1  2

---

СОДЕРЖАНИЕ

 

Список сокращений.

ВВЕДЕНИЕ..

1. Геологическая часть.

1.1.     Общие сведения о месторождении.

1.2.     Физико-Литологическая Характеристика Пород -Коллекторов Продуктивных пластов.

1.3.     Геолого-геофизическая изученность месторождения.

1.3.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

1.3.2. Тектоника и общий структурный план.

1.3.3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ.

Вывод к 1 главе.

2. Сведения о разработке месторождения.

2.1.     Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом..

2.1.1. Фактические показатели разработки.

2.1.2. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.

2.1.3. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.

2.2.     Текущее состояние разработки объекта ЮС1.

2.2.1. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.

2.3.     Характеристика фонда скважины..

2.4.     Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН..

2.5.     Анализ примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти.

Вывод ко 2 главе.

3. Технологическая часть.

3.1.     Актуальность проведения РИР.

3.2.     Суть и способы изоляции зон в скважине.

3.3.     Эффективность изоляционных работ.

Вывод к 3 главе.

4. Расчет РИР для скважины 129. 53

Исходные данные.

5. Экономический эффект. 56

5.1.     Расчет экономического эффекта.

5.2.     Технико-экономические показатели проекта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…

 

Список сокращений

 

ППД – поддержание пластового давления

ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства

РИР – ремонтно-изоляционные работы;

ИНЗ – истощенные нефтяные залежи;

КИН – коэффициент извлечения нефти;

ЛУ – лицензионный участок;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

ЦКР – Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых;

НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение;

ЕНЭС – Единая национальная электрическая сеть;

ЦПС – центральный пункт сбора;

ГТЭС – газотурбинная электростанция;

ЭЦН – электроцентробежный насос;

ГТМ – геолого-технические мероприятия;

ГИС – геофизические исследования скважин;

ППД – поддержание пластового давления;

ВНК – водонефтяной контакт;

ЭЗ – элемент заводнения;

ВНФ – водонефтяной фактор;

НИЗ – начальные извлекаемые запасы;

КРС – капитальный ремонт скважин;

ЭК – эксплуатационная колонна;

ОЗЦ – ожидание застывания цемента;

ГРП – гидроразрыв пласта;

ПЗП – призабойная зона пласта;

ПАВ – поверхностно-активные вещества;

НПЦ – научно-производственный центр;

ТКРС – текущий и капитальный ремонт скважин;

УПНП – управление по повышению нефтеотдачи пластов;

НЦР – нефтецементные растворы.

ВВЕДЕНИЕ

 

Русскинское месторождение открыто в 1982 г., введено в разработку в 1987 г. согласно «Проекта пробной эксплуатации», составленного СибНИИНП (протокол технического совета Главтюменьгеологии № 19 от 20.05.86 г.). Лицензия на право пользования недрами Русскинского месторождения ХМН 00417 НЭ от 14.01.97 г. выдана ОАО «Сургутнефтегаз» сроком до 31.12.2048 г.

Геологические запасы нефти Русскинского месторождения с утверждением их в ГКЗ СССР подсчитывались два раза. Первый раз [1] запасы месторождения были утверждены ГКЗ СССР в 1986 г. в составе Тевлинско-Русскинского месторождения (протокол ГКЗ СССР № 10097 от 18.12.86 г.). После утверждения запасов Тевлинская и Русскинская площади, расположенные первая на левобережье, вторая — на правобережье р. Тромъеган, были выделены в самостоятельные месторождения, разрабатываемые, соответственно, ООО  «Лукойл-Западная Сибирь» и ОАО « Сургутнефтегаз».

В 1993 г. СибНИИНП была выполнена переоценка запасов нефти и газа Русскинского месторождения [2]. На дату пересчёта запасов на месторождении были пробурены 512 скважин различного назначения, в том числе 46 поисково-разведочных. Отчёт рассмотрен ГКЗ СССР в 1997 г. (протокол № 415). Запасы утверждены по залежам продуктивных пластов (сверху вниз): БС11/1, БС16-21 (ачимовская толща), ЮС1/1, ЮС1/2, ЮС2/1, ЮС2/2. Всего по состоянию на 01.01.97 г. геологические/извлекаемые запасы нефти по категориям В+С1, за вычетом добычи нефти 10228 тыс. т и газа 860 млн. м³, утверждены, соответственно, в количестве 92887/12312 тыс. т и 780 млн. м³. Оцененные запасы нефти категории С2 составили 118785/111461 тыс. т, или 54 % всех геологических запасов.

ГКЗ СССР сочла Русскинское месторождение подготовленным к продолжению разработки по основным пластам БС11/1, ЮС1/1 и ЮС1/2. В то же время было отмечено, что   ачимовской толщи, пластов ЮС2/1 и ЮС2/2 «нуждаются в дополнительном изучении добывных возможностей и выработке эффективных технологий их разработки». С этой целью ОАО «Сургутнефтегаз» рекомендовалось провести комплекс необходимых промысловых работ. Рекомендаций по продолжению геологического изучения месторождения и уточнению параметров, обосновывающих геологические запасы нефти и газа, в протоколе ГКЗ СССР не содержится. После утверждения запасов изучение месторождения продолжалось.

1. Геологическая часть

1.1. Общие сведения о месторождении

 

Тевлинско-Русскинское месторождение нефти является одним из крупнейших объектов добычи УВ в Западной Сибири. Геологическое строение района Тевлинско-Русскинского месторождения изучено по материалам бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, сейсморазведки 2D и 3D, выполненных как в пределах собственно исследуемой площади, так и на сопредельных территориях Когалымского, Северо-Кочевского, Кочевского и Русскинского месторождений. Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе ХантыМансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области. По нефтегеологическому районированию месторождение приурочено к северной части Сургутского нефтегазоносного района, где промышленная нефтегазоносность разреза установлена в юрских и нижнемеловых отложениях. Месторождение открыто в 1981 году Сургутской нефтегазоразведочной экспедицией объединения «Обънефтегазгеология» в результате бурения скв. № 8Р, из которой получен промышленный приток нефти из пласта БС18 (дебит 4.03 м3 /сут). В 1984 г. начинается этап детальной разведки месторождения. Выявлены залежи нефти промышленного значения в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюганской (пласт ЮС1) и в ачимовской пачке. Все эти отложения составляли один этаж разведки. Базисным являлся пласт ЮС1 1, залежи которого, как считалось, имеют обширную область распространения и наиболее высокодебитны. Разведку залежей необходимо было продолжить с целью более детального изучения структурного плана и выяснения контуров залежей. В результате проведения доразведки в период с 1982-1986 гг. были открыты высокопродуктивные залежи нефти в пластах БС10-11. В пробную эксплуатацию месторождение введено в июле 1986 году. Ближайшими наиболее крупными эксплуатируемыми месторождениями являются: Холмогорское расположенное (к северу), Южно-Ягунское — в 20 км на восток, Дружное – 50 км на восток, Карамовское — в 75 км на север, Федоровское и Когалымское, непосредственно граничащие с Тевлинско-Русскинским месторождением.

 

1.2.  Физико-Литологическая Характеристика Пород -Коллекторов Продуктивных пластов

 

Пласт ЮС1

Пласт ЮС1 стратиграфически приурочен к верхней части васюганской свиты и представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с прослоями и линзами карбонатных пород и углей. Выдержанным прослоем аргиллитов он делится на два пласта  ЮС1/1 и ЮС1/2.

Коллекторами являются мелко-среднезернистые песчаники и крупно- среднезернистые алевролиты, неравномерно глинистые или алевритистые, местами обогащенные углистым материалом, слюдой, реже глауконитом, от хорошо до плохо отсортированных. Текстура породы массивная или слоистая, слоистость прерывистая, неравномерно горизонтальная, косоволнистая, линзовидная, косая, перекрестная, обусловлена концентрацией глинистого, углисто-слюдистого материала и растительного детрита по плоскостям наслоения. Местами слоистость нарушена ходами илоедов и следами взмучивания осадка. Порода содержит обильные органические включения: остатки раковин пелиципод и двустворок (в местах их наибольшего скопления коллекторы кавернозны), ростры белемнитов, скопления УРД, углефицированные остатки древесины. Отмечаются тонкодисперсные включения и конкреции (до 0,10 м) пирита, сидерита. Алевролиты отличаются от песчаников меньшими размерами зёрен и большей степенью уплотнения.

Структура песчаников псаммитовая, алевро-псаммитовая, алевролитов – алеврито-вая и псаммо-алевритовая. По петрографо-минералогическому составу коллекторы относятся к полимиктовому типу, с незначительным преобладанием полевых шпатов  (48,2 %) над кварцем (45 %), второстепенным содержанием обломков пород (6,8 %) и примесным слюд. Форма обломков полуугловатая-полуокатанная.

Цемент коллекторов в основном глинистый, полиминеральный по составу и неоднородный по характеру распределения. Основным минералом цемента является каолинит (54-68 %), второстепенным – хлорит (4-8 %), гидрослюда (4-6 %), ССО (20-44 %). Обычно типичны полиминеральные ассоциации всех глинистых компонентов. Отдельные поры выполнены карбонатами и железисто-титанистыми минералами аутигенного генезиса, в уплотнённых участках развит конформно-регенерационный кварц и хлоритовый цемент.

Уплотнение коллекторов интенсивное, но крайне неравномерное. В целом по пласту процессы аутигенной цементации доминируют над процессом растворения. Тем не менее, встречаются разуплотненные песчаники с системой открытых пор размером 0,02 – 0,14 мм треугольной, щелевидной и изометричной формы.

Гранулометрические параметры пластов ЮС1/1 и ЮС1/2 указывают на доминирующее содержание средне- и мелкопесчаной фракций (до 85,0 %), невысокую глинистость (в среднем не более 9,0 %) и хорошую степень отсортированности осадков (1,4-1,7). Такой гранулометрический состав коллекторов обуславливает значительное повышение их ФЕС по сравнению с  вышележащими продуктивными пластами ачимовских отложений, где при аналогичном аутигенном минералообразовании доминируют глинистые алевролиты.

Коллекторские свойства пласта ЮС1/1 изучены достаточно детально по 695 образцам керна, в т.ч. дополнительно после предыдущего подсчёта запасов — по 332 образцам.

Открытая пористость коллекторов, исследованная на 462 образцах керна, изменяется в пределах  13,5-26,0 %, средняя 17,3 %. Проницаемость изучена меньшим числом образцов — 355. Диапазон изменения Кпр широк: от 0,7 до 1995,9*10^-3мкм², но среднее его значение невысокое и составляет 54,6*10^-3мкм². Отмечено, что наиболее высокой проницаемостью обладают образцы пород, обогащённые раковинами моллюсков. Подобные включения придают песчаникам кавернозный вид, и, практически не изменяя ёмкостные свойства породы,  значительно улучшают её фильтрационные свойства.

Водоудерживающая способность коллекторов (311 определений) варьирует в пределах 15,5-72,3 %, в среднем   43,4 %. .

Коллекторские свойства пласта ЮС1/2, ранее изученные по 196 образцам, пополнились дополнительными исследованиями 109 образцов (см. табл. 1.2). Средняя пористость коллекторов по 216 образцам, изменяясь по разрезу от 13,6 до 21,0 %, равна 16,9 %. Аномально высокопроницаемые кавернозные прослои в разрезе пласта ЮС1/2 не выявлены, что, соответственно, отразилось на его фильтрационной характеристике: проницаемость по разрезу варьирует от 0,7 до 135,7*10^-3мкм² и в среднем по 165 образцу составляет  13,4*10^-3мкм².

 

1.3.  Геолого-геофизическая изученность месторождения

 

Планомерное изучение геологического строения Среднего Приобья началось в конце 40-х годов. В период с 1947 г. по 1957 г. геолого-геофизические исследования носили региональный характер: поиски крупных положительных структурнотектонических элементов и выявление общих закономерностей в геологическом строении района. В этот период были проведены геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000000, аэромагнитная съемка масштабов 1:1000000 и 1:200000, гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000, по результатам которых были выявлены структуры I порядка – Нижневартовский и Сургутский своды.

В 1957 г. начинается новый этап исследований. Сургутская НРЭ, Новосибирский и Ханты-Мансийский тресты, а с 1965 г. и трест «Тюменнефтегеофизика» проводят детальное изучение геологического строения района и поиск структур II и III порядков. Этот этап характеризуется широким развитием площадных и маршрутных сейсморазведочных работ в сочетании с глубоким бурением. По результатам этих работ были выявлены Русскинская, Тевлинская, Иминская, Сорымская, Когалымская структуры.

В 1964 г. начинается поисковое бурение на Сорымской площади. Но после бурения двух скважин, не вскрывших нефтяные пласты, разбуривание площади приостановлено.

В 1971 г. поисковое бурение проводится на Тевлинской площади, но ввиду незначительных притоков нефти и недостаточной изученности площади, бурение было 10 прекращено до 1981 года. В период с 1976 г. по 1985 г. силами ПО «Хантымансийскгеофизика» проводятся сейсморозведочные работы МОГТ (с.п. 14/77-78, 14/79-80, 71/84-85). По результатам этих работ уточнено геологическое строение зон сочленения Тевлинского и Федоровского, Кочевского и Тевлинского, Кочевского и Северо-Кочевского поднятий.

В 1975-76 гг. на восточном склоне Сургутского свода проведена высокоточная аэромагнитная съемка масштаба 1:50000. Уточнено геологическое строение палеозойского фундамента, выделены антиклинарные и синклинарные области, внутри областей локализованы зоны, различные по структурным, петрографическим и тектоническим особенностям.

В 1980 г. разработан «Геологический проект глубокого поискового и разведочного бурения на Сорымско-Иминской, Русскинской и Икилорской площадях».

В 1984 г. начинается этап детальной разведки месторождения. Все работы проводятся, в основном, на западном крыле Русскинской зоны. Одновременно в 1984 г. проводится разведочное бурение в пределах Тевлинской структуры.

В 1985 г. площади Икилорская, Русскинская, Сорымско-Иминская и Тевлинская были объединены в единую Тевлинско-Русскинскую группу месторождений, для которой был определен срок ввода в разработку в 1986 г. Одновременно проводились работы в районе западного крыла Икилорской структуры и Восточно-Русскинского поднятия.

В 1986 г. началась доразведка Тевлинской структуры.

После утверждения запасов нефти ФБУ «ГКЗ» РФ доразведка месторождения осуществлялась Сургутской НРЭ (1986-87гг.) по ранее составленному «Проекту детальной разведки залежей нефти на Русскинском, Сорымском и Тевлинском месторождениях», а также ПО «Когалымнефтегаз» по проекту доразведочных работ Тевлинско-Русскинского месторождения, составленному в 1989 г.

Одновременно с разведочным бурением в пределах месторождения велось эксплуатационное бурение. В пробную эксплуатацию месторождение введено в июле 1986 г.

Первые попытки проведения сейсморазведочных работ ЗD были предприняты в пределах центральной части Тевлинско-Русскинского месторождения ПО «Хантымансийскгеофизика». Отработаны две площади (с.п. 16/89-90 и 16/90-91), но результатов проведенные работы не дали.

В 1996 г. ОАО «Башнефтегеофизика» (с.п. 14, 15/96) проводят сейсморазведочные работы 2D в зоне сочленения Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Когалымского 11 месторождений, а в 1997-99 гг. — сейсморазведочные работы 3D (с.п. 14/97-98, 14/98-99) в зоне сочленения Тевлинско-Русскинского и Северо-Когалымского месторождений.

В 1999 г. ОАО «Башнефтегеофизика» проведены региональные сейсморазведочные работы 2D, по результатам которых выполнена увязка пластов-коллекторов Сургутского и Нижневартовского сводов. В 2002 г. этой же организацией проведены детальные сейсморазведочные работы 3D в пределах Кочевского месторождения.

В период с 2005 по 2008 гг. в пределах восточной и южной частей ТевлинскоРусскинского лицензионного участка сейсморазведочные работы ЗD проводились силами ОАО «Башнефтегеофизика» и ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед.

В пределах Восточно-Тевлинского участка полевые сейсмические работы выполнены ОАО «Башнефтегеофизика». Обработка исходных данных и комплексная интерпретация геолого-геофизических данных проводилась специалистами ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед. В пределах южной части Тевлинско-Русскинского месторождения отработано 3 площади 3D:

Южно-Тевлинская-I – 2004-2006 гг. СК «ПетроАльянс», с.п. 1386;

Южно-Тевлинская-II – 2004 -2006 гг. ОАО «Башнефтегеофизика», с.п. 14/2004-05;

Южно-Тевлинская-III – 2007-2008 гг. СК «ПетроАльянс», с.п. 1386.

В последние годы обобщением всего геолого-промыслового материала и геологическим изучением Тевлинско-Русскинского месторождения занимались многие специалисты, среди которых можно выделить таких как: В.М. Абдуллин, С.Е. Агалаков, В.Е. Андреев, А.А. Балуев, Л.Н. Бружес, Д.В. Вологодский, И.С. Гутман, Н.Н. Зефиров, В.Г. Изотов, Г.Д. Карасева, А.А. Кокорин, Г.С. Кузнецов, Н.А. Ланин, С.Н. Политова, Н.П. Румак, Д.В. Ровнин, А.П. Рыжков, К.Г. Скачек, А.Б. Сметанин, В.Р. Сыртланов, Ю.А., Тренин, В.В. Черняев, Д.Ю. Чудинова, В.И. Шаламова и другие.

 

1.3.1.  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

 

Русскинское месторождение расположено на северо-восточном погружении Сургутского свода. Стратиграфический разрез в пределах данного месторождения соответствует  стратиграфическому разрезу Сургутского нефтегазоносного района.

Геологический разрез рассматриваемого района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и доюрских образований.

Отложения доюрского возраста на Русскинском месторождении не вскрыты. В целом по Сургутскому району они представлены эффузивами. Так, Сургутской опорной скв. 51 вскрыты зеленоватые и вишнёво-бурые миндалевидные диабазовые порфириты.

В геологическом строении мезо-кайнозойского осадочного чехла, залегающего со стратиграфическим несогласием непосредственно на породах палеозоя, принимают участие песчано-алевритовые и глинистые породы юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста. В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин, положена “Региональная стратиграфическая схема мезозойских отложений Западной Сибири”, утвержденная МСК в 1991 г. Прилагаемый сводный геолого-геофизический разрез месторождения (приложение 1) даёт достаточное представление об общей литолого-стратиграфической характеристике разреза мезо-кайнозойского чехла.

Породы юрской системы залегают на фундаменте и его коре выветривания и представлены тремя отделами.

Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен чередующимися прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Часто встречаются прослои бурых углей. В кровле свиты расположен пласт мелкозернистого песчаника ЮС2, в пределах которого на Русскинском месторождении выделены два нефтенасыщенных пласта — ЮС2/1 и ЮС2/2. Вскрытая толщина тюменской свиты составляет 52-131 м.

Верхнему отделу (келловейский, оксфордский, киммериджский и волжский ярусы) соответствуют свиты — васюганская, георгиевская и баженовская.

Нижняя часть васюганской свиты (келловейский и оксфордский ярусы) сложена аргиллитами тёмно-серого цвета, тонкослоистыми, известковистыми, иногда переходя-щими в известняк, местами с прослоями битуминозных аргиллитов.

Верхняя часть васюганской свиты представлена песчаниками и алевролитами тёмно-серыми, мелкозернистыми, слюдистыми, глинистыми, слабо известковистыми, с подчинёнными прослоями аргиллитов. Толщина свиты 53-75 м.

К отложениям подсвиты приурочен горизонт ЮС1, в котором выделены два продуктивных пласта – ЮС1/1 и ЮС1/2.

Георгиевская свита (киммериджский ярус) сложена аргиллитами тёмно-серыми, почти чёрными, слабо битуминозными, с прослоями и линзами алевролита и песчаника, содержащими многочисленную фауну. Толщина свиты 1-6 м.

Баженовская свита (волжский ярус) — регионально выдержанный литологический, стратиграфический и сейсмический репер, представлена буровато-чёрными, тонкоплит-чатыми аргиллитами с тонкими прослоями глинистого листоватого материала и известняков с вкраплениями пирита, с большим количеством органического материала. Толщина свиты 20-30 м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами.

Нижний отдел (сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты). В нижней части разреза сортымской свиты выделяется пачка аргиллитов тёмно-серых, участками битуминозных толщиной 8-10 м. Выше залегают ачимовские отложения, представленные переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с прослоями и линзами карбонатных пород. Встречается углистый детрит. На Русскинском  месторождении толщина ачимовской отложений изменяется от 60 до 167 м. К ним приурочены песчаные пласты БС16 – БС22, из которых продуктивны БС16/0, БС16,  БС17/0, БС18, БС19, БС20 и БС21. Выше залегают аргиллиты серые с прослоями алевролитов толщиной до 200 м.

Следующая пачка пород представлена чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов. К этим отложениям приурочены песчаные пласты БС10 – БС12. Установлена промышленная нефтеносность пласта БС11/1.

Завершает разрез сортымской свиты пачка аргиллитов тёмно-серых, плотных, слабо алевритистых.

Общая толщина сортымской свиты достигает 500 м.

Усть-балыкская свита представляет собой толщу переслаивания песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин, включающую пласты БС1-БС9.

Выше залегает сангопайская свита представленная также толщей переслаивания  песчаников,  алевролитов и алевритоподобных глин, где выделяются  пласты АС4 – АС12. Разделом между свитами является пимская пачка тёмно-серых, однородных аргиллитоподобных глин. В пределах усть-балыкской свиты выделяется сармановская пачка, которая является  зональным репером в пределах Широтного Приобья.

Алымская свита представлена глинистыми породами тёмно-серыми, почти чёрными с прослойками и линзами алевролитов. Максимальная толщина свиты 141 м.

Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. В пределах описываемого района граница между этими отделами проводится условно внутри покурской свиты. Свита представлена мощной толщей (791-874 м) неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород. В покурской свите выделены две подсвиты: нижняя – наиболее глинистая и верхняя – с преобладанием песчано-алевритовых пород.

Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская и ганькинская свиты).

Кузнецовская свита в нижней части представлена глинами тёмно-серыми, почти чёрными туронского яруса, которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых. Толщина свиты 15-25 м.

Березовская свита расчленена на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена серыми, опоковидными глинами с остатками фауны. Верхняя подсвита представлена серыми, зеленоватыми, опоковидными глинами. Толщина свиты 67-82 м.

Ганькинская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящих в мергели. Толщина свиты 67-104 м.

Палеогеновая система представлена всеми тремя отделами.

Талицкая свита представлена монтмориллонитовыми глинами, тёмно-серыми, плотными, аргиллитоподобными. Толщина свиты 102-132 м.

Люлинворская свита сложена глинами светло-серыми, зеленоватыми, прослоями почти белыми. В нижней части опоковидных, в верхней диатомовых, переходящих в диатомиты. Толщина отложений 180-200 м.

Тавдинская свита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, зелёными, с неправильными включениями алевритов. Толщина свиты 180 м.

Атлымская свита представлена континентальными аллювиально-озёрными образованиями. Это светло-серые и желтовато-серые, мелкозернистые, иногда разнозер-нистые кварцево-полевошпатовые пески. Толщина свиты до 50 м.

Новомихайловскя свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, коричневато-серыми, с включениями слабо уплотнённых алевролитов и углей. Толщина отложений до 30-60 м.

Туртасская свита представлена алевритами, песками и глинами. Пески и алевриты кварцевые с включениями зёрен глауконита. Толщина свиты 40-70 м.

Четвертичная система. Отложения системы развиты повсеместно и представлены суглинками, супесями, песками и глинами пойменных и озёрно-болотных фаций. Толщина отложений 15-30 м.

 

1.3.2.  Тектоника и общий структурный план

 

Согласно «Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты» (В.И.Шпильман, Н.И.Змановский, Л.Л.Подсосова, 1998 г.) площадь месторождения расположена в восточной части крупной положительной структуры I порядка Сургутского свода. В тектоническом отношении месторождение приурочено к юго-западной части Когалымской вершины, которая на западе граничит с такими достаточно крупными тектоническими элементами как Конитлорская терраса и Тончинский прогиб, на юге – с Савуйской седловиной, а на востоке – с Ярсомовским крупным прогибом, разделяющим положительные структурные элементы I порядка – Сургутский и Вартовский своды (рис. 1.2.2).

Согласно «Тектонической карте мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы» (И.И.Нестеров и др., 1990 г.) Русскинское месторождение расположено в пределах восточного склона структуры I порядка Сургутского свода, в зоне сочленения структур II порядка: Восточно-Венглинского малого прогиба и Тевлинско-Русскинского малого вала. В пределах Тевлинско-Русскинского малого вала выделяются структуры III и IV порядков: на севере – Тевлинское, структурный нос без названия, Северо-Тевлинское, в центральной части – Когалымское + Западно-Когалымское, Западно-Сорымское, Иминское, на юге – Сорымское, Икилорское, Восточно-Русскинское и Русскинское.

Русскинское месторождение приурочено к двум локальным поднятиям III порядка: Русскинскому, расположенному на Савуйском структурном носе, и Восточно-Русскинскому.

Существующие тектонические карты, в целом, не противоречат и дополняют друг друга. На карте В.И.Шпильмана и др. лучше отображено строение территории в региональном плане, крупные тектонические элементы. На карте И.И.Нестерова и др. выделены практически все мелкие структуры, которые необходимо учитывать при детальном изучении территории.

Тектоническое строение исследуемой площади имеет сложный характер. Результаты геолого-физических исследований свидетельствуют об унаследованности тектонического развития территории, проявляющейся в тождественности структурных планов по различным горизонтам с тенденцией выполаживания структурных форм от древних отложений к более молодым.

 

1.3.3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

 

Русскинское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Среднеобской нефтегазоносной области (рис. 1.2.3). Месторождение многопластовое, в разрезе нефтегазоносность установлена в нижнемеловых отложениях сортымской свиты берриасс-валанжинского возраста (пласты БС₁₁¹, БС₁₆⁰, БС₁₆, БС₁₇⁰, БС₁₈, БС₁₉, БС₂₀, БС₂₁) и средне-верхнеюрских отложениях васюганской (пласты ЮС₁¹, ЮС₁²) и тюменской свит (пласты ЮС₂¹, ЮС₂²).

Всего на Русскинском месторождении в 12 пластах выявлено 50 залежей нефти.

Физические свойства пластовых нефтей залежей БС11/1, ЮС1 и ЮС2 исследованы методами ступенчатой и стандартной сепарации. Результаты экспериментальных исследований позволяют определить основные характеристики пластового флюида и закономерности их изменения в пределах объектов подсчёта запасов. При расчёте средних значений параметров по скважине и пластам данные по некачественным пробам не учитывались. При определении подсчётных параметров – плотности сепарированной нефти, объёмного коэффициента и газосодержания, по пластам ЮС1 и ЮС2 учтены результаты исследования проб нефти, выполненные методом ступенчатого разгазирования и до 1993 г.

По данным исследований установлено, что в пластовых условиях нефти продуктивных пластов недонасыщены газом, давление насыщения в 2,2-3,1 раза ниже пластового и изменяется в диапазоне 9,3-12,0 МПа при пластовом давлении 24,0-29,0 МПа.

Нефть пласта БС11/1 относительно лёгкая (плотность в пластовых условиях 799 кг/м³), средней вязкости. Содержание газа в ней при ступенчатой сепарации изменяется от 44 до 63 м³/т и составляет в среднем 54 м³/т при плотности сепарированной нефти 862 кг/м³ и объёмном коэффициенте 1,126. По поверхностным пробам нефть имеет вязкость 19,8 мПа*с, классифицируется как сравнительно лёгкая (870 кг/м³), смолистая (9,7 %), парафинистая (2,9 %), сернистая (1,4 %), с выходом фракций до 300 ^оС – около 41 %.

Свойства нефти ачимовских залежей (пласты БС19-20), как уже было отмечено, изучены только по поверхностным пробам из 6 скважин. Согласно полученным данным плотность нефти колеблется в диапазоне 864-900 кг/м³ (среднее значение 885 кг/м³), вязкость — от 20,1 до 78,8 мПа*с (среднее значение 42,1 мПа*с). В нефти содержится 5,7 % смол, 2,9 % парафина, 1,6 % серы. Выход светлых фракций до 300 ^оС – 32 %.

Нефть пласта ЮС1 по сравнению с другими пластами характеризуется повышенным газосодержанием – до 126 м³/т при ступенчатой сепарации (среднее значение 88 м³/т). Максимальных величин, при пониженной плотности нефти, газосодержание достигает в пределах локальных купольных поднятий. Плотность сепарированной нефти в среднем равна 835 кг/м³, объёмный коэффициент – 1,264. Товарная нефть характеризуется как сравнительно лёгкая (855 кг/м³),  маловязкая (16,6 мПа*с), малосмолистая (5,9 %), парафинистая (2,6 %), сернистая (1,0%), с выходом фракций до 300 ^оС – свыше 46 %.

По сравнению с вышележащими пластами нефть пласта ЮС2 значительно тяжелее – её плотность после ступенчатой сепарации – 878 кг/м³, а газосодержание не превышает 33 м³/т, объёмный коэффициент – 1,089. По поверхностным пробам нефть характеризуется как тяжёлая (888 кг/м³), вязкая (50,5 мПа*с), смолистая (8,7 %), парафинистая (2,9 %), сернистая (1,7 %), с выходом фракций до 300 ^оС — не более 32 %.

Нефть пласта ЮС1 наиболее лёгкая, её молярная масса 120 г/моль, молярная доля метана составляет 27,2 %, суммарное содержание углеводородов (УВ) С₂Н₅–С₅Н₁₂ – 22,6 %, тогда как молярная масса нефти пласта БС11/1 равна 153 г/моль, а пласта ЮС2 -192 г/моль. Молярная доля метана в нефти пластов БС11/1 и ЮС2 составляет, соответственно, 29,1 и 20,9 %, УВ С₂Н₅ – С₅Н₁₂ – 11,3 и 9,8 %,. Для нефтей всех продуктивных пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество легких УВ СН₄–С₅Н₁₂, растворимых в нефтях, изменяется от 16,7 % в пласте ЮС1 до 11,8 и 8,4% в пластах БС11/1 и ЮС2.

Нефтяной газ ступенчатого разгазирования значительно жирнее в пласте ЮС1: молярная доля метана в нём – 70,4 %, количество УВ С₂Н₅–С₅Н₁₂ – 26,3 %. В газе пластов БС11/1 и ЮС2 молярная доля метана возрастает до 86-87 %, а количество УВ С₂Н₅–С₅Н₁₂ снижается до 10,8 %.

Содержание не углеводородных компонентов в газе незначительное и в сумме не превышает 2,6 %. Сероводород отсутствует. Молярная концентрация гелия в растворён-ном нефтяном газе относительно низкая (0.002-0.006 %), что характерно для района в целом.

 

Вывод к 1 главе

 

Проанализировав и изучив географическое положение Русскинского месторождения его геолого-физические характеристики текущее состояние разработки месторождения, можем сделать следующие выводы:

2. Месторождение введено в разработку в 1987 году. Максимальные уровни добычи нефти достигались дважды: в 1992 году в объеме 1760 тыс.т, в 2011 году – 226.1 тыс.т.
3. Эксплуатационное бурение месторождения осуществляется в два этапа: в период 1987-1999 годов на месторождении бурились эксплуатационные объекты БС₁₁¹ и ЮС₁, с 2005 года начато активное разбуривание объекта ЮС₂.
4. Утвержденный проектный фонд составляет всего 2455 скважин. По состоянию на 01.01.2012 на месторождении пробурено 1337 скважин, основной проектный фонд реализован на 57 %.
5. В 2011 году в эксплуатации на нефть перебывало 802 скважины, средний дебит по нефти составил 9.7 т/сут, средняя обводненность продукции – 80.7 %. С обводненностью выше 95 % эксплуатируется 143 скважины (17.8 % фонда). В 2011 году добыча нефти из высокообводненного фонда составила 107 тыс.т (4.8 % в общем объеме добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 266 скважин (33.2 % от общего фонда). В 2011 году из низкодебитного фонда добыто 202.3 тыс.т нефти (9.1 % в общем объеме добычи).
6. С начала разработки в эксплуатации на нефть перебывало 1084 скважины. Накопленная добыча нефти на одну скважину составляет 23.1 тыс.т при среднем отработанном времени 6.3 лет.
7. Применение скважин с боковыми стволами на месторождении начато в 1998 году. В 2011 году в эксплуатации на нефть перебывало 130 скважин с боковыми стволами (16.2 % фонда), которые обеспечили 500.2 тыс.т нефти (22.5 % в общем объеме добычи).
8. В соответствии с действующим проектным документом выделено четыре эксплуатационных объекта: БС₁₁¹, БС₁₆⁰-БС₂₁, ЮС₁, ЮС₂. По состоянию на 01.01.2012 в разработке находятся три эксплуатационных объекта: БС₁₁¹, ЮС₁, ЮС₂. Согласно проектным решениям объект БС₁₆⁰-БС₂₁ вводится в разработку в 2015 году.
9. По состоянию на 01.01.2012 накопленная добыча нефти составляет 25063 тыс.т. Отбор от утвержденных извлекаемых запасов – 34.1 %, текущий КИН – 0.091, при утвержденном – 0.267.
10. На протяжении всего периода эксплуатации месторождения основной объем добытой нефти обеспечивали объекты ЮС₁ – 12765 тыс.т (50.9 % в общем объеме накопленной добычи) и БС₁₁¹ – 6507.4 тыс.т (26.0 % в общем объеме добычи).
11. В 2011 году добыча нефти на месторождении обеспечивалась объектом ЮС₂ – 1798.7 тыс.т (80.8 % в общем объеме добычи). К этому объекту приурочен и основной объем текущих извлекаемых запасов нефти – 38649 тыс.т (79.9 %). Доля ТИЗ объектов БС₁₁¹ и ЮС₁ невелика – 2.5 % и 15.6 % соответственно. Таким образом, ближайшая перспектива дальнейшей разработки месторождения будет определяться объектом ЮС₂.

 

---

1  2