ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 89
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
10+11 значительно ниже вследствие низких коллекторских свойств и литологического экранирования в восточном и северо-восточном направлениях, где полное замещение коллекторов плотными глинистыми породами. В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме. Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС1 и БС2+3 21,28 МПа, а по пласту БС10 – 23,51 МПа.
Всего на Западно-Сургутском месторождении в восьми продуктивных пластах выявлено 14 залежей нефти.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
В разрезе Западно - Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС2, ЮС1) и нижнего мела (БС1-2, БС4, БС10-12, АС9). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС10 (Восточная залежь).
Залежи пластов АС9, ЮС1 и ЮС2 - новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС9 и ЮС1 залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.
Залежь пласта ЮС21, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти - от 47,7 до 0,4 м3/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.
Пласт ЮС22 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС22 региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС
21 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.
Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС10, БС1, БС2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые - 97%.
Пласт БС10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.
Основная залежь пласта БС10 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0-2315,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.
Пласт БС102 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.
Нефтяная залежь пласта АС9 расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке - 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры - 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения -0,43.
Пласт БС1 разделяется на БС11 и БС12. Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7-7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке - 2014 м.
В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке - 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами. Залежь пласта БС12 по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м.
Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК - 2014 м.
В пласте БС2+3 имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке - 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина - 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.
Залежь пласта БС4 приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км., высота 14 м., толщина - 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.
Пласт БС10 имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки - 2278 м. на севере, до - 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2-3 до 30 м.
В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК - 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.
Таблица 1 - Характеристика продуктивных пластов Западно - Сургутского месторождения
1.4 Состояние разработки месторождения
Западно - Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 6157,8 тыс. т был достигнут в 1984 году. Начиная с 1985 года, добыча нефти на месторождении снижается до минимального значения - 2863,8 тыс. т в 1998 году С 1999 года добыча нефти на месторождении возрастает до 3948,1 тыс. т в 2007 году.
С начала разработки на месторождении добыто 168592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции - 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м3 растворенного газа. В 2007 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м3, использование попутного газа - 98%. С начала разработки добыто 518694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557535 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100.8%. В 2007 году на месторождении добыто 3948,1 тыс. т нефти, 27307.9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26175,1 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92.1%.
Фактические уровни добычи нефти в 2005-2007 гг. соответствуют проектным: 2005 год - 3846,1 тыс. т (проект - 3877,4 тыс. т), 2006 год - 3946,4 тыс. т (проект - 3935,4 тыс. т), 2007 год - 3948.1 тыс. т (проект - 3878,2 тыс. т). Всего за 2005-2007 гг. планировалось отобрать 11691,0 тыс. т нефти, фактическая добыча составила 11740.6 тыс. т.
По состоянию на 01.01.2011 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих - 1501, нагнетательных - 524, контрольных - 1, водозаборных - 44.
Коэффициент использования фонда: добывающих скважин - 0,967, нагнетательных скважин - 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин - 0,983, нагнетательных скважин - 0,989. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости - 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 85.5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2007 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут - 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи).
В целях повышения эффективности нефтеизвлечения на месторождении с 1999 года осуществляется зарезка боковых стволов (БС) при капитальном ремонте скважин (КРС). Из скважин с боковыми стволами добыто 5323.4 тыс. т нефти, в среднем на один боковой ствол отобрано 23.1 тыс. т. В 2007 году из скважин с БС добыто 1246 тыс. т нефти, что составляет 31.6% от общего годового объема добычи нефти на месторождении.
Всего на Западно-Сургутском месторождении в восьми продуктивных пластах выявлено 14 залежей нефти.
1.3 Характеристика продуктивных горизонтов
В разрезе Западно - Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС2, ЮС1) и нижнего мела (БС1-2, БС4, БС10-12, АС9). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС10 (Восточная залежь).
Залежи пластов АС9, ЮС1 и ЮС2 - новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС9 и ЮС1 залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.
Залежь пласта ЮС21, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти - от 47,7 до 0,4 м3/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.
Пласт ЮС22 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС22 региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС
21 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.
Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС10, БС1, БС2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые - 97%.
Пласт БС10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.
Основная залежь пласта БС10 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0-2315,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.
Пласт БС102 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.
Нефтяная залежь пласта АС9 расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке - 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры - 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения -0,43.
Пласт БС1 разделяется на БС11 и БС12. Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7-7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке - 2014 м.
В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке - 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами. Залежь пласта БС12 по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м.
Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК - 2014 м.
В пласте БС2+3 имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке - 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина - 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.
Залежь пласта БС4 приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км., высота 14 м., толщина - 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.
Пласт БС10 имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки - 2278 м. на севере, до - 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2-3 до 30 м.
В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК - 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.
Таблица 1 - Характеристика продуктивных пластов Западно - Сургутского месторождения
| Параметры | Ед. изм. | АС9 | БС1 | БС2+3 | БС4 | БС10 | БС11 | ЮС2 |
| Ср. глубина залегания | м | 1920 | 2064 | 2064 | 2064 | 2350 | 2370 | 2850 |
| Плотность сетки скв. | м | | 600*600 и 700*700 | 500*500 | | 9-ти 500*500 600*600 700*700 | комбинир 400*500 | |
| Общая мощность | м | 12.5 | 6.14 | 16.7 | 7.3 | 13.5 | 25.2 | |
| Средняя нефтенасыщ. толщина | м | 3.6 | 4.1 | 9.2 | 3.5 | 8.1 | 4.5 | 4.8 |
| Абсолютная отметка ВНК | м | 1875 | 2014 | 2014 | 2014 | 2278 | | |
| Пористость | % | 26 | 26,1 | 27,6 | 28 | 23,2 | 20 | 14 |
| Нефтенасыщенность | доли ед. | 0.4 | 0.64 | 0.519 | 0.544 | 0.539 | | |
| Проницаемость | доли ед. | 0.341 | 0.552 | 0.442 | 0.265 | 0.114 | 0.061 | 0.012 |
| Гидропроводность | д*см/сПз | - | 119.3 | 113.5 | 1.18 | 22.79 | 22.79 | 5.01 |
| Коэффициент песчанистости | доли ед. | 0.54 | 0.78 | 0.81 | 0.73 | 0.7 | 0.32 | 0.151 |
| Коэф. расчленен. | доли ед. | 3.4 | 1.6 | 3.8 | 3.8 | 4.9 | 4.4 | 2.1 |
| Показатель неоднородн. (зон.) | | 0.596 | 0.451 | 0.632 | 0.53 | 1.175 | 1.175 | |
| Пластовая температура | град. С | 55 | 60 | 60 | 60 | 67 | 67 | 74.3 |
| Пластовое давление нач. | МПа | 19.25 | 20.37 | 20.47 | 20.57 | 23 | 23 | 24.62 |
1.4 Состояние разработки месторождения
Западно - Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 6157,8 тыс. т был достигнут в 1984 году. Начиная с 1985 года, добыча нефти на месторождении снижается до минимального значения - 2863,8 тыс. т в 1998 году С 1999 года добыча нефти на месторождении возрастает до 3948,1 тыс. т в 2007 году.
С начала разработки на месторождении добыто 168592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции - 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м3 растворенного газа. В 2007 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м3, использование попутного газа - 98%. С начала разработки добыто 518694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557535 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100.8%. В 2007 году на месторождении добыто 3948,1 тыс. т нефти, 27307.9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26175,1 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92.1%.
Фактические уровни добычи нефти в 2005-2007 гг. соответствуют проектным: 2005 год - 3846,1 тыс. т (проект - 3877,4 тыс. т), 2006 год - 3946,4 тыс. т (проект - 3935,4 тыс. т), 2007 год - 3948.1 тыс. т (проект - 3878,2 тыс. т). Всего за 2005-2007 гг. планировалось отобрать 11691,0 тыс. т нефти, фактическая добыча составила 11740.6 тыс. т.
По состоянию на 01.01.2011 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих - 1501, нагнетательных - 524, контрольных - 1, водозаборных - 44.
Коэффициент использования фонда: добывающих скважин - 0,967, нагнетательных скважин - 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин - 0,983, нагнетательных скважин - 0,989. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости - 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 85.5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2007 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут - 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи).
В целях повышения эффективности нефтеизвлечения на месторождении с 1999 года осуществляется зарезка боковых стволов (БС) при капитальном ремонте скважин (КРС). Из скважин с боковыми стволами добыто 5323.4 тыс. т нефти, в среднем на один боковой ствол отобрано 23.1 тыс. т. В 2007 году из скважин с БС добыто 1246 тыс. т нефти, что составляет 31.6% от общего годового объема добычи нефти на месторождении.