающий закачку из-под пакера в надпакерную зону в затрубное пространство двух смешивающихся составов, образующих  высоковязкую систему, содержащую шлам из присадок к маслам, СЖК, отработанные нефтепродукты 1-2 %, хлористый кальций, сульфат и карбонат натрия, и бентонитовую глину. Смесь поднимается в надпакерное пространство и эффективно герметизирует неплотности в цементном камне, и вязкая структура смеси обеспечивает герметизацию межколонного пространства от прохождения газовых флюидов (2).
	3.	Известен тампонирующий состав для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи карбонатной породы, содержащей: масс% резиновая крошка 1,5-3,5; масло 0,5-10, ПАВ 0,1-5, нефть-остальное (3). При закачке состава в скважину улучшается капиллярное  всасывание его в карбонатную породу и тампонирование пор смесью резины с компонентами, вследствие чего происходит изоляция водонасыщенной части коллектора. Указанная техническая задача решена  тем, что в скважину, заполненную однородной по составу и плотности 1,02-1,23 г/cм3 жидкостью, при начальной приемистости не менее 150 м3/сут, производят спуск и посадку установленного на опрессованных НКТ пакера, с хвостовиком, длиною 20 – 50 м, равной половине расстояния от среза хвостовика до перфорации или негерметичности, затем  готовят и закачивают в подпакерную зону между буферными слоями тампонажную смесь, содержащую затворенный тампонажный цемент марки G, ПАВ и качественные реологические добавки, с плотностью 1,6-1,9 г/см3 и растекаемостью 20-24 см, после чего продавливают тампонажную смесь технической водой при рабочем давлении 10-32 МПа, выдерживают 24-48 ч, при температуре 40-90 ?С, затем стравливают в системе давление до атмосферного, производят распакеровку и подъём пакера. В результате происходит ускорение процесса при принудительном отверждении путем фильтрации жидкости отверждения сквозь смесь, предотвращая размыв смеси агрессивными пластовыми водами. Данное изобретение установлено экспериментально и используется на практике. Оптимальный объем жидкости под хвостовиком установлен экспериментальным и практическим путем для описываемых характеристик смесей.
      Технический результат, полученный при реализации методов  изоляции, заключается в следующем:
- начальная приемистость пласта при данном способе достаточна 150-200 м3/сут, по сравнению с требуемой величиной 400 м3/сут, при ранее проводимых работах;
- увеличен спектр выполняемых задач по ликвидации водопритоков за счет увеличения массы доставляемой смеси и конечного давления (32 МПа):
- повышение защиты эксплуатационных колонн от высоких давлений на 100%:
- широкие реологические показатели тампонажной смеси выбранных составов позволяют доставлять ее в низкопроницаемые обводненные участки пласта в необходимом количестве;
- ограничивается переток из пласта в пласт, водоприток по монолитным пластам при перемычках менее 1 м, уменьшается общее время проведения РИР (24-48 ч), за счет исключения повторного тампонирования;
- использование способа на месторождениях Западной Сибири позволяет увеличить его эффективность с 52 % до 87 % (условно эффективной считается операция, после которой получен дополнительный рост добычи нефти более 6 т/сут);
      Суть методов заключается в том, что были выбраны и отработаны оптимальные и универсальные параметры операций цементирования в сочетании с тиксотропными и реологическими свойствами тампонажных смесей, позволяющие осуществлять изоляцию различных видов водопритоков в скважину.
      Как экспериментально было установлено, что для обеспечения текучести смеси во время закачки, её плотность находится в пределах 1,6-1,9 г/см3. Меньшая плотность приводит к быстрому растеканию смеси при недостаточном времени связывания цементом воды и плохим тиксотропным свойствам цементного камня; большая плотность затрудняет закачку достаточного объёма тампонажной смеси. Характеристика – растекаемость 20-24 см, связана со временем доставки цемента в место негерметичности.......................