регистрация / вход

Геологическое строение Самотлорского месторождения

Общая геологическая характеристика Нижневартовского свода. Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания. Результаты изучения нефтенасыщенности продуктивных пластов по скважинам, пробуренным на растворах с углеводородной основой.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Геологическое строение Самотлорского месторождения

1.1 Введение

2. Характеристика Самотлорского месторождения – объект ГРП

2.1 Общая геологическая характеристика Нижневартовского свода

2.1.1 Стратиграфия

2.1.2 Тектоника

2.1.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

2.1.4 Типы месторождений

2.1.5 Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания

2.2 Общая геологическая характеристика Самотлорского нефтегазового месторождения

2.2.1 Детальная стратиграфическая характеристика месторождения

2.2.2 Детальная тектоническая характеристика месторождения

2.2.3 Характеристика пластов

2.2.4 Петрофизическая характеристика пластов

2.2.5 Результаты изучения нефтенасыщенности продуктивных пластов по скважинам, пробуренным на растворах с углеводородной основой

2.3 Сопоставление результатов определения нефтенасыщенности пластов прямыми и промыслово-геофизическими методами

3. Специальная часть

3.1 Введение

3.1.1 Сущность метода

3.2 Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями

3.3 Реология

3.4 Расклинивающие материалы(проппанты)

3.5 Типы проппантов

3.6 Техника и технология ГРП

3.7 Методика оценки эффективности

3.8 Анализ эффективности проведения работ по ГРП

3.9 Вывод к главе 3

4. Анализ экономической эффективности работ по проведению ГРП на скважинах ОДАО ''Самотлорнефть''

5. Работа СП ''Самотлор Сервиз'' в 1996году по проведению ГРП на скважинах ОДАО ''Самотлорнефть''

5.1 Вступление

5.1.1 Добыча

5.1.2 Основное производство

6. Техника безопасности

7. Охрана окружающей среды

8. Заключение

СПИСОК РИСУНКОВ И ТАБЛИЦ.

ГЕОХРОНОЛОГИЧЕСКАЯ ТАБЛИЦА НИЖНЕВАРТОВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА

Таблица 2.1 ОДАО Самотлорнефть. Состояние выработки запасов нефти по типам коллекторов.

Таблица 2.2 Распределение балансовых и извлекаемых запасов нефти Самотлорского месторождения ОДАО"Самотлорнефть" на 1.01.96г (Категория запасов А+В+С1)

Таблица 2.3 Самотлорское месторождение. Состояние фонда скважин на 1.01.1996г ОДАО "Самотлорнефть"

Рисунок 2.1 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти. Объект АВ1(3)

Таблица 2.4 Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ1(3)

Таблица 2.5 Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.Основные показатели разработки объекта АВ2-3

Рисунок 2.2 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти. Объект АВ2-3

Таблица 2.6 Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.Основные показатели разработки объекта БВ10

Рисунок 2.3 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти. Объект БВ10

Таблица 2.7 Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.Основные показатели разработки

Рисунок 2.4 Динамика технологических показателей разработки Самотлорского месторождения ОДАО ''Самотлорнефть"

Таблица 2.8 Средневзвешенные значения по керну

Таблица 3.1 Сравнительная стоимость различных жидкостей разрыва. (Доллары США)

Рисунок 3.1 Успешность производства работ по скважинам с разделением продуктивных отложений по типам пород

Таблица 3.2 Объемы дополнительной добычи нефти по скважинам, стимулированным ГРП(т)

Рисунок 3.2 Приведенная к единой дате динамика приростов дебитов нефти по скважинам, стимулированных ГРП

Рисунок 3.3 Динамику прироста дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП

Рисунок 3.4-3.6 Динамика обводненности применительно к различным типам разреза, скважин стимулированными ГРП

Таблица 3.3 Количественная оценка эффекта от ГРП по объектам БВ10, АВ1(3), АВ2-3

Таблица 3.4 Геологическая характеристика разреза скважин участка пласта АВ13

Таблица 3.5 Показатели эффективности ГРП в приконтурных зонах пласта АВ1(3)

Таблица 4.1 Информация, принятая для анализа экономической эффективности проведения ГРП

Таблица 4.2 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1993 год, млн. руб

Таблица 4.3 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1994 год, млн. руб

Таблица 4.4 Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1995 год, млн. руб

Таблица 4.5 Экономические результаты проведения ГРП на скважинах ОДАО"Самотлорнефть"

Рисунок 4.1(а) Соотношение средней цены реализации 1т нефти и себистоимости 1т нефти по ОДАО"Самотлорнефть"

Рисунок 4.1(б) Соотношение условно-переменных расходов на 1т нефти по ОДАО"Самотлорнефть" и возмещение затрат СП"Самотлор Сервисиз" за подъем 1т нефти

Рисунок 4.2 Изменение соотношения основных составляющих условно- переменных затрат на добычу нефти в 1993-1995 гг.

1.Геологическое строение Самотлорского месторождения

1.1 Введение

Впервые обоснованный прогноз о перспективности на нефть в Западно-Сибирской низменности был сделан И.М. Губкиным в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932г и в Москве в 1934г в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти. Основываясь на статистическом анализе приуроченности нефтяных месторождений к определенным геотектоническим элементам, он в качестве первоочередного обьекта для поисков залежей нефти на севере Сибири признал Обский район.

Работы треста” Востокнефть” в период с 1934 г по 1937г на территории Западно - Сибирской низменности были обобщены и сделаны выводы о формировании структур в мезозойских и кайнозойских отложениях.

Результатом всех нефтегазопоисковых работ в Западно-Сибирской низменности является возникновение убежденности у многих ведущих геологов в высокой перспективности этой территории. Поэтому в послевоенный период, как только появилась возможность выделения технических средств, в Западно-Сибирской низменности начались в крупном масштабе планомерные нефтегазопоисковые работы. Реализация плана региональных работ позволила изучить геологическое строение мезокайнозойских отложений, дать сравнительную характеристику нефтегазоносности районов и открыть месторождения нефти и газа.

2. Характеристика Самотлорского месторождения – объект ГРП

2.1 Общая геологическая характеристика Нижневартовского свода

2.1.1 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968г в городе Сургуте. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла.

В разрезе мезокайнозойских отложений выделяются юрские, меловые, палеогеновые, четвертичные образования.

В составе юрской системы на большей части Нижневартовского свода отсутствуют отложения нижнего отдела юры. В составе юрской системы выделяются васюганская, тюменская, георгиевская и баженовская свиты. В среднеюрском отделе присутствуют отложения всех трех ярусов.

В пределах Нижневартовского свода участки, лишенные отложений аалена приурочены к локальным поднятиям. При этом намечается тенденция увеличения размеров “лысых” по ааленским отложениям участков в южном направлении.

Байосские отложения представлены на всей территории глинистыми породами. Наличие выдержанной глинистой пачки мощностью 30-40м внутри тюменской свиты позволяет рассматривать ее как региональный водоупор и региональную покрышку над ааленскими песчаниками.

В батских отложениях отмечается уменьшение относительного количества песчаников к сводам локальных поднятий. Такая закономерность позволяет предположить наличие сводово-пластовых и литологически экранированных залежей. На Нижневартовском своде батские отложения представлены континентальными сероцветными глинисто-песчанистыми отложениями с невыдержанными песчаными пластами внизу и с выдержанными наверху.

Коллекторские свойства песчаников сравнительно хорошие. Для поисков нефтяных залежей перспективна вся зона.

В составе верхней юры в изучаемом районе присутствуют отложения келловейского,кимериджского и волжского ярусов.

В верхнеюрских отложениях выделяются верхи тюменской, абалакская, васюганская, наунакская, георгиевская и баженовская свиты.

В течении нижнего келловея накапливались песчано-глинистые отложения. Они представлены невыдержанными по простиранию линзовидными пластами песчани-ков,алевролитов и аргиллитов.

Песчаных пластов в верхне -оксфордских породах нет.

В кимериджский век отмечается некоторое углубление морского верхне-юрского бассейна осадконакопления. В это время накапливались морские темно-серые и черные, нередко битуминозные глинистые породы. В пределах южной и восточной частей Нижневартовского свода глинистые отложения кимериджа обогащены глауконитом. Отложения кимериджа в зоне распространения васюганской свиты выделяются в самостоятельную георгиевскую свиту.

В волжских отложениях возможно появление песчаных пластов, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа.

В меловой период накапливалась мощная толща песчано-глинистых пород. В разрезе присутствуют отложения обоих отделов меловой системы. В составе меловой системы в изучаемом районе выделяются мегионская, куломзинская, тарская, вартовская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

В составе нижнего мела выделяются берриасский, валанжинский, готеривский, барремский, аптский и альбский ярусы.

Берриасские, валанжинские, готеривские отложения охарактеризованы фауной.

Остальные ярусы выделяются по сопоставлению с разрезами других районов низменности.

На Нижневартовском своде в середине нижнего валанжина на юге и севере отмечается значительное опесчанивание разреза. Одновременно появляются выдержанные по простиранию пласты песчаников, перекрытые однородными глинистыми породами, играющими роль зональной покрышки. Наиболее выдержанным является пласт БВ10. Конец нижнего готерива на Вартовском своде слагается из средней части вартовской свиты. Пачка представлена линзовидным переслаиванием зеленых комковатых глин и серых песчаников. Пласты песчаников гидродинамически связаны между собой за счет многочисленных литологических окон. Крупных залежей нефти и газа не выявлено. Пластам низов готерива Нижневартовского свода условно присвоены индексы от БВ1 до БВ4. В конце нижнего готерива произошла трансгрессия моря и в связи с этим нижние части пимской пачки опесчанены, вкоторых местами зафиксированы нефтепроявления. Породы верхнего готерива на Нижневартовском своде представлены линзовидным переслаиванием песчаников и зеленых глин. В этой пачке выделяются пласты АВ7 и АВ8.

В пределах Нижневартовского свода барремские отложения слагают большую часть разреза верхней подсвиты вартовской свиты. Здесь также условно выделены проницаемые пласты от АВ2 до АВ7. В данное время породы накапливались в прибрежно-морских и лагунных условиях. Соответственно здесь породы баррема представлены пестроцветными глинами с прослоями песчаников.

В апте существовало два этапа осадконакопления, различающихся условиями накопления пород. В начале нижнего апта произошло углубление бассейна осадконакопления, которое в конце нижнего апта сменилось регрессией моря, приведшей к континентальным условиям. На территории Нижневартовского свода отложения апта представлены серыми глинами с линзовидно-гнездовидной текстурой, обусловленной многочисленными линзами светло-серых песчаников и алевролитов. Иногда встречаются прослои песчаников мощностью до 2-5м. По объему песчаный материал преобладают над глинистыми.

К востоку от Мегионской площади количество песчаного материала увеличивается и уже на Самотлорской площади рассматриваемые отложения представлены единым песчаным пластом (АВ1), к западу от Мегионской площади отмечается глинизация.

На всей территории Нижневартовского свода в альбский век существовали континентальные условия. Пачка представлена чередованием сероцветных глин, алевролитов, песка и песчаников. Пласты пород не выдержаны по простиранию часто объединяются друг с другом, образуя единую гидродинамическую систему.

В состав верхнего мела выделяются отложения сеноманского, туронского, конь-якского, сантонского, кампанского, маастрихтского и датского ярусов. Отложения турона, сантона, кампана, маастрихта охарактеризованы фауной. Остальные ярусы верхнего мела выделяются по сопоставлению с разрезами других районов Западно-Сибирской низменности.

В отложениях Кайнозойской группы не предполагаются залежи нефти и газа. Нужно отметить, что они расчленяются на два комплекса пород, резко различаю-щихся по условиям осадконакопления и литологическому составу пород. Палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения накапливались в нормальных морских условиях и представлены они глинистыми и кремнисто-глинистыми породами. Мощность морских отложений 350-450м (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты). Следует отметить, что в северо-восточной и северной частях Нижневартовского свода морские глинистые отложения чеганской свиты замещаются прибрежно- морскими с прослоями континентальных отложений юрковской толщи, сложенной песками и песчаниками чеганского облика.

Часть нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений накапливались в континентальных условиях и представлены песками, алевритами и глинами с преобладанием первых. В этих отложениях выделяются атлымская, новомихай-ловская, журавская свиты. Мощность их равна 20-250м. Неогеновые отложения на рассматриваемой территории отсутствуют и глинисто-песчаные отложения четвертичной системы залегают на размытой поверхности новомихайловской или журавской свит. Мощность четвертичных отложений 20-30м.

2.1.2 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н.Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н.Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантейской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина.

Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования ( ГСЗ ), проходящего в широтном направлении по реке Оби.

Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта “Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана ( горизонт “Б” ) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода.

Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту “Б” ( баженовская свита верхней юры ) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м.

Морфология отражающего горизонта “Б” наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта “М”- верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту “Б“, а по пластам группы АВ - карта горизонта “М“.

2.1.3 Общая литологическая характеристика продуктивных пластов Нижневартовского свода

Залежи нефти и газа на Нижневартовском своде приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Для всех без исключения горизонтов характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов.

Палеогеографическая обстановка и в некоторой степени вторичные изменения пород обусловили их современный вещественный состав и коллекторские свойства, поскольку в пространстве и времени условия были разные, это предопределило неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и среднекрупнозернистые алевролиты. Среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые практически отсутствуют.

Разновозрастные продуктивные горизонты отличаются также типом цементации, от которого зависит состав и количество глинистого материала. Для всех горизонтов характерно наличие среди вмещающих отложений линзовидных карбонатных образований толщиной 0,1-0,4м. Эти образования увеличивают расчлененность разреза.

Отмеченные литологические особенности влияют на коллекторские свойства пород и обусловливают подсчетные параметры продуктивных горизонтов.

Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на Нижневартовском своде представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами с межзерновой пористостью, преобладающее значение (свыше 60%) имеют породы - коллекторы III класса (Кпр=100-500мД). Лучшие коллекторы приурочены к готерив-барремским отложениям (вартовская свита), наблюдается улучшение коллекторских свойств от периферийных частей структуры к своду. Исключение из этой закономерности составляют пласты АВ1 и БВ10, представляющие собой литологические залежи.

По минеральному составу песчаники и алевролиты полимиктовые, исключая пласты Ю1-2, представлены биминеральными породами. Среднее содержание кварца в полимиктовых породах колеблется в пределах 18-35% и для преобладающих порд изменяется от 26,8% (пласт БВ8 Мегионское месторождение) до35,3% (пластАВ1). Количество полевых шпатов варьирует в пределах от 25 до 50%.

В пластах Ю1-2 породы содержат 50,4% кварца, 18,3% полевых шпатов и 31,4% обломков.

В пластах АВ1 развит цемент порового типа, для большинства пород характерно содержание каолинитового, гидрослюдистого и хлоритового цемента в равных количествах. Встречаются литологические разности с преобладанием гидрослюдистого цемента, среднее значение которого колеблется от 3,8 до 6,9%.

Пласты Ю1-2 имеют преимущественно поровый цемент гидрослюдисто- каолинитового состава с подчиненным содержанием хлоритового цемента. В пластах ЮВ1-2 в сравнении с пластами АВ1 и БВ8 отмечается повышенное содержание карбонатного материала, представленного сидеритом.

Для рассмотренных продуктивных горизонтов Нижневартовского свода преобладающие размеры пор одних и тех же гранулометрических типов пород практически не различаются. Это объясняется тем, что пласт АВ1 менее уплотнен, но содержит большее количество глинистого цемента (для преобладающих пород 4,6%). Пласт БВ8 более уплотнен, но менее глинистый (для преобладающих пород количество цемента 1,5- 3,5%)

Также пласты различаются структурой цемента: пласт АВ1 имеет преимущественно поровый тип цемента, БВ8- пленочный.

Количественные определения размеров пор для пластов Ю1-2 не проводились, однако известно, что коллекторы этих пластов наиболее уплотненные и имеют щелевидную структуру пор.


Таблица 2.1

ОДАО Самотлорнефть

Состояние выработки запасов нефти по типам коллекторов

Объект Тип Балансовые Извлекаемые Конечный Накопл. добыча Обводн. Отбор от Текущий Действ. фонд
коллектора запасы, тыс.т запасы, тыс.т КИН нефти на 1.01.96 % НИЗ, % КИН добыв. скв.
ГСК 114428 69626 0,61 37436 80,8 53,8 0,327 138*
АВ1(3) ПК 49041 24497 0,499 10558 58,9 43,1 0,215 164*
Всего 163469 94123 0,575 47995 81,2 50,9 0,293 302
ГСК 186583 105657 0,566 65989 81,3 62,4 0,353 128*
АВ2-3 ПК 124389 60328 0,485 25663 67 42,5 0,206 279*
Всего 310972 165985 0,534 91652 86,5 55,2 0,294 407
ГСК 18894 9655 0,511 4955 70,7 51,3 0,262 27
БВ10 ПК 51084 21285 0,416 10548 56,7 49,5 0,206 83
Всего 69978 30940 0,442 15503 59 50,1 0,221 110
*- действующий фонд расчитан по доле выработки

2.1.4 Типы месторождений

Наиболее региональной является классификация по главным признакам, отражающая все возможные типы залежей и месторождений.

В первую очередь месторождения делятся на промышленные и непромышленные.

К промышленным относятся месторождения в пределах которых получены притоки нефти с начальными дебитами не менее 2м3/сут. Все месторождения с меньшими начальными дебитами следует относить к категории непромышленных (пл.АВ2 Мегионское-0,2м3/сут, БВ9 Нонг-Еганское-1,2м3/сут). Величина предела непромышленных притоков является условной и зависит от района и времени.

Классификация залежей и месторождений производится:

· по запасам (мелкие, средние, крупные, гиганты, супергиганты)

· по фазовому состоянию залежи подразделяются на 12 классов. В рассматриваемом районе встречаются, в основном, нефтяные, газовые, нефте-газовые, газоконденсатные залежи.

· по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически экранированные, стратиграфически экранированные, тектонически экранированные и т. д.)

На Нижневартовском своде имеются практически все типы ловушек: пл.БВ8 Повховского - пластово сводового типа, пл.БВ22 Аганского -литологически экранированного типа, пл.БВ1, БВ7 Ватинского - пластово- стратиграфического типа.

· по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный)

· по типу ловушки выделяется два класса (пластовых и массивных залежей).

Кроме рассмотренных признаков типов залежей и месторождений в зависимости от целей исследований могут быть использованы дополнительные классификационные признаки.


2.1.5 Характеристика фундамента и возможная нефтеносность коры выветривания

Поверхность фундамента в пределах Нижневартовского свода вскрыта на глубинах 2586-3100м. Наиболее глубокое залегание фундамента отмечено на Локосовской площади в скв.31(3162м), а наиболее высокое на Ватинской площади в скв.14 (2586м).

На Самотлорском куполовидном поднятии, где по всем горизонтам мезозойско-кайнозойского платформенного чехла отмечается наиболее высокое положение горизонтов, фундамент вскрыт на глубине 2743м.

Породы фундамента на данном поднятии вскрыты разведочными скважинами 8р, 39р, 59р, 126р (Черногорская).

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Перспективы нефтегазоносности осадочных образований фундамента предполагались на первом этапе изучения Западно-Сибирской плиты

В дальнейшем интерес к доюрским осадочным образованиям снизился. Сейчас эта проблема актуальна и необходимо произвести предварительную оценку перспектив нефтегазоносности осадочных пород.

2.2 Общая геологическая характеристика Самотлорского нефтегазового месторождения

2.2.1 Детальная стратиграфическая характеристика месторождения

Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до3000м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м.

Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний - морскими.

Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя - аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит. Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 метров.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров.

Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”. Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8 . Мощность свиты 326-370м.

Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8.

Общая мощность вартовской свиты - до 400м.

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1.

Общая мощность отложений алымской свиты - 67-84м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.

Таблица 2.2
Распределение балансовых и извлекаемых запасов нефти Самотлорского месторождения ОДАО"Самотлорнефть" на 1.01.96 (Категория запасов А+В+С1)
Объект Балансовые Извлекаемые КИН

Накопленная

Добыча нефти

на 1.01.1996

Остаточные

Извлекаемые

запасы

Отбор

от НИЗ

Текущий

КИН

тыс.т тыс.т д.ед. тыс.т тыс.т % д.ед
АВ1(1-2) 139467 26534 0,19 92 26442 0,3 0,001
АВ1(3) 163469 94123 0,575 4799,5 46128 51 0,294
АВ2-3 310972 165985 0,534 91653 74332 55,2 0,295
АВ4-5 399336 228982 0,573 154044 74938 67,3 0,386
АВ6-8 5492 1908 0,347 578 1330 30,3 0,105
БВ0-2 1058 306 0,289 9 297 2,9 0,009
БВ8 477313 303340 0,636 264236 39104 87,1 0,554
в т.ч. БВ8(0) 46144 25409 0,551 1576 23833 6,2 0,034
БВ10 69978 30940 0,442 15525 15415 50,2 0,222
БВ19-22 112 37 0,33 0 37 0,0 0,000
ЮВ1 1194 479 0,401 14 465 2,9 0,012
ИТОГО 1568391 852634 0,544 573870 278488 67,3 0,366

Таблица 2.3

Самотлорское месторождение. Состояние фонда скважин на 1.01.1996

ОДАО "Самотлорнефть"

Категория скважин АВ(1+2) АВ1(3) АВ2-3 АВ4-5 БВ8 БВ10 Всего
Добывающие
Всего 42 646 926 540 656 252 2783
в т.ч. действующ. 6 302 407 246 308 110 1228
Безд-ющие 23 288 414 228 236 109 1169
в освоении 0 1 0 2 4 8 16
Ликвидированные 3 15 46 20 36 12 129
контр./пьезометр. 10 40 59 44 72 13 241
в консервации 0 0 0 0 0 0 0

2.2.2 Детальная тектоническая характеристика месторождения

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черногорскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2200м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой - 2120 м, имеет изометричную форму с изрезанными контурами. Самотлорская структура имеет наибольшую амплитуду (100м). Ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой - 2120м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32-40км, амплитуду 150м.

По кровле горизонта БВ8 структурный план Самотлорского куполовидного поднятия почти полностью повторяет структуру по кровле пласта БВ10. Но, однако, отмечается незначительное выполаживание по сравнению с горизонтом БВ10.

Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1. Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой - 1690м и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1°45’.

Отдельные части Самотлорской структуры несколько различаются по истории развития. Общим для всех участков является интенсивный рост в сравнительно молодое время. Так, около 60% амплитуды Мартовского поднятия сформировалось за послеэоценовое время. На собственно Самотлорской части амплитуда послеэоценового времени составляет 40% современной амплитуды пласта БВ8, а на Белозерной -50%. Таким образом, Самотлорская структура в целом по сравнению с другими структурами Нижневартовского свода является более молодой.

2.2.3 Характеристика пластов

На Самотлорском месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского свода, геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазопроявлений.

Промышленные залежи нефти установлены в пластах:АВ1/1-2, АВ1/3, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ7, БВ8/0, БВ8/1-3, БВ10, БВ19-22, ЮВ1-2.

Пласт АВ1/1-2.

Залежь пласта АВ1/1-2 имеет контур нефтеносности, который охватывает без перерыва несколько площадей Нижневартовского свода - Самотлорскую, Черногорскую, Советскую, Аганскую, Мыхпайскую, Мегионскую, Ватинскую, Северо-Покурскую и др. В основном, пласт АВ1/1-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися с глинами песчано-алевролитовыми “рябчиковыми” породами с a сп ³ 0,35-0,6. Лишь в восточной части площади происходит резкая смена фаций. Здесь развиты слабоглинистые монолитные песчаники (осадки речной дельты и приустьевого бара) с характеристикой по a пс>0,6, эффективные нефтенасыщенные толщины монолитов встречаются в диапозоне 8-12м, хотя в некоторых скважинах нефтенасыщенные толщины достигают 20м и более. На границе замещения монолитных песчаников эффективные толщины уменьшаются до нуля.

Эффективные нефтенасыщенные толщины “рябчика” по площади варьируют в широких пределах. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины “рябчика” изменяются в среднем в пределах 5-10м, к северу в районе разведочных скважин 78, 67, 77 толщины увеличиваются до 10-20м. Увеличение нефтенасыщенных толщин отмечается в районе скважин 34, 26.

ВНК по пласту принят на а.о. - 1675,0- 1698,0 м: на западном склоне структуры – 1675,0-1680,0м; на восточном отмечается погружение до отметок - 1698м.

Газовая шапка, выделяющаяся в сводовой части структуры, имеет обширный контур газоносности. Отметка ГНК - 1611м. Размер газовой шапки 34*24км, высота 90 м. Нефтяная часть имеет размеры 65*40км, высоту 80м. Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ 1/3.

В пласте АВ1/3 выделяются три литологических типа:

1) глинистые песчаники типа “рябчик” с характеристикой a пс=0,35-0,6.

2) тонкое чередование песчано-глинистых пород - прослои с a пс>0,6, толщиной менее 4м.

3) монолитные песчаники - прослои с a пс>0,6 и толщиной свыше 4м.

Как монолитные, так и тонкослоистые песчаники представлены слабоглинистыми коллекторами.

Выделенные в пласте АВ1/3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ1/3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ1/3 полностью представлен глинистыми коллекторами.

Контур нефтеносности пласта АВ1/3 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.

В сводовой части структуры пласт АВ1/3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке - 1611м. Залежь пласта АВ1/3 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 56*38км, высоту 140м. Размеры газовой шапки 20*17км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.


Рисунок 2.1



Таблица 2.4
Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть. Основные показатели разработки объекта АВ1(3)
Год

Добыча

нефти

Добыча

жидкости

Накопл.

Добыча нефти

Накопл. добыча

жидкости

Дебит

Нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ. фонд

добыв.

тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т т/сут т/сут % сут скважин
1 1972 1,1 1,1 1,1 1,1 15,4 15,4 0,00 70,5 2
2 1973 108,3 108,3 109,4 109,4 94,9 94,9 0,00 1141,5 9
3 1974 461,0 463,3 570,4 572,7 105,5 106,0 0,50 4368 15
4 1975 302,5 309,4 872,9 882,1 81,2 83,1 2,23 3723,5 11
5 1976 419,8 468,6 1292,7 1350,7 115,6 129,0 10,41 3631,5 16
6 1977 937,4 995,0 2230,1 2345,7 116,1 123,2 5,79 8077 33
7 1978 1399,6 1640,1 3629,7 3985,8 102,9 120,6 14,66 13603,3 51
8 1979 1827,6 2088,3 5457,3 6074,1 86,2 98,5 12,48 21205 86
9 1980 2419,1 2857,0 7876,4 8931,1 75,3 88,9 15,33 32133 107
10 1981 3062,6 3854,6 10939,0 12785,7 69,3 87,2 20,55 44203,5 155
11 1982 2781,4 3630,7 13720,4 16416,4 48,3 63,0 23,39 57596,8 199
12 1983 3186,7 4105,0 16907,1 20521,4 41,8 53,8 22,37 76272,6 288
13 1984 4733,1 6323,3 21640,2 26844,7 40,3 53,8 25,15 117581,3 382
14 1985 4016,3 6490,8 25656,5 33335,5 42,5 68,7 38,12 94546,1 381
15 1986 4153,4 8713,0 29809,9 42048,5 35,9 75,3 52,33 115550,9 396
16 1987 3826,7 10463,3 33636,6 52511,8 29,3 80,1 63,43 130791,6 440
17 1988 3334,6 11934,5 36971,2 64446,3 21,1 75,5 72,06 158035,2 491
18 1989 2831,9 12184,8 39803,1 76631,1 16,9 72,7 76,76 167169 519
19 1990 2200,2 12240,4 42003,3 88871,5 13,1 72,9 82,03 168295 519
20 1991 1650,4 11329,0 43653,7 100200,5 10,3 70,7 85,43 160381,3 496
21 1992 1210,1 8638,7 44863,8 108839,2 8,3 59,3 85,99 145826 463
22 1993 1134,8 6337,6 45998,6 115176,8 8,6 48,0 82,09 131577,1 427
23 1994 1020,4 5018,9 47019,0 120195,7 11,6 57,1 79,67 88327 365
24 1995 976,0 5182,9 47995,0 125378,6 10,7 56,8 81,17 91412,8 310
25 1996 368,4 2466,0 48363,4 127844,6 9,0 60,2 85,06 40995,6 307

Пласт АВ2-3.

Продуктивный горизонт АВ2-3 отделяется от нижезалегающего АВ4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ2-3 и АВ4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ2-3 и АВ4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).

В связи с особенностями строения горизонта АВ2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщин в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.

ВНК отбивается на а.о. - 1680-1693м, наклон ВНК с запада на восток. В северной части отметка ВНК составляет 1685м.

В сводовой части залежи выделяется газовая шапка. ГНК отбивается на отметках - 1610-1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,5*9,5км, высота -41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.

Размеры нефтяной части 52*32км, высота - 80м, средняя нефтенасыщенная толщина - 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.


Таблица 2.5

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки объекта АВ2-3.

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

Фонд

добыв.

Скважин

тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т т/сут т/сут % сут
1. 1971 297,8 297,8 372,6 372,6 127,4 127,4 0,00 2338,7 13
2. 1972 521,3 521,3 893,9 893,9 146,7 146,7 0,00 3553,6 21
3. 1973 2289,5 2335,6 3183,4 3229,5 200,1 204,1 1,97 11442 54
4. 1974 4178,0 4200,4 7361,4 7429,9 176,2 177,1 0,53 23716 81
5. 1975 3279,1 3393,1 10640,5 10823,0 124,3 128,6 3,36 26391 77
6. 1976 4227,8 4619,7 14868,3 15442,7 155,8 170,2 8,48 27135,5 84
7. 1977 4808,2 5236,6 19676,5 20679,3 161,6 176,0 8,18 29759,4 102
8. 1978 5348,0 6068,2 25024,5 26747,5 141,7 160,8 11,87 37731,7 136
9. 1979 5056,0 6137,8 30080,5 32885,3 103 125,0 17,63 49082,1 161
10. 1980 4523,4 5771,6 34603,9 38656,9 75,1 95,8 21,63 60216 181
11. 1981 5032,5 6643,2 39636,4 45300,1 72,5 95,7 24,25 69419,6 218
12. 1982 5315,4 8465,5 44951,8 53765,6 73,2 116,6 37,21 72576,7 249
13. 1983 4896,8 9461,1 49848,6 63226,7 62,5 120,8 48,24 78385,4 262
14. 1984 5381,3 10838,4 55229,9 74065,1 59,1 119,0 50,35 91071,8 327
15. 1985 5336,1 11165,5 60566,0 85230,6 52,5 109,9 52,21 101560 417
16. 1986 6723,8 17257,9 67289,8 102488,5 40,8 104,7 61,04 164647 608
17. 1987 5996,4 22394,9 73286,2 124883,4 29,3 109,4 73,22 204381 677
18. 1988 4865,4 23921,3 78151,6 148804,7 20,2 99,3 79,66 240367 732
19. 1989 3859,6 23309,4 82011,2 172114,1 15,8 95,4 83,44 244853 741
20. 1990 2919,8 22397,3 84931,0 194511,4 12 92,1 86,96 243394 739
21. 1991 2033,7 20317,7 86964,7 214829,1 8,8 87,9 89,99 230095 708
22. 1992 1344,3 14473,7 88309,0 229302,8 6,5 70,0 90,71 206492 640
23. 1993 1044,3 10958,7 89353,3 240261,5 5,5 57,7 90,47 190236 584
24. 1994 1103,5 8075,6 90456,8 248337,1 10,1 73,9 86,34 109694 517
25. 1995 1194,7 8839,2 91651,5 257176,3 9,9 73,2 86,48 120804 411
26. 1996 478,3 3555,0 92129,8 260731,3 9,2 68,4 86,55 51740,8 396

Рисунок 2.2

Пласт АВ4-5.

Залежь продуктивного пласта АВ4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском – 54м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.

Залежь полностью разбурена эксплуатационными скважинами. ВНК колеблется в пределах - 1670-1690м. ГНК отбивается на а.о. - 1612,0-1615,0м. Для залежи горизонта АВ4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.

Размеры газовой шапки составляют 3,5*1,5км, высота - 9м, средняя газонасыщенная толщина - 2,7м. Размеры нефтяной части - 28*21км, высота -70м, нефтенасыщенная толщина - 18,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.

Пласт БВ8.

В горизонте БВ8 сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской площади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ8 разделен на четыре пласта БВ8/0, БВ8/1, БВ8/2, БВ8/3. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ8/0, пласты БВ8/1 и БВ8/2 практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ8/3 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ8/1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ8/0 и БВ81-3.

Залежь в пласте БВ8/0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке - 2075м. В северной (район скв. 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки -2080м. Залежь пластово-сводовая; размеры залежи - 43*27км, ее высота 155м, нефтенасыщенная толщина 4,3м.

Залежи в пласте БВ8/1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках - 2071-2081м. Размеры залежи 39*26км, высота - 150м, нефтенасыщенная толщина - 17,3м.

Пласт БВ10.

Продуктивный горизонт БВ10 характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г. по данному горизонту выделялось два пласта БВ10/0 и собственно БВ10, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ10/0 и БВ10 по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако, сохраняется тенденция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ10/0) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ10, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям Самотлорская залежь горизонта БВ10 сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-восточной периклинали залежь “раскрывается” в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры опускаются до - 2190-2195м, к своду поднимаются до - 2150-2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 40*21км, высота - 144м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 7,9м. Тип залежи - пластово-сводовый с литологическим экраном.


Таблица 2.6

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки объекта БВ10.

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

фонд

добыв.

скважин

тыс.т тыс.т тыс.т тыс.т т/сут т/сут % сут
1. 1971 42,3 42,3 63,1 63,1 84,6 84,6 0,00 500,2 4
2. 1972 97,8 97,8 160,9 160,9 108,1 108,1 0,00 904,8 5
3. 1973 78,8 78,8 239,7 239,7 73,6 73,6 0,00 1070,7 7
4. 1974 71,5 71,5 311,2 311,2 39,7 39,7 0,00 1801,5 9
5. 1975 68,0 68,0 379,2 379,2 25,7 25,7 0,00 2648,5 10
6. 1976 67,3 67,3 446,5 446,5 23,6 23,6 0,00 2855 16
7. 1977 208,6 208,6 655,1 655,1 38,5 38,5 0,00 5416 26
8. 1978 367,2 369,2 1022,3 1024,3 35,1 35,3 0,54 10457,5 55
9. 1979 635,2 639,4 1657,5 1663,7 26,9 27,1 0,66 23624,2 82
10. 1980 751,4 765,0 2408,9 2428,7 25,5 26,0 1,78 29449 90
11. 1981 1050,3 1123,8 3459,2 3552,5 32,7 35,0 6,54 32128,8 99
12. 1982 1269,2 1397,9 4728,4 4950,4 45,3 49,9 9,21 28027,1 93
13. 1983 1336,5 1590,2 6064,9 6540,6 47 55,9 15,95 28463,3 100
14. 1984 1092,8 1417,9 7157,7 7958,5 32,8 42,6 22,93 33295,1 102
15. 1985 819,5 1273,3 7977,2 9231,8 34,5 53,6 35,64 23751,3 89
16. 1986 1295,1 1740,8 9272,3 10972,6 40,9 55,0 25,60 31639 126
17. 1987 1247,8 2130,6 10520,1 13103,2 27,8 47,5 41,43 44919,5 149
18. 1988 1031,0 2010,9 11551,1 15114,1 19,7 38,4 48,73 52208,4 159
19. 1989 733,3 1685,9 12284,4 16800,0 14,3 32,9 56,50 51166 156
20. 1990 594,9 1404,1 12879,3 18204,1 13 30,7 57,63 45698,9 141
21. 1991 443,6 1412,8 13322,9 19616,9 9,7 30,9 68,60 45826,4 139
22. 1992 498,7 1409,5 13821,6 21026,4 11,2 31,7 64,62 44520 135
23. 1993 641,3 1427,3 14462,9 22453,7 14 31,2 55,07 45915,5 143
24. 1994 539,7 1281,5 15002,6 23735,2 17,8 42,3 57,89 30254,2 137
25. 1995 500,6 1222,3 15503,2 24957,5 16,3 39,8 59,04 30801,7 110
26. 1996 212,5 588,3 15715,7 25545,8 13,7 37,9 63,88 15454,4 120

Рисунок 2.3

Пласты ЮВ1/1-2 и ЮВ1/1.

Промышленные запасы нефти пласта ЮВ1/1-2 установлены:

На Самотлорской залежи ВНК принят на отметках - 2316м (север) и 2310м (юг), в среднем на отметке - 2313м. Размеры залежи 6,0*3,0км, высота - 66м, средняя нефтенасыщенная толщина - 13,5м, тип залежи пластово-сводовый.

На Новогодней площади ВНК принят по результатам опробования скважин на северо-западе на а.о. - 2451м, на юго-западе на а.о. - 2441м. Залежь нефтяная, пластово-сводовая. Размеры залежи 3,4*2,4км, высота - 55м, средняя нефтенасыщенная толщина 12,2м.

По материалам ГИС и опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ1/1 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.

На Мартовской площади установлены 4 залежи нефти: в районе скважин 792, 1056-Р, 35004, 39988. ВНК по залежам приняты соответственно на а.о. -2445м; -2429м; -2320 - 2323м; -2388м.

На Леванской площади выделены 4 залежи нефти: в районе скв. 163-Р, 25057 б, 17662, 25985. ВНК по залежам принят, соответственно: -2482м, -2466м, -2471м, -2467м.

На Солнечной площади установлены две залежи: в районе скв. 162-Р и 43244. Водонефтяной контакт отбивается на а.о. - 2476м и 2490м.

На Вильентовской площади выделена залежь нефти в районе скважины 160Р. ВНК отбивается на а.о. - 2476м. Залежь имеет размеры 3,2*1,5км, высота - 8м.

На Белозерной площади установлено две залежи: в районе скв. 1047-Р и 13903. ВНК принят на а.о. - 2322м и 2369м, соответственно.

На Северо-Белозерной площади выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.

Залежь в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК с севера на юг и проводится на а.о. - 2399м -2404м. Размеры 1,4*3,5км, высота - 28м.

В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке - 2352м. Размеры залежи 1,1*0,75км, высота - 7м.

Залежь в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. - 2353м. Размеры 1,6*0,9м, высота - 11м.

На залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245. ВНК принят на отметке -2345м. Размеры залежи 1,4*0,7км, высота - 11м.

Все залежи пластовые, сводовые.


Таблица 2.7

Самотлорское месторождение. ОДАО Самотлорнефть.

Основные показатели разработки.

Год

Добыча

нефти

Добыча

Жидкости

Накопл.

добыча

нефти

Накопл.

добыча

жидкости

Дебит

нефти

Дебит

жидкости

Обводн.

Время

добычи

Действ.

фонд

добыв.

скважин

тыс.т Тыс.т тыс.т тыс.т т/сут т/сут % сут
1. 1971 6598,1 6637,5 12049,1 12089,3 522,8 525,9 0,59 12620,7 46
2. 1972 8245,1 8293,5 20294,1 20382,8 539,2 542,4 0,58 15291,5 69
3. 1973 14292,8 14587,9 34586,9 34970,7 431,6 440,5 2,02 33119,2 158
4. 1974 25003,0 25985,3 59589,9 60956,0 364,9 379,2 3,78 68529 258
5. 1975 27075,7 28777,1 86665,6 89733,1 303,7 322,8 5,91 89159,5 278
6. 1976 29564,8 32982,0 116230,4 122715,1 322,1 359,3 10,36 91774,3 307
7. 1977 33822,0 39908,8 150052,4 162623,9 306,2 361,3 15,25 110440 376
8. 1978 35233,5 43915,2 185285,8 206539,1 257,8 321,3 19,77 136646,6 466
9. 1979 34260,6 43519,3 219546,4 250058,4 186,8 237,3 21,27 183374,4 628
10. 1980 36800,8 51421,9 256347,2 301480,3 157,4 219,9 28,43 233865 730
11. 1981 39927,5 58177,5 296274,7 359657,8 143,4 208,9 31,37 278521,4 903
12. 1982 38461,7 64335,3 334736,5 423993,1 126,0 210,8 40,22 305306,1 1034
13. 1983 38471,7 76909,0 373208,1 500902,1 110,3 220,5 49,98 348851,5 1152
14. 1984 35916,1 88076,6 409124,3 588978,7 86,7 212,6 59,22 414226,9 1326
15. 1985 27676,3 85993,8 436800,6 674972,5 72,5 225,3 67,82 381914,4 1381
16. 1986 28273,2 107990,8 465073,8 782963,3 57,8 220,8 73,82 489022,5 1652
17. 1987 25456,2 130687,9 490530,0 913651,2 44,9 230,5 80,52 567113,4 1819
18. 1988 21542,1 142889,5 512072,1 1056540,7 33,6 222,9 84,92 641288,9 1923
19. 1989 18096,9 145453,5 530169,0 1201994,2 28,0 225,0 87,56 646504,8 1933
20. 1990 13732,9 142379,0 543901,9 1344373,2 21,4 221,9 90,35 642596,9 1918
21. 1991 9763,0 126954,2 553664,9 1471327,3 15,4 200,3 92,31 635935,2 1904
22. 1992 6213,9 87239,1 559878,8 1558566,4 10,3 144,6 92,88 602565,7 1820
23. 1993 4699,1 58819,4 564577,9 1617385,8 8,2 102,6 92,01 572772,2 1743
24. 1994 4538,0 49575,2 569115,9 1666961,0 13,0 142,0 90,85 349674,8 1605
25. 1995 4784,3 55020,7 573900,2 1721981,7 13,2 151,8 91,30 363373,6 1239
26. 1996 1924,2 24624,9 575824,4 1746606,6 12,0 153,6 92,19 160759,3 1216

Рисунок 2.4

2.2.4 Петрофизическая характеристика пластов

Петрофизические характеристики коллекторов Самотлорского месторождения определялись лабораторными методами по керну и по данным ГИС.

Пористость.

Одним из основных подсчетных параметров является коэффициент пористости, который определяется по данным керна или материалам промысловой геофизики. Наиболее широко применяются:

1.Метод сопротивлений.

2.Радиоактивные методы.

3.Метод потенциалов собственной поляризации.

В последнее время опробуется акустический метод, гамма-гамма каротаж. На Самотлорском месторождении было опробовано несколько методов определения Кп:

1.Определение Кп по удельному сопротивлению зоны проникновения. Сопоставление значений коэффициента пористости, полученных по данной методике с результатами анализов керна для одних и тех же интервалов выявило существенное занижение величины Кп по r зп, по сравнению с Кп по керну при полном отсутствии связи между этими параметрами.

2.Определение Кп по радиометрии основано на наличии функциональной зависимости между показателями Нкт-50 и суммарным водосодержанием пласта (W å) при одинаковых аппаратурных и скважинных условиях измерения.

3.Определение Кп по методу потенциалов собственной поляризации.

Наряду с применением радиометрии для оценки Кп рассмотрены возможности метода потенциалов собственной поляризации. Для этой цели по 58 скважинам, охарактеризованным керном проводился анализ тесноты связи Кп (a пс) для различных классов пород и отдельных продуктивных горизонтов. Пористость пород группы АВ1-5 в целом закономерно возрастет с ростом величины параметра a пс( с уменьшением глинистости пород ).

По всему массиву пластов, охарактеризованных керновыми данными, были получены зависимости Кп ( a пс ), описываемые уравнениями:

АВ1-5 -Кп = 17+13,2 пс

БВ8-10 -Кп = 13+13,4 пс

БВ16-22 - Кп = 12+12,8 пс

ЮВ1-2 - Кп = 7,8+10,4 пс

При расчете зависимостей между относительной амплитудой аномалии потенциалов ПС и пористостью пород использовались наблюденные значения потенциалов собственной поляризации. В качестве опорных пластов при расчетах относительной амплитуды аномалии потенциалов ПС (a пс) использовались наиболее чистые слабоглинистые интервалы в интервале пластов АВ4-6 для пластов группы АВ, БВ6 - для пластов группы БВ8-10, ЮВ1-2 - для пластов ЮВ1/1-2 и наибольшее по разрезу значение, исправленное за несоответствие температурных условий - для пластов БВ16-22. Для исключения влияния ограниченной мощности пласта на характер зависимости a пс ( Кп ) из массива были исключены пластопересечения мощностью менее 2 метров. Не учитывались также пластопересечения, охарактеризованные единичными образцами керна. Учитывались лишь интервалы с выносом керна не менее 70 % .

Метод потенциалов собственной поляризации при достаточной точности обладает наибольшей простотой в реализации. Преимущество этого метода заключается в том, что по этому способу можно определить Кп практически любого прослоя, а также по тем литологическим разностям, по которым керн не изучен и не проведен РК. Средневзвешенные значения по керну и геофизике приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8

Продуктивный пласт

Коэффициент

По керну

Пористости

по ГИС

Расхождения :

+ больше

- меньше

по ГИС

Принят для

Подсчета

Запаса

АВ1 глинистые

к-ра

0.22 0.23 + 0.01 0.23
АВ1 слабоглинист. 0.27 0.27 __ 0.27

АВ 2 - 3

0.265 0.27 + 0.005 0.27
АВ 4 - 5 0.274 0.27 - 0.004 0.27
АВ 6 0.268 0.25-0.27 __ 0.26-0.27
АВ 7 0.269 0.25-0.27 __ 0.25-0.27
АВ 8 0.271 0.24 - 0.031 0.24
БВ 0 0.274 0.26 - 0.014 0.26
БВ 1 ___ 0.27 __ 0.27
БВ 2 ___ 0.25 __ 0.25
БВ 8 / 0 0.239 0.22 - 0.019 0.22
БВ 8 /1 - 3 0.238 0.23 - 0.008 0.23
БВ 10 0.233 0.21 - 0.023 0.21
БВ 19 0.199 0.19 - 0.009 0.19
БВ 20 0.205 0.19 - 0.015 0.19
БВ 21 - 22 0.181 0.19 + 0.009 0.19
ЮВ 1 0.177 0.17 - 0.007 0.17

Определение коэффициента нефтенасыщенности пород.

Коэффициент нефтенасыщенности коллекторов изучался несколькими методами:

1. Косвенными - по определению остаточной воды, в кернах остаточная вода создавалась центрифугированием, вытяжкой и капилляриметрией.

2. С использованием данных естественной влажности кернов скв.107, пробуренной на известково-битумном растворе (РНО).

3. По промысловой геофизике - по параметру насыщения Рн (Кв, Кн ).

Косвенные методы можно использовать для получения ориентировочных значений нефтенасыщенности.

В практике лабораторных исследований наибольшее распространение в силу экспрессности и простоты получили методы капиллярного впитывания и центри-фугирования. Но в связи с тем, что метод капиллярной вытяжки фильтровальной бумагой обладает большими и трудно учитываемыми погрешностями, использование его для построения связей Рн (Кв) и нахождение по ним величины Кн нецелесообразно.

Более надежным в этом отношении является метод центрифугирования. Метод прост и экспрессен, хотя также не лишен недостатков. Количество вытесненной из образца воды зависит от перепада давления, которое развивается в процессе центрифугирования на границе двух сред: вода - воздух. Метод впервые применен в грунтоведении при изучении влаги почв. В практику анализа керна нефтяных пород перенесен Р. Слободом, исследования которого показали хорошую сходимость результатов определения водонасыщенности методами центрифугирования и капилярных давлений.

Позднее О. Ф. Корчагиным были получены аналогичные результаты. Им был обобщен материал по определению Кво методом центрифугирования для пород - коллекторов Среднего Приобья, проведено сопоставление результатов с данными, полученными по скважинам, пробуренным на нефильтрующейся нефтяной основе РНО.

Другой способ определения коэффициента нефтегазонасыщенности пород получил распространение после бурения скважин с применением растворов, приготовленных на нефтяной основе.

Величина коэффициента пористости в глубинных условиях - сложная функция эффективного давления, коллекторских и литологических свойств. На территории Среднего Приобья, отличающейся платформенным развитием, наблюдается закономерное изменение эффективного давления, коллекторских свойств, минерального состава скелета и глинистой компоненты, основных литологических параметров в зависимости от глубины. При установлении зависимости между величинами пористости в глубинных условиях и глубиной естественного залегания породы последняя является интегральным параметро, определяющим термобарические условия и литологические свойства пород. Изменение пористости при подъеме керна из пласта приводит к изменению насыщенности. Количество остаточной воды при этом остается неизменным, а ее отношение к новому объему пор (то есть коэффициент водонасыщенности) становится меньшим, чем в условиях пласта. Определение нефтенасыщенности коллекторов продуктивных пластов АВ1-5 - БВ8,10 осуществлялось по традиционным связям Рн ( Кв ) и Рп ( Кп ) , увязанным с данными прямого метода связью rп ( Wв ) путем уточнения соответствующей величины сопротивления пластовой воды r в.

В результате экспериментов, проведенных совместно специалистами Главтюменьгеологии и института СибНИИНП, установлены зависимости Рн (Кв) и Рп (Кп) для пластов групп АВ и БВ. При увязке полученных зависимостей с данными прямого метода (связью rп (wв) уточнено сопротивление пластовой воды коллекторов указанных пластов. Полученные зависимости и параметры использовались при определении коэффициента нефтенасыщенности коллекторов неокома.

При расчете коэффициента нефтенасыщенности коллекторов ачимовской и юрской толщ также использовался традиционный способ. При установлении зависимости Рн ( Кв ) текущая водонасыщенность создавалась методом центрифугирования.

2.2.5 Результаты изучения нефтенасыщенности продуктивных пластов по скважинам, пробуренным на растворах с улеводородной основой

Методика исследований.

В связи с большими трудностями обоснования отдельных параметров нефтегазового пласта, а именно: для оценки его нефтенасыщенности и отработки косвенных лабораторных и промыслово-геофизических методов производится отбор керна на растворах с углеводородной основой (РУО или РНО).

К подсчету запасов 1987г. на Самотлорском месторождении с применением РНО (известково-битумные безводные - ИБР и инвертно-эмульсионные - ИЭР), было пробурено несколько скважин с отбором керна практически из всех основных продуктивных пластов.

На известково-битумном безводном растворе (ИБР) отбор керна производился в следующих скважинах: №1598 ( пл.АВ1, АВ2-3 ), №1241бис ( пл.АВ1 ), №107 ( пл.АВ2-3, пл.АВ4-5, БВ8 ), №13048 ( пл.АВ4-5 ), №5420 ( пл.БВ8 ).

На инвертно-эмульсионном растворе керн отбирался только из пласта АВ1 в скважинах №№ 7227, 15073, 1100.

Горизонт АВ1.

Скважина 1241-бис пробурена в юго-западной части месторождения, в зоне развития пород V-Vi классов проницаемости. С отбором керна пройдено 8,3м, вынос - 2,4м (29%).

По данным керна в разрезе скважины преобладают алевролиты мелкозернистые, сильно глинистые, участками известковистые с ничтожным содержанием песчаного материала. Открытая пористость пород колеблется от 10 до 23%. Нефтенасыщенность по прямому методу оказалась низкой (0-5%).

Гранулометрический состав и текстурные признаки пород по скважине 1241-бис свидетельствуют, что керн был отобран выше эффективной части пласта АВ1/1+2, и соответствует самой верхней его части.

К сожалению, после отбора керна в скважине ИБР не меняли на обычный глинистый раствор, чтобы провести полный комплекс стандартного каротажа, поэтому данные об интервалах проницаемых пропластков и их насыщении отсутствуют.

В скв.№1598, пробуренной на западном крыле Самотлорской структуры, поднято керна из пласта АВ1/1+2 3,5м. Вынос - 80%.

Пласт АВ1/1+2 представлен чередованием рябчиковых алевролитов, глин и песчаников. В верхней части разреза преобладают алевролиты средне-мелко-зернистые, плохоотсортированные, сильноглинистые, рябчиковой текстуры.

Открытая пористость варьирует от 18 до 24%. Водонасыщенность по прямому методу высокая: 79-100%, в среднем 88%, т.е. нефтенасыщенность составляет в среднем всего 12%. По промыслово-геофизической характеристике (a пс = 0,27, rп=4,9омм) этот прослой глинистого “рябчика” относится к неколлектору, а нефтенасыщенность по ГИС ( 10% ) близка к определенной по прямому методу.

Ниже, под слоем глин и глинизированных алевролитов, залегают песчаники мелкозернистые, слабосцементированные, местами трещиноватые, нефтенасыщенные. По гранулометрической характеристике они соответствуют монолитам пласта АВ1/1+2, имеют высокую пористость (от 28до 32%). Водонасыщенность по прямому методу составила 32,5%. Нефтенасыщенность по ГИС близка к нефтенасыщенности по прямому методу (66 и 67,5% соответственно).

Кроме рассмотренных скважин на Самотлорском месторождении из пласта АВ1/1+2 керн изучен еще из трех скважин (№№ 7227, 15073, 1100), пробуренных на ИЭР. Разрезы этих скважин слагаются типичными для этого пласта породами. Керн в названных скважинах отбирался на высоте 42-79м от уровня ВНК, т.е. породы находятся в стабилизированной зоне нефтенасыщения.

По скв.№ 7227 было изучено 39 образцов керна из 4,6м эффективной мощности пласта. Водонасыщенность пород прямым методом составила 74%, а по центрифужному методу - 80%.

Более низкие значения водонасыщенности получены по скв.№15073, где было изучено 6 образцов керна из песчаного прослоя толщиной 1,2м. Керн представлен высокопроницаемыми (100 - 650 * 10-3 мкм2 ) песчаноалевритистыми породами. Водонасыщенность по прямому методу составила 50,1%, а по центрифужному - 27,6%.

Горизонт АВ2-3.

В скважине № 1598 горизонт АВ2-3 представлен, в основном, песчаниками мелко-зернистыми, местами средне-мелкозернистыми, хорошо отсортированными, слабосцементированными. Ниже эффективной части горизонта развиты глинистые алевролиты и алевритистые глины.

Открытая пористость составляет в среднем 28%. Водонасыщенность по прямому методу вниз по разрезу снижается от 50% до 27%, хотя по геофизическим характеристикам такого не наблюдается. По-видимому, основной причиной повышенной водонасыщенности, определенной по керну, является проникновение РУО по трещинам, образовавшимся в процессе бурения (в РУО было значительное количество воды).

Горизонт АВ2-3 в разрезе скважины № 107 в интервале 40-60 м от уровня ВНК представлен песчаниками глинисто-алевритовыми с содержанием песчаной фракции 60-70%, глинистой - 9%. Коллекторские свойства значительно выше, чем в скв.№ 1598, и значительно отличаются от средних величин для монолитных пропластков в целом по горизонтую.

Так, пористость по скв. № 107 выше, чем в целом по горизонту на 1,9%, проницаемость - выше почти в 3 раза, а содержание остаточной воды по методу центрифугирования - в 1,4 раза. Это свидетельствует о том, что петрографическая характеристика пород горизонта АВ2-3 в скв. № 107 не характерна для монолитных пластов горизонта в целом.

Горизонт АВ4-5.

Скважина № 13048 пробурена в сводовой части Самотлорского поднятия. С отбором керна пройдено 48 м, вынос - 41,7м (87%).

Разрез представлен песчаниками мелкозернистыми, участками средне-мелкозернистыми, умеренно глинистыми, слабосцементированными до сыпучих, массивными, нефтенасыщенными.

Открытая пористость изменяется от 25,4 % до 28%. Водонасыщенность по прямому методу в нефтеносной части изменяется от 12% до 46%, хотя по геофизическим характеристикам такого не наблюдается. Это указывает на наличие переходной зоны, которая осложняется литологическими экранами.

В скв.№ 107 горизонт АВ4-5 представлен глинисто-алевритовыми песчаниками. Коллекторские свойства пород горизонта значительно отличаются от средних значений для монолитных пластов горизонта в целом. Пористость выше на 1% ( 28,7% и 27,7% ), проницаемость выше в 1,3 раза (1,102 и 0,848 мкм2 ), а содержание остаточной воды по методу центрифугирования в 1,18 раза больше (22,1% и 26,0% ).

Значения водонасыщенности в скв. № 107 на высоте 8м над уровнем ВНК на 3% выше, чем по геофизическим данным, что согласуется с данными по другим скважинам, где керн отбирался в стабилизированной зоне насыщения.

Горизонт БВ8.

Горизонт БВ8 состоит из двух самостоятельных объектов, разделенных друг от друга литологическим экраном.

Пласт БВ8/0.

Пласт БВ8/0 в скв. № 107 сложен песчано-алевритовыми породами, отобранными в интервале 62-77м от уровня ВНК.

Пористость в среднем составляет 25%, проницаемость - 0,044 * 10-3 мкм2 ; остаточная водонасыщенность по методу центрифугирования в среднем равна 39,6%. Водонасыщенность пород пласта БВ8/0 по данным прямого метода в среднем равна 31,8%.

Среднее значение пористости по всему пласту ниже на 1% и составляет 24,0%, водонасыщенность по центрифужному методу на 5,6% ниже и равна 34%. Водонасыщенность по прямому методу в среднем по пласту в разрезе скважины выше на 1,9% по данным промысловой геофизики. Это указывает на неплохую сходимость полученных результатов.

Пласт БВ8/1-3.

Пласт БВ8/1-3 в скв. № 107 представлен песчано-алевритовыми породами с содержанием песчаной фракции около 65%, глинистой - 7,4% и залегает в интервале 33-58 м от уровня ВНК, т.е. в стабилизированной зоне насыщения.

Средневзвешенное значение водонасыщенности по прямому методу по 175 определениям составило 22,0%. В то же время по данным промысловой геофизики средневзвешенное значение водонасыщенности по разрезу скважины составило 16,3%.

Коллекторские свойства пород пласта в скв. № 107 и в целом по пласту довольно близки. Наблюдается полное совпадение пористости, проницаемость находится в пределах одного класса коллекторов, значения водонасыщенности по центрифужному методу в обоих случаях практически совпали.


2.3 Сопоставление результатов определения нефтенасыщенности пластов прямым и промыслово-геофизическими методами

Результаты изучения остаточной водонасыщенности в продуктивных горизонтах Западной Сибири позволили выделить основные факторы, определяющие ее величину: коллекторские свойства; мощность нефтегазонасыщенных пропластков, а также степень их однородности и расчлененности; высота над уровнем ВНК; наличие литологических экранов на уровне или несколько выше линии ВНК.

Выявленные факторы, а также литолого-коллекторские свойства пород в разрезе скважин, пробуренных на РУО, показывают, что результаты изучения водонасыщенности прямым методом не могут быть в целом перенесены на весь горизонт месторождения или даже его значительную часть. Они могут быть использованы для непосредственного определения остаточной нефтенасыщенности (Кнн ) только для характерных по строению и литолого-коллекторским свойствам интервалам, расположенным на том же уровне от ВНК, что и интервал, изученный по керну на РУО. Полученные результаты по прямому методу в основном необходимо использовать не для непосредственного определения нефтенасыщенности пласта, а для проверки и корректировки широко используемых в практике косвенных методов.

В заключении можно сделать следующие выводы: 1. Результаты определения нефтегазонасыщенности продуктивных пластов по ранее применяемым в Главтюменьгеологии и Главтюменнефтегазе геофизическим неоткорректированным по скважинам на РУО методом обычно близки с результатами прямого метода (в среднем завышение относительно ее истинных значений было на 3%), но возможны отклонения по отдельным скважинам до 8-10% и более, особенно в глинистых прослоях с a сп менее 0,8м и толщиной менее 1-2м.

2. В нижней части зон недонасыщения (до 12м, а иногда и до 20м над ВНК) оценку истинной водонасыщенности следует проводить по данным только геофизических исследований с вышеуказанной поправкой на 3%. Результаты по прямому методу, в связи с частичным вытеснением воды в названных интервалах залежей, в большинстве случаев недостоверны. 3. Из-за значительных отклонений от истинных (до 10%) результатов определения нефтенасыщенности геофизическими методами необходимо продолжить бурение скважин на РУО для отдельных зон Самотлорского и других месторождений, обратив особое внимание на улучшение рецептуры этих растворов, повышение выноса кернов и сохранности в них флюидов. Для отбора рекомендуется заменить снаряд “Недра” на “Кембрий”.

По скважинам, пробуренным на ИЭР, из-за изменения минерализации воды в призабойной зоне пластов оценить насыщенность по геофизическому методу не удалось. В связи с этим необходимо отметить, что по керну из скважин на ИЭР действительную насыщенность пластов оценивать можно, вводя в получаемые по керну результаты Квп поправки на частичное проникновение воды в породу. Это подтверждается выявленной близостью результатов по керну из скважин на ИБР и ИЭР по пластам со сходными свойствами и расстоянием от ВНК.

3. Специальная часть

3.1 Введение

Гидравлическийразрыв является одним из самых распространенных технологических приемов заканчивания скважин. Хорошее знание применяемых материалов и технологий процесса - ценное достояние каждого работника нефтяной промышленности.

Теория гидроразрыва развивалась на протяжении ряда лет. Совершенствование технологии и оборудования, создание новых химических компонентов, проведенные в период после первого воздействия, выполненного в 1947 году, к настоящему времени превратили гидроразрыв пласта (ГРП) в операцию с надежно предсказуемым результатом. Нет сомнений, что дальнейшее развитие техники и новые исследования приведут к новым достижениям в этой области.

Гидравлический разрыв играет основную роль в увеличении нефтяных запасов и ежедневной добыче. Процесс ГРП был осуществлен в нефтяной промышленности в 1947 году на газовом месторождении “Хуготон” на скважине “Келпер 1” расположенной в графстве “Грант” в Канаде. Скважина имела четыре продуктивных известняковых газовых пласта от 715 до 790м. Забойное давление равнялось примерно 2,9 Мпа.

К 1981 году, было проведено более чем 800,000 обработок. А к 1988 году это число превысило 1 миллион. Около 35-40% всех направленно пробуренных скважин обработанны ГРП (в Северной Америке), и около 25-30% от общего объема запасов США сделали экономически рентабельными с помощью этого процесса. ГРП может увеличить извлекаемые запасы в Северной Америке на 1300 миллионов кубометров нефти.

3.1.1 Сущность метода

ОПРЕДЕЛЕНИЕ.

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Задачи гидравлического разрыва.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

· Создание трещины:

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

· Удержание трещины в раскрытом состоянии:

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

· Удаление жидкости разрыва:

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

· Повышение продуктивности пласта:

До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цель гидравлического разрыва.

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

1) Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

2) Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируетсяименно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта.

Обычно нарушение проницаемости продуктивного пласта отождествляется со “скиновым повреждением”, то-есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако, эту величину не всегда можно определить через измерения или расчет “скина”. Обычно принимают скин-фактор (коэффициент, определяющий степень нарушения коллекторских свойств пласта) равным нулю, чтобы указать, что нарушения проницаемости пласта нет, однако это фактически не означает, что повреждения нет. Например, кислотная обработка может проникнуть достаточно глубоко в пласт на участке в несколько метров в верхней части 20-метрового интервала перфорации, чтобы при исследованиях было обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично забита механическими примесями или буровым раствором. Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине.

Проницаемость пласта может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов или их совместного действия: закупорки пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из постороннего источника. Обыкновенный водяной барьер, вызванный избыточным поглощением жидкости, является разновидностью нарушения проницаемости. Аналогичный результат вызывает вторжение пластовой воды из другой зоны или из другого участка коллектора.

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта:

1) Вторжение в пласт частиц бурового раствора.

2) Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.

3) Вторжение в пласт фильтрата цемента.

4) Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.

5) Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.

6) Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию.

7) Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.

8) Закупоривание пласта природными глинами.

9) Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

10) Отложения солей в пласте или перфорации.

11) Образование или закачка эмульсии в пласт.

12) Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.

Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях - к полному прекращению добычи из скважины. Помочь могут некоторые виды стимуляционного воздействия.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин

Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50% в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14%. Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 75% проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64%. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30см от ствола составляет лишь 25% от начальной добычи, нефти составит только 36м3 /сутки.

Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели пласта (как математические, так и физические лабораторные модели). Важно помнить, что для минимизации глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.

Низкая проницаемость

Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением. В низкопроницаемых (до 10мд) пластах создается канал - высоко-проницаемый канал (100-1000дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально.

Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.

Вертикальный разрыв.

В большинстве скважин происходят вертикальные разрывы. Трещина разрыва образует два крыла, ориентированные под углом 180° друг к другу.

НАПРАВЛЕНИЕ ТРЕЩИНЫ РАЗРЫВА.

Трещина разрыва может быть сориентированна в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва который может произойти в конкретных условиях зависит от напряжения в пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

Горизонтальный разрыв

Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения.

Жидкости разрыва.

Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы:

3.2 Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями

Нарушение проницаемости пласта.

При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из-за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.

Нарушение проницаемости песчаной пробки.

Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.

Пластовые жидкости.

Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.

Стоимость жидкостей разрыва.

Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента. В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью.

Таблица 3.1

СРАВНИТЕЛЬНАЯ СТОИМОСТЬ РАЗЛИЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ РАЗРЫВА. (ДОЛЛАРЫ США)

НАИМЕНОВАНИЕ ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА

СТОИМОСТЬ

1 КУБ. М.

ЖИДКОСТИ

СТОИМОСТЬ

1 КУБ. М.

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕГО

КОМПОНЕНТА

СТОИМОСТЬ

В СУММЕ

ЗАГУЩЕННАЯ ВОДА - 66,00 66.00
ПОЛИМЕРСШИТНАЯ ВОДА - 126,00 126,00
ЗАГУЩЕННЫЙ РЕФОРМАТ 250,00 94,00 344,00
ДВУХФАЗНАЯ ЖИДКОСТЬ 50,00 66,00 116,00
МЕТАНОЛ+СО2 350,00 150,00 500,00
ПОЛИМЕРСШИТЫЙ МЕТАНОЛ 400,00 210,00 610,00
ЖИДКИЙ СО2 300,00 - 300,00
КИСЛОТА 15% 380,00 200,00 580,00
КИСЛОТА 28% 750,00 250,00 1000,00

Виды жидкостей разрыва.

ЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ

Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд приемуществ над жидкостью на нефтяной основе.

1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент – вода намного дешевле чем нефть, конденсат, метанол и кислота.

2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.

3. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно они не взрывоопасны.

4. Жидкости на водной основе легко доступны.

5. Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

Линейные жидкости разрыва. Необходимость уплотнения воды чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал(проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних иследователей. Первый загуститель воды был крахмал.В начале 1960-х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованны в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру.

Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586г/м3 гуарового соеденителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработанно много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960-х, начале 1970-х годов стали использовать соеденитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соеденителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработанно новое поколение соеденителей. Полимерные молекулы соеденителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретезирует что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления, или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соединителя, хотя и увеличивают кажущеюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давление увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соединительные системы.

Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соеденительные системы показывают лучшую дерсперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество эти систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соеденительные системы. Основное достоинство использования соединительных систем над линейными жидкостями описанны ниже:

1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.

2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

3. Соединительные системы имеют лучшею термостабильность.

Соеденительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

ЖИДКОСТИ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

Самый простой на нефтяной основе гель разрыва возможен сегодня это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшала в геле более сырые нефти и увеличивала термостабильность. Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность.

Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

ЖИДКОСТИ НА СПИРТОВОЙ ОСНОВЕ

Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры включая гидроксипропилцеллюлозу и гидроксипропилгуар, заменили.

Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

ЭМУЛЬСИОННЫЕ ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА

Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет. Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и проданна. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19$-31$ за м3. Использование эмульсий типа "нефть в воде" направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва: Жидкости на основе пен, Энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ, растворяемые в воде.

3.3 Реология

Типы жидкостей.

К реологическим свойствам жидкостей относятся свойства, описывающие течение жидкостей, поглощение их, несущую способность и т.д. например вязкость. Вязкость жидкости разрыва в очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается породой пласта: густой жидкости теряется меньше, чем невязкой. Ниже приводится классификация жидкостей разрыва.

1) НЬЮТОНОВСКИЕ ЖИДКОСТИ

У таких жидкостей наблюдается линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Примеры: вода, незагущенная сырая нефть, реформат.

2) НЕНЬЮТОНОВСКИЕ ЖИДКОСТИ

Пластмассы Бингама - простейшая разновидность неньютоновских жидкостей. Как и у ньютоновских жидкостей, здесь проявляется линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига.

Однако, для возбуждения потока этих жидкостей требуется некоторое, не бесконечно малое напряжение сдвига. Пример: пена.

Расчет вязкости в трещине прямоугольного сечения:

E=P+5,79x10-3 xQ/HW2 (Сантипуаз)

Где P-пластическая вязкость (Сантипуаз)

Q-расход при закачке (м3/мин)

H-высота трещины (м)

W-ширина трещины (мм)

3) ЖИДКОСТИ, ПОДЧИНЯЮЩИЕСЯ СТЕПЕННОМУ ЗАКОНУ

У таких жидкостей проявляется "кажущаяся" вязкость, которая меняется с вместе изменением расхода (скорости сдвига).

"Кажущаяся" вязкость уменьшается при увеличении скорости сдвига.

Примеры: загущенная вода, загущенная нефть, полимерсшитные жидкости.

N=3,32lg(n600/n300)

n600 -показания прибора при 600об/мин

n300 -показания прибора при 300об/мин

k'(фут*секn' /фут2)=N*n300 /100x511n'

N-коэффициент упругости вискозиметра Фанна (обычно равен 1,0)

Кажущаяся вязкость:

A=4,788x104 k'/(скорость сдвига)1-n' (Сантипуаз)

Примечание: обычно скорость сдвига = 170 сек-1 (при 100об/мин)

Скорость сдвига для трещины прямоугольной формы:

Скорость сдвига(сек-1)=49859Q/HW2

4) СВЕРХКРИТИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ

При использовании жидкостей разрыва с высоким содержанием CO2

(ГРП смесью метанола и CO2, ГРП жидким CO2) разрыв происходит при давлении, а зачастую и температуре, которые выше критических параметров для CO2. В этом диапазоне при повышении давления увеличивается плотность и вязкость, реология жидкости становится трудной для описания.

Измерение вязкости.

Обычно измерение вязкости проводится с помощью ротационного вискозиметра Фанна или воронки Марша.

Скорость сдвига при стандартных оборотах вискозиметра

Обороты вискозиметра Скорость сдвига
100 170
200 341
300 511
600 1022

Скорость сдвига при 100об/мин (170 сек-1) моделирует вязкость жидкости в трещине разрыва. Показания вискозиметра Фанна при 300об/мин соответствует вязкости 511 сек-1.

Воронку Марша применяют для измерения вязкости в полевых условиях. Время истечения из воронки 500 мл жидкости называется показателем воронки Марша.

Регулирование фильтруемости.

Величина эффективности жидкости разрыва покаазывает, какой объем жидкости поглащается пластом по отношению к количеству жидкости, создающему трещину. Например, если эффективность жидкости равна 0,65 это означает, что 35% жидкости теряется, и лишь 65% жидкости образуют объем разрыва. Упрощенно можно сказать, что чем ниже потери жидкости, тем выше ее эффективность. Однако, следует помнить, что хотя чрезмерная фильтрация нежелательна, от низкого поглощения не будет пользы, если не добавить в жидкость достаточное количество проппанта для надлежащего расклинивания трещины. Более низкая утечка жидкости также не даст трещине быстро сомкнуться и позволит проппанту выпасть из взвешенного состояния.

Для количественной характеристики потерь жидкости применяется коэффициент фильтруемости, в котором учтены порода пласта, свойства жидкости и параметры жидкости разрыва.

Несущая способность по проппанту.

Несущая способность по проппанту является функцией подачи насоса, вязкости, концентрации песка и трения о поверхность трещины разрыва. Во время гидроразрыва на проппант действуют как вертикальная, так и горизонтальная составляющие вектора скорости. Горизонтальная составляющая обычно гораздо больше вертикальной, благодоря чему проппант перемещается вместе с жидкостью. Как только работа насоса прекращается, проппант будет оседать до тех пор, пока трещина не сомкнется.

Полимерсшитые жидкости имеют очень большую вязкость и образуют с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проппантом весь объем трещины. В маловязких системах, например, в жидком CO2, для получения взвеси частиц проппанта используется турбулентоность.

Трение.

При проведении гидроразрыва до половины мощности механизмов, сосредоточенных на площадке, может затрачиваться на преодоление трения в НКТ. Некоторые жидкости проявляют большую силу трения, чем другие. Кроме того, трение тем выше, чем меньше диаметр труб. Учет трения жидкости и требования по расходу при проектировании гидроразрыва не менее важны, чем ограничение по давлению или совместимость с пластом. На основании информации по большому количеству гидроразрывов были составлены графики давления, которые помогут при проектировании энергетических потребностей процесса.

Безопасность.

При выборе жидкости разрыва помимо опасности высокого давления, присутствующего при любом ГРП, следует учитывать также пожароопасность и токсичность жидкости.

Удаление и определение количества жидкости.

Возврат скважины на добычу после гидроразрыва требует тщательного планирования. Если давление на забое скважины недостаточно для того, чтобы скважина начала добывать сама, можно газифицировать жидкость, создав этим дополнительную знергию и понизив статическое давление. Некоторые жидкости разрыва, как жидкий CO2 или пены, удаляются очень быстро и с определением их объема.

3.4 Расклинивающие материалы (проппанты)

Проппанты и расклинивание трещин разрыва.

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов :

Размер сит Предельные размеры частиц(мм)
100 0,150
40-60 0,419-0,250
20-40 0,841-0,419
12-20 1,679-0,841
8-12 2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов.

Размеры и однородность

- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины.

- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40. Одна из причин этого - более однародная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц.

- значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20% частиц проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз.

- проницаемость песка 10/16 примерно на 50% выше проницаемости песка 10-20.

- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике Американского Нефтяного Института (API RP 56) .

Прочность

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 Мпа проницаемость проппанта 20/40 "Carbo-Prop" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 Мпа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают.

Прочность песчанных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц.

Термохимическая стабильность

Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температутам.

Стоимость

Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

Испытание на проницаемость.

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость.

Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации. Однако некоторые принципиальные сложности-явления, связанные с течениями, не подчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.

Долговременная проницаемость.

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

3.5 Типы проппантов

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

Керамические проппанты

Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al2O3. Остальные 15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

Керамики промежуточной плотности

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15.

При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

Керамики низкой плотности

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3 , 45% SiO2 , 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

3.6 Техника и технология ГРП

Техника ГРП.

При проведении операции по обработке скважины гидравлическим разрывом пласта участвует большое количество различной техники. Ниже приводится ее описание.

Оборудование капитального ремонта скважин. Прежде, чем провести процесс гидроразрыва, необходимо подготовить скважину. Для этих целей существуют несколько бригад КРС. В их задачи входят спуско-подъемные операции, изоляция обводнившихся пропластков (если таковые есть), если необходимо, изоляция отдельных пластов, установка пакера для изоляции затрубного пространства.

При всех этих операциях используется оборудование, применяемое любой бригадой по капитальному ремонту скважин, как например: агрегат А-50, и т.д.

Насосный агрегат - служит для транспорта проппанта, жидкости разрыва, создания давления в нагнетательной линии, а также на преодаление сил трения при транспортировке в скважину жидкости разрыва и проппанта.

Смеситель(блендер)- предназначен для перекачки различных жидкостей при высоких подачах (8->10 м3/мин) и постоянном давлении. Эти характеристики весьма важны для работ по гидроразрыву, для которых и была разработана конструкция смесителя. Смеситель подает жидкость под сравнительно низким давлением, приблизительно 700 кПа, к насосным агрегатам, которые закачивают жидкость под значительно более высоким давлением до 70 Мпа. Смеситель обеспечивает дополнительно возможность добавлять химреагенты и проппанты в процессе работы при концентрации песчанно-жидкостной пульпы до 2400 кг/м3. Без смесителя было бы очень сложно, даже невозможно, достижение такой комбинации скорости подачи и концентрации проппанта. Кроме того, смеситель может производить откачку обратно в емкость, откуда поступает жидкость, что позволяет готовить жидкости до их подачи на насосы высокого давления.

Песковоз- предназначен для погрузки проппанта, доставки проппанта к месту проведения ГРП, дозирования песка в растворе ГРП посредством ленты конвейера для подачи песка. Устройство установлено на шасси грузового автомобиля и оборудовано емкостью для песка и системой подачи песка для его разгрузки из емкости для песка в емкость смесителя. Конвейер приводится в действие гидравлическим способом и контролируется электроникой.

Автомобиль для перевозки химических реагентов. Служит для доставки, закачки хим.реагентов к скважине, а также дизельного топлива для заправки техники. Он также служит инструменталкой для небольших, особо важных на месторождении запчастей.

Передвижная станция "Йокогава"- предназначена для регистрации всех параметров ГРП, когда происходит этот процесс. Таковыми параметрами служат: давление в нагнетательной линии, давление в затрубном пространстве, подача проппанта, суммарное количество закаченного проппанта, подачи жидкости.

Трубовоз ГРП. Назначение трубовоза ГРП - перевозка труб, молотков инструмента и приспособлений, а также частей насоса. В дополнении к специальному устройству платформы для перевозки металлических изделий, на трубовозе находится кран. Этот кран используется для погрузки песка и установки манифольда и др.

Система регулирования подачи песка. Эта система разработана для регулирования скорости подачи песка в ленточных конвейерных системах путем автоматического изменения выходного сигнала, выдаваемого на гидравлическое управляющее устройство конвейера. Данная система предоставит оператору следующие возможности: ручное регулирование скорости подачи песка (кг/мин); автоматическая установка концентрации песка (кг/м3); или программирование и выполнение серий стадий, включая наклонную стадию. Для дальнейшего управления предусмотрен аварийный режим регулирования, который непосредственно управляет контроллером гидравлического конвейера, не требуя никакого сигнала обратной связи от скорости. Программное обеспечение этой системы является частью серии микроконтроллеров. Они включают в себя следующие системы: регулирование подачи песка, управление уровнем, управление жидкими добавками, управление сухими добавками и перемешивание с постоянной плотностью. Все программное обеспечение, разработанное для контроллеров, представляет собой систему сбора данных и управления в реальном режиме времени. Главный управляющий алгоритм для системы регулирования подачи песка - это прямое пропорциональное регулирование. Алгоритм использует величину погрешности между текущей скоростью подачи песка и требуемой скоростью для определения поправки на выходе для гидравлического контроллера конвейера.

Также для проведения ГРП используется различное оборудование, такое как, линия высокого давления для связи смесителя, насосных агрегатов со скважиной, специальное НКТ, пакер, буллиты для хранения воды, и т.д.

Технология ГРП.

По прибытию на скважину все необходимое оборудование устанавливается по схеме, показанной в приложении данного раздела. После установки оборудования, сборки нагнетательной линии, происходит опрессовка скважины. Опрессовка служит проверкой для собранной линии высокого давления. После опрессовки, если все в порядке с линией нагнетания, происходит процесс ГРП.

Сам процесс ГРП можно разделить на три стадии:

· Создание трещины. Чтобы создать трещину в пласте, необходимо увеличить фактор разрыва пород. Это достигается закачиванием в пласт определенного раствора в темпе, более быстром, чем тот при котором пласт мог бы принять. Давление закачиваемой жидкости увеличивают до тех пор, пока не возрастают силы сжатия в пласте, и порода не разрывается.

· Поддержание ее в открытом состоянии. Когда появляется трещина, в раствор добавляют проппант, который потоком жидкости уносится в нее. Концентрация проппанта будет возрастать пока не обеспечит хорошую герметичность трещины. Когда процесс закончен, давление снижается, проппант удерживает трещину в открытом положении и проводит пластовые жидкости.

· Откачка из скважины раствора ГРП. Прежде, чем начать добычу нефти из скважины после ГРП, следует откачать раствор, применявшийся для ГРП. Из раствора ГРП необходимо извлечь загущающиеся добавки. Глубинные температуры могут превратить этот раствор в пар, тем самым облегчая его извлечение. Все загущенные растворы, закачиваемые в скважину, имеют точку разрыва, поэтому важно следовать схеме.

3.7 Методика оценки эффективности

Общие положения.

Как и большинство известных методик, используемая методика основана на определении характеристик вытеснения по известным фактическим данным о добыче нефти и жидкости, используемых затем при построении базового варианта (без ГТМ), для последующего сравнения его показателей с фактическими данными (после ГТМ). Отличием данной методики от известных является то, что благодаря использованию при аппроксимации фактических показателей функциональных зависимостей весьма общего вида удалось снизить число рассматриваемых зависимостей до двух. При этом в основе своей, обычно используемые зависимости различных авторов являются частными случаями двух данных и поэтому обладают, как правило, более низкими аппроксимирующими свойствами. Дополнительно используемая процедура уточнения результатов позволяет более точно подобрать фильтрационные и емкостные параметры настраиваемых зависимостей. Автоматический режим выбора определяемых параметров не исключает возможности для пользователя выбирать ручной режим настройки по конкретной зависимости и (или) по заданному числу последних точек истории.

Модельное обоснование.

Обычно для выбора базового варианта используются методики, сводящиеся к аппроксимации фактических показателей функциональными зависимостями в таких переменных, как текущая или накопленная добыча нефти и жидкости, обводненность продукции и т.п. Как правило, эти зависимости представляют собой уравнения линейной регрессии в той или иной специально выбранной системе координат, а коэффициенты этих уравнений являются определяемыми параметрами. Применяются, впрочем, и зависимости с нелинейно присутсвующими неизвестными параметрами. Многие методики оценки эффективности, основанные на аппроксимации текущих величин добычи нефти, воды, обводненности и т.п от времени описываются зависимостями специального вида (например, стандартное описание текущей добычи нефти кривыми падения добычи - "declineanalysys"), которые очень чувствительны к влиянию технологических причин : запланированные или случайные остановки скважин, изменение режимов работы скважин. По этой причине следует отдавать предпочтение методикам, в которых такое влияние малосущественно. Одной из основных причин в данном контексте является зависимость Qн(Q) - накопленной добычи нефти Qн от накопленной добычи жидкости Q, для которой влияние многих технологических причин проявляется во времени, как правило, лишь в изменении скорости пробегания точкой (Q(t), Qн(t)) кривой Qн(Q) при неизменном виде последней. Тем самым можно говорить, что в терминах данной зависимости, в основном, учитываются фильтрационные свойства дренируемой части пласта. Более того, почти все существующие "именные" зависимости могут быть переформулированны в терминах функции Qн(Q), и коэффициенты соответствующих уравнений линейной регрессии будут входить в нее уже нелинейно. По этой причине соответствующие методики должны считаться методикой одного типа, сводящейся к нахождению зависимости Qн(Q), и различаться при этом лишь конкретным видом этой функции и упрощенным (сведение к линейной регрессии) способом определения ее параметров. Некоторые считающиеся различными методики - например, методики Ревенко и Казакова - можно привести при этом к одной и той же зависимости Qн(Q), и тем самым они являются совпадающими в указанном смысле. Именно нахождение зависимости Qн(Q) и лежит в основе используемой в данной программе методики выбора варианта при оценке эффективности ГТМ. Особенно важен тот факт, что в данной методике отсутствует излишняя двойная процедура перехода сначала от поверхностных к пластовым, а затем от пластовых к поверхностным условиям. Несложно показывается эквивалентность рассматриваемых задач определения параметров эмпирических зависимостей Qн(Q) или Qн(t) в пластовых и поверхностных условиях, что и дает основание для использования в программе только поверхностных величин, измеряемых в соответствующих массовых или объемных единицах.

Аналитические зависимости:

Приведем список используемых обозначений. Физические размерности соответствующих величин предполагаются согласованными.

qн, q=qж - добыча нефти и жидкости;

qв=q-qн - добыча воды;

dв=q-qн - дебиты нефти и жидкости;

dв=d-dн - дебит воды;

Qн, Q=Qж - накопленная добыча нефти и жидкости;

Qв=Q-Qн - накопленная добыча воды;

Qо - подвижные запасы;

f=qв/q - (средняя) обводненность;

"n" - индекс значения соответствующей величины в последней точке истории;

М - число точек истории, по которым определяются параметры зависимостей.

Вариант Qн(Q)

1.Используемые в методике для аппроксимации Qн(Q) две аналитические зависимости являются весьма общими в том смысле, что содержат в себе как частные случаи почти все известные зависимости.

Первая из них, LR - зависимость

Qн=Qо-(Qо-QHn)*exp{-I*(Q/Qн-I)-r*ln(Q/Qn)}

дает при r = 0 формулу Лысенко, а при I = 0 зависимость Ревенко. Анологично частными случаями данной зависимости являются зависимости Камбарова, Борисова-Пирвердяна, Казакова.

Вторая зависимость, названная АВ для простоты, записывается в виде:

(Qо-QHn)*(QH-QHn)/(Qо-QH) = A*(Q-Qn) + B*(QH-QHn),

обобщает ряд известных зависимостей (например, зависимость Назарова - Сипачева). В зависимостях LR и AB определяемыми величинами являются, соответственно, параметры:

Qо, I, r и Qо, A, B.

2. После настройки параметров зависимостей LR и AB в данной методике осуществляется дополнительная корректировка настройки в рамках следующей идеологии:

дренируемые запасы скважины считаются состоящими из 2-х частей, в которых вытеснение описывается зависимостями LR и AB , соответственно определяют доли m и l - m этих частей запасов с одновременным уточнением величины самих подвижных запасов. Такой автоматический "анализ-уточнение" используемых зависимостей в терминах статистических критериев, содержащих среднеквадратичные отклонения, не позволяет однако (как и во всех прочих методиках) осуществлять оптимальный выбор числа точек истории, по которым велась бы настройка параметров зависимостей. Вместе с тем может оказаться, что при настройке по всем точкам истории одна из рассматриваемых зависимостей лучше будет описывать начальный этап вытеснения, а вторая - конечный, и тогда автоматическое уточнение приведет к зависимости, хорошо описывающий весь этап истории. Именно это рассуждение может служить достаточным обоснованием выбора всех точек истории в качестве точек настройки.

Данный пример приводит в итоге к единой зависимости Авто, для которой пользователю остается выбрать оптимальное число точек настройки, используя для этого либо статистические критерии, либо средства визуализации.

К числу статистических критериев по степени значимости относятся:

а) выбор интервала настройки из условий минимальной среднеквадратичной ошибки в интервале стабилизации прогнозной величины подвижных запасов нефти;

б) выполнения условия стабилизации величины подвижных запасов в интервале прогноза;

в) выполнения условия минимальной величины среднеквадратичного отклонения в интервалах прогноза.

Варианты Qн(t) и dн(t)

Основной вариант, описанный выше, может давать надежные прогнозные данные при значительной (более 45%) обводненности продукции. При малых значениях обводненности для получения базовых уровней добычи в качестве основной выбирается зависимость Qн(t) - накопленной добычи нефти от времени и dн(t) - дебита нефти от времени, определение параметров которых можно проводить как в обычном, так и в "накопленном" времени, учитывающем только реальное время работы скважины. Эти два варианта эквивалентны нахождению кривых падения текущей добычи нефти и текущего дебита нефти, соответственно. Использование в расчетном блоке зависимостей LR и AB и Авто существенно расширяет класс кривых, обычно используемых в стандартном анализе падения добычи нефти. Из указанных выше двух вариантов предпочтительней для прогноза пользоваться характеристикой dн(t), потому что используемая при анализе кривых падения величина добычи нефти Qн(t) очень чувствительна к изменению времени работы скважины.

Расчет дополнительной добычи нефти и программная реализация.

Определение дополнительной добычи нефти за счет внедрения мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов.

Дополнительная добыча нефти за счет подключения ранее недренируемых запасов (за счет увеличения нефтеотдачи) определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте (из скважины) при базовом режиме разработки (прогнозируемом по характеристикам вытеснениям с учетом фактического темпа отбора жидкости), из объема фактически добытой нефти за отчетный период.

Определение дополнительной добычи нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта.

Дополнительная добыча нефти за отчетный период за счет внедрения новых технологий, обеспечивающих увеличение темпов отбора жидкости (интенсификация разработки), определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте (из скважины) при базовом режиме разработки (прогнозируемом по характеристикам вытеснениям с учетом темпа отбора жидкости, существовавшего до внедрения мероприятия), из объема добытой нефти, вычисленной по прогнозной характеристике вытеснения при фактическом темпе отбора жидкости.

Дополнения и частные определения.

Расчет эффективности работ по внедрению новой техники с расщеплением объема дополнительной добычи нефти на составляющие (интенсификация - нефтеотдача), включая определение сокращения объемов попутно добываемой воды, возможен лишь при настройке модели по варианту Qн(Q). В случае невозможности такового расчет базового варианта осуществляется по дебитному варианту. При этом считается возможным расчет только суммарного прироста дополнительно добытой нефти.

При производстве работ на скважинах, ранее не находившихся в фонде освоения, возвратные скважины), при расчете базовой добычи нефти необходимо придерживаться следующей последовательности:

Ю выбираются скважины аналоги.(как правило, это ближайшие скважины, характеризующиеся сходными геолого-геофизическими характеристиками, идентичными условиями вторичного вскрытия);

Ю эффективность ГТМ на искомой скважине определяется по соотношению: DQн=Qжфакт. * (fнфакт. - fна) ,где

DQн-прирост добычи нефти за отчетный период;

Qжфакт.-фактический дебит жидкости скважины, в которой проведены работы, за отчетный период;

fнфакт.-фактическая доля нефти в продукции скважины за отчетный период;

fна-доля нефти в скважине, выступающей в качестве аналога;

В случае отсутствия представительных данных об истории разработки за период, предшествующий производству работ, и невозможности определения базовой добычи эффект от производства работ по интенсификации притока определяется по формуле:

DQн=Qжфакт. - Qжбаз. * fнфакт. ,где

Qжбаз. (базовая добыча жидкости) - может быть принята по скважинам аналогам.

3.8 Анализ эффективности проведенных работ по ГРП

Работы по гидроразрыву пласта проводились на трех основных объектах. В целом успешность работ составила 93.7% (из 253 скважин зафиксированно увеличение добычи нефти по 237). По объекту АВ13 количество успешных скважин 94 из 100, что соответственно равно 94% (78 успешных скважин из 86), по объекту БВ10 достигнута самая высокая успешность 96.9% (из 65 скважин только в 2 произошло снижение добычи нефти).

Для дальнейшего анализа продуктивные отложения объектов, стимулированных ГРП, поделим на два типа: 1-наличие в разрезе ГСК; 2-представлен коллекторами классов ПК, СПК.

По объектам группы АВ гидроразрыв пласта проводился приемущественно в коллекторах классов ПК, СПК. По объекту АВ13 доля таких скважин от общего числа составляет 65%, по объекту АВ2-3 - 75%. По объекту БВ10 наибольшее число проведенных операций приходится на коллектора классов ПК и СПК - 85%. Таким образом, скважины подбирались приемущественно в зонах трудноизвлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти.

Успешность производства работ по скважинам с разделением продуктивных отложений по типам пород приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 (а)


Рисунок 3.1 (б)

По всем объектам отмечается высокая успешность ГРП в разрезе 2 типа (ПК,СПК): АВ13 - 98.5%, АВ2-3 - 92.2%, БВ10 - 98.2%. В скважинах, вскрывших разрез с присутствием ГСК, успешность оказалась несколько ниже: АВ13 - 85.7%, АВ2-3 - 86.3%, БВ10 - 90%.

Рисунок 3.1 (с)

В рамках данной работы был проведен расчет дополнительной добычи нефти по скважинам от проведения ГРП. Распределение объемов дополнительной добычи и фонда стимулированных скважин по годам и по объектам приведено в таблице 3.2 (в расчет взяты скважины, ГРП по которым выполнен на 1.01.1995 г.). Очевидно, что производство работ способствовало увеличению добычи нефти из скважин. По объектам АВ13 и АВ2-3 наблюдается рост дополнительной добычи в течении всего рассматриваемого периода. По объекту БВ10 пик добычи приходится на 1993 г.


Таблица 3.2
Объемы дополнительной добычи нефти по скважинам, стимулированным ГРП(т).
Годы Объект АВ1(3) Объект АВ2-3 Объект АВ4-5 Объект БВ8 Объект БВ10 Итого

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

Скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

Добыча

нефти,т

Фонд

скважин

ГРП

1992 67897 45 - - - - - - 149499 46 217396 91
1993 345011 89 85245 52 17 1 - - 371936 62 802209 204
1994 380709 100 214787 86 2014 1 504 1 323735 65 921749 253
1995 305244 100 232624 86 514 1 6323 1 293789 65 838494 253

Рисунок 3.2 иллюстрирует применительно к основным продуктивных объектам приведенную к единой дате динамику приростов дебитов нефти по скважинам, стимулированных ГРП.

По объекту АВ13 в первые месяцы после ГРП прирост дебита нефти составляет около 20 т/сут, через год его величина снижается на 30% (14-15 т/сут), а к концу анализируемого периода (3 года) уменьшается в 2 раза (до 10 т/сут).

По объекту АВ2-3 разброс значений прироста дебита во времени относительно высок и, практически на протяжении всего периода колеблется на уровне 12 т/сут, снижаясь на последнем отрезке анализируемого периода (через 2.5 года) до 9-10 т/сут.

По объекту БВ10 в первый год после ГРП прирост дебита нефти находится в диапазоне 20-25 т/сут, через 2 года его величина снижается примерно на 20% (17-18 т/сут), а к концу анализируемого периода (3 года) уменьшается до 15-16 т/сут.

Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, проводимого СП "Самотлор Сервисиз" в условиях Самотлорского месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита нефти составляет в среднем порядка 15-20 т/сут, и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом (3-3.5 года).

Оценивая эффективность гидроразрыва, следует иметь в виду две его составляющие - эффект от интенсификации добычи (который проявляется увеличением дебита скважин по жидкости) и эффект от увеличения нефтеотдачи (иллюстрацией которого является замедление темпов обводнения продукции скважин, стимулированных ГРП).


Рисунок 3.2 (а)

Рисунок 3.2 (б)

Рисунок 3.2 (с)

Ниже рассмотрена динамика дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП и динамика их обводненности.

Динамика дебитов скважин по жидкости. Рисунок 3.3 иллюстрирует динамику прироста дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП по основным объектам производства работ. Дебиты скважин приведены к одной дате.

По объекту АВ13 в первые месяцы после ГРП прирост дебитов жидкости составляет около 30 т/сут на скважину. Темп падения прироста изменяется от 28% в первом году после производства работ до 25% к концу анализируемого периода. Таким образом, за 3 года наблюдается снижение прироста дебита жидкости примерно вполовину. По объекту АВ2-3 отмечается стабилизация прироста дебита жидкости на протяжении всего рассматриваемого периода, величина его составляет примерно 17т/сут. По объекту БВ10 после производства работ в течении первого года величина прироста дебита жидкости равна 35-40 т/сут на скважину, к концу анализируемого периода (3 года) еговеличина снижается примерно вдвое (до 20 т/сут).

Рисунок 3.3 (а)


Рисунок 3.3 (б)

Рисунок 3.3 (с)

Определяющее влияние на динамику дебитов жидкости при проведении ГРП оказывает энергетическое состояние залежи. Рассмотрим динамику дебитов жидкости и пластовых давлений на нескольких конкретных примерах.

В зоне скважины 1286 (пласт АВ13) до производства ГРП пластовое давление было на уровне первоначального (180-200 атм.). После производства работ (01.93) было отмечено резкое падение пластового давления (до 140 атм.), что повлекло за собой снижение дебита. Скважина находится в зоне стягивания вдали от линии нагнетания. При переводе под закачку в июле 1995 года близлежащей скважины 16850 пластовое давление выросло до 180 атм., что близко к значению пластового давления в скважине до производства ГРП. В результате наблюдается рост дебита жидкости. Обратные примеры отмечены в скважинах 1453, 27307 того же объекта. Здесь производство ГРП повлекло за собой снижение пластового давления не компенсированное мероприятиями по интенсификации системы заводнения. В результате достигнутое в первые месяцы после ГРП значительное увеличение дебитов жидкости через 1.5-2 года было сведено к минимуму.

Анологичная картина наблюдается и по объекту БВ10. Здесь в зонах скважин 12284, 12898 удовлетворительное энергетическое состояние залежи (обеспеченное запуском под закачку скважин 30254, 60428, 12034, 12032) обусловило стабильно высокие приросты дебитов жидкости. В то время как по скважине 12239 в результате ГРП дебит скважины по жидкости увеличился в два раза, затем, из-за падения давления, через 1.5 года дебит снизился на уровень значения до производства стимуляции.

Таким образом, проведенный анализ показал, что в первые месяцы после производства ГРП прирост дебита скважин по жидкости составляет в среднем 25-30т/сут. Дальнейшая его динамика определяется энергетическим состоянием залежи в районе производства работ. В силу чего, величина этой составляющей эффекта во многом зависит от степени реализации проектных решений в области ППД. Очевидно, что производству ГРП должен сопутствовать комплекс мероприятий по интенсификации системы заводнения в районах массового производства работ.

Динамика оббводненности продукции скважин. Проведенный анализ свидетельствует о том, что влияние ГРП на динамику обводненности продукции скважин в целом положительно на всех продуктивных пластах (рис. 3.4-3.6) - кривая фактической обводненности проходит гораздо ниже базовой.

Рассмотрим динамику обводненности применительно к различным типам разреза, вскрытого скважинами, стимулированными ГРП.

Зависимости, приведенными на рисунках 3.4-3.6 иллюстрируют, что положительное влияние ГРП на динамику обводнения происходит, главным образом во 2 типе разреза (ПК и СПК), где обводненность скважин вследствии ГРП снижается в среднем на 20-30%. Тогда как в разрезе 1 типа (присутствие ГСК) изменения обводненности практически не происходит.

Рисунок 3.4


Рисунок 3.5


Рисунок 3.6


Стоит оговориться, что ввиду малого количества скважин с ГСК по пласту БВ10 и разницей во времени проведения в них работ характер кривой имеет скачкообразный характер. Поэтому в данном случае объективно можно судить об изменении динамики обводненности в течение двух лет после производства работ, когда в расчет принято наибольшее количество скважин.

Таким образом, положительное влияние гидроразрыва сказалось на позитивном изменении основных технологических показателей работы скважин. В результате проведения работ отмечается существенное увеличение дебитов скважин по жидкости а также снижение обводненности продукции скважин, вскрывших разрез представленный прерывистыми (с позиции гидродинамики) коллектором.

Из изложенного можно сделать вывод, что в ГСК эффективность работ по ГРП связана целиком с увеличением дебита скважин по жидкости, в то время в ПК, СПК гидроразрыв не только интенсифицирует приток из пласта жидкости, но и положительно влияет на характеристику вытеснения, что позволяет говорить о вовлечении в разработку недренируемых ранее продуктивных пропластков.

Поскольку эффективность процесса ГРП связана как с интенсификацией добычи, так и с увеличением нефтеотдачи, при расчетах использовался алгоритм, позволяющий выделить в суммарном объеме дополнительно добытой нефти отдельные составляющие, включающие объем прироста нефти, добытой за счет увеличения нефтеотдачи, обусловленной снижением обводненности, и за счет интенсификации притока, обусловленной ростом дебитов скважин. Из 253 рассматриваемых скважин расщепление эффекта было получено по 148, из них 58 скважин объекта АВ13, 59 скважин объекта АВ2-3 и 31 скважина объекта БВ10.

В таблице 3.3 приведены результаты расчетов по всем скважинам, где был проведен ГРП по состоянию на 1.01.1995г. Проведем анализ по рассматриваемым 253 скважинам.

По объекту АВ13 эффект от нефтеотдачи положителен в 36 скважинах (62%), из них в 28 случаях (78%) разрез представлен коллекторами классов ПК иСПК и в 8 (22%) - ГСК. Отрицательный эффект получен в 22 скважинах, из них в 14 (64%) вскрыты интервалы разреза, представленные ГСК, и в 8 (36%) - ПК.

По объекту АВ2-3 эффект от прироста нефтеотдачи положителен в 49 скважинах (83%), включая 41 скважину (84%), разрез которых представлен ПК и СПК, и 8 скважин (16%) с присутствием в разрезе ГСК. Отрицательный эффект получен в 10 скважинах (17%), из них в 5 скважинах (50%) вскрыты интервалы разреза, представленные ПК, и в остальных 5 (50%) - ГСК.

По объекту БВ10 прирост в нефтеотдаче получен в 22 скважинах (71%), вскрывавших разрез класса ПК. Отрицательный эффект от нефтеотдачи получен в 9 скважинах (29%): 6 скважин (67%) находятся в зоне развития прерывистого коллектора, в них перфорацией вскрыты интервалы пониженной нефтенасыщенности; 3 скважины (33%) содержат ГСК в кровле. Рассмотрим несколько характерных скважин.

В целом по всем объектам положительный эффект от нефтеотдачи получен в 107 скважинах (72.3% случаев), из них в прерывистых коллекторах - по 91 скважине (85%) и в ГСК по 16 скважинам (15%). Отрицательный эффект получен в 41 скважине (27.7% случаев), из них в ПК, СПК - по 25 скважинам (61%) и в ГСК по 16 скважинам (39%).


Таблица 3.3
Количественная оценка эффекта от ГРП по объектам БВ10, АВ1(3), АВ2-3.
№ п/п СКВ. КУСТ

ДАТА

ГРП

РЕЖИМ

ДО ГРП

РЕЖИМ

ПОСЛЕ ГРП

ВРЕМЯ

РАБОТЫ

РЕЖИМ

БАЗОВ.

ДОБЫЧИ

РЕЖИМ

НА 01.11.96

НАКОПЛ.

ДОБЫЧА

НЕФТИ

НА 01.11.96

ДОПОЛН.

ДОБЫЧА

НЕФТИ

(тонн)

Q Н

т/сут

Q Ж

м3/сут

Q Н

т/сут

W

%

Q Ж

м3/сут

Q Н

т/сут

W

%

сут. суммарн. т/сут

ОДАО "САМОТЛОРНЕФТЬ"

САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ПЛАСТ БВ10

1 12221 1181 24.мар.92 4,1 26 13,5 39 1568,5 3376,0 1,5 33,0 22,3 20,0 76187,0 65120,8
2 12226 1182 27.мар.92 9,8 19 12,7 21 1545,0 9478,8 3,1 53,0 14,6 67,0 61096,0 41138,5
3 37130 1206 06.апр.92 4,6 58 42,9 11 1416,0 4102,2 1,5 5,0 4,1 3,0 20874,0 10648,3
4 6165 53 08.апр.92 4,4 82 66,3 4 299,0 1024,1 1,5 0,0 0,0 0,0 52334,0 10531,3
5 40016 1376 15.апр.92 9,7 53 42,6 4 1396,0 9312,6 3,3 3,3 6,9 70,0 58073,0 32980,9
6 12895 1189 17.апр.92 4,4 14 8,3 14 925,9 2761,3 1,5 0,0 0,0 0,0 17023,0 10207,0
7 37495 1363 19.апр.92 7,4 25 18,1 14 1475,3 6257,8 2,2 19,0 13,3 15,0 43348,0 27767,1
8 12666 1376 23.апр.92 9,9 58 47,1 4 1489,0 11222,8 4,0 30,0 14,7 42,0 62691,0 40539,7
9 12667 1378 30.апр.92 2,9 31 2,6 90 1485,0 10485,4 3,8 28,0 5,7 75,0 44758,0 22785,0
10 6051 97 10.май.92 7,4 147 98,8 20 1528,0 6413,5 2,1 24,0 12,0 40,0 59308,0 10319,5
11 12151 1081 18.май.92 8 71 56,7 5 1057,0 13414,2 5,7 0,0 0,0 0,0 172026,0 41758,3
12 12422 640 24.май.92 9,3 40 31,5 5 1513,5 20131,9 8,9 40,0 10,0 70,0 126454,0 28476,3
13 12150 1206 09.июн.92 8,7 56 44 6 892,0 4386,4 2,4 21,0 17,5 2,0 33916,0 23027,4
14 13465 1373 18.июн.92 9,9 34 20,5 29 1419,0 7493,7 2,3 12,0 5,0 50,0 16959,0 5973,9
15 40038 1374 22.июн.92 9,8 66 48,4 13 1394,0 9077,6 3,7 33,0 25,1 10,0 39109,0 29551,0
16 40036 1372 30.июн.92 9,2 29 16 34 1311,0 7293,2 2,4 13,0 8,1 25,0 61657,0 33090,1
17 12777 1374 07.июл.92 9 26 20,9 4 1267,0 7295,6 3,0 29,0 12,3 49,0 37176,0 28643,0
18 40030 1372 11.июл.92 6,8 41 28 20 1381,0 5773,6 2,3 11,0 7,0 26,0 34529,0 17002,1
19 6054 452 19.июл.92 7,1 95 59,4 25 1510,0 5423,0 1,5 19,0 3,2 80,0 147826,0 33614,8
20 12421 640 28.июл.92 4,6 130 73,1 33 1452,0 13263,7 5,3 12,0 6,1 40,0 137093,0 42597,6
21 12892 1207 30.июл.92 1,5 70 2,3 96 331,0 332,2 1,5 0,0 0,0 0,0 3946,0 404,9
22 12663 3027 02.авг.92 6 24 18,4 24 15,0 89,8 2,1 0,0 0,0 0,0 811,0 157,7
23 12208 1081 15.авг.92 3,9 125 42,4 59 1223,0 2740,3 1,5 20,0 2,6 84,0 21518,0 10095,4
24 12257 1212 23.авг.92 1,5 81 44,5 34 1168,0 1728,6 1,5 0,0 0,0 0,0 31036,0 12928,8
25 40035 1435 25.авг.92 4,1 23 12,7 35 393,0 2244,9 1,5 0,0 0,0 0,0 7233,0 3564,2
26 40031 1372 28.авг.92 6,3 63 31,3 41 945,0 3732,4 2,5 11,0 4,0 56,0 23926,0 2951,8
27 12891 791 01.сен.92 5,3 17 12,5 11 415,0 1822,0 1,6 0,0 0,0 0,0 14629,0 1792,3
28 12311 1212 02.сен.92 3,8 93 62,2 21 1473,0 3473,1 1,5 74,0 19,7 68,0 94855,0 56975,3
29 40026 1435 05.сен.92 1,5 40 7,5 77 1280,0 1863,7 1,5 28,0 9,8 59,0 24610,0 22694,7
30 30347 1186 08.сен.92 6 19 15,2 6 1196,0 4562,5 2,3 21,0 16,8 4,0 20507,0 11515,8
31 12211 152 09.сен.92 4,7 100 47,9 43 1321,0 12639,6 6,7 39,0 0,0 100,0 58085,0 9459,8
32 34905 1186 17.сен.92 5,4 51 27,1 36 1080,0 3552,0 1,7 0,0 0,0 0,0 25724,0 20441,3
33 8705 1060 18.сен.92 4,6 67 34,8 38 1371,0 3373,0 1,5 15,0 0,8 94,0 42708,0 8928,5
34 12223 659 18.сен.92 1,5 36 12,9 57 1447,0 16899,4 1,5 28,0 7,4 68,0 44262,0 16899,4
35 12222 1180 30.сен.92 5,4 15 10,6 15 1426,0 5132,7 2,3 65,0 25,4 53,0 34121,0 20647,8
36 12105 1074 02.окт.92 1,5 42 5,7 84 444,0 530,9 1,5 0,0 0,0 0,0 13669,0 1112,3
37 12662 772 03.окт.92 4,2 26 8,9 58 1154,0 3139,4 1,5 12,0 4,0 60,0 15240,0 5801,2
38 6081 772 16.окт.92 7 51 23,5 45 503,0 2405,2 2,6 0,0 0,0 0,0 37567,0 9011,3
39 12019 1095 18.окт.92 5,1 20 10 39 1350,0 28240,7 13,8 32,0 10,4 61,0 170484,0 57936,3
40 12668 1384 22.окт.92 8,3 49 23,9 42 1249,0 5715,0 2,0 27,0 16,6 28,0 36413,0 22701,9
41 12310 1209 29.окт.92 4,1 77 22,2 66 1410,0 2717,0 1,5 155,0 11,1 91,0 49229,0 27041,0
42 12236 1183 05.ноя.92 1,5 21 12,2 32 1349,0 2008,5 1,5 104,0 34,7 60,0 55997,0 51204,6
43 12454 1206 06.ноя.92 0,9 131 90,9 17 1424,0 30830,0 14,7 107,0 63,6 29,0 177012,0 77617,8
44 12898 1170 12.ноя.92 1,5 41 11,1 68 1346,0 2004,0 1,5 81,0 45,4 34,0 43360,0 40155,5
45 12669 1384 14.ноя.92 5,2 93 61,1 22 1351,0 4209,4 1,7 72,0 24,2 60,0 63363,0 53785,0
46 12003 527 14.фев.93 7,1 30 10 60 755,0 3210,6 2,4 0,0 0,0 0,0 46019,0 1938,8
47 12232 1215 08.апр.93 4,5 22 8,2 55 931,0 3230,5 2,8 0,0 0,0 0,0 15098,0 2530,5
48 12259 1213 14.апр.93 1,9 20 6,7 60 1031,0 1594,6 1,5 8,0 4,3 35,0 32366,0 15278,3
49 12231 659 18.май.93 8,8 103 39,9 54 1221,0 7464,5 4,2 50,0 15,6 63,0 216356,0 16491,9
50 12050 1098 20.июн.93 4,5 50 20,8 50 1181,0 3524,7 1,9 55,0 15,2 67,0 50217,0 23668,4
51 12033 1098 05.июл.93 2,9 55 31,7 32 1159,0 2365,5 1,5 72,0 17,2 71,0 112000,0 36110,5
52 12015 529 17.июл.93 1,7 51 38,5 10 979,0 1490,9 1,5 25,0 14,9 30,0 28492,0 11375,0
53 12239 3050 12.авг.93 8,5 81 54,7 19 959,0 5828,2 4,0 0,0 0,0 0,0 39547,0 30148,9
54 12049 1096 26.авг.93 8 60 12,5 75 662,0 5946,2 9,1 0,0 0,0 0,0 126939,0 329,6
55 12005 528 11.сен.93 3,7 50 6,2 85 920,0 2712,7 2,5 0,0 0,0 0,0 39791,0 4683,4
56 12084 1074 27.сен.93 1,5 38 3,2 90 397,0 493,4 1,5 0,0 0,0 0,0 19144,0 862,5
57 12020 529 03.окт.93 1,5 30 7,6 70 1000,0 1417,7 1,5 0,0 0,0 0,0 42992,0 1527,6
58 12707 1378 24.окт.93 2,7 24 3,4 83 600,0 1150,5 1,5 26,0 10,2 54,0 8433,0 3760,9
59 12704 1373 05.ноя.93 5,9 41 29,2 16 998,0 4586,1 3,5 29,0 12,5 48,0 26537,0 18231,4
60 12258 1212 09.ноя.93 1,5 30 3,7 85 1036,0 1495,9 1,5 95,0 13,2 84,0 37872,0 25809,7
61 12627 93B 24.дек.93 2,1 35 10,9 63 1020,0 13846,3 8,0 110,0 41,2 55,0 170967,0 18138,7
62 6111 96B 24.апр.94 2,5 26 19,3 13 484,0 1020,3 1,5 0,0 0,0 0,0 5619,0 2642,7
63 12284 1212 11.окт.94 2,1 7 3,3 42 560,0 1229,0 1,7 58,0 11,3 77,0 20036,0 7635,6
64 12252 1187 20.ноя.94 3,8 45 35,2 7 681,0 2391,9 3,4 39,0 27,5 16,0 34915,0 31891,5
65 14521 1186 30.янв.95 3,1 18 8,6 42 630,0 1743,1 2,6 49,0 40,0 3,0 17623,0 15262,1
66 12006 533 05.фев.95 2,2 36 12,5 59 595,0 1188,4 1,8 40,0 7,4 78,0 34905,0 5679,5
67 60423 1485 13.мар.95 5,3 24 11,6 42 338,0 1599,2 4,5 23,0 17,1 12,0 5573,0 3954,4
68 15278 1485 26.мар.95 4,7 20 4,9 71 554,0 1684,9 2,6 41,0 33,8 3,0 15576,0 13168,6
69 15277 1485 19.апр.95 5,6 13 6,2 42 462,0 2347,6 5,0 26,0 11,0 17,0 4822,0 2471,6
70 12002Б 535г 12.июл.95 2,8 43 20,8 42 439,0 1090,5 2,3 32,0 10,8 60,0 10175,0 3354,3
71 12544 81б 25.авг.95 3,5 10 2,7 66 261,0 813,9 2,7 30,0 13,4 47,0 3349,0 2597,9
72 12890 3088 05.сен.95 2,9 53 39,3 12 405,0 1034,0 2,3 46,0 20,5 47,0 15052,0 11121,2
73 12225 1184 25.сен.95 2,7 14 3,9 65 131,0 166,8 2,6 0,0 0,0 0,0 1284,0 42,7
74 12087 1087 27.сен.95 7,8 36 20,5 32 363,0 2638,1 6,8 58,0 32,8 32,0 60124,0 5963,4
75 37114 1345 11.окт.95 2 46 29,6 24 379,0 733,5 1,9 53,0 27,5 38,0 12970,0 12262,9
76 60417 1209 13.окт.95 3,7 40 16,6 50 271,0 947,0 3,5 60,0 3,0 94,0 3073,0 2121,0
77 12456 81 26.окт.95 4 51 36,8 15 350,0 1305,2 3,5 42,0 27,3 22,0 13525,0 11661,3
78 12281 3048 05.ноя.95 2,2 29 20,4 16 346,0 750,0 2,1 19,0 12,7 20,0 7779,0 6526,3
79 12585 1337 01.дек.95 9 30 11 56 270,0 2149,9 7,4 30,0 9,7 61,0 4555,0 556,3
80 12453 791 06.дек.95 1,9 23 15,6 18 221,0 419,9 1,9 31,0 13,9 46,0 5275,0 3308,8
81 12228 1180 10.дек.95 4,7 14 8,7 25 305,0 1264,2 3,9 22,0 11,8 37,0 18475,0 1963,0
82 12628 1384 11.дек.95 1,5 53 24 46 266,0 399,0 1,5 66,0 8,2 85,0 21766,0 4028,3
САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. ПЛАСТ АВ1-3
1 15044 539 04.май.92 24 33,2 13,4 47 1118,5 3250,1 1,7 9,0 2,7 66,4 57038,0 1511,4
2 27221 1179 07.май.92 3,2 22 15,5 15,1 1011 1962,7 1,5 14,0 6,6 44,8 16543,0 10319,5
3 16627 548 17.май.92 7,2 34 19,7 31,5 705 4291,6 3,3 0,0 0,0 0,0 21331,0 2289,9
4 1195 548 26.май.92 4,4 36 26,1 13,8 1429 4755,9 2,0 40,0 18,8 447,0 41442,0 31608,8
5 27389 758 27.май.92 7,8 129 100,9 6,6 1551 8429,9 3,6 44,0 24,2 33,9 88494,0 74452,0
6 1273 539 29.май.92 7,7 89 62,1 17,3 1493,3 7838 2,9 29,0 21,4 10,8 77892,0 55789,1
7 15195 502 31.май.92 8,7 64 47,1 12,7 1523 10585,5 4,2 93,0 33,3 57,6 98563,0 66133,9
8 27496 710 05.июн.92 9,8 51 37,7 12,2 1516 23202,7 11,2 57,0 22,8 52,1 125193,0 45740,4
9 16625 548 10.июн.92 8,3 33 23,7 14,3 754 5316,9 3,3 0,0 0,0 0,0 50345,0 20088,8
10 1207 561 29.июн.92 10,2 67 47,6 15,1 601 4210,6 3,3 0,0 0,0 0,0 33075,0 3663,6
11 27202 788 05.июл.92 9,8 27 19,2 15,7 877 6110 3,5 10,0 4,3 49,5 13192,0 2210,1
12 27228 788 16.июл.92 9,1 26 16 27,6 1063 6309,1 3,2 8,0 4,8 29,5 14707,0 1947,6
13 15034 548 17.июл.92 9 24 13,4 33,2 907 2681,2 3,1 0,0 0,0 0,0 35825,0 1472,3
14 1277 550 29.июл.92 7,1 23 11,1 43,1 1207 6607,4 3,6 8,0 3,6 46,9 28047,0 2460,4
15 27200 1179 31.июл.92 1,5 71 53,7 9,5 1129 1647 1,5 10,0 5,5 35,6 17037,0 13725,6
16 27222 1179 31.июл.92 3,4 21 9,1 48,2 1286 2748 1,5 15,0 6,4 49,5 13545,0 8150,6
17 27177 565 08.авг.92 4,6 21 10,9 38,3 1335 4267,3 2,1 7,0 3,6 40,0 17819,0 6825,7
18 27175 565 17.авг.92 4,3 15 1,3 89,7 1051 2815,6 1,5 20,0 6,1 64,0 16402,0 8524,3
19 15010 565 29.авг.92 4,4 21 12,9 26,6 1334 4105,8 2,0 11,0 6,6 29,7 21413,0 7878,1
20 27198 565 13.сен.92 7,8 51 37,6 11,8 1303 11990,6 11,2 12,0 0,4 95,9 63080,0 793,1
21 1453 515 24.сен.92 3,5 40 29,1 14,1 1333 3399,2 1,8 21,0 10,0 42,7 41279,0 29541,9
22 1416 515 05.окт.92 1,5 19 4,7 71,6 1280 1873,5 1,5 20,0 3,0 82,3 22700,0 12707,4
23 1200 565 06.окт.92 5,6 29 20,4 17,2 1248 4800,9 2,4 8,0 4,0 41,9 27232,0 8524,5
24 27388 758 11.окт.92 8 18 8,4 44,9 1353 6835,2 3,2 79,0 33,8 49,0 53029,0 26695,9
25 27212 723 14.окт.92 6,6 31 20,1 21,6 1327 6105,9 2,7 16,0 6,4 52,6 16743,0 3494,7
26 15273 566 19.окт.92 3,8 20 8,4 51,3 942 2742,9 2,3 17,0 5,5 61,4 12713,0 3890,1
27 15117 515 20.окт.92 4,7 29 20,8 13,9 1036 4136,1 3,5 23,0 5,6 70,8 16527,0 3034,7
28 27497 710 22.окт.92 20,2 202 41,2 75,7 768 10018,3 9,2 12,0 9,0 10,2 124816,0 10775,0
29 15082 668 01.ноя.92 8,3 35 14,4 51,1 1294 5553,7 2,3 35,0 10,1 65,3 31159,0 11544,5
30 15995 566 07.ноя.92 7,7 56 14,3 69,5 1372 7835,5 4,2 48,0 9,0 77,7 26064,0 8944,1
31 15213 505 19.ноя.92 1,9 115 69,2 28,6 1316 16953,1 6,7 59,0 21,6 56,6 172940,0 29882,9
32 1256 550 20.ноя.92 6,2 55 39,2 15,3 1230 5322,4 2,6 10,0 4,5 47,0 46123,0 22778,9
33 15008 567 21.ноя.92 4,1 16 9,3 29,2 1154 3229,1 1,9 16,0 10,4 21,9 31750,0 11670,8
34 16860 659 25.ноя.92 2,5 50 8,3 80,2 1425 3005,2 1,8 37,0 7,3 76,6 22269,0 10811,2
35 15027 556 26.ноя.92 4,3 22 11,3 39 1116 3229,9 1,9 7,0 2,9 50,9 12094,0 3930,8
36 26819 554 02.дек.92 4,9 15 10,3 19,5 1060 3130,8 1,9 6,0 3,7 27,9 18733,0 4669,9
37 14435 550 05.дек.92 6,3 20 15,7 8,2 939 4699,7 3,6 11,0 5,8 37,6 28289,0 8950,1
38 15025 553 10.дек.92 6,3 95 72,6 9 1362 14688,6 6,9 25,0 10,9 49,2 156652,0 35621,3
39 27307 1189 11.дек.92 6,9 46 27,7 27,6 1144 5094,8 2,7 19,0 12,7 18,4 37241,0 26619,6
40 1454 515 13.дек.92 13,5 77 29,4 54,8 1375 7615,8 1,7 44,0 14,2 61,7 83865,0 16853,6
41 1247 556 14.дек.92 6,6 61 35,9 29,5 1327 6965,7 3,7 24,0 9,9 51,3 32615,0 20885,6
42 16846 554 15.дек.92 4,7 25 10,3 51,3 717 2428,1 2,5 0,0 0,0 0,0 23877,0 2760,4
43 15194 503 26.дек.92 12,1 52 42,6 3,3 1360 11255,6 5,4 70,0 55,3 6,2 123320,0 51890,0
44 1204 553 27.дек.92 7,6 22 13,4 26,2 1140 6591,1 5,2 4,0 2,3 30,2 33928,0 2659,9
45 15023 551 31.дек.92 5,8 18 6,6 56,2 814 3215,2 3,6 0,0 0,0 0,0 9269,0 943,3
46 16845 554 02.янв.93 4,9 24 12,1 39,1 1359 4871,9 2,6 14,0 10,9 6,6 26399,0 11727,0
47 27308 1189 03.янв.93 5,7 63 48,6 8,2 1114 4386,4 2,5 15,0 9,6 24,7 27758,0 15913,7
48 1246 556 07.янв.93 1,5 23 10,3 47,9 1087 1621,5 1,5 10,0 6,2 29,6 6844,0 4941,6
49 15136 544 08.янв.93 8,8 80 57 14,9 1346 8115,8 4,0 43,0 22,8 36,9 67683,0 36447,3
50 1286 555 16.янв.93 4 25 10,7 49,4 1111 3149,1 2,1 0,0 0,0 0,0 11160,0 4010,8
51 15104б 1188 17.янв.93 27,1 80 44,6 33,3 1240 21738,3 11,1 94,0 31,8 59,6 80903,0 27076,8
52 15014 561 18.янв.93 12,2 50 9 78,6 1034 7832,5 4,4 60,0 5,8 88,5 110637,0 4980,2
53 15026 554 19.янв.93 3 21 0,2 98,9 1091 2134 1,7 8,0 4,5 33,6 10389,0 3288,4
54 27268 1183 20.янв.93 5,2 20 8,6 49,3 1223 4385,6 2,4 7,0 3,9 35,2 11540,0 3211,3
55 16851 555 29.янв.93 31,3 81 59 13,6 1303 29046,8 15,7 68,0 44,1 22,8 229531,0 40049,0
56 27231 1174 31.янв.93 8,2 43 33,3 8,5 1340 8450 4,8 43,0 18,9 48,2 55979,0 36413,5
57 15035 548 11.фев.93 8,3 24 19,2 3 1084 7444,5 4,9 14,0 7,9 33,7 40760,0 12711,7
58 30267 1174 12.фев.93 6,5 18 13,9 9,8 1170 5415,7 2,9 10,0 6,9 19,7 22388,0 7235,1
59 15215 502 19.фев.93 7,5 58 33 32,9 1286 6472,7 3,2 22,0 6,0 67,3 27480,0 7078,5
60 15096 521 22.фев.93 9,8 131 30 72,8 1172 8613,6 5,4 56,0 4,1 91,4 44055,0 13281,9
61 27304 1167 27.фев.93 6,4 92 69,4 9,7 1240 5327,2 2,8 44,0 21,6 41,5 52720,0 43533,5
62 27252 747 28.фев.93 16,2 184 102,3 33,9 1138 12501,3 7,4 42,0 13,0 63,3 64953,0 22715,9
63 27359 750 04.мар.93 32,2 81 54,8 19,6 822 17577 14,9 0,0 0,0 0,0 52262,0 9303,5
64 15196 501 12.мар.93 6,5 65 12,5 77,1 1026 4778,2 3,3 15,0 5,4 57,1 51588,0 5279,6
65 26818 1181 14.мар.93 7,9 33 24,9 8,8 1229 7369,1 4,1 20,0 11,8 30,8 25279,0 8640,3
66 15036 552 09.апр.93 6,8 25 18,5 10,4 867 4089,8 2,7 10,0 3,4 59,8 26499,0 5860,9
67 1202 552 30.апр.93 7,6 18 10,7 27,5 1149 7380,6 4,8 15,0 10,0 18,3 30999,0 3406,6
68 1196 548 16.май.93 4,6 55 37,2 19,8 947 3051,3 3,1 15,0 2,8 78,0 25088,0 2228,6
69 27132 568 31.май.93 2,1 58 20,9 57,1 1133 1763,1 1,5 50,0 7,2 83,1 32674,0 13110,4
70 15022 550 11.июн.93 1,5 43 24,1 33,5 1067 1597,5 1,5 15,0 2,0 84,5 23526,0 2523,1
71 1382 516 04.июл.93 2,9 31 10,9 57,8 1138 2495,6 1,6 16,0 4,5 66,3 18807,0 5760,7
72 27395 760 05.июл.93 3,7 30 24,2 5,1 1153 3388,6 2,0 24,0 7,3 64,4 17467,0 10629,6
73 15619 516 15.июл.93 2,4 68 42,4 25,7 1056 1892,9 1,5 26,0 14,2 33,6 41553,0 28047,1
74 15227 505 22.июл.93 38,5 199 145,5 12,9 1077 23024,2 17,7 161,0 7,9 94,1 274013,0 29416,0
75 1165 3008 05.сен.93 5,2 7 5,5 7,9 874 2906 2,4 61,0 40,6 20,7 36324,0 32453,3
76 1203 552 10.сен.93 3,4 17 10,2 29,6 1004 2365,6 1,6 9,0 4,4 42,5 20743,0 4116,0
77 15021 549 23.сен.93 18,1 99 58,5 29,8 1106 14660,1 9,3 51,0 28,8 32,2 134202,0 40591,3
78 27301 1168 25.сен.93 13,8 86 52,5 27,8 1079 10797,2 6,9 138,0 58,6 49,3 95963,0 37950,9
79 1234 549 06.окт.93 8,1 57 26,3 45,1 370 2552,2 4,0 20,0 6,8 59,6 37289,0 1557,9
80 15100 524 11.окт.93 2,5 8 1,4 79,3 753 1412,7 1,5 8,0 5,4 21,7 13024,0 4014,2
81 27300 798 12.окт.93 4,7 10 2,2 74,1 986 3139,1 2,3 13,0 8,5 20,3 13747,0 6579,8
82 15033 547 18.ноя.93 13,5 126 32,1 69,6 1055 10453,6 7,2 84,0 18,7 73,4 137325,0 22132,0
83 15996 566 19.ноя.93 1,5 20 4,3 74,6 867 1295,3 1,5 20,0 4,3 74,0 10585,0 2648,4
84 27297 756 23.ноя.93 3,7 31 22,3 14,3 972 2823,7 2,3 33,0 15,5 43,4 34441,0 16619,1
85 17244 566 02.дек.93 4,3 19 10,7 32,7 901 3098,3 3,4 20,0 5,4 68,0 14101,0 1101,6
86 27296 756 12.дек.93 2 46 35,9 6,8 595 954,5 1,5 0,0 0,0 0,0 27784,0 4807,5
87 1417 514 15.дек.93 19,1 22 14,4 23,6 994 10757,7 9,9 55,0 5,2 88,9 148461,0 1396,2
88 13168 518 09.янв.94 10,4 43 22,2 38 872 6411 5,9 249,0 20,2 90,3 22885,0 6713,6
89 1399 525 17.фев.94 3,1 43 27,2 24,3 583 1503,9 1,8 0,0 0,0 0,0 28133,0 7219,6
90 27310 1188 03.апр.94 5,5 42 30,3 14,9 861 3495,7 3,1 14,0 11,4 3,6 19096,0 8734,1
91 1419 518 12.апр.94 30,9 85 38,3 46 739 10136,7 17,3 39,0 2,2 93,0 209857,0 2772,6
92 27350 728 13.апр.94 10,7 36 17,9 40,3 706 5591,8 6,0 31,0 11,2 57,1 58482,0 2693,5
93 30332 1165 06.мар.95 3,6 18 8,6 42,4 522 1609,2 2,7 8,0 2,8 56,1 11134,0 1232,8
94 27265 1184 07.мар.95 2,9 20 8,3 50,2 572 1443,1 2,3 106,0 15,6 82,4 22165,0 8626,5
95 15001 564 20.апр.95 4,4 13 6,4 42,4 327 1134,8 3,1 9,0 2,8 60,6 16223,0 287,8
96 27237 744 03.май.95 4,5 14 11 8,4 199 859,4 3,5 0,0 0,0 0,0 3108,0 2069,1
97 27236 1169 09.май.95 5,1 21 10,3 42,4 415 1885,8 4,1 8,0 4,3 36,6 15152,0 981,4
98 27151 780 17.май.95 3,5 6 1,7 68,1 151 60,7 2,9 0,0 0,0 0,0 46,0 0,0
99 15098 522 20.май.95 3,8 32 8,5 68,1 374 1368,6 3,5 21,0 14,7 17,8 115439,0 6208,0
100 15003 3008 22.май.95 4,1 32 8,6 68,3 504 1909,9 3,5 15,0 8,4 35,6 11080,0 7697,5
101 16584 673 25.май.95 3,1 24 7,3 63,2 206 585,2 2,6 25,0 4,3 79,7 4183,0 554,8
102 27293 3077 18.июн.95 5,1 8 2,6 59,6 437 936,9 4,9 15,0 1,4 892,0 1150,0 81,0
103 15993 673 23.июн.95 2,3 12 3,3 67,7 142 286,9 1,8 25,0 5,8 72,6 4051,0 574,7
104 1390 520 14.июл.95 6,5 27 12,9 42,4 65 418,7 5,6 0,0 0,0 0,0 498,0 65,4
105 27397 1398 24.авг.95 4 32 13,4 50,4 379 1365,4 3,2 30,0 11,3 55,7 9344,0 3696,9
106 27208 3066 26.авг.95 5,5 19 7,5 53,3 354 1723,5 4,4 16,0 12,2 7,4 5830,0 3505,2
107 15580б 3071 12.сен.95 2,8 15 10,9 12,6 347 906,7 2,5 24,0 12,6 38,3 5216,0 4354,6
108 27191 3071 15.сен.95 3,7 13 6,4 42,4 301 957 2,8 25,0 15,3 28,0 4780,0 3958,6
109 27360 728 21.сен.95 2,7 48 15,8 61 349 901,6 2,5 45,0 7,6 80,0 14654,0 1238,8
110 27210 3071 29.сен.95 3,7 12 2,5 75,2 263 603,3 2,9 10,0 1,1 86,6 600,0 0,0
111 1452 515 14.окт.95 7,2 37 12,7 59,3 162 662,9 6,2 0,0 0,0 0,0 37226,0 220,6
112 15169 3008 11.ноя.95 3,1 11 2,1 77 319 891,1 2,6 15,0 4,2 67,0 2431,0 1272,8
113 16866 556 15.ноя.95 4,7 26 12,4 42,4 241 1069,1 4,1 14,0 7,7 35,6 5829,0 798,3
114 1258 551 27.ноя.95 8,6 37 21,3 32 306 2561 8,2 41,0 19,4 42,9 42180,0 3540,0
115 30108 670 23.дек.95 2,8 4 2,7 21,7 168 451,5 2,7 6,0 4,3 12,4 2892,0 159,2
116 1395 522 26.дек.95 6,3 17 9,3 35,9 221 1297,8 5,3 9,0 6,0 20,9 7547,0 636,1
117 14002 524 27.дек.95 3,3 15 10,7 13,7 269 603,4 2,1 10,0 6,4 24,3 2614,0 1376,5
118 27225 1179 30.дек.95 2,1 15 9,9 19,4 221 414,2 1,8 8,0 5,4 21,7 4853,0 699,4
САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ. ПЛАСТ АВ2-3
1 30042 758 13.мар.93 7,4 73 50,3 18 911,0 5387,8 4,8 4,0 2,7 23,0 36967,0 13501,8
2 30023 732 20.мар.93 1,5 33 16,5 40 1153,0 1729,5 1,5 21,0 4,7 14,0 14451,0 5785,6
3 30188 758 28.мар.93 2,7 41 19,5 43 961,0 1677,4 1,5 6,0 2,1 56,0 19433,0 1985,9
4 1420 518 05.апр.93 3,7 28 21 10 1198,0 3048,3 1,8 40,0 4,2 88,0 31591,0 14494,2
5 30041 758 08.апр.93 4,5 74 53,6 14 1148,0 3525,9 2,0 49,0 34,0 17,0 60398,0 41825,6
6 14511 504 15.апр.93 5,2 77 2,5 96 220,0 14511 0,0 0,0 0,0 0,0 13786,0 374,3
7 27390 710A 19.апр.93 4,9 62 39,9 23,8 967,0 3042,2 2,4 16,0 3,5 73,0 14420,0 3714,7
8 14064 1066 20.апр.93 19,3 70 30,9 47 859,0 8765,6 12,0 17,0 3,6 75,0 114493,0 1152,2
9 13177 519 23.апр.93 8,7 122 25,7 75 1122,0 6447,2 3,7 41,0 13,7 60,0 56634,0 23060,2
10 30044 710 28.апр.93 2,8 12 4 59 232,0 543,7 1,5 0,0 0,0 0,0 4412,0 608,7
11 14575 766 04.май.93 3,8 53 24,5 45 1196,0 3053,9 1,7 51,0 9,0 79,0 46671,0 15284,8
12 14639 769 11.май.93 12,1 60 21,2 58 853,0 7650,7 6,0 29,0 11,1 55,0 49801,0 4370,9
13 14408 505 13.май.93 14,2 77 50,9 21 1154,0 11122,4 6,2 27,0 8,4 63,0 49411,0 22459,6
14 14426 519 19.май.93 27,9 96 56,5 30 778,0 14232,3 13,3 59,0 5,1 90,0 147016,0 27391,1
15 30526 720 22.май.93 1,5 9 2,4 70 582,0 843,7 1,5 25,0 5,9 72,0 26000,0 1588,1
16 30512 715 23.май.93 2,6 14 7,8 32 936,0 2950,6 2,0 18,0 10,7 31,0 34076,0 11854,4
17 30400 713 07.июн.93 4,5 54 39,2 13 847,0 2592,8 2,2 11,0 6,8 24,0 26816,0 7594,2
18 14404 656 09.июн.93 3 16 7,8 42 627,0 1387,7 1,5 0,0 0,0 0,0 11801,0 1970,6
19 30632 763 18.июн.93 4,6 15 2,8 78 993,0 3572,2 2,8 52,0 13,1 70,0 22558,0 7913,6
20 13179 519 23.июн.93 10,2 135 11,2 90 949,0 6796,3 4,8 319,0 9,9 96,0 100608,0 13274,6
21 30568 769 03.июл.93 5,1 50 26,4 37 1169,0 4081,5 2,3 30,0 10,8 57,0 102804,0 24825,6
22 30103 703 06.июл.93 1,8 26 15 32 390,0 593,6 1,5 0,0 0,0 0,0 9307,0 3360,6
23 30401 713 13.июл.93 2,7 31 14,4 45 886,0 1687,6 1,5 17,0 10,3 27,0 28810,0 11949,5
24 30648 768 16.июл.93 16,8 56 35,1 25 883,0 10849,5 9,7 20,0 12,7 25,0 89387,0 15808,0
25 30489 760 18.июл.93 2,9 24 14,9 26 1126,0 2466,9 1,6 13,0 7,2 33,0 17433,0 8765,1
26 35203 1408 22.июл.93 6,7 41 21,8 37 1150,0 5390,2 3,1 48,0 25,0 38,0 51521,0 31740,7
27 30014 731 27.июл.93 7,2 37 19,5 37 705,0 3013,1 3,4 0,0 0,0 0,0 21187,0 638,2
28 14570 760 31.июл.93 4,7 19 12,9 19 322,0 1354,3 3,2 0,0 0,0 0,0 7844,0 907,8
29 30353 1185 31.июл.93 5,9 14 8,1 33 882,0 3494,7 2,7 31,0 7,7 71,0 16766,0 4090,4
30 2927 100 01.авг.93 13,9 86 32,5 55 1104,0 10275,7 6,4 60,0 13,9 73,0 35105,0 13912,0
31 15093 519 01.авг.93 20,2 86 27,2 62,2 1128,0 15907,1 9,7 131,0 45,6 59,0 216112,0 29410,1
32 14520 656 04.авг.93 2,9 38 19,5 39 430,0 1095,8 1,7 0,0 0,0 0,0 9746,0 2615,8
33 30070 505 04.авг.93 4,9 54 40,4 11 1155,0 3959,3 2,3 37,0 27,6 10,0 53544,0 49306,0
34 30590 1426 09.авг.93 18 59 45 10 1052,0 13185,6 8,8 34,0 27,7 4,0 43432,0 21078,9
35 1461 512 11.авг.93 1,9 56 24 49 710,0 1096,2 1,5 0,0 0,0 0,0 52054,0 12869,0
36 2118 499 23.авг.93 4,3 11 6,6 32 820,0 2290,7 2,8 1,0 0,7 21,0 16342,0 772,7
37 30469 1209 31.авг.93 6,3 8 2,2 67 1001,0 4923,9 4,7 11,0 5,8 38,0 16318,0 4016,0
38 30065 710 05.сен.93 3,7 15 3 76 748,0 2055,2 2,1 5,0 2,7 36,0 9001,0 1969,9
39 14522 1183 23.сен.93 5,6 15 6,4 50 930,0 4031,3 3,9 9,0 4,6 36,0 8825,0 3179,2
40 30148 751 08.окт.93 6 17 8,1 43 774,0 3016,5 2,9 18,0 7,4 51,0 8587,0 1843,1
41 30170 749 21.окт.93 9,3 22 8 57 883,0 6777,5 7,1 11,0 5,4 41,0 20975,0 1802,4
42 30561 706 29.окт.93 5,8 14 9,4 22 777,0 2619 3,9 2,0 0,5 70,0 22080,0 919,7
43 30408 756 30.окт.93 1,9 12 2 80 688,0 1074,3 1,5 11,0 7,0 21,0 10440,0 4979,2
44 30336 1169 31.окт.93 4,4 20 11 34 667,0 2008,4 2,3 10,0 3,3 61,0 17521,0 2589,6
45 34877 756 10.ноя.93 2,9 20 3,9 77 632,0 1000,1 1,7 10,0 0,6 93,0 6824,0 1236,6
46 14529 759 15.ноя.93 2,6 25 18,7 11 795,0 1267,6 1,5 4,0 0,5 83,0 9711,0 444,1
47 14576 717 20.ноя.93 7,6 20 10 40 794,0 4340,6 4,0 6,0 3,3 35,0 21890,0 910,3
48 31351 722 24.ноя.93 1,5 36 25,1 18 577,0 865,5 1,5 0,0 0,0 0,0 12080,0 9412,7
49 14455 1165 30.ноя.93 4,4 24 12,4 39 1013,0 3233,2 2,3 54,0 21,2 54,0 31453,0 19314,8
50 31099 1376 07.дек.93 4,9 23 18,8 2 919,0 3768,2 3,5 11,0 8,0 10,0 14620,0 7714,4
51 14531 761 09.дек.93 12,6 49 34,3 17 980,0 9225,9 6,6 43,0 25,8 28,0 33027,0 24027,5
52 30686 1406 10.дек.93 7,2 10 7,7 9 944,0 5363,2 5,7 13,0 2,7 76,0 14864,0 3838,3
53 30337 1165 13.дек.93 3,4 15 9,2 26 567,0 1607,8 1,9 19,0 6,1 62,0 12662,0 2136,5
54 30365 1182 22.дек.93 3 14 7,1 38 1003,0 2225,1 1,6 62,0 7,9 85,0 17140,0 8582,9
55 30586 771A 06.янв.94 3,4 9 6,2 21 79,0 256,7 1,9 0,0 0,0 0,0 14636,0 153,8
56 14602 635 30.янв.94 21,5 37 29,5 5 450,0 6289,3 13,4 32,0 26,0 4,0 126598,0 5873,0
57 30204 713 15.фев.94 5,1 36 24,7 19 799,0 3016,9 2,7 18,0 10,0 35,0 46101,0 7481,9
58 30346 1188 10.мар.94 4,8 24 15 25 562,0 2090,1 2,5 17,0 8,1 44,0 8055,0 3609,4
59 30497 715 22.мар.94 2,6 14 7,8 32 852,0 2002,9 2,2 12,0 4,6 55,0 18179,0 4866,1
60 12810 1371 14.апр.94 16,1 40 22,2 34 815,0 10049,4 8,8 13,0 7,6 29,0 43409,0 11030,6
61 30048 505 25.апр.94 9,1 25 17,6 16 821,0 5774,4 5,4 24,0 18,3 10,0 18980,0 10728,8
62 30178 749 20.июн.94 2,4 27 8,4 63 449,0 856,7 1,5 13,0 3,3 70,0 59712,0 4206,5
63 14337 1092 29.июн.94 1,5 70 51,3 12 855,0 1267,5 1,5 14,0 9,2 23,0 400325,0 11811,0
64 13207 634 04.июл.94 1,9 67 15,1 73 585,0 894,7 1,5 25,0 7,0 67,0 3842,0 2894,9
65 30197 761 07.июл.94 2,8 39 14 57 677,0 1478,8 1,7 25,0 12,1 43,0 36603,0 7359,4
66 2881 988 08.июл.94 2,7 20 7,2 57 821,0 1718,3 1,6 41,0 27,8 20,0 156834,0 19643,7
67 30596 1206 16.июл.94 2,4 17 4,5 68 158,0 299,8 1,6 0,0 0,0 0,0 2730,0 685,2
68 30488 759 25.июл.94 1,8 11 7,5 20 704,0 793,1 1,5 18,0 2,6 82,0 14830,0 784,0
69 14571 762 26.июл.94 5,5 47 19,8 50 805,0 4264,2 5,1 140,0 15,1 87,0 31136,0 10363,7
70 30493 762 04.авг.94 3,3 41 19,7 42 652,0 1924,1 2,8 35,0 10,7 64,0 34855,0 7966,9
71 14402 522 08.авг.94 4 15 8 38 739,0 2561,8 3,0 17,0 7,3 48,0 74600,0 3285,8
72 479 344 13.авг.94 4 207 34,3 80 728,0 1907,6 3,6 23,0 0,4 98,0 4477,0 2525,2
73 30503 713 15.авг.94 4,9 15 12,4 3 712,0 3182 4,2 23,0 15,7 18,0 30266,0 4532,2
74 27120 505 23.авг.94 4,2 2 0,4 77 41,0 19,7 2,4 0,0 0,0 0,0 233,0 0,0
75 13189 633 24.авг.94 1,9 41 15,9 53 144,0 250,9 1,5 0,0 0,0 0,0 1194,0 898,2
76 2079 501 27.авг.94 3 19 11,7 25 2,0 6 2,2 0,0 0,0 0,0 2667,0 0,0
77 30056 505 31.авг.94 9 18 8,6 43 663,0 1966,8 3,1 2,0 0,2 90,0 2001,0 34,0
78 30196 725 05.сен.94 5,7 15 10,7 14 485,0 2509,8 4,7 15,0 10,9 15,0 22784,0 2499,3
79 30486B 3014 16.сен.94 4,8 17 11,6 19 757,0 3376,6 4,3 7,0 4,7 23,0 5816,0 1668,6
80 27498 710 17.сен.94 1,5 5 1,5 65,2 11,0 16,5 1,5 0,0 0,0 0,0 22577,0 0,0
81 27144 3008 18.сен.94 4,4 16 3,1 77 639,0 2472,7 3,5 19,0 13,1 18,3 19296,0 16082,0
82 27430 769 21.сен.94 5,4 52 11,5 74 531,0 2233,2 3,6 0,0 0,0 0,0 92235,0 2989,4
83 14026 977 26.сен.94 4 11 5,3 43 627,0 2289,3 3,3 13,0 9,1 16,0 17643,0 4696,5
84 13191 633 27.сен.94 1,6 69 49,1 15 457,0 688 1,5 15,0 11,9 7,0 55896,0 7224,8
85 27142 3008 09.окт.94 2,6 26 16,6 24,6 720,0 1563,3 1,8 20,0 13,7 19,8 11784,0 9757,5
86 31147 3062 12.окт.94 5,4 18 11,1 28 630,0 3022,4 4,1 16,0 5,6 59,0 6342,0 2177,0
87 30075 1458 24.окт.94 1,7 31 7,2 73 689,0 1064,2 1,5 94,0 9,0 89,0 43681,0 5039,2
88 27477 3082 25.окт.94 6,9 13 6,5 42 534,0 2736,7 4,0 16,0 8,6 35,0 9513,0 6226,2
89 31146 3062 28.окт.94 2,5 10 7 20 628,0 1472,3 2,2 24,0 16,1 20,0 9746,0 8294,1
90 34869 1458 07.ноя.94 2,7 37 14,9 52 300,0 787 2,5 0,0 0,0 0,0 31699,0 3190,1
91 37147 1458 21.ноя.94 4,7 43 21 42 642,0 2585,4 3,4 108,0 13,2 85,0 10833,0 8277,3
92 15132 524 04.дек.94 4,1 9 5,6 30 106,0 90,6 3,8 0,0 0,0 0,0 12209,0 30,8
93 13174 519 08.дек.94 6,7 33 12,4 55 347,0 1928,2 5,1 17,0 2,0 86,0 3493,0 1611,1
94 13582 1435 14.дек.94 2,6 24 18,7 8 429,0 829,5 1,5 20,0 16,1 3,0 7323,0 6577,7
95 30691 711 06.янв.95 4,2 9 1,9 76 616,0 2114,5 3,1 41,0 18,2 47,0 11036,0 8756,5
96 14641b 3023 07.янв.95 8,1 15 2,7 79 205,0 997,8 6,7 0,0 0,0 0,0 4280,0 188,1
97 15988 3008 08.янв.95 2,9 21 9,3 47 496,0 1114 2,4 15,0 2,4 81,4 4014,0 1740,8
98 13202 633 15.янв.95 9,2 27 4,3 81,3 628,0 4870 6,7 20,0 11,6 31,7 15732,0 10892,2
99 30693 505 17.янв.95 25,1 53 31,5 30 487,0 6247 19,2 27,0 17,0 24,0 15822,0 366,0
100 31053 3023 21.янв.95 4,8 46 33,2 13 630,0 2507 3,3 35,0 11,6 60,0 14212,0 11543,1
101 30027 746 27.янв.95 2,1 30 19,9 22 537,0 919 1,5 19,0 10,9 32,0 7525,0 4931,3
102 15137 544 12.фев.95 4,7 27 21,2 7,4 544,0 2077,5 3,3 39,0 26,0 20,1 25261,0 9942,5
103 12129 1081 17.фев.95 3,8 14 8,1 29 626,0 1891,8 2,5 53,0 40,8 8,0 23237,0 21418,0
104 31084 3082 21.фев.95 2,7 19 9,6 39 412,0 965,8 2,1 12,0 5,4 48,0 2951,0 1515,5
105 35003 746 23.фев.95 3,1 27 9,7 57 265,0 805,1 2,7 0,0 0,0 0,0 2563,0 1091,3
106 30547 1205 04.мар.95 3,5 58 24,2 50 579,0 1616,5 2,8 82,0 18,9 73,0 15375,0 11054,6
107 14028 155 16.апр.95 3,3 10 7,6 10 416,0 1293,6 3,0 26,0 16,5 26,0 40337,0 5372,6
108 37163 1400 24.апр.95 4 55 26,9 42 411,0 1258,4 2,6 0,0 0,0 0,0 5414,0 4158,2
109 30657 774 04.май.95 2,7 19 6,9 58 382,0 870,2 2,3 12,0 4,0 60,0 12820,0 403,6
110 30419 1168 21.май.95 3,1 9 2,5 69 479,0 1289,5 2,6 7,0 4,8 20,0 5752,0 961,2
111 27385 757 03.июн.95 10,4 50 26,5 37 478,0 4422,8 9,0 31,0 8,8 66,0 55332,0 837,9
112 2046b 3088 10.июл.95 7,2 22 11,8 35 354,0 2365,2 6,3 13,0 8,4 22,0 7185,0 1944,2
113 13181 633 10.авг.95 2,6 22 3,4 81 35,0 82,2 1,6 0,0 0,0 0,0 14762,0 1,0
114 30043 757 11.авг.95 1,5 16 6,8 49 9,0 13,5 1,5 0,0 0,0 0,0 54,0 12,4
115 13212 634 12.авг.95 3,7 33 13 53 393,0 1309,1 3,1 56,0 20,4 57,0 3203,0 1867,0
116 13130 514 26.авг.95 1,6 4 0,8 76 344,0 464,7 1,5 23,0 1,9 90,0 2235,0 214,3
117 14005б 535г 27.авг.95 7,4 32 17 36 256,0 1696,4 5,7 20,0 7,9 54,0 10099,0 1744,5
118 502 499 04.сен.95 2,2 10 5,3 38 3,0 6,6 2,0 0,0 0,0 0,0 19,0 0,0
119 30402 713 26.сен.95 3,3 29 11 54 394,0 1190,8 2,7 28,0 6,2 73,0 57034,0 1542,3
120 34856 1413 26.ноя.95 10,9 35 16,2 46 309,0 3059,6 9,1 61,0 9,7 81,0 22739,0 1578,4
121 27309 1189 28.ноя.95 2,6 17 9,9 30 250,0 571,4 2,1 12,0 4,3 58,0 9903,0 875,2
122 14606 765 29.ноя.95 5 54 42,7 6 297,0 1464,7 4,9 10,0 7,7 8,0 12325,0 4986,9
123 30361 1184 30.ноя.95 4,5 14 4,8 58 276,0 1162,6 4,0 18,0 7,7 49,0 7974,0 579,5

Таким образом, за небольшим исключением позитивное влияние ГРП на полноту нефтеизвлечения происходит в ПК, и наоборот, при производстве ГРП в ГСК происходит ухудшение характеристики вытеснения.

Для подтверждения данного вывода рассмотрим несколько наиболее характерных скважин, по результатам эксплуатации которых можно проанализировать влияние процесса ГРП на динамику обводнения скважин и нефтеотдачу пласта. Все велечины даны на 1.01.1995 г.

В скважине 27212 гидроразрыв пласта был проведен на интервалы, представленные ПК. Положительный эффект по нефтеотдаче (1930.1 т) получен за счет вовлечения слабо дренируемых запасов, увеличения работающей толщины разреза. Общий эффект по скважине составил 3015.5 т.

В разрезе скважины 27198 наряду с расчлененными пропластками вскрыт интервал ГСК эффективной толщиной 4.1 м. После ГРП обводненность в скважине снизилась с 30 до 20%. Однако после запуска в работу нагнетательной скважины 1237, находящейся на расстоянии 370 м, обводненность начала прогрессивно увеличиваться и достигла 85%. Таким образом, с одной стороны, производство гидроразрыва в первую очередь способствовало созданию трещин в ГСК, это привело к интенсификации добычи нефти на 3510.8 т, но с другой стороны, образование системы трещин в интервалах, связанных с закачкой, обусловило ухудшение характеристики вытеснения. Полученный эффект по нефтеотдаче -21497.5 т.

Положительный эффект в ГСК получен приемущественно в тех скважинах, в которых вскрытые перфорацией интервалы изолированы от зоны закачки. Например, скважина 30041. Перфорацией вскрыты 2 интервала: верхний интервал представлен переслаиванием маломощных пропластков, нижний - опесчаненной линзой. Образующаяся в процессе ГРП система трещин преобладает, по всей видимости, в интервалах линзы, не связанной с зоной закачки, и следовательно, не промытой. В результате по данной скважине эффект по нефтеотдаче составил 25547.9 т (84% от общего эффекта).

В скважине 1419 снижение обводненности (с 90% до 60%) после проведения ГРП произошло за счет подключения ранее не работавшей заглинизированной части кровли разреза, в результате получен положительный (9314.2 т) эффект по нефтеотдаче.

В скважине 1454, разрез которой включает как ГСК, так и расчлененные песчанные тела, после ГРП наблюдалась стабилизация обводненности (на уровне 55%), которая явилась результатом подключения в работу менее проницаемой части разреза, представленной прерывистыми песчанными телами. Доля эффекта по нефтеотдаче в общем объеме эффекта при этом составила 97.2%.

В ПК отрицательный эффект по нефтеотдаче получен в основном по скважинам, расположенным в так называемых краевых зонах, зонах недонасыщенных нефтью. К ним относятся скважины 1207, 16846, эффект от нефтеотдачи по которым составил -5791.5 т и -6764.4 т соответственно.

В скважине 479 перфорацией вскрыты тонкослоистые песчанники. По вышележащему интервалу ГСК, не вскрытому перфорацией, прошел фронт закачиваемой воды от близлежащей нагнетательной скважины 14600. В процессе ГРП была нарушена герметичность заколонного пространства, в результате чего произошел прорыв воды, обводненность увеличилась с 30% до ГРП до 80% после ГРП. Дебит жидкости при этом увеличился до 100 м3/сут, что не характерно для данного типа разреза. Потери в нефтеотдаче составили 7762.1 т.

В скважине 6054 геофизический разрез представлен ПК, вскрытые интервалы характеризуются пониженной нефтенасыщенностью. Потери в нефтеотдаче по данной скважине составили 8448 т.

В скважине 12310 наряду с ПК перфорацией вскрыт интервал ГСК, приуроченный к кровельной части разреза. Очевидно, что выработка запасов нефти, приуроченных к подошвенной части разреза, осуществляется значительно меньшими темпами. Ввиду наличия гидродинамической связи интервала ГСК с линией закачки (нагнетательные скважины 12067, 12068) по данной скважине получен отрицательный эффект от нефтеотдачи (-16305.4 т). Эффект от интенсификации по данной скважине достаточно высок (37486.6 т), за счет чего общий эффект по скважине положителен.

В разрезе скважины 12003 вскрыты 5 пропластков класса СПК, толщины которых изменяются от 0.6 до 1.2 м. После ГРП эффект от нефтеотдачи положительный и составил 3362.6 т (96.6% от общего эффекта).

Таким образом, сопоставив геологические характеристики разрезов скважин с результатами работ, можно отметить, что с точки зрения увеличения нефтеотдачи наиболее благоприятным является производство ГРП в коллекторах класса ПК и СПК (объект БВ10) и в тонком чередовании (объекты АВ13 и АВ2-3). Более наглядно это можно показать, рассчитав удельный вес составляющей по нефтеотдаче в общем объеме достигнутого эффекта в применении разделения фонда скважин с ГРП на группы по типам пород.

Объект АВ13. По группе скважин, в которых коллектора представлены ГСК либо их совместным залеганием с ПК и СПК, удельный вес составляющей по нефтеотдаче отрицателен, откуда следует, что общий эффект по данной группе достигнут за счет интенсификации добычи. В скважинах, в разрезах которых присутствуют только ПК и СПК, доля составляющей эффекта от увеличения нефтеотдачи равна 41.6%.

Объект АВ2-3. В ГСК эффект достигнут в основном за счет интенсификации добычи (87.5%), тогда как доля эффекта от нефтеотдачи составила 12.5%. По группе скважин, в разрезе которых отмечается наличие обоих типов пород, наблюдается более благоприятное соотношение составляющих эффекта в сторону нефтеотдачи (48.5%). В ПК большая часть эффекта достигнута за счет нефтеотдачи (55.2%).

Объект БВ10. В ГСК доля состовляющей эффекта по нефтеотдаче имеет знак минус, как и в случае аналогичных отложений объекта АВ13. В коллекторах, представленных ПК и ПК+СПК, общий эффект достигнут на 29.5% за счет нефтеотдачи и на 70.5% за счет интенсификации. По группе скважин, разрез которых сложен СПК, процент эффекта от нефтеотдачи имеет самое высокое значение 79%. Это объясняется тем, что в таких коллекторах сосредоточены трудноизвлекаемые запасы, которые представляется возможным вовлечь в разработку при помощи ГРП.

Для количественной оценки прироста извлекаемых запасов нефти за счет производства ГРП авторами был выделен участок объекта АВ13 площадью 1375 тыс.м2. Геологические запасы нефти участка оценены в объеме 1220 тыс.т. Коэффициент вытеснения для участка равен 0.642, проектный коэффициент заводнения - 0.75.

В пределах участка находятся 7 скважин (15215, 27497, 27496, 27388, 27389, 27390, 15195), в которых был проведен ГРП в период с 6.1992 г. по 4.1993 г. Геологические характеристики разрезов скважин участка представлены в таблице 3.4. Очевидно, что разрез представлен коллекторами типа ПК (в 1 скважине) и СПК (в остальных 6 скважинах). Коэффициент расчлененности равен 4-8. Величина эффективной нефтенасыщенной толщины колеблется в пределах 3.3-7.7 м. Средний коэффициент песчанистости по разрезу равен 0.23.

Геологическая характеристика разреза скважин участка пласта АВ13.

Таблица 3.4

№ скв. Эффективная нефтенасыщенная толщина, (м) Кооффициент расчлененности Коэффициент песчанистости
27390 3.3 4 0.16
15195 4.9 4 0.23
27388 5.8 4 0.23
27389 3.6 4 0.15
15215 6.5 7 0.27
27497 5.1 5 0.23
27496 7.7 8 0.35

Подвижные запасы, оцененные без учета проведения ГРП, как накопленная добыча нефти до обводненности продукции 99%, составляют для участка -493.1 тыс.т (при проектной величине 586.8 тыс.т). Изменение характеристики вытеснения за счет проведения ГРП влечет увеличение подвижных запасов до 687.4 тыс.т (или на 39.3%), превышая, таким образом, проектную величину.

Для оценки рентабельной величины нефтеизвлечения используем величину рентабельного дебита скважин, полученную специалистами СибНИИНП для условий Самотлорского месторождерия - qн= 8 т/сут. Для условий рассматриваемого участка предел рентабельной эксплуатации оценен 1.7 тыс.т в месяц. Полученные величины извлекаемых запасов составили 358 тыс.т для варианта без ГРП и 557.7 тыс.т с ГРП. Достигаемая величина КИН - 0.293 и 0.457, соответственно (при текущей величине для данного типоразреза - 0.215). Прирост извлекаемых запасов нефти за счет проведения ГРП на участке составит, таким образом, 55.8%.

Результаты проведения ГРП в краевых зонах пласта АВ13.

Для оценки эффективности ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных объектов Самотлорского месторождения проанализируем показатели работы 8 скважин пласта АВ13. Все скважины расположены в коллекторах типа ПК, СПК.

Результаты сведем в таблицу 3.5. Данные на 1.01.96 г.

Показатели эффективности ГРП в приконтурных зонах пласта АВ13 Самотлорского месторождения

Таблица 3.5

Показатели до ГРП Показатели после ГРП
№ скв. hэф,м Дата ввода Дата ГРП Qн, т/сут qж, т/сут fв, % SQн, тыс.т qн, т/сут qж, т/сут fв, % SQн, тыс.т
1202 4.0 09.81 04.93 6.2 6.5 4.3 28.9 13.1 14.2 8.0 36.6
1203 5.2 09.81 09.93 0.2 3.0 93.3 21.3 10.2 14.6 30.1 26.8
1204 4.6 09.81 12.93 5.4 5.9 8.5 30.7 14.0 19.6 28.7 39.0
1207 5.0 06.83 06.93 19.0 21.4 11.3 40.7 42.9 52.1 17.6 48.8
15026 2.0 03.83 01.93 0.1 10.1 99.0 13.6 6.4 12.9 50.0 16.6
15273 3.8 03.84 10.92 4.2 4.2 0 7.0 6.2 18.2 62.5 12.3
16845 3.8 03.83 01.93 4.0 7.1 44.5 19.7 18.9 19.5 3.5 33.7
16846 1.0 03.83 12.92 5.3 9.6 44.8 23.1 13.2 24.8 46.6 28.3

Рассмотрим несколько наиболее показательных примеров:

Скважина 1203. Вскрытая эффективная толщина - 5.2 м. Коэффициент расчлененности - 3. Тип разреза - СПК. С даты вводы до производства ГРП скважина работала с дебитом жидкости 5-10т/сут. К началу производства ГРП обводненность продукции превысила 90% (по-видимому из-за притока законтурных вод), при этом дебит жидкости составлял 3-5т/сут. За 12лет работы скважина отобрала 21.3тыс.т нефти (при экономически оправданном отборе 25-30тыс.т за 15лет). Таким образом, исходя из соображений экономически оправданной эксплуатации, данную скважину представлялось целесообразным законсервировать, при этом капитальные вложения при бурении и обустройстве данной скважины не были бы восполнены. Проведение ГРП позволило в 5 раз увеличить дебит скважины по жидкости, снизив обводненность продукции за счет более интенсивной работы верхних нефтенасыщенных интервалов разреза, ранее не охваченных выработкой. Дебит нефти составил 10.2 т/сут. За 2 года и три месяца после ГРП скважиной было отобранно 5.5 тыс.т нефти, общая накопленная добыча нефти на 1.01.96 составила 26.8 тыс.т при текущей обводненности 26-30%.

Скважина 15026. С момента ввода скважина эксплуатировала два продуктивных объекта - пласта АВ13 (два пропластка с эффективными толщинами по 1.0 м) и пласт АВ2-3 (два пропластка 0.8 и 1.4 м). Тип разреза СПК. До производства ГРП скважина работала с дебитом жидкости в пределах 10 т/сут. За 10 лет работы обводненность продукции достигла 99% при текущем дебите нефти 0.1 т/сут, накопленный отбор нефти достиг лишь 13.6 тыс.т. После проведения ГРП и отключения пласта АВ2-3 обводненность продукции снизилась до 15-20% при дебите по жидкости 10-15 т/сут. За три года после ГРП скважиной было отобранно 3.0 тыс.т нефти, при этом обводненность не увеличилась.

Скважина 16846. Вскрытая эффективная толщин -1.0 м. Коэффициент расчлененности - 1. Тип разреза - СПК. С даты ввода до производства ГРП скважина работала нестабильно, с частыми остановками, дебит жидкости колебался от 1 до 30 т/сут. В последний год работы перед ГРП обводненность продукции находилась в пределах 50-60% при дебите жидкости, стабилизировавшемся на 7-9 т/сут. Накопленная добыча нефти (за 9 лет и 9 месяцев) составила 23.1 тыс.т. После ГРП дебит жидкости по скважине увеличился в 2.6 раза, обводненность в первый год работы после ГРП составила 30-40%, дебит нефти 10-15 т/сут. За 3 года после ГРП скважиной было отобранно 5.2 тыс.т нефти, общая накопленная добыча нефти составила 28.3 тыс.т.

Таким образом, проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы.

Результаты применения ГРП в границах ОДАО "Самотлорнефть" заставляют по-другому взглянут на обоснование рентабельной границы размещения скважин. Если до массового производства на Самотлорском месторождении глубокопроникающего ГРП обоснования в "Проекте разработки" граница размещения скважин 4-6 м представлялась в новых экономических условиях проблематичной, то, как показывают полученные данные, в результате ГРП реально получать экономически оправданные результаты в краевых зонах месторождения даже при толщинах 2-4 м.

3.9 ВЫВОДЫ к главе 3.

На Самотлорском месторождении работы по гидроразрыву проведены в 253 скважинах. Объем дополнительной добычи нефти по этим скважинам на 1.01.1995 г.составил 2779.8 тыс.т.

Анализируя выше изложенный материал, можно с уверенностью утверждать, что производство ГРП может служить основным способом выработки слабодренируемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых коллекторах. К ним относятся коллектора классов ПК и СПК, интервалы тонкого чередования песчанных и глинистых пропластков. Работы СП "Самотлор Сервисиз" были в основном сконцентрированны именно в этих зонах. Гидроразрыв пласта в этих районах является одним из наиболее эффективных средств не только для интенсификации добычи, но и увеличения нефтеотдачи пласта. В результате проведения ГРП имеем значительное увеличение дебитов скважин, а также снижение обводненности (относительно базового варианта, без ГРП).

По оценке работы прирост подвижных запасов за счет улучшения характеристики вытеснения при массовом производстве ГРП в условиях ПК и СПК достигает 39%. С учетом расширения границ рентабельной эксплуатации скважин за счет интенсификации притока жидкости, увеличение коэффициента нефтеизвлечения благодаря ГРП оценивается в 55%.

Необходимо отметить также, что область применения ГРП не ограничивается низкопродуктивными зонами, проведение гидроразрыва также возможно в песчанных телах, не имеющих гидродинамической связи с зоной закачки. В таких случаях в результате проведения работ обводненность продукции снижается, либо отмечается ее стабилизация при существенном увеличении дебитов скважин.

В целом отмечается высокая продолжительность эффекта, обусловленная стабилизацией как обводненности, так и дебитов жидкости. В то же время, в ряде случаев отмечается снижение дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП, по причине падения пластового давления. Для обеспечения эффективной эксплуатации скважин ГРП необходимо обеспечить благоприятные энергетические условия работы залежи путем развития в зонах массового применения ГРП системы заводнения.

Результаты проведения ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных пластов позволяют обоснованно рассчитывать на экономически эффективную эксплуатацию скважин, вскрывающих нефтенасыщенную мощность пласта 2-4м.

4. АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГРП НА СКВАЖИНАХ ОДАО "САМОТЛОРНЕФТЬ"

В качестве исходной информации для экономического анализа проведения ГРП на скважинах ОДАО"Самотлорнефть" СП "Самотлор Сервисиз" приняты данные СП "Самотлор Сервисиз" по технологической эффективности проводимых работ (табл.4.1) и отчетные показатели ОДАО "Самотлорнефть" по калькуляции затрат на добычу нефти (табл. 4.2-4.4).

Таблица 4.1

Информация, принятая для анализа экономической эффективности проведения ГРП.

Годы Ср.цена реализации нефти,руб/т Ср. курс доллара, руб/$ Возмещ. СП затраты за подъем 1т нефти себист. 1т нефти руб/т Усл.-перем. расходы на 1 т нефти
$/т руб/т % Руб
1992 год 2720 350 12.5 4375 2934 66 1936
1993 год 18471 1880 12.5 23500 25910 51 13123
1994 год 56618 3099 12.5 38738 86560 45 38652
1995 год 262604 3569 14.2 50680 218800 39 85503
Таблица 4.2
Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1993 год, млн. руб
Показатели 1993 год
план на 1 т факт на 1 т
Расходы на энергию по извлечению 8527,856 2,521 9362,506 2,411
нефти
Расходы по искусственному 8034,096 2,375 7819,271 2,014
воздействию на пласт
Основная зарплата производственных 611,030 0,181 666,190 0,172
рабочих
Отчисления на социальное страхование 239,302 0,71 242,833 0,63
Амортизация скважин 1038,366 0,307 833,878 0,215
Расходы по сбору и транспортировке 410,441 0,121 326,985 0,84
нефти и газа
Расходы по технологической подготовке 4096,093 1,211 4370,875 1,126
нефти
Расходы на подготовку и освоение
производства
Расходы на СЭО 6405,292 1,894 9039,026 2,328
в т.ч. расходы на текущий ремонт 2949,121 0,872 4353,830 1,121
Цеховые расходы 14958,282 4,422 20009,440 5,153
Общепромысловые расходы 32059,505 9,478 34484,920 8,881
в т.ч. фонды финанс. Регулирования 26113,455 7,720 27449,360 7,069
Прочие производственные расходы(ГРР) 8679,263 2,566 8291,072 2,135
плата за недра
налог на МСБ 8679,263 2,566 8291,072 2,135
налог на автодороги 2%
плата за землю
Производственная себестоимость 85060,396 25,148 95446,996 24,581
валовой продукции
Внутренний оборот 872,187 0,258 853,741 0,220
Внепроизводственные расходы 5344,986 1,580 6014,796 1,549
Полная себестоимость товарной 89533,195 26,470 100608,051 25,910
Продукции
Товарная нефть, газ(т.тн) 3382,400 3882,955
Валовая нефть, газ(т.тн)
Себестоимость единицы продукции 26470 25,910
Таблица 4.3
Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1994 год, млн. руб
Показатели 1994 год
план на 1 т факт на 1 т
Расходы на энергию по извлечению 26627,774 9,926 28036,245 7,684
нефти
Расходы по искусственному 28552,081 10,643 30962,409 8,487
воздействию на пласт
Основная зарплата производственных 1964,890 0,732 1964,578 0,538
рабочих
Отчисления на социальное страхование 726,625 0,271 715,737 0,196
Амортизация скважин 30159,594 11,243 26520,221 7,269
Расходы по сбору и транспортировке 9438,216 3,518 10328,974 2,831
нефти и газа
Расходы по технологической подготовке 3796,519 1,415 4684,639 1,284
нефти
Расходы на подготовку и освоение
производства
Расходы на СЭО 32813,501 12,232 37207,891 10,198
в т.ч. расходы на текущий ремонт 15355,345 5,724 17464,498 4,787
Цеховые расходы 27809,778 10,367 31432,593 8,615
Общепромысловые расходы 76616,722 28,561 102639,440 28,133
в т.ч. фонды финанс. Регулирования 52788,991 19,678 61174,658 16,767
Прочие производственные расходы(ГРР) 17264,444 6,436 27181,666 7,450
плата за недра
налог на МСБ 17264,444 6,436 27181,666 7,450
налог на автодороги 2%
плата за землю
Производственная себестоимость 255770,144 95,344 301674,393 82,686
валовой продукции
Внутренний оборот 2789,476 1,040 2084,249 0,571
Внепроизводственные расходы 10506,874 3,917 16217,048 4,445
Полная себестоимость товарной 263487,542 98,221 315807,192 86,560
Продукции
Товарная нефть, газ(т.тн) 2682,600 3648,424
Валовая нефть, газ(т.тн)
Себестоимость единицы продукции 98,221 86,560
Таблица 4.4
Калькуляция себестоимости добычи нефти по ОДАО "Самотлорнефть" за 1995 год, млн. руб
Показатели 1995 год
план на 1 т факт на 1 т
Расходы на энергию по извлечению 123728 39 119294 31
нефти
Расходы по искусственному 101824 32 100916 26
воздействию на пласт
Основная зарплата производственных 3948 1 3906 1
рабочих
Отчисления на социальное страхование 1461 0 1373 0
Амортизация скважин 107564 34 104935 27
Расходы по сбору и транспортировке 28475 9 27264 7
нефти и газа
Расходы по технологической подготовке 25132 8 24990 7
нефти
Расходы на подготовку и освоение
производства
Расходы на СЭО 90391 28 88956 23
в т.ч. расходы на текущий ремонт 50699 16 50443 13
Цеховые расходы 143634 45 134817 35
Общепромысловые расходы 130569 41 77537 20
в т.ч. фонды финанс. Регулирования
Прочие производственные расходы(ГРР) 117391 37 161496 42
Плата за недра 51319 16 69021 18
Налог на МСБ 65145 20 91667 24
Налог на автодороги 2%
Прочие производств. Расходы 927 0 808 0
Плата за землю
Производственная себестоимость 874117 273 845484 220
валовой продукции
Внутренний оборот 9181 3 7991 2
Внепроизводственные расходы
Коммерческие расходы 4319 1 2203 1
Полная себестоимость товарной 869255 272 839696 219
Продукции
Товарная нефть, газ(т.тн) 3200,200 3837,741
Валовая нефть, газ(т.тн) 3234,000 3867,100
Себестоимость еденицы продукции 271,625 218,800

В результате анализа проведения ГРП на скважинах ОДАО"Самотлорнефть" были получены следующие результаты.(табл. 4.5):

1. Проведение ГРП обеспечило дополнительную добычу нефти за 1992-1995 гг. в объеме 2 779 848 тонн, из которых в соответствии с договором между ОДАО "Самотлорнефть" и СП "Самотлор Сервисиз", 2 501 863 тонн (90%) передано СП "Самотлор Сервисиз", а 277 985 тонн (10%) -ОДАО "Самотлорнефть" ;

2. Реализация дополнительной нефти ОДАО составила 28 779 млн.руб;

3. Экономическим результатом проведения ГРП для ОДАО "Самотлорнефть" в 1992-1995 гг. явились накопленные убытки в сумме 1287 млн.руб. Причем, общий отрицательный результат был определен убытками 1995 года в сумме 11429 млн.руб (в 1992, 1993 и 1994 году прибыль ОДАО составила, соответственно 494, 7921, и 1727 млн.руб).

Экономические результаты проведения ГРП для ОДАО "Самотлорнефть" складываются из двух составляющих:

1) дохода от реализации той части дополнительной нефти, которая по договору с СП "Самотлор Сервисиз" распределяется в пользу ОДАО, и

2) возмещения совместным предприятием затрат на добычу дополнительной нефти, которая по договору распределяется в пользу СП.

Таблица 4.5

Экономические результаты проведения ГРП на скважинах ОДАО"Самотлорнефть"

Оцениваемый период
Показатели Ед.изм. 1992г. 1993г. 1994г. 1995г.
Кол-во обработанных скважин скв. 91 113 49 -
Дополнительная добыча нефти Тонн 217396 802209 921749 838494
Передается: СП-90% Тонн 195656 721988 829574 754645
ОДАО-10% Тонн 21740 80221 92175 83849
Возмещаемые СП услуги Млн.руб 856 16967 32136 38245
Реализация дополнительной нефти ОДАО Млн.руб 59 1482 5219 22019
Усл.-перем. Расходы на дополнительную добычу нефти Млн.руб 421 10527 35627 71694
Прибыль за период действия договора Млн.руб 494 7921 1727 -11429

На доход от реализации дополнительной нефти ОДАО влияет соотношение двух факторов: цены реализации и себистоимости добычи нефти.

На рис. 4.1 (а) отражено соотношение средней цены реалиции одной тонны нефти и себестоимости 1т нефти по ОДАО"Самотлорнефть". График показывает, что уже в процессе реализации заложены убытки в 1992 - 1994 гг., т.к. этот период характеризуется превышением затрат на добычу нефти над уровнем цены реализации нефти. В 1995 г. нефть реализовалас по цене, превышающей затраты на ее добычу.

Второй составляющей экономического результата проведения ГРП для ОДАО"Самотлорнефть" является соотношение условно-переменных затрат на добычу дополнительной нефти, которая по договору распределяется в пользу СП, и той суммы, которую по договору между ОДАО и СП перечисляет СП "Самотлор Сервисиз" за свою часть дополнительной добычи нефти (возмещаемые затраты).

Рисунок 4.1 (а)

На рис. 4.1 (б) отражено соотношение условно-переменных расходов и возмещаемых затрат СП "Самотлор Сервисиз" не покрывали тех затрат, которые несло ОДАО"Самотлорнефть" за подъем той части дополнительно добываемой нефти, которая по договору распределялась в пользу СП.


Рисунок 4.1 (б)

Затраты на дополнительную нефть определяются исходя из условно-переменных затрат в себистоимости добычи 1т нефти и объема дополнительно добываемой нефти. Условно-переменные затраты принимаются в соответствии с отчетными данными ОДАО за вычетом налога на восстановление материально-сырьевой базы.

К условно-переменным затратам относятся те статьи затрат, уровень которых находится в зависимости от изменения объемов добываемой нефти. К ним относятся: расходы на энергию по извлечению нефти, расходы по искусственному воздействию на пласт, основная зарплата производственных рабочих с отчислением на соцстрах, расход по сбору и транспортировке нефти и газа, расходы по технологической подготовке нефти и прочие расходы.

На рис. 4.2 отражено изменение соотношения основных составляющих условно-переменных затрат на добычу нефти в 1993-1995 гг. Заметно, что в 1995 году произошло существенное увеличение расходов на энергию по извлечению нефти, и расходов по искусственному воздействию на пласт, связанных в первую очередь с увеличением тарифов на электроэнергию и с увеличением объемов работ по повышению пластового давления, что во многом обусловлено проведением ГРП. Например, расходы на энергию по извлечению нефти увеличилась с 1994-го по 1995 год в 4.3 раза, расходы по технологической подготовке, сбору и транспорту нефти - в 3.3 раза, основная зарплата производственных рабочих - в 2 раза, общепроизводственные и прочие расходы - в 2.6 раза.

Однако, эта динамика изменения условно-переменных затрат не нашла в полной мере соответствующего отражения в динамике изменения уровня возмещаемых СП затрат. В 1995 году замещаемые СП затраты увеличились по сравнению с 1994 годом лишь в 1.2 раза.

Рисунок 4.2 (а)

Таким образом, из приведенного анализа следует, что ГРП является эффективным методом интенсификации добычи нефти, но на рентабельность его применения на месторождениях ОДАО "Самотлорнефть" существенно влияют условия договорных отношений между СП "Самотлор Сервисиз" и ОДАО "Самотлорнефть" в части расчета возмещаемых совместным предприятием затрат за подъем дополнительной нефти.


Рисунок 4.2 (б)

Рисунок 4.2 (с)

В первой половине 1996 года Министерством Топлива и Энергетики было принято решение, что компаниям с иностранными инвестициями будет разрешено экспортировать только 20-25% от объема добываемой нефти.

В настоящее время "Самотлор Сервисиз" вынужден продавать значительный объем своей нефти на внутреннем рынке и в ближнем зарубежье.

В 1996г. "Самотлор Сервисиз" начал работать в условиях новой экономической и деловой ситуации - в сфере оказания платных услуг. Был осуществлен ряд противозатратных мероприятий, включая замораживание заработной платы и прекращение приема на работу, исключение части капитальных затрат и снижение до минимального уровня эксплуатационных и общеадминистративных расходов.

В результате мер по поддержанию эффективности добычи уровень добычи в течение первого полугодия текущего года оставался стабильным. Большую помощь в выполнении этих задач оказывало ОДАО "Самотлорнефть". Выбор скважин по ОДАО "Самотлорнефть" становится все более сложным, геологическим отделом начаты работы по подбору скважин по ОДАО "Белозернефть" и "Приобьнефть".

5. Работа СП "САМОТЛОР СЕРВИСИЗ" В 1996 году

5.1 ВСТУПЛЕНИЕ

В первой половине 1996 года "Самотлор Сервисиз" удавалось сохранить стабильное финансовое положение, несмотря на существование многих отрицательных факторов, включая один из наиболее значительных - трудности с экспортом нефти. Министерством Топлива и Энергетики было принято решение, что компаниям с иностранными инвестициями будет разрешено экспортировать только 20-25% от объема добываемой нефти. Это решение было принято в 1995г., но начало действовать только в августе текущего года. Маловероятно, что какие-либо изменения этого решения произойдут в обозримом будущем. Тем не менее на сегодняшний день обязательства Самотлор Сервисиз перед ЕБРР выполнены. Платежи по основной сумме ссуды составили 6 266 669 дол. США. Последний платеж в сумме 1 666 667 дол. США будет произведен только в феврале 1998 года.

Второе полугодие началось с ожидания к концу года распределяемой прибыли, однако, дальнейшее ограничение в экспортировании разрушает эти ожидания. В настоящее время "Самотлор Сервисиз" вынужден продавать значительный объем своей нефти на внутреннем рынке и в ближнем зарубежье.

В 1996г. "Самотлор Сервисиз" начал работать в условиях новой экономической и деловой ситуации - в сфере оказания платных услуг. Был осуществлен ряд противозатратных мероприятий, включая замораживание заработной платы и прекращение приема на работу, исключение части капитальных затрат и снижение до минимального уровня эксплуатационных и общеадминистративных расходов.

В результате мер по поддержанию эффективности добычи на высоком уровне и оптимизации производительности добывающих скважин уровень добычи в течение первого полугодия текущего года оставался стабильным. Большую помощь в выполнении этих задач оказывало ОДАО "Самотлорнефть". Выбор скважин по ОДАО "Самотлорнефть" становится все более сложным и трудоемким в связи с низким уровнем ожидаемой добычи и затрудненным экономическим обоснованием. Сейчас, на основании заключенных договоров, геологическим отделом начаты работы по подбору скважин по ОДАО "Белозернефть" и "Приобьнефть".

5.1.1 Добыча

С начала 1996года добыто 687 558 тонн нефти. Ожидаемый объем добычи "Самотлор Сервисиз" в 1996году около 900 000 тонн (включая добычу по ОДАО Белозернефть), что несколько меньше запланированного объема 1 073 000 тонн по некоторым причинам, описанным ниже.

В течение всего 1996 года "Самотлор Сервисиз" проводил последовательную работу по поддержанию объемов добычи (несмотря на отказ в передаче нефти Ермаковским НГДП, что составляет около 23 000 тонн и возросшую трудность выбора кандидатов на Самотлорском месторождении). Добыча нефти поддерживалась благодаря сложной геологической методике подбора скважин в комплексе с мерами по поддержанию высокой эффективности производства совместно с ОДАО Самотлорнефть, активной оптимизации добычи и концентрации усилий на улучшении работы системы ППД.

Недостаточно эффективные меры по поддержанию пластового давления продолжают оставаться для нас серьезной проблемой. На сегодняшний день "Самотлор Сервисиз" силами своих бригад выполнил капитальный ремонт двух нагнетательных скважин.

С 1996 года начинается возврат первых стимулированных скважин. В сентябре первая скважина с дополнительным дебитом около25 тонн и общей добычей за 5 лет 74 500 т передана в ОДАО Самотлорнефть.До конца года ожидается передача еще 8 скважин.


5.1.2 Основное производство

В течение 9 месяцев текущего года семь бригад "Самотлор Сервисиз" занималось капитальными ремонтами и подготовкой к гидроразрыву, сменами насосов и оптимизацией добычи. За этот период в среднем один подъемник простаивал из-за технических проблем или по причинам планового технического обслуживания (покраска или дефектоскопия).

На конец сентября было выполнено 96 гидроразрывов ( в том числе 15 скважин на условиях сервисных договоров и18 для ОДАО Самотлорнефть в счет платы за подъем и подготовку нефти).

Выполнено 322 смены насосов, в том числе 205 смен выполнено силами бригад ОДАО Самотлорнефть. В число выполненных смен насосов входит 70 оптимизаций скважин.

Выполнено переоборудование и переобустройство некоторых из существующих зданий базы производственного обеспечения с целью максимально эффективного их использования.Построено новое здание для пакерного участка. Общая сумма затрат по реконструкции и строительству по базе составила около 350 000 долларов, что и планировалось бюджетом.

6. Техника безопасности

Контроль опасных ситуаций.

На нефтяных и газовых месторождениях можно контролировать возникновение и развитие опасных ситуаций путем использования соответствующего исправного оборудования, безопасных приемов работы, а также обученного персонала, работающего в персональных средствах защиты.

Явными называются те опасности, которые открыто присутствуют на рабочем месте: это может быть риск воспламенения или взрыва нефтяного и газового оборудования, давление в скважине, холод. При работе с наличием таких опасностей очень важно понимание выполняемой работы, процесса, наличие соответствующего оборудования. Те опасные ситуации, которые возникают по вине людей, называются скрытыми. Это может быть использование неподходящих инструментов, невнимательность, курение в запрещенных или плохо проветриваемых местах, вождение автомашины с превышением скорости. Таких опасностей можно избежать. Каждый работник должен взять за правило работать с соблюдением техники безопасности, не повторять ошибки других, что может повысить вероятность несчастного случая или травмы у него или окружающих.

Приспособления для безопасной работы оборудования

Такие приспособления должны постоянно использоваться. К ним относятся специальные крюки, сигналы заднего хода, защитные кожухи на точильный камень, рамы, защищающие машину от опрокидывания, карабины безопасности и тормозные устройства, фары, автоматическое отключение компрессора, кабели заземления, огнетушители, ограждения кабелей и предупреждающие таблички.

Горючие вещества

Необходимо принять все меры предосторожности для того, чтобы не допустить возгорания горючих веществ. Каждый работник должен осознать свою ответственность и следовать следующим мерам предосторожности:

- курить в строго отведенных местах,

- не работать с горючими веществами вблизи открытого огня и других источников тепла,

- хранить горючие жидкости в особых контейнерах, не сливать их в канализацию и водостоки,

- не пользоваться соляркой или керосином как чистящими веществами,

- вывозить пропитанную горючими веществами ветошь в металлических контейнерах,

- работать с открытым огнем только в пожарозащитной спецодежде. Погрузо-разгрузочные работы.

Необходимо следовать выработанной технологии производства погрузо-разгрузочных работ во избежание несчастных случаев и нанесения ущерба. Наиболее часто аварийные ситуации возникают при размещении материалов на хранение, их погрузке-разгрузке, работе с краном, особенно с трубами.

Опасные материалы

Работа с опасными материалами должна производиться безопасно в соответствии с государственными требованиями. Опасные материалы должны быть соответственно промаркированы, упакованы, погружены, транспортированы и уложены на хранение.

Перемещение материалов

При перегрузке сухих веществ или жидкостей из одного контейнера в другой необходимо протянуть заземляющий кабель между двумя контейнерами. Эта мера уменьшит разность между электрическим потенциалом, созданную потоком жидкости, и вероятность проскакивания искры между контейнерами и возгорания сухих веществ или паров жидкости, что может привести к взрыву.

Складирование материалов

Материалы необходимо правильно размещать на стеллажах во избежание их скатывания, на полу они не должны лежать беспорядочной грудой, чтобы работник не споткнулся и не получил увечье. Не складируйте материалы на проходах, выходах,лестницах, не заваливайте ими приспособления личной безопасности и средства пожаротушения. При перевозке закрепляйте материалы цепями, стропами и стойками противораскатывания.

Самодвижущееся оборудование

Необходимо периодически проверять основные компоненты мототехники на предмет смазки и исправного функционирования. К таким компонентам относятся тормозные устройства, подъемное оборудование, сигнальные системы, "дворники", приспособления против опрокидывания, гудок, корпус, вентиляционные отверстия дизелевозов. Руководители на местах несут ответственность за регулярное выполнение таких проверок. Оператор мототехники несет ответственность за безопасность выполняемых им работ. К этому относится:

- работать с оборудованием в пределах установленной мощности и в соответствии с рекомендациями производителя,

- следить за перемещением оборудования и людей, работающих в непосредственной близости,

- не разрешайте посторонним управлять оборудованием,

- не превышайте указанных ограничений скорости, при плохих дорожных условиях не ездите с максимальной скоростью.

Если вы находитесь вблизи от работающей техники, дать знать оператору о своем присутствии. Никогда не работайте слишком близко с движущимся оборудованием. Безопасные расстояния от линий электропередач.

Во избежание контакта с линиями электропередач люди и оборудование должны соблюдать следующие дистанции безопасности:

Напряжение (В) Ограничения в приближении (м)

0- 5000 2.0

5000- 50 000 3.0

50 000- 250 000 4.5

Свыше 250 000 6.0

Правила и безопасные приемы работ

Полные и подробные правила, распоряжения и инструкции с описанием безопасных приемов работ являются важным средством связи между руководством и работниками. Кроме описания безопасных приемов работ, они содержат рекомендации по закупкам, обучению, техническим приемам работы и поведению во время аварийной ситуации.

Соответствие Российским требованиям

Одним из основных условий работы предприятия является следование российским требованиям охраны труда. Во всех подразделениях предприятия должны находиться журналы по технике безопасности. Руководители должны оповещать работников об этих требованиях, проводить по ним беседы с каждым работником, вновь поступившим на работу, также после долгого отсутствия работника, например, по причине ухода в отпуск, и перед ответственными и сложными работами. В дополнение к принятым государственным требованиям охраны труда "Самотлор Сервисиз" вырабатывает свои собственные безопасные технологические процессы. Предприятие может вырабатывать предупреждающие правила и распоряжения, касающиеся специфики выполняемых работ. Их тоже необходимо выполнять.

Анализ условий труда и наблюдение за выполнением работ

Анализ и наблюдение за условиями труда помогают снизить вероятность возникновения опасности и не дают ей перерасти в несчастный случай. Работники и руководители должны производить обход и визуальный осмотр оборудования для определения уровня безопасности и выяснять, где необходимы улучшения. Спешка на работе может дорого обойтись предприятию, поэтому оно постепенно осуществляет на практике эффективные и безопасные приемы работы.

Действия при аварии

У предприятия на вооружении имеется план ликвидации аварий. Этот план с необходимыми номерами телефонов вывешен в каждой бригаде на самом видном месте. В плане распределены обязанности работников, прежде всего, необходимо сообщить в центральную диспетчерскую, затем принять меры по ликвидации аварии, эвакуировать людей, оказать первую медицинскую помощь, связаться по приведенным в плане телефонам, вызвать пожарников, отключить источники питания, обеспечить защиту людей, подсчитать жертвы, материальный ущерб и степень загрязнения окружающей среды.

7. Охрана недр и окружающей среды

Физико-географическая характеристика

По комплексу метеорологических факторов, определяющих загрязнение атмосферного воздуха, рассматриваемая территория относится к зоне умеренного потенциала загрязнения, т.е. характеризуется достаточно благоприятными условиями для рассеивания примесей. Река Обь и ее притоки относятся к рыбохозяйственным водоемам 1 категории. Подземные воды на территории месторождения отмечены трех типов:

-верховодный (0.3-1.4м от поверхности).

-болотные воды имеют свободный уровень на глубине 0.0-0.4м.

-грунтовые воды располагаются на глубине 2-3м.

По химическому составу подземные воды относятся к гидрокарбонатно-кальциевой группе.

Самотлорское месторождение находится в подзоне подзолистых почв. Наблюдается для развития почв полугидроморфного и гидроморфного ряда, таких как:

-болотно-подзолистых, алювиально-болотных, болотно-торфяных.

Их характерными признаками является высокое содержание органических веществ, высокая гидролитическая кислотность, ненасыщенность основаниями, переувлажненность. Они обладают низким естественным плодородием и относятся к почвам самого низкого качества.

Мероприятия по охране окружающей среды.

Охрана недр и окружающей среды и их рациональное использование при разработке нефтяных месторождений предусматривает комплекс мероприятий, направленных на максимальное извлечение из недр и предотвращения безвозвратных потерь нефти в проницаемые породы разреза через скважины. Для достижения этой цели эксплуатация нефтяного месторождения должна проводится в строгом соответствии с технологической схемой или проектом разработки, все содержание которого направлено на получение максимальной нефтеотдачи при наименьших затратах, через герметичные скважины с высоким качеством цементирования заколонного пространства, обеспечивающего надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов разреза.

Для ликвидации существующего загрязнения и предотвращения дальнейшего предлагаются мероприятия, разработанные институтом СИБНИИНП и ГЛАВТЮМЕННЕФТЕГАЗОМ.

Мероприятия по охране воздуха.

1. Поддерживать герметичность системы сбора и транспорта нефти и газа.

2. Предусмотреть полную утилизацию попутного газа, в том числе с последней ступени перфорации.

3. Установить контроль за воздушной средой на основных нефтепромысловых обьектах для определения опасной концетрации газов.

Мероприятия по охране водных ресурсов.

1. Обеспечить полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные горизонты в течение всего периода разработки месторождения.

2. Промливневые стоки с площадок ДНС, КНС и др. обьектов сбрасывать в коллектор или в специальные емкости.

3. Производить обваловку площадок для расположения кустов скважин, регулярно проверять состояние обваловок вокруг эксплуатационных и нагнетательных скважин.

4. Вести учет и контроль использования воды, предотвращать утечки через неплотные соединения в водяных линиях. Применять замкнутую систему водоснабжения при бурении.

5. Производить сброс хозяйственно-питьевых стоков водоемы только после биологической очистки.

6. В целях предупреждения нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования необходимо постоянно проводить планово-предупредительные ремонты перекрывающих устройств, обваловок и т.д.

7. При освоении и капитальном ремонте скважин сбор нефтяной эмульсии осуществлять в коллектор или в закрытую емкость.

8. Строить кустовые площадки и шламовые амбары в соответствии с "Руководством на внедрение подготовительных работ к бурению в системе ГЛАВТЮМЕННЕФТЕГАЗ".

9. Расстояние от стенки амбара до края площадки должно быть не менее 10м.

10. Стенки амбаров выполнять с уклоном в зависимости от грунта, но не более угла естественного откоса.

11. Все амбары должны обваловываться : на " суходолах" разрабатываемым минеральным грунтом, на болотах обваловка укладывается из торфа с послойным уплотнением бульдозером, а при достижении минерального грунта на торфяной обваловке делается рубашка из минерального грунта толщиной 0.4-0.5м.

12. Устраивать двухсекционные котлованы. В первой секции шламовом амбаре-оседают механические примеси, жидкая часть отходов перетекает в накопительный амбар.

13. Ликвидацию шламовых амбаров производить сразу после строительства куста.

14. Отработанный буровой раствор и буровые сточные воды закачиваются в поглощающие скважины или в действующий нефтесборный коллектор.

15. Шламовый амбар засыпается с оставшимся там шламом. При этом необходимо принять меры против растекания коагуляционных сгустков за пределы площадки:

а) проложить траншею глубиной около двух метров и длиной 8м, в которую их направить.

б) перед засыпкой покрыть шламовый амбар дорожным покрытием-дарнитом.

8. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На основании детального изучения геологического строения месторождения была построена геологическая модель трех пластов, являющихся основными объектами для проведения работ по гидроразрыву пласта -АВ13, АВ2-3, и БВ10. В рамках модели были выделены: по пласту АВ13 - две продуктивные пачки; по пласту АВ2-3 -три; и по пласту БВ10 -две. Результаты палеогеографической интерпритации материалов ГИС, а также степень прерывистости коллекторов позволили в вышеуказанных пластах, выделить три типа пород -ГСК, ПК, СПК. Анализ палеогеографических условий формирования и распространения по площади данных типов коллекторов показал, что осадки продуктивного комплекса пласта АВ13 формировались в условиях авандельты, пласта АВ2-3 - в условиях дельты и БВ10 -в мелководной морской среде. В разрезе трех объектов, в интервалах выделенных пачек, за исключением АВ13(b), преобладают прерывистые и сильнопрерывистые коллектора, которые занимают от 53% до 80% площади объекта.

2. Состояние разработки, рассматриваемых объектов, находится на стадии снижающейся добычи нефти и роста обводненности. На фоне этого неоправданным является факт, расбалансирования системы разработки данных объектов. Фактическая плотность сетки скважин в 2-3 раза ниже реализованной. Недостаточно активна система воздействия на пласты, особенно в зонах низкопродуктивных коллекторов, где как показал анализ выработки запасов, сосредоточены остаточные запасы нефти данных залежей. Тем не менее, производство ГРП и работа с фондом скважин позволили не только приостановить падение, но и стабилизировать добычу нефти на уровне 0.976, 1.194 и 0.500 млн.т. в год по объектам АВ13, АВ2-3, и БВ10 соответственно.

3. Работы по гидроразрыву пласта на месторождениях проведены на 1.01.1995г. в 253 скважинах, что составляет 14% от пробуренного фонда. Объем дополнительной добычи нефти по ним на 1.01.1996 г. составил 2779.8 тыс.т. Успешность работ составила 93.7%. Эффект от ГРП стабилен, прирост дебита нефти составляет в среднем порядка 15-20 т/сут. и продолжительность его не ограничивается рассматриваемым периодом (3 - 3.5 года). Основной объем скважин, стимулированных ГРП, находится в зонах трудноизвлекаемых запасов нефти -73% от общего количества. Анализ показал, что эффективность работ по ГРП в ГСК в целом связана с увеличением дебита скважин по жидкости, в то время, как в ПК и СПК гидроразрыв не только интенсифицирует приток из пласта жидкости, но и положительно влияет на характеристику вытеснения, что позволяет говорить о вовлечении в разработку дополнительных запасов нефти путем подключения продуктивных пропластков. По оценке проведенного анализа прирост подвижных запасов за счет улучшения характеристики вытеснения при массовом производстве ГРП в условиях ПК и СПК достигает 39%. Результаты проведения ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных пластов позволяют обоснованно рассчитывать на экономически эффективную эксплуатацию скважин, вскрывающих нефтенасыщенную мощность пласта 2-4 м.

Надо отметить, что для обеспечения эффективной эксплуатации скважин с ГРП, необходимо создать благоприятные условия работы залежи путем развития в зонах ГРП системы заводнения.

4. Экономическим результатом от проведения ГРП для ОДАО "Самотлорнефть" явилась полученная прибыль от реализации 10% дополнительной добычи нефти за период с 1992 -1994 гг. В1995 г. предприятие понесло убытки в размере 1287 млн. руб., т.к. возмещаемые затраты СП не покрыли затраты ОДАО на подъем добываемой продукции. Таким образом, рентабельность проведения ГРП зависит от условий договорных отношений между СП "Самотлор Сервисиз" и ОДАО "Самотлорнефть".

Проведенный анализ свидетельствует об очевидном успехе в производстве ГРП, проводимого СП "Самотлор Сервисиз" на Самотлорском месторождении в границах деятельности ОДАО "Самотлорнефть". Гидроразрыв пласта может служить основным способом выработки слабодренируемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых коллекторах классов ПК и СПК.

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий