Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра региональной и морской геологии

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

Работу выполнил

А.А. Черникова

Научный руководитель

М.А. Григорьев

Краснодар 2013

РЕФЕРАТ

Черникова Александра Андреевна. Дипломная работа «Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов».

Дипломная работа изложена на 65 страницах печатного текста и включает в себя введение, основную часть, 5 глав, заключение, список используемой литературы, содержащий 10 источников, и 9 приложений. Работа содержит 10 рисунков, 10 таблиц.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ, МЕТОДЫ ПОВШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ, ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА.

Дипломная работа посвящена анализу эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, применяемых на Тагринском месторождении Тюменской области. В самостоятельном разделе работы приведены основные методы, направленные на увеличение нефтеотдачи пластов, проведен анализ их эффективности, сделаны выводы о целесообразности их применения, а также рассмотрены основные источники и объекты загрязнения окружающей среды на месторождении.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ЭКОНОМИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА

3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

3.2 Тектоническое строение

3.3 Нефтегазоносность

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

5. ИСТОЧНИКИ И ОБЪЕКТЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Нижневартовского района Тюменской области в 20 км от г. Радужный. Оно было открыто в 1975 г., разрабатывается с 1978 г. Продуктивные отложения прослеживаются в диапазоне от юрского до нижнемелового возраста.

Месторождение находится на поздней стадии разработки. Величина остаточных запасов нефти еще значительна, но нефть находится в высоко обводненных зонах, в участках с ухудшенными коллекторскими свойствами, в промежуточных пластах. Все эти зоны в основном носят локальный характер. В настоящее время, для поддержания добычи нефти, на месторождении применяются методы повышения нефтеотдачи пластов.

Данная работа посвящена рассмотрению особенностей геологического строения, нефтегазоносности и анализу эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов Тагринского месторожденя.

Использованы литературные, фондовые материалы и интернет ресурсы.

Представленная работа состоит из введения, 5 глав, заключения и библиографического списка.

1. ЭКОНОМИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа и небольшой (северной) частью — в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в 20 км к северо-востоку от г. Радужный.

Соседними разрабатываемыми месторождениями являются Варьеганское и Северо-Варьеганское. Схема расположения Тагринского месторождения представлена на рисунке 1.1.

Рис. 1.1 Схема расположения Тагринского месторождения

Гидрографически район представлен притоками р. Аган: Тагр-Еганом, Моктик-Яуном. Реки равнинного типа, ширина их 30−50 метров, глубина 2−3 метра. Характерно большое количество озер с сильноизрезанными берегами, сильно заболоченными, наиболее крупные из озер Саем-Тах-Лор и Торм-Эмтор.

Болота занимают значительную часть площади месторождения, чему вполне способствует равнинный рельеф, а, следовательно, и слабый дренаж. Заболоченность делает территорию труднодоступной и труднопроходимой.

Климат района континентальный, лето короткое, зима продолжительная, холодная. Среднегодовая температура минус 4? С, средняя температура самого холодного месяца января минус 25?С, самый теплый месяц июль со средней температурой плюс 17? С. [6]

Среднегодовой осадок 549 мм, большая часть осадков выпадает с июня по ноябрь в виде дождей и мокрого снега. Снеговой покров приходится с конца октября по конец апреля. Ледостав наступает в конце октября, ледоход — в мае.

Ветра преобладают юго-западные, резкие. Максимальная глубина промерзания на открытых площадях достигает 2 метров.

В экономическом отношении район стал развиваться в связи с геологоразведочными работами и развитием нефтедобывающей промышленности. Плотность населения низкая, основные населенные пункты расположены по берегам рек, коренное население занимается промысловой охотой и рыболовством.

Доставка груза и оборудования на промысла осуществляется, в основном автотранспортом. Основные производственно-технические базы находятся в г. Радужный, бетонная дорога связывает месторождение с городом, асфальтовая дорога связывает г. Радужный с городами Нижневартовск, Мегион.

Из сопутствующих полезных ископаемых на месторождении открыты большие запасы торфа, пресных вод, разведано четыре песчаных карьера общим объемом полезной толщи 12.3 млн. м3.

2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

Поисково-разведочное бурение на Тагринской площади было начато в 1974 году, а в 1975 году в процессе испытания скважины 51 открыто Тагринское месторождение. Буровые, промыслово-геофизические и исследовательские работы на месторождении проводились Мегионской, а затем Восточно-Мегионской нефтеразведочной экспедицией объединения «Мегионнефтегазгеология». 8]

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывается с 1978 года. За 35 лет эксплуатации месторождение вышло на стадию разработки, характеризующуюся падением добычи нефти, высоким обводнением, выбытием добывающего фонда.

Первый пик максимальной добычи нефти по месторождению был достигнут в 1984 году, он составил 2098 тыс.т. В последующие два года наблюдался спад добычи. В 1986 году специалистами НГДУ, объединения «Варьеганнефтегаз» и СибНИИНП была разработана программа работ по улучшению использования фонда скважин, совершенствованию систем воздействия на пласт. Благодаря выявленным резервам и выводу скважин из бездействия в 1987 году был достигнут второй максимум добычи нефти — 2168 тыс.т. В дальнейшем годовая добыча нефти неуклонно снижалась, что объясняется нарастанием обводненности и истощением запасов по основным объектам разработки. [9]

За время существования ООО «Белые ночи» (1991 г. -2002г) было выполнено 142 перевода скважин (в том числе 128 добывающих и 14 нагнетательных) на выше- и нижележащие пласты с объектов, на которых они выполнили свое проектное назначение причем в более чем в половине случаев на запасы, ранее числившиеся в категории С2. Текущая добыча нефти из них составляет 33,3% от общей добычи по месторождению, накопленная — 13,5%.

В 2002 году недропользователем стал российский Межпромбанк, а первой половине 2004 года права недропользования перешли компании «РуссНефть». [8]

В 2004—2005 годах было составлено «Дополнение к технологической схеме разработки» по Тагринскому месторождению. Провденные ремонтно-изоляционные работы позволили значительно увеличить действующий фонд скважин, что привело к росту ежегодной добычи нефти. [7]

На 1. 01. 2007 года высокопродуктивные залежи в значительной степени выработались. Даже в условиях отключения наиболее обводненных скважин, обводненность добываемой из них продукции превышала 95−98%.

В период с 2004 по 2012 год были проведены различные геолого-технические мероприятия, что способствовало росту годовой добычи нефти, которая к 2012 г. составила более 1 млн.т.

В настоящее время месторождение разрабатывается на основании «Дополнения к технологической схеме разработки», составленной и утвержденной ТКР в 2008 году.

3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА

3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На Тагринском месторождении скважинами вскрыты песчано-глинистые отложения юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов (прил. 1), залегающие на размытой поверхности фундамента, вскрытого скважинами 2П, 90Р, 111Р. Мощность осадочного чехла 3600 м.

Доюрские образования представлены довольно однородной толщей эффузивных пород. В их составе встречаются пироксены, базальты, диабазовые порфириты, туфы базальтов.

Отложения юрской системы имеют четко выраженное двучленное строение.

Нижний и средний отделы представлены континентальной толщей тюменской свиты. Тюменская свита (нижняя и средняя юра + нижний келловей верхней юры) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Максимальная вскрытая толща отложений тюменской свиты составляет 687 м (скв. 90Р).

Верхний отдел представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (келловей — оксфордский ярусы) представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Общая мощность свиты 67−86 м. Георгиевская свита (киммериджский ярус) представлена аргиллитами. Толщина отложений 2−25 м. Породы баженовской свиты (волжский — нижнеберриасский ярусы) представлены битуминозными аргиллитами. Толщина 32−70 м.

Меловая система. Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. На территории Тагринского месторождения отложения меловой системы развиты повсеместно и представлены осадками верхней части баженовской свиты, породами мегионской свиты, вартовской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжинский ярусы) подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. В свою очередь нижняя подсвита, расчленяется на 3 пачки.

Нижняя (подачимовская) пачка представлена аргиллитами. Толщина пачки 15−35 метров.

Ачимовская толща обнаружена на отдельных участках. Породы, относящиеся к этой толще, представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина ачимовской толщи до 150 м.

Верхняя пачка нижнемегионской подсвиты представлена, в основном, глинистыми породами. Верхняя подсвита мегионской свиты расчленяется на две пачки. Нижняя пачка представлена чередованием песчаников, аргиллитов, в составе которых наблюдаются алевролиты. Вышележащая часть разреза мегионской свиты представлена темно-серыми однородными глинами. Общая мощность мегионской свиты 410−576 м.

Вартовская свита (нижневаланжинский+готерив-барремский ярусы). Разрез вартовской свиты представлен неравномерным переслаиванием глинистых и песчаных пластов. Общая толща вартовской свиты от 388 до 526 м.

Алымская свита (аптский ярус) в большинстве скважин Тагринского месторождения подразделяется на две части: нижнюю, более песчанистую, и верхнюю — глинистую. Толщина пород, слагающих свиту, 32−74 м.

Покурская свита (апт-альбский ярусы). Нижняя часть представлена преимущественно глинистыми породами с редкими прослоями песчаных.

Верхний отдел меловой системы представлен континентальными песчано-глинистыми отложениями верхней части покурской свиты и морскими глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Верхняя часть покурской свиты (сеноманский ярус) представлена преимущественно песчаными породами. Общая толщина отложений покурской свиты 869−938 м.

Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена преимущественно глинами с редкими прослоями песчаников. Толщина осадков свиты 8−20 м.

Березовская свита (коньяк+сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами, переходящими в опоки, содержащие прослои глинистых алевролитов и слабосцементированных песчаников. Толщина подсвиты 71−88 метров. Верхняя подсвита сложена глинами. Толщина верхней подсвиты 76−110 м.

Ганькинская свита (маастрихтский+датский ярусы) представлена глинами, толщина отложений свиты 100−150 м.

Палеогеновая система. Разрез палеогеновых отложений представлен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.

Палеоценовый отдел представлен отложениями талицкой свиты, сложенной темно-серыми глинами. Толщина свиты 74−107 м.

Эоценовый отдел представлен отложениями люлинворской свиты и нижней подсвиты тавдинской свиты. Люлинворская свита сложена толщей кремнисто-глинистых пород. Нижняя часть свиты сложена опоками и опоковидными глинами с прослоями песков и алевролитов. В средней части появляются прослои диатомитовых глин, иногда переходящих в диатомит. В верхней части — зеленовато-серые глины. Толщина пород свиты 100 м. Нижняя половина тавдинской свиты представлена глинами.

Олигоценовый отдел представлен отложениями верхней части тавдинской свиты, а также образованиями атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Верхняя половина тавдинской свиты сложена глинами. Общая толщина свиты составляет 180 м.

Атлымская свита представлена мелкозернистыми песками с прослоями глин. Общая толщина 5−40 м.

Новомихайловская свита представлена неравномерным чередованием серых глин со светло-серыми песками. Общая толщина 80−100 м.

Туртасская свита сложена глинами и алевритами с прослоями диатомитов и песков. Толщина свиты 40−80 м.

Четвертичная система. Отложения четвертичной системы покрывают всю территорию сплошным чехлом. В нижней части грубозернистые пески с включением гальки и гравия, выше по разрезу глины, супеси, пески, местами торфяники. Общая толщина 90−100 м.

3.2 Тектоническое строение

В тектоническом отношении Тагринское месторождение относится к Западно-Сибирской плите и приурочено к одноименной локальной структуре — Тагринскому валу (прил. 2), расположенному в пределах Юбилейно-Варьеганского мегавала (прил. 3), который в свою очередь является элементом юго-восточного борта Надым-Тазовской синеклизы.

Тагринская брахиантиклиналь в контурах изогипсы -2400 м имеет размер 6×22 км, амплитуду более 100 м. Угол наклона крыльев не превышает 50.

По кровле отражающего горизонта Т (120 м ниже кровли тюменской свиты) общий структурный план сохраняется. В контурах сейсмоизогипсы-2950 м Тагринская структура представляет собой меридионально вытянутую складку, осложненную двумя куполами. Углы падения достигают 70. Ее размеры 3ч7. 5×18 км, амплитуда более 50 м.

На Тагринской площади, как и в пределах большей части Варьеганско-Тагринского вала, нарушается известная для Широтного Приобья тенденция выполаживания структур снизу вверх по разрезу. Здесь обратная картина — увеличение амплитуды снизу вверх по разрезу. Очевидно, это связано со значительным влиянием на структуру новейших тектонических движений, вызвавших интенсивный рост складки по верхнемеловым горизонтам, а также по горизонтам палеогена.

3.3 Нефтегазоносность

Геологический разрез Тагринского месторождения (приложение 4) характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности, начиная с песчано-глинистых отложений юрского возраста и кончая нижнемеловыми осадками. В разрезе Тагринского месторождения выделен 21 подсчетный объект: БВ3, БВ41, БВ42, БВ5, БВ6, БВ70, БВ7, БВ81, БВ91, БВ92, БВ10, БВ11, БВ120, БВ12, БВ13, пачки 2, 3, 4 ачимовской толщи, ЮВ1, ЮВ1, ЮВ12, содержащих в себе 72 залежи, из которых 2 газовых, 1 газоконденсатная, 4 газонефтяных, 7 нефтегазоконденсатных, 58 нефтяных. Основные типы залежей — пластовые сводовые и литологически экранированные.

Горизонт ЮВ1(прил. 5). В составе горизонта ЮВ1 выделяются три проницаемых пласта ЮВ1, ЮВ1, ЮВ12. В целом горизонт ЮВ1 представлен неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Пласт ЮВ12. Нижний пласт ЮВ12 развит в песчаной фации повсеместно, характеризуется однородным строением и значительной мощностью коллекторов, достигающей 25 м и вскрыт на глубине 2783−2832 м. В пределах пласта ЮВ12 выявлены две залежи, с размерами 6×3 км и высотой 27 м — залежь 1 и залежь 2 — 3×1.6 км, высотой 15 м. Тип залежей — пластовые сводовые, водоплавающие, нефтяные. ВНК по обеим залежам принят наклонным. Значительный подъем ВНК отмечается по залежи 1 с юга на север с а.о. 2736 до 2717 м, по залежи 2 с востока на запад с а.о. 2687 м до 2680 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 до 13.4 м.

Пласт ЮВ1. Пласт ЮВ1 вскрыт на глубине 2770−2825 м, представлен песчаными отложениями. Коллекторы имеют повсеместное распространение, структурным фактором обусловлено наличие 4 самостоятельных залежей: одна газонефтяная и три нефтяных.

Залежь 1 вскрыта разведочной скважиной 112Р. Залежь нефтяная, пластовая сводовая. Размеры 1. 8×1.1 км, высота 4 м. ВНК принят на а.о. 2713 м. Нефтенасыщенная толщина 3.6 м.

Залежь 2, вскрытая 13 скважинами (в т.ч. 4 разведочными), нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая. Размеры залежи 10. 6×3.2 км, высота 35 м. ГНК принят на а. о. 2702 м, ВНК — а.о. 2720 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 5.6 м до 0, газонасыщенные — от 4 м до 0. Ширина водонефтяной зоны незначительная, газонефтяной — до 300 м.

Залежь 3, вскрытая разведочной скважиной 57Р, нефтяная, пластовая сводовая. Размеры 3×1.5 км, высота до 5 м. ВНК принят на а.о. 2714 м, нефтенасыщенная толщина 2.8 м.

Залежь 4 вскрыта десятью скважинами. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, экранированная. Размеры 9×5 км, высота 35 м. ВНК изменяется с а.о. 2695 м на западе до а.о. 2685 м на востоке. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 1.2 м (скв. 78Р) до 3.6 м (скв. 1650). Ширина водонефтяной зоны до 500 м.

Пласт ЮВ1. Пласт в песчаной фации развит на большей части площади месторождения, вскрыт на глубине 2763−2833 м. В его пределах выделяется одна газонефтяная и 3 нефтяных залежи.

Залежь 1 вскрыта двумя скважинами (53Р, 77Р). На восточном склоне выделяется зона неколлекторов. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, экранированная. Размеры 3×5 км, высота 14 м. ВНК принят на а.о. 2724 м. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС равны 2.4 м (скв. 77Р) и 3.2 м (скв. 53Р).

Залежь 2 вскрыта 15 скважинами (из них 6 разведочных). На северной периклинали по данным ГИС отмечается зона отсутствия коллекторов. Залежь нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая. Размеры 12. 5×5 км, высота 40 м. ГНК принят на а. о. 2700 м, ВНК — а.о. 2720 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м до 2.8 м.

Залежь 3 вскрыта 16 скважинами (из них 9 разведочных, 1 поисковая, 6 эксплуатационных). С юга залежь ограничена зоной неколлектора. Залежь нефтяная, пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры 16. 5×9 км, высота 82 м. ВНК принят наклонным: в юго-восточной части залежи на а.о. 2683 м (скв. 447) с понижением до -2700−2720 м в северной части и до -2730 м на западе залежи.

Среднее значение проницаемости по горизонту ЮВ1 составляет 10 мД, коэффициента пористости 0. 17, нефтенасыщенности 0. 58.

Залежи ачимовской толщи .В пределах Тагринского месторождения разрез ачимовской толщи характеризуется сложным литологическим составом. Проницаемые разности пород распределены в разрезе крайне неравномерно. В разрезе ачимовской толщи выделено три песчаные пачки.

Пачки 2, 3, 4 представлены линзовидно залегающими песчаными телами. В структурном плане пачки 2, 3, 4 залегают гипсометрически одна над другой. В пачках 3, 4 на юге имеются структурно-литологические залежи, в которых контуры водонефтяного раздела в плане совпадают.

Залежи пачки 2(прил. 6). В этой пачке ачимовской толщи выделено три залежи нефти.

Залежь 1 расположена полностью на территории Ямало-Ненецкого АО за пределами лицензионного участка.

Залежь 2а вскрыта одной скважиной 80Р на а.о. 2560 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры залежи 3. 6×4.2 км, высота 63 м. Нефтенасыщенная толщина по данным ГИС в скв. 80Р составляет 4.8 м. Запасы 2 залежи оценены по категории С1.

Залежь 2б вскрыта тремя разведочными скважинами 70Р, 87Р, 109Р на а.о. 2528, 2556 и 2555 м соответственно. Залежь нефтяная, литологически экранированная; ее размеры 3. 5×3 км, высота 30 м. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС составляют 2. 6, 2.4 и 2.0 м. Запасы приняты по категории С1 в районе скв. 70Р и 87Р, по категории С2 в районе скв. 109Р.

Необходимо отметить, что большая часть площади нефтеносности 2 и 3 залежей располагаются на территории Ямало-Ненецкого автономного округа.

Залежь 3 (основная) вскрыта 13 разведочными и 9 эксплуатационными скважинами на а.о. 2474−2580 м. Залежь является нефтяной, литологически экранированной. Размеры нефтяной залежи 14×9.5 км, высота 117 м. При опробовании скважины 400Р в интервале а.о. 2621−2632 м получен приток нефти дебитом 7. 43 м3/сут. При опробовании скважины 66Р получен приток нефти с дебитом 40.5 м3/сут, из интервала перфорации а.о. 2492. 3−2512.3 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.8 м (скв. 68Р) до 14.2 м (скв. 66Р). Запасы по категории С1 приняты в районе скв. 66Р, 400Р и в центральной части залежи, по категории С2 приняты в районах скв. 89Р, 51Р и 68Р.

Залежи пачки 3. В пачке 3 выделено 7 залежей: 1, 2, 3, 3а, 4, 5, 6.

Залежь 1 находится на территории Ямало-Ненецкого автономного округа за пределами лицензионного участка.

Залежь 2 вскрыта двумя скважинами 80Р и 71Р на а.о. 2591−2569 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 8×3 км, высота 51 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 4.6 и 4.8 м соответственно. К категории С1 относится область радиусом 1 км вокруг скв. 80Р, остальная область относится к категории С2. Почти вся залежь находится за пределами лицензионного участка на территории Ямало-Ненецкого автономного округа.

Залежь 3 вскрыта одной скважиной 62Р на а.о. 2575 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, лишь с западной стороны подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 3×1.6 км, высота 35 м. ВНК принят на а.о. 2580 м. По данным ГИС нефтенасыщенная толщина составляет 5.6 м. Запасы оценены по категории С2.

Залежь 3а вскрыта разведочной 60Р на а.о. 2518 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры залежи 1. 2×1.2 км, высота 5 м. В скв. 60Р нефтенасыщенная толщина составляет 1.2 м. Запасы приняты по категории С2.

Залежь 4 вскрыта тремя скважинами: 57Р, 86Р, 2000, на абсолютных отметках 2540−2542 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 6×3.5 км, высота 20 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 м (скв. 2000) до 7 м (скв. 57Р). Запасы также приняты по категории С2.

Залежь 5 вскрыта двумя разведочными скважинами (89Р и 52Р) и двумя эксплуатационными (323 и 373). Залежь нефтяная, литологически экранированная, ее размеры 6×5 км, высота110 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 м (скв. 52Р) до 8.8 м (скв. 373). Запасы приняты по категориям С1 и С2.

Залежь 6 вскрыта на а.о. 2522−2627 м 11 разведочными и 2 эксплуатационными скважинами. Залежь нефтяная пластовая, по периферии, в основном, литологически экранированная. Размеры залежи 13×8 км, высота120м. ВНК принят на а.о. 2640 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.4 м (скв. 51Р) до 11.4 м (скв. 447). Запасы большей части залежи приняты по категории С2.

Залежи нефти пачки 4. В составе горизонта четвертой пачки ачимовской толщи выделяются три пласта Ач4, Ач42, Ач43 (по принятой ранее индексации в ряде скважин эти пласты были объединены в Ач4.

Пласт Ач4. Залежь 1 вскрыта на а.о. 2592 и 2596 м скважинами 57Р и 66Р. Залежь нефтяная, осложнена литологическим экраном со всех сторон. Размеры залежи 3×7.8 км, высота 48 м. Нефтенасыщенная толщина составляет от 2 м до 8.6 м. Запасы приняты по категории С2.

Залежь 2 вскрыта эксплуатационной скважиной 1300 на а.о. 2584 м. Залежь нефтяная, ограничена литологическим экраном. Залежь небольшая, ее размеры 0. 8×0.5 км, высота 31 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 1300 составляет 13.2 м. Запасы приняты по категории С1.

Залежь 3 вскрыта на а.о. 2566−2656 м 8 разведочными скважинами. Залежь нефтяная, пластовая, ограниченная зоной неколлектора практически со всех сторон, лишь с восточной стороны подпирается пластовыми водами. ВНК принят на а.о. 2663 м. Размеры залежи 6×11.5 км, высота 96 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 до 12.4 м. Запасы приняты по категории С2.

Залежь 4 небольшая по размерам вскрыта скв. 1638 на а.о. 2570 м. Залежь осложнена литологическим экраном, ее размеры 1×0.5 км, высота 10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.2 м. Запасы приняты по категории С2.

Пласт Ач42. Единственная нефтяная залежь вскрыта скважиной 94Р на а.о. 2636 м. Залежь литологически экранированная, ее размеры 1. 9×3.5 км, высота 36 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2.4 м. Запасы оцениваются по категории С2.

Пласт Ач43. Залежь в районе скв. 90Р и 2000 вскрыта на а.о. 2634 и 2618 м соответственно. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Нефтенасыщенные толщины в скв. 90Р — 2.4 м, в скв. 2000 составляет 6.6 м. Размеры залежи 1. 8×2.3 км, высота 32 м. Запасы нефти оцениваются по категории С2.

Пласт БВ13. Пласт вскрыт на глубине 2617−2656 м и представлен песчаником с прослоями аргиллито-алевритовых пород.

Залежь 1 пласта БВ13 выявлена одной скважиной 103Р, нефтяная, водоплавающая, ограничена зоной неколлекторов. Размеры залежи 1. 8×1.2 км, высота 9 м. ВНК принят на а.о. 2572 м. Нефтенасыщенная толщина в скв. 103Р составляет 5 м.

Залежь 2 вскрыта 13 скважинами в районе разведочной скважины 93Р. Залежь нефтяная, структурно-литологическая, экранированная с трех сторон зоной неколлектора. Размеры залежи 2. 5×1 км, высота 39 м. ВНК принят на а.о. 2512−2516 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 0. 8−14.8 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ13 составляет 50 мД, коэффициента пористости 0. 21, нефтенасыщенности 0. 63.

Пласт БВ12. Пласт БВ12 вскрыт на глубине 2454−2580 м и представлен песчаниками с прослоями аргиллито-алевритовых пород. Выделяется 5 самостоятельных залежей.

Залежь 1 в районе скв. 93Р вскрыта 14 скважинами. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная с юга и запада, с северо-востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 4. 25×2.5 км, высота залежи около 80 м. ВНК принят на а.о. 2520−2500 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 2.6 м до 16.2 м.

Залежь 2 вскрыта в районе скв. 58Р-110Р. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная, с востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 1. 25×1.3 км, высота залежи около 15 м. ВНК принят на а.о. 2363 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 1.4 м до 4.4 м.

Залежь 3 вскрыта двумя разведочными (81Р и 98Р) и двумя эксплуатационными скважинами (432, 678). ВНК по залежи принят на отметке -2422 м. Залежь нефтяная, литологически экранированная с трех сторон, с востока подпирается пластовыми водами. Размеры ее 5×2 км, высота 75 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 2−9.2 м.

Залежь 4 вскрыта на глубине 2486−2522 м 31 скважиной. Среднее значение ВНК принято на а.о. 2427 м. Залежь нефтяная, структурно-литологическая, экранированная с северо-востока зоной неколлекторов, с юго-востока залежь подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 4×2 км, высота залежи 58 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 м до 23.6 м.

Залежь в районе скважины 103Р вскрыта одной этой скважиной. Залежь нефтяная, литологически экранированная. Размеры 1. 6×1.4 м, высота залежи 40 м. Нефтенасыщенная толщина 6 м.

Пласт БВ120. Залежь пласта БВ120 вскрыта 11 скважинами в районе разведочной скважины 93Р. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная с юга и запада, с северо-востока подпирается пластовыми водами. Размеры залежи 2. 5×2.5 км, высота около 60 м. ВНК принят на а.о. 2508−2512 м. Нефтенасыщенные толщины составляют от 2 м до 6.2 м.

Среднее значение проницаемости по пластам БВ12 и БВ120 составляет 50 мД, коэффициента пористости 0. 21, нефтенасыщенности 0. 61−0. 63.

Пласт БВ11. Пласт БВ11 в песчаной фации развит в юго-восточной части площади и вскрыт 48 скважинами. Пласт нефтенасыщен в пределах отдельных участков.

Залежь 1 (район скв. 61Р, 94Р) вскрыта двумя разведочными скважинами. ВНК принят на а.о. 2390−2396 м. Залежь является нефтяной, литологически экранированной. Размеры ее 0. 4×4.5 км, высота 7 м. Нефтенасыщенные толщины составляют 1. 2−3.6 м.

Залежь 2 вскрыта в песчаной фации 34 скважинами и является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. ВНК принят на а.о. 2363 м с понижением до 2375 м с севера на юг на восточном крыле. Размеры залежи 5. 5×5 км, высота 62 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 м до 6.4 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ11 составляет 25 мД, коэффициента пористости 0. 21, нефтенасыщенности 0. 62.

Пласт БВ10. В пределах месторождения выделены три залежи нефти, приуроченные к зонам развития песчаных коллекторов пласта БВ10 в районе скв. 56Р, 61Р и 84Р-101Р.

Залежь 1 вскрыта скв. 56Р на а.о. 2333.5 м. ВНК по залежи принят на а.о. 2335 м. Залежь является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. Размеры ее 0. 6×1 км, высота 1.6 м. Нефтенасыщенная толщина по скв 56Р составляет 1.6 м.

Залежь 2 вскрыта одной разведочной скважиной 61Р. ВНК по залежи не вскрыт. Залежь нефтяная, литологически экранированная, пластовая. Ее размеры 1. 8×1.8 км, высота 25 м.

Залежь 3 (район скв. 84Р-101Р) вскрыта в процессе эксплуатационного бурения 40 скважинами и является нефтяной, пластово-сводовой, литологически экранированной. Ее размеры 7. 5×3.5 км, высота 33 м. ВНК принят на а.о. 2355 м. Нефтенасыщенные толщины меняются от 0.6 м до 11.6 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ10 составляет 25 мД, пористости 0. 21, нефтенасыщенности 0. 57−0. 64.

Пласт БВ92. Пласт БВ92 по результатам корреляции разрезов разведочных и эксплуатационных скважин приурочен к нижней части горизонта БВ9 и отделяется от вышележащего пласта БВ91 глинистыми породами толщиной от 1 м (скв. 847) до 16−20 м (скв. 1280−1300). Пласт литологически неоднороден. В песчаной фации развит практически по всей площади месторождения, исключая обширную зону глинизации в северо-западной части месторождения в районе разведочных скважин 67Р, 114Р, 74Р, 63Р и эксплуатационных 899, 1251, 900, 894, 1225, 1185, а также зону глинизации в районе скважин 78Р, 434, 429, 410, 58Р, 938, 939, 936, 1348 и 1350 в южной части.

Выделено 3 отдельных залежи с различными ВНК, разделенных между собой зонами глинизации пласта и водонасыщенными песчаниками.

Залежь 1 вскрыта одной разведочной скважиной 90Р (эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5.4 м). ВНК принят на а.о. 2351 м. Залежь нефтяная, пластовая сводовая. Размеры 0. 8×0.5 км, высота 6 м.

Залежь 2 вскрыта 8 скважинами с нефтенасыщенными толщинами от 1.2 м (скв 1299) до 10.6 м (скв. 86Р). Среднее значение ВНК принята на а.о. 2340 м. Залежь нефтяная, пластовая сводовая. Размеры залежи 1. 6×0.9 км, высота 14 м.

Залежь 3 расположена в южной части месторождения и ограничена зоной неколлектора северо-восточного простирания, протягиваясь с юго-запада на северо-восток. Ни в одной скважине не вскрыта водонефтяная зона.

Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0.6 м до 7.6 м. ВНК по залежи колеблется от а.о. 2308 м до 2332 м. Среднее значение ВНК принято на а.о. 2320 м. Залежь нефтяная, пластовая, литологически экранированная с размерами 7. 5×2 км, высота залежи 30 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ92 — 35 мД, коэффициента пористости 0. 21, нефтенасыщенности 0. 56.

Залежи пласта БВ91. Основным объектом месторождения является горизонт БВ9, в разрезе которого выделено два подсчетных объекта БВ91 и БВ92, представленных в ряде мест единой гидродинамической системой с одним ВНК. Особенностью строения пласта БВ91 является то, что в его разрезе достаточно уверенно прослеживаются четыре песчаных пачки (БВ9, БВ9, БВ9 и БВ9), невыдержанные по толщине и площади распространения, разделенных глинистыми перемычками. В северной части пласта присутствуют в основном верхние две пачки (БВ9 и БВ9), а также пачка БВ9 в меньшем объеме. Далее на юго-восток происходит постепенное замещение всех пачек пласта БВ91 до полного отсутствия коллекторов в этом объекте по линии скважин 52Р, 89Р, 56Р, 238, 919, 1300. Эта зона глинизации делит пласт БВ91 на две залежи — северную и южную.

В пределах южной залежи 2 развита в основном пачка БВ9, в южной части залежи — пачка БВ9.

Залежь 1 пласта БВ91 нефтегазоконденсатная. Газовые шапки в залежи 1 выделены по результатам промысловых испытаний гидродинамических исследований скважин и исследований глубинных проб нефтей, проведенных в 1994 г. (автор Г. М. Ярышев), и подтверждаются результатами компьютерного моделирования («Технологическая схема разработки» том 2, 1996 г.). Среднее значение ГНК принято на а.о. 2295 и 2300 м. Размеры газовых шапок: 5. 2×2.8 км, и 3. 8×1.6 км, высота 14 м. Нефтяная часть залежи имеет размеры 6. 2×21.8 км, высота залежи 25 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с юга. Уровень ВНК в залежи 1 колеблется в значительных пределах: а.о. 2341−2348 м на севере, до а.о. 2320 на юге. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют от 1.2 м до 24 м.

Залежь 2 пласта БВ91 характеризуется замещением нижней пачки БВ9 на большей части площади, исключая юго-восточный блок. Песчаные пропластки выделяются в основном в пачке БВ9, встречаются отдельные небольшие линзы песчаников в пачке БВ9. ВНК колеблется в пределах а.о. от 2326 м на востоке до 2310 м на юге. Залежь нефтегазоконденсатная. ГНК принят на а.о. 2285 м. Размеры газовой шапки 8×4.5 км, высота газовой шапки 29 м. Размеры нефтяной части залежи 12. 8×5 км, высота 33 м. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют от 0.4 м до 8.5 м.

Ширина водонефтяных зон по залежам пласта БВ91 изменяется от 100 м до 3000 м, газонефтяных до 3.5 км. Среднее значение проницаемости по пласту БВ91 составляет 35 мД, коэффициента пористости 0. 21, нефтенасыщенности 0. 62, газонасыщенности 0. 66.

Пласт БВ81. Пласт БВ81 условно выделен из горизонта БВ8 по результатам изучения геолого-геофизических материалов и характеризуется относительно однородным строением и высокими ФЕС. Пласт газонефтенасыщен, гидродинамически связан с нижележащими пластами горизонта БВ8, которые по всей площади водонасыщены.

Пласт БВ81 представлен в большинстве скважин монолитным песчаником, иногда с линзами крупнозернистых алевролитов, редко с незначительной карбонатностью. Эффективная толщина пласта от 6.6 м до 20 м. Залегает пласт на глубинах 2297−2318 м. В пласте БВ81 выделяется 4 самостоятельных залежи: первая и четвертая — газонефтяные; вторая и третья — нефтяные.

Газонефтяная залежь 1 расположена в северной части разбуренной зоны месторождения. Газовая шапка выделена по повторному РК в 12 скважинах и результатам испытания скв. 508, 762. Среднее значение ГНК принято на а.о. 2215 м. Размеры газовой шапки 2. 2×2 км, высота 12 м. ВНК принят на а.о. 2222 м. Размеры нефтяной залежи 4. 4×3.1 км, высота 7 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.9 м до 8.8 м.

Залежь 2 вскрыта единичными скважинами, нефтяная, пластово-сводовая. ВНК принят на а.о. 2222 м. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС изменяются от 0.8 м до 3.6 м. Размеры залежи 1. 1×2.6 км, высота 7 м.

Залежь 3 аналогична залежи 2, вскрыта 8 скважинами, нефтенасыщенная толщина по данным ГИС изменяется от 1 до 5 м. ВНК принят на а.о. 2222 м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая, водоплавающая, с размерами 2×0.9 км, высотой 9 м.

Залежь 4 по типу газонефтяная, газовые шапки прослеживаются на разных гипсометрических уровнях, в северной части залежи на более высокой абсолютной отметке, чем в южной части. ГНК в северной части принят на а.о. 2200 м, в южной 2206 м. ВНК в среднем принят на а.о. 2217 м. Залежь пластово-сводовая, нефтегазоконденсатная. Размер залежи 11. 6×3.9 км, высота нефтяной части залежи в северной ее части 17 м, в южной — 11 м. Размеры газовых шапок: в северной части от 0. 4×0.2 км до 2. 2×0.9 км, высота 23 м; в южной части 5. 5×2.8 км, высота 18 м. Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 0.6 м до 16.2 м.

Ширина водонефтяных зон по залежам пласта БВ81 изменяется от 200 м до 2000 м, газонефтяных от 250 м до 1500 м, газонефтеводяных от 0 до 1000 м. стратиграфический нефтеотдача пласт месторождение

Среднее значение проницаемости по пласту БВ81 составляет 240 мД, коэффициента пористости 0. 23, нефтенасыщенности 0. 57−0. 64, газонасыщенности 0. 64−0.7.

Пласт БВ7. Пласт БВ7 вскрыт на глубинах 2260−2285 м, коллектор представлен песчаниками. Выявлено 4 самостоятельных залежи.

Залежь 1 вскрыта двумя разведочными скважинами (72Р, 74Р) и 40 эксплуатационными. Залежь нефтегазоконденсатная, пластово-сводовая. Среднее значение ГНК принято на а.о. 2174 м, ВНК — 2178 м. Размеры нефтяной залежи 2. 7×5.5 км, высота 13 м; размеры газовой шапки 2. 7×2 км, высота 10 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 м до 11.8 м.

Залежь 2 вскрыта двумя разведочными скважинами (85Р и 86Р) и 33 эксплуатационными. Все пробуренные скважины вскрыли водонефтяную зону, в большинстве из них отмечается ВНК. Среднее его значение принято -2184 м. Залежь пластово-сводовая, нефтегазоконденсатная, водоплавающая. ГНК принят на а.о. 2183 м в районе скв. 1279. Размер нефтяной части залежи 4. 4×2.3 км, высота 18 м; размер газовой шапки 0. 5×0.4 км, высота 2 м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 1.6 до 9.4 м.

Залежь 3 вскрыта разведочной скв. 56Р и эксплуатационными скважинами, пробуренными на нижележащие пласты. В северной части залежи по повторным замерам РК выделена газовая шапка. ГНК по материалам ГИС взят на а.о. 2156 м, ВНК принят на а.о. 2162 м. Залежь пластово-сводовая, нефтегазоконденсатная, водоплавающая. Размеры нефтяной части залежи 5×2.3 км, высота 6 м; размеры газовой шапки 2×1 км, высота 10 м. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 2.6 м, газонасыщенная от 1.4 до 11.6 м, общая эффективная от 7.6 м до 26.4 м.

Залежь в районе скв. 636 вскрыта двумя эксплуатационными скважинами. ВНК принят на а.о. 2146 м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Ее размеры 0. 7×0.5 км, высота 2 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 2 м.

Ширина водонефтяных зон по залежам пласта БВ7 составляет от 100 м до 3000 м, газонефтяных от 250 до 2000 м. Среднее значение проницаемости по пласту БВ7 — 225 мД, коэффициента пористости 0. 21, нефтенасыщенности 0. 55−0. 64, газонасыщенности 0. 64.

Пласт БВ70. Пласт БВ70нефтенасыщен в южной части Тагринского месторождения. В песчаной фации объект развит на большей части площади месторождения. Пласт характеризуется относительно однородным строением, вскрыт на глубинах 2227−2254 м. В пределах пласта выделяются две нефтяные залежи.

Залежь 1 является нефтяной, пластово-сводовой. Размеры залежи 6. 5×2.8 км, высота 29 м. ВНК по залежи принят на а.о. 2154 м на севере и 2148 м на юге. Общая эффективная толщина по пласту изменяется от 1 м до 7.4 м, нефтенасыщенная — от 1 до 5.8 м.

Залежь 2 также является нефтяной, пластово-сводовой. По залежи отмечается незначительный подъем ВНК с а.о. 2152 м на юге до а.о. 2148 м на севере. Размеры залежи 4×3 км, высота 16 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 3.0 м.

Ширина водонефтяных зон по залежам пласта БВ70 изменяется от 50 м до 250 м. Среднее значение проницаемости по пласту БВ70 составляет 102 мД, коэффициента пористости 0. 23, нефтенасыщенности 0. 55.

Пласт БВ6. Пласт БВ6 распространен по всей площади и представлен толщей песчаников мощностью до 25 м с глинисто-алевролитовыми прослоями. Пласт вскрыт на глубинах 2225−2240 м. По материалам ГИС, замерам повторного РК и опробованию скважин выделяется две залежи: залежь 1, расположенная в северной части площади, в районе разведочных скважин 72Р, 74Р — газонасыщенная; залежь 2 в южной части площади в районе скважин 56Р, 65Р, 88Р, 78Р — нефтяная.

Залежь 1 вскрыта двумя разведочными скважинами и многочисленными эксплуатационными. ГВК по залежи 1 колеблется на а.о. от 2133.4 м до 2139.3 м. Среднее значение ГВК принято 2136.3 м. Газонасыщенные толщины составляют от 0.8 до 8.8 м. Размер газовой шапки 3. 6×3 км, высота 12 м. Залежь газоконденсатная, водоплавающая, пластово-сводовая.

Залежь 2 расположена на юге площади, вскрыта разведочными и эксплуатационными скважинами. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах, вскрывших пласт, колеблется от 0.6 (скв. 78Р) до 17.0 м (скв. 477). Среднее значение ВНК по залежи 2 принято на а.о. 2138.2 м. Залежь пластово-сводовая, нефтяная, водоплавающая. Размеры 10. 2×4 км, высота 31 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ6 составляет 62 мД, коэффициента пористости 0. 21, нефтенасыщенности 0. 55, газонасыщенности 0. 64.

Пласт БВ5. Пласт БВ5 представлен песчаником с тонкими линзовидными прослоями аргиллито-алевролитовых пород, по ГИС характеризуется высокими коллекторскими свойствами, вскрыт на глубинах 2183−2218 м. Залежь пласта БВ5 вскрыта как разведочными, так и эксплуатационными скважинами. Пласт нефтегазонасыщен, эффективные толщины изменяются от 6.6 (скв. 59Р) до 27.8 м (скв. 849). Максимальная эффективная газонасыщенная толщина — 2.4 м, нефтенасыщенная — 6.8 м.

Залежь газонефтяная, водоплавающая, пластово-сводовая. ГНК принят на а.о. 2075 м, ВНК — 2082 м. Размеры залежи 2. 8×3.4 км; размеры газовой шапки 0. 8×1.6 км, высота газовой шапки 5 м, нефтяной части залежи — 7 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ5 составляет 120 мД, коэффициента пористости 0. 22, нефтенасыщенности 0. 51, газонасыщенности 0. 48−0. 52.

Пласт БВ4. В горизонте БВ4 выделяются два пласта БВ41 и БВ42, представленных песчаниками с аргиллито-алевролитовыми линзами, разделенными глинистой перемычкой толщиной 10−14 м, к которым приурочены самостоятельные залежи со своими ВНК и ГНК.

Нижний пласт БВ42 вскрыт на глубинах 2150−2154 м. Эффективная толщина варьирует от 1.6 м (скв. 528) до 14.2 м (скв. 613), нефтенасыщенная достигает величины 6.2 м (скв. 1765). Пласт БВ42 представлен тремя залежами нефти, приуроченными к нижнему куполу Тагринской структуры.

Залежь 1 вскрыта одной разведочной скважиной 56Р и 21 эксплуатационной скважиной. Среднее значение ВНК принято на а.о. 2052 м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая, водоплавающая. Размер залежи 4. 5×1.8 км, высота 16 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 м до 5.9 м.

Две оставшиеся залежи 2 и 3 — водоплавающие, пластово-сводовые, нефтяные. Размеры залежей небольшие: 1. 2×1.5 км и 1. 5×1.8 км, высота 12−13 м. ВНК по обеим залежам принят на а.о. 2052 м. Нефтенасыщенные толщины от 1 до 5.8 м.

Пласт БВ41. Пласт вскрыт на глубинах 2139−2150 м. Залежь пласта БВ41 расположена на северном куполе Тагринской структуры и является газонефтяной, водоплавающей, пластово-сводовой. ГНК принят на а.о. 2029 м, ВНК — 2032 м. Размер залежи 4. 7×2 км. Размер газовых шапок 1. 9×0.6 км и 2. 9×2.6 км, высота газовых шапок 4 и 9 м соответственно, нефтяной залежи — 3 м.

Среднее значение проницаемости по горизонту БВ4 составляет 120 мД, коэффициента пористости 0. 22, нефтенасыщенности 0. 57, газонасыщенности 0. 52−0. 57.

Пласт БВ3. Пласт представлен неравномерным чередованием песчаников с аргиллито-алевролитовыми породами, развит по всей площади месторождения, вскрыт на глубинах 2091−2124 м. Продуктивен только в северной части, где представлен двумя небольшими залежами газа. Эффективные толщины колеблются от 33 м (скв. 1139) до 4.2 м (скв. 1129), газонасыщенные — от 8.2 м (скв. 761) до 1.2 м (скв. 1117).

Залежь 1 вскрыта скважиной 1062. ГВК принят по подошве газонасыщенной части пласта на а.о. 1982 м. Залежь газовая, пластово-сводовая, водоплавающая. Размер залежи 1. 0×0.4 км, высота около 2 м.

Залежь 2 расположена южнее и вскрыта 23 скважинами. ГВК принят на а.о. 1990 м. Залежь газовая, пластово-сводовая, водоплавающая. Ее размер 2. 9×1.9 км, высота 18 м.

Среднее значение проницаемости по пласту БВ3 составляет 120 мД, коэффициента пористости 0. 22, газонасыщенности 0. 56.

Нефти Тагринского месторождения легкие, с повышенной вязкостю, малосернистые, малосмолистые, парафинистые. Нефтяной газ преимущественно метановый.

Данные по физико-химическим свойствам нефтей, свойствам пластовой воды, свойствам и составу газа представлены в таблице 3.3.2 и приложениях (прил 7,8).

Таблица 3.3.1 Состав пластовой воды Тагринского месторождения

Пласты

Показатели

Б4

Б5

Б5

Б7

Б08

Б18

Плотность, кг/м3

1016

1016

1022

1022

1019

1019

Общая минерализация, г/л

29,2

29,2

31,5

31,5

28,4

28,4

Вязкость, мПа-с

0,54

0,54

0,52

0,52

0,49

0,49

Пласты

Показатели

Б28

Б9

Б10

Ю11

Ю21

Ю2

Плотность, кг/м3

1019

1019

1020

1022

1022

1027

Общая минерализация, г/л

28,4

31,8

27,9

31,4

31,4

36,5

Вязкость, мПа-с

0,49

0,5

0,48

0,46

0,46

0,46

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Совместное советско-американское нефтедобывающее предприятие ООО «Белые ночи» было создано в 1991 году на базе Тагринского и Западно-Варьеганского месторождений. За 13 лет разработки на Тагринском месторождении возрос фонд бездействующих скважин, а действующие скважины давали малодебитную, высокообводненную продукцию. Опыт применение струйных насосов оказался неэффективным и привел к еще большему сокращению работающего фонда на Тагринском месторождении. Добыча на нефтепромысле упала до минимума. По итогам 1996 года было добыто всего 207 тысяч тонн. В период с 1991 по 1996 год общая добыча по ООО «Белые ночи» упала почти в два раза. В 1998 году добыча упала до 122 тысяч тонн. Действующий фонд скважин сократился со 143 (по состоянию на 1991 год) до 51. [7]

Интенсивное применение методов, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, начато на Тагринском месторождении в 2003 году, что привело к повышению ежегодной добычи нефти, которая к 2012 г. составила около 1 млн.т.

Как видно из таблицы 4.1 и рис. 4. 1, геолого-технические мероприятия, проводимые на месторождении в 2009—2011 гг., дали существенный прирост к базовой добычи нефти. Среди них наибольшую эффективность показал такой метод повышения нефтеотдачи как гидроразрыв пласта (ГРП). При гидравлическом разрыве пласта происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости, с таким ее расходом, который обеспечивае давление на забое, достаточное для образования трещин. [10]

Таблица 4.1 Динамика дополнительной добычи нефти от проведения мероприятий по добывающему фонду скважин за период 2009—2011 гг. г.

Рис. 4.1 Среднемесячная добыча за 2009−2011г.г. по Тагринскому месторождению

Метод ГРП масштабно применяется на месторождении с 2003 года по сегодняшний день. ГРП был проведен на отложениях 9 пластов: 1Ю1, Ю1−2, Ач2, Ач3, Б12, Б11, БВ10, БВ9. Динамика проведения гирдроразрывов пластов за 2003−2010г.г. отражена в таблицах 4. 2−4.8.

Таблица 4.2 Гидроразрывы, проведенные по пласту 1Ю1

ГРП 1Ю1

год

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

скважины

1620

всего

0

1

0

0

0

0

0

0

общее количество ГРП по пласту

1

Таблица 4.3 Гидроразрывы, проведенные по пласту Ю1−2

ГРП Ю 1−2

год

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

скважины

1511

1621

всего

0

2

0

0

0

0

0

0

общее количество ГРП по пласту

2

Таблица 4.4 Гидроразрывы, проведенные по пласту Ач2

ГРП Ач2

год

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

скважины

2306

2322

65R

2812

2797

2770

2306

2350

2323

2308

2826

2796

2784

66R

2331

2307

2301

2811

2786

2325

2330

2305

2300

2813

2799

2326

2338

2310

2302

2814

2798

2334

2339

2311

2303

2815

2836

2333

2340

2312

2304

2827

2846

2332

2348

2317

919

2837

2854

2341

2316B

299

2855

2004

2324

2000

2309

2001

2347

2315

400R

2346

2314

2353

2856

2358

2320

2321

2329

2328

2337

всего

1

8

14

10

8

18

1

11

общее количество ГРП по пласту

71

Таблица 4.5 Гидроразрывы, проведенные по пласту Ач3

ГРП Ач3

год

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

скважины

2813

2827

2798

937

2814

2799

2797

2783

всего

0

0

0

1

4

2

0

1

общее количество ГРП по пласту

8

Таблица 4.6 Гидроразрывы, проведенные по пласту Б12

ГРП Б12

год

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

скважины

2055

2091

12 106

404R

2037

1835

2228

12 103

1833

2217

2218

всего

1

3

2

0

0

1

0

4

общее количество ГРП по пласту

11

Таблица 4.7 Гидроразрывы, проведенные по пласту Б11

ГРП Б11

год

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

скважины

2083

2056

373

2054

1804

636

2054

449

644

456

684

451

373

644

927

51R

452

1300

всего

1

6

1

4

0

4

0

2

общее количество ГРП по пласту

18

Таблица 4.8 Гидроразрывы, проведенные по пласту БВ10

ГРП БВ10

год

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

скважины

2080

2074

2072

447

437

всего

0

1

0

0

0

0

3

1

общее количество ГРП по пласту

5

Таблица 4.9 Гидроразрывы, проведенные по пласту БВ9

ГРП БВ9

год

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

скважины

1322

1291

61R

1347

1349

2055

1309

753

1313

1312

923

938

1194

1072

1194

1264

713

1164

1061

844

1110

1237

1144

1062

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой