Южно-Ягунское нефтяное месторождение

Нижний гидрогеологический этаж осадочного чехла включает водоносные горизонты и комплексы не имеющие гидравлической связи с современной поверхностью и относится к зоне весьма затрудненного водообмена. В разрезе осадочной толщи этажа выделяются:

водоносный комплекс ачимовской толщи мегионской свиты;

водоносный комплекс верхней части васюганской свиты;

водоносный комплекс тюменской свиты и коры выветривания пород фундамента.

Падение пьезометрического уровня также происходит в северном направлении. Воды хлоридно-натриевые. Минерализация вод ачимовской толщи составляет 12,3 – 18,4 г/л, в продуктивных пластах юры минерализация воды изменяется от 26,2 до 39,2 г/см3 , содержание ионов хлора от 14,7 до 22,7 г/л, ионов натрия и калия от 10,0 до 14,8 г/л. В воде отсутствует сульфаты, углекислый газ и сероводород. Основные солеобразующие элементы – ионы натрия - 8015 – 11209 мг/л, хлора - 120568 – 17110 мг/л и гидрокарбонатного иона - 1854 – 1220 мг/л. Содержание йода – 0,84 – 4 мг/л, брома – 43,6 – 67,6 мг/л, аммония – 30 – 75 мг/л.

2.2 Коллекторские свойства  продуктивных пластов

Характеристика изменения общих, нефтенасыщенных и эффективных толщин продуктивных пластов месторождения получены в результате обработки разрезов разведочных и эксплуатационных скважин.

При определении коллекторских свойств и характеристики насыщения продуктивных пластов использовались данные промыслово – геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований кернового материала. Свойства пород по керну изучались по общепринятым методикам в ЦЛ «Главтюменьгеологии».

Открытая пористость (Кп) определялась методом насыщения, проницаемость (Кпр) фильтрацией газа на установке ГК-5. Данные о водонасыщенности получены косвенным методом центрифугирования на определенном режиме, применяемом при изучении коллекторов Западной Сибири. Полученные при этом значения связанной воды, или водоудерживающей способности пород (Квс), является комплексной характеристикой свойств пород как возможных коллекторов.

Коллекторские свойства продуктивных пластов в значительной степени определяются как вещественным составом, так и структурой порового пространства слагающих пород.

Породы-коллекторы Южно-Ягунского месторождения представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами аркозового состава; в пластах 1БС10 и 1БС11 доминируют крупнозернистые алевролиты, а в пластах 2БС10, 2БС11 и ЮС1 мелкозернистые песчаники.

Коллекторские свойства по месторождению ухудшены за счет повсеместно распространенного пленочно-порового лейкоксена.

В пластах неокома фиксируется тенденция влияния зернистости и отсортированности пород на их фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС). Юрские и ачимовские отложения имеют низкие ФЕС даже при высокой зернистости из-за вторичных преобразований.

Продуктивный пласт ЮС1 представляет собой пачку переслаивающихся песчаников и аливролитов с прослоями аргиллитов.

Состав породообразующей части аркозовый с преобладанием полевых шпатов (55-60%) над кварцем (35-40%), невысоким содержанием обломков пород (10-12%) и примесным содержанием слюд (2-3%). Гранулометрический состав коллекторов широко варьирует в плане и по разрезу пласта. Доминируют мелкозернистые песчаники (Мd=0,12 мм), хорошо отсортированные (Sо=1,64) умеренноглинистые (Кгл=8,7%) и малокарбонатные (1,1%). Однако на коллекторские свойства пласта ЮС1 влияют и факторы: развиты процессы вторичного минералообразования железно-титанистых минералов. Лейкоксен и пирит, развиваясь в виде пленок вокруг зерен, усложняя структуру порового пространства и существенно снижают ФЕС пород.

Пористость пород равна 15,9 и 14,7%, проницаемость 16 и 5,2*10 мкм соответственно.

Продуктивный горизонт БС11 - пласты 1БС11 и 2БС11 представляют собой толщу песчано-глинистых пород. Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-зернистыми алевролитами, серыми, буровато-серыми, однородными с горизонтальной, наклонной и линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной намывами углисто-растительного и слюидистого материала по плоскостям наслоения. Состав породообразующей части аркозовый, с преобладанием полевых шпатов (50-55%) над кварцем (35-40%) и невысоким содержанием обломков пород (10-13%).

Пласт 2БС11 сложен мелкозернистыми песчаниками (Мd=0,12), хорошо отсортированными (Sо=1,46), умеренно глинистыми и малокарбонатными.

Коллекторские свойства пород пласта 2БС11 изучены по 50 скважинам с высокой плотностью – 5,6 образцов на 1 метр изученной площади. Средняя пористость коллекторов равна 19,80% проницаемость 109*10 мкм.

Продуктивный горизонт БС10 включает 2 продуктивных пласта: 1БС10 и 2БС10. Для пласта 2БС10 характерна тенденция уменьшения нефтенасыщенной толщины по направлению с севера на юг, а также уменьшение толщины по мере приблежения к внешнему контору нефтеносности.

В пласте выделено две залежи: Ягунская 36*11 км, и Южно-Ягунская 21,5*8,7 км. По составу обломочной части породы горизонта БС10 – аркозы, с преобладанием в них полевых шпатов (45-50%) над кварцем (35-45%).

Коллекторские свойства пласта 1БС10 исследованы керном по разрезу 39 скважин. Плотность анализов высокая и составляет по пористости 4.4, проницаемости 3.1, водоудерживающей способности 2.9 определений на 1 метр толщины. Пористость варьирует в широком диапазоне от 12,8 до 25,8% при средней 20,6%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,1 до 1165*10 мкм, при этом Кпр – 33*10 мкм.

Коллекторы пласта 1БС10 представлены крупнозернистыми алевролитами ( Мd =0,09 мм).

Коллекторские свойства пласта 2БС10 исследованы керном по разрезу 26 скважин. Плотность анализов высокая и составляет по пористости 5.8, проницаемости 3.6, водоудерживающей способности 2.6 определений на 1 метр толщины. Пористость варьирует в широком диапазоне от 20 до 24%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,5 до 682*10 мкм, при этом средней 161*10 мкм.

Таблица 2.5 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств и параметров неоднородности строения продуктивных пластов.

Показатели	БС10-1			БС10-2		БС11-1		БС11-2
Общая толщина, м Средняя	0,2-19 5,6			0,4-36 8,6		0,1-12 3,4		0,6-54,2 16,6
Нефтенасыщ.толщ.,м Средняя		0,1-10,6 3,5	0,3-16 4,5		0,1-9 2,6		0,2-21,4 6,4
Песчанистость Ср.значение		0,01-1 0,63	0,01-1 0,65		0,01-1 0,36		0,01-1 0,43
Пористость Ср. значение		0,06 – 0,26 0,16	0,05 – 0,24 0,19		0,05 – 0,21 0,14		0,04 – 0,23 0,19
Проницаемость, мД Ср. значение		0,2 – 590 51,5	0,4 – 518 199,6		0,3 – 120 32		0,3 – 967 171
Нефтенасыщенность Ср. значение		0,22– 0,84 0,41	0,22– 0,84 0,41		0,21 – 0,75 0,37		0,22 – 0,89 0,55

2.3 Свойства пластовых  жидкостей и газов

Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ягунского месторождения были изучены по данным исследования поверхностных и глубинных проб.

Отбор глубинных проб является наиболее ответственной операцией при исследовании скважин. Отбор проб производился после исследования скважины на различных режимах с замерами пластового, забойного и устьевого давлений, температуры, дебитов нефти и газа.

Данные свойств пластовой нефти по пластам приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 Свойства пластовой нефти

Показатели	1БС10			2БС10			1БС11		2БС11	ЮС1
Давление насыщения газом, МПа	10,42			9,73-10,65			6,3		8,6	9,0
Газосодержание, м3/т	69,64			56,79-70,32			62,12-68,6		90,78-107,3	106,9
Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т		56,4			48,5-57,1		48,88-52,6		68,98-87,74	106,8
Обьемный коэффициент			1,19			1,16-1,18		1,19-1,22	1,251-1,316	1,284
Плотность, г/см			0,777			0,786-0,799		0,754-0,77	0,754-0,774	0,842
Обьемный коэффициент в условиях сепарации			1,133			1,123-1,128		1,129-1,14	1,151-1,206	1,454
Вязкость,Мпа*сек			1,35			1,136-1,181		1,137-1,19	0,74-1,08	1,34

В поверхностных условиях наблюдается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части залежи.

Физические свойства нефти по пластам приведены в следующей таблице

Таблица 2.7 Физические свойства нефти по пластам.

Пласт	Плотность г/см	Вязкость при 20	Выход фракции	Содержание
серы	парафин.	асфальт.	смол %
1БС10	0,872	17,19	45,1	0,86	2,19	3,49	6,68
2БС10	0,866	13,06	49,6	0,84	2,25	2,59	6,54
1БС11	0,861	11,29	48,1	0,78	2,24	3,26	6,74
2БС11	0,854	9,05	50,1	0,68	2,38	1,24	4,84
ЮС 1	0,833	4,36	57,1	0,44	2,33	0,45	3,50

В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти.

Минирализация вод по пластам характеризуется следующими значениями:

БС10 1 18,2…23,6 г/л,

БС10 2 21,0…21,3 г/л,

БС10 1 19,5…21,1 г/л,

БС11 2 18,4…22,7 г/л.

Хлор-иона содержится 13475 мг/л.

Натрий-иона 8466 мг/л,

Кальцый иона 532 мг/л.

Микрокомпоненты присутствуют в следующих количествах:

иод 0,84…4 мг/л,

бром 43,6…67,6 мг/л,

аммоний 30…75 мг/л.

Растворимый газ в основном состоит:

метан 82,4…84,6 %,

этан 3,37…4,40 %,

пропан 1,75…2,19 %,

изобутан 0,129…1,154 %,

бутан 0,526…0,55 %,

азот 4,67…8,28 %,

гелий 0,06…0,184 %,

углекислый газ 1,86 %.

 

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные  решения по разработке Южно - Ягунского  месторождения

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году и утверждена ЦКР СССР в том же году (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.1980 г.), как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций.

В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схеме разработки Южно- Ягунского месторождения (2).

Технологической схемой разработки Южно - Ягунского месторождения предусмотрено:

- выделение двух  эксплуатационных объектов 1-2БС10 и 2БС11

- применение по  каждому объекту блоковой системы  разработки с 3-х рядным размещением  скважин по сетке 500х500м.

- общий проектный  уровень добычи нефти - 5,5 млн.т/год

- общий проектный  уровень добычи жидкости - 9,96 млн.м3 /год

- общий проектный  объем закачки воды - 13 млн.м3 /год

В 1983 году запасы были утверждены в ГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.)

На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИП Инефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984 г. утверждены следующие основные положения:

- выделение трех  эксплуатационных объектов (1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

- применение по  объектам 1+2БС10 и 1+2БС11 блоковой системы  разработки с 3-х рядным размещением  скважин по треугольной сетке 500х500 м; по пласту Ю1 - площадной 9-ти точечной системы заводнения по сетке 400х400 м;

- ввод в разработку  пласта 1БС10, совпадающего в плане  с пластом 2БС10, производить при  организации самостоятельной системы  заводнения на каждый пласт  при совместном отборе продукции  из добывающих скважин;

- общий проектный  фонд 3491 скважина, в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.

При расчетах рассматривались запасы нефти, числящиеся на балансе ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую основу приняты решения, рассмотренные и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого - технических совещаний 1985 - 1988 гг. об отмене и размещении новых скважин. Необходимость уточнения технологической схемы (5) объясняется следующими причинами.

1. За время, прошедшее  с утверждения предыдущего технологического  документа, изменились представления  о запасах нефти как в качественном, так и количественном выражениях. Балансовые запасы нефти в целом по месторождению сократились с 649,988 млн.т до 547,444 млн.т ( на 15,8 % ).

2. Основные пласты находящиеся в разработке 2БС11 и 2БС10 по геологическим признакам обладают высокими коллекторскими свойствами. Пласты с аналогичными свойствами на других месторождениях характеризуются значительными показателями нефтеизвлечения.

Однако, накопленная добыча нефти по высокообводненным скважинам и отдельным участкам в 2-3 раза меньше ожидаемой.

4. Из числящихся на балансе ВГФ 220,7 млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт крайне неоднороден по коллекторским свойствам и принадлежит по типу к недонасыщенным нефтью коллекторам.

5. Обводненность  продукции скважин объекта 1-2БС11 в предыдущие годы превышала  проектную на 15-20%. Характеристика обводнения основных запасосодержащих пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой и в ближайшие годы следует ожидать интенсивного обводнения первых рядов добывающих скважин. Учитывая то, что объем вовлеченных извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, что оставшееся бурение будет размещаться в водо- нефтяных, краевых зонах, обводненность будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.