Представление о геологическом строении территории Северо-Комсомольского месторождения сформировалось к началу 60-х годов в результате проведения ряда региональных геолого-геофизических работ:

- государственной геологической съемки масштаба 1:1000 000 (ВСЕГЕИ, НИИГ, 1952-1954 гг.);

- аэромагнитных съемок: масштаба 1:1000 000 (НИИГ, 1953-54 гг. и ''Сибнефтегеофизика'', 1955 г.); масштаба 1:200 000 (НГТ, 1958-1960 гг.) и масштаба 1:50 000 (НГТ, 1961 г.);

- гравиметрических съемок масштаба 1:1000 000 (ТТГУ, ЯНКГРЭ, гп 4/60, 1960 г.) и масштаба 1:200 000 (''Центргеофизика, 1980 г.);

- электроразведочных съемок МТЗ: площадных - масштаба 1:1000 000 (ЯНГТ, эп 71/68) и маршрутных - масштаба 1:200 000 (ТКГРЭ, 67/77-78);

- сейсморазведочные работы ТЗ МОВ масштаба 1:1000 000 (ТКГРЭ).

На территории расположения Северо-Комсомольского месторождения планомерные поиски перспективных структур методами сейсморазведки начали проводиться с 1961г. Первые представления о структурном плане меловых и юрских отложений были получены рекогносцировочными и детальными работами МОВ масштаба 1:100 000 и 1:200 000 по системе непрерывного профилирования.

Поисковыми сейсморазведочными партиями СЗ МОВ 54/63-64, 59/65, 50, 51/, 68/72 изучалось геологическое строение территории в районе Танловской впадины, Танловского мегавала, Северного свода и смежных прогибов. В результате был выявлен Верхне-Танловский вал и, осложняющее его, одноименное поднятие. Позже Верхне-Танловский вал подтвержден работами МОВ сп. 27, 28/67-68, в сводовой его части были оконтурены три купола: южный (Верхне-Танловское локальное поднятие (л.п.)), центральный и северный. Из них: Верхне-Танловское л.п. работами сп 31/68-69 подготовлено к бурению по меловым отложениям, которое было начато в 1969 г.

С 1969 по 1972 на Верхне-Танловском локальном поднятии было пробурено 10 скважин. В трех скважинах (№№ 1, 6 и 10), вскрывших сеноманские отложения, были получены фонтаны газа, в скв. № 14 фонтанирующий приток нефти, в скв. №№ 7, 11 и 15 притоки пластовой воды с небольшим количеством нефти, в скв. №№ 2, 3 и 5 отложения сеномана вскрыты ниже уровня ГНК и ВНК залежи. Месторождение было названо Северо-Комсомольским.

С конца 70-х годов в пределах Верхне-Танловского вала проводятся площадные работы МОГТ. Работами сп. 32, 29, 51, 40/79-80 были выделены и оконтурены Верхне-Танловское, Ярейское, Северо-Танловское локальные поднятия; все они подготовлены к глубокому бурению по меловым отложениям. Также была изучена зона сочленения Ярейского л.п. с Ямсовейским валом. Выявлено крупное дизъюнктивное нарушение, приуроченное к своду Верхне-Танловского вала, в виде узкой зоны, ориентированной в северо-восточном направлении, осложненное рядом более мелких оперяющих нарушений. По результатам МОГТ в 1981 году управлением "Главтюменьгеология" был составлен "Геологический проект глубокого поисково-разведочного бурения на Северо-Комсомольской и Ярейской площадях".

В 1981-1983 гг. силами сп. 43/81-82, /82-83 продолжаются детальные площадные работы МОВ ОГТ, направленные на дальнейшее изучение структурного плана района Верхне-Танловского вала. По результатам работ сп. 43/81-82 уточнено геологического строение Южно-Танловского и Комсомольского поднятий, подготовлено к бурению Верхне-Танловское поднятие. Работами следующего сезона подготовлены к глубокому бурению Новокомсомольское и Комсомольское л.п., уточнено геологическое строение Верхне-Танловского вала.

В 1984-1985 г.г. на территории Северо-Комсомольского месторождения возобновилось бурение разведочных скважин с целью поисков залежей углеводородов (УВ) в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях. В результате установлены залежи нефти и газоконденсата в пластах ПК₁₇, ПК₁₈, АП₅, БП₅, БП₇.

С 1986 г. геологоразведочные работы были сосредоточены в пределах купольных зон Верхне-Танловского и Северо-Танловского л.п. Проведенные к этому времени детализационные работы (сп. 39, 48/85-86) вкупе с бурением 23 разведочных скважин позволили уточнить структурные планы Верхне-Танловского и Северо-Танловского л.п. и подготовить их к бурению на юрские отложения. Этими же работами на северо-западе территории по поверхности фундамента, юрским и неокомским отложениям выделена структура II порядка - Киселевский вал. В пределах Северо-Танловского поднятия были обнаружены многочисленные залежи УВ в отложениях верхней части покурской свиты (сеноман) и мегионской свиты (неоком).

В 1992 году по результатам проведенных сейсморазведочных работ, бурения и опробования 67 поисково-разведочных скважин был осуществлен подсчёт запасов нефти, свободного газа и газоконденсата, связанный с 40 продуктивными пластами по 71 залежи. Эта работа позволила определить основные направления промышленного освоения Северо-Комсомольского месторождения.

В периоды 1996-1999 г.г. сейсморазведочной партией № 36 Пуровской геофизической экспедиции ОАО «Ямалгеофизика» и 2002-2003 г.г. сп. 05/02-03 ЗАО «Сибнефтегеофизика» были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ-3Д, охватившие всю территорию Северо-Комсомольского месторождения. Обработка и комплексная интерпретация материалов 3Д была выполнена ОАО «ЦГЭ» г. Москва. В результате трехмерных сейсмических исследований была осуществлена стратиграфическая привязка основных отражающих сейсмических горизонтов, уточнена глубинно-скоростная модель вскрытого разреза и подтверждено наличие большого числа кулисообразных нарушений, характеризующих сложные сдвиговые зоны. При этом были выявлены существенные отличия в геологическом строении месторождения по сравнению с материалами 2Д, в частности, другая ориентации разрывных нарушений и иной характер залегания нефтегазовой залежи пласта ПК₁ (залежь оказалась разделенной водоносной зоной на две части, соответствующие Западному и Восточному + Южному поднятиям).

На данный момент месторождение разрабатывается на основании «Проекта пробной эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей Северо-Комсомольского месторождения» (протокол ЦКР №2405 от 31.08.1999 г) и «Технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации залежи ПК₁ и небазисных горизонтов» (протокол ЦКР № 2428 от 02.09.1999г.).

2. Геологическая часть

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

Для удобства изложения материала объекты рассматриваются сверху вниз. Все структурные построения были выполнены ТФ ОАО «ЦГЭ» с использованием программного пакета DVGeo. При этом в основу структурных построений по выделенным продуктивным пластам - подсчётным объектам были положены структурные карты по отражающим горизонтам «ПК₁», «Б», «Т», реперным границам ПК₁₈, АП₉, БП₄ и их производным - целевым объектам, полученным ОАО «ЦГЭ».

В результате проведенных исследований в геологическом разрезе Северо-Комсомольского месторождения было выделено 100 залежей углеводородов, в том числе 39 газовых, 20 - газонефтяных и 41 нефтяная. Из них 21 залежь в соответствии с протоколом ГКЗ МПР РФ была признана газоконденсатной, в их число в настоящей работе включена залежь пласта БП₆³ по результатам опробования в новых скважинах №№2052 и 2063. Существенная тектоническая нарушенность месторождения обусловила сложный структурно-тектонический тип этих залежей, представляющий собой сочетание массивного, пластового сводового и тектонически экранированного типов, а также сокращение площадей нефтегазоносности большинства залежей.

Наибольшая концентрация выделенных мелких залежей нефти и газа отмечается в северо-западной части месторождения, в районе скважин №№453-473 (23 залежи) и южной части, в районе скв. №478 (11 залежей), что может быть связано с их расположением в изолированных блоках, в пределах которых существовали и продолжают образовываться «природные пути» к переформированию и формированию скоплений углеводородов.

В табл. 2.1.1 и представлены характеристики толщин и неоднородности пластов ПК₁₈, БП₆³, Ач₄, Ю₁¹ и Ю_2, рассмотренных в настоящей работе.

Таблица 2.1.1

Характеристики толщин пластов

Залежь нефти пласта Ач₄.

Вскрыта тремя скважинами №№ 467, 472 и 473 на глубине 3131,8 - 3174,3 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3099 м, относится к пластовому сводовому - тектонически ограниченному типу, имеет вытянутую форму и размеры:11,5х4,4 км, отличается очень большой высотой - 99 м и весьма обширной ЧНЗ, занимающую 77,1% общей площади нефтеносности .

Пласт характеризуется сложным геологическим строением, что нашло отражение в значительном колебании общих толщин - от 16,8 до 58,6 м (правда, в связи с принятым методическим приёмом их оценки) при среднем значении 32,3 м, эффективных - от 7,6 до 22,0 м (в скв. № 472, расположенной в непосредственной близости от зоны дислокаций) при среднем -13,7 м, в невысокой доле коллекторов - К_песч.=0,42 и К_р=8 при максимальном числе прослоев коллекторов 11 в упомянутой выше скв. 472. Нефтенасыщенные толщины заметно увеличиваются в южном направлении, средневзвешенная их величина определена равной 7,1 м, К_песч. в пределах нефтенасыщенной части составил 0,56 К_р= 5 при максимальном числе прослоев коллекторов 7 в скв. № 473.

Залежь нефти пласта Ю₁¹

Выявлена в северной половине месторождения, вскрыта четырьмя скважинами №№ 444, 464, 467 и 473 на глубине 3191,6 - 3215,6 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3140,2 м, относится к пластовому сводовому - тектонически экранированному типу, имеет довольно сложную конфигурацию контура нефтеносности, размеры 14,2х5,6 км и весьма значительную высоту -110,2 м. Южная краевая часть залежи оказалась более сложного строения за счёт выявления чисто водоносных зон.

Общая толщина пласта варьирует в пределах 11,2-21,4 м, составляя в среднем 16,0 м, эффективная - от 6,8 до 13,4м при среднем значении 9,8 м, при этом отмечается некоторая тенденция увеличения их и нефтенасыщенных толщин в северном направлении, средневзвешенная величина h_н определена равной 7,9 м. В разрезе залежи прослеживаются практически два зональных интервала, что нашло отражение в величинах К_песч.= 0,61 и К_р=4,8, по нефтенасыщенной части К_р= 3,5.

Залежь нефти пласта Ю₂

Оказалась выявленной в том же районе месторождения, но вскрытой всего двумя скважинами №№ 467 и 473 на глубине 3252,8 - 3260,0 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3189,6 м, относится также к сложному пластовому сводовому - тектонически-экранированному и литологически ограниченному типу, (в скв. № 464 в разрезе пласта коллекторы отсутствуют), имеет размеры 13,2х4,0 км, высоту - 108,6 м и очень небольшую ВНЗ, занимающую 14,9% суммарной площади нефтеносности (прил. 7, 12, 19, 20).

Пласт небольших толщин - общей 4,0-12,4 м при среднем значении 8,2 м, эффективной - от 2,8 до 6,6 м при среднем - 4,7 м и с некоторой тенденцией увеличения в южном направлении, К_песч. составил 0,57, К_р= 2,5. Поскольку обе упомянутые выше скважины оказались пробуренными в пределах ЧНЗ, то отмеченные величины толщин и показателей неоднородности полностью относятся и к нефтенасыщенной части залежи, лишь средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина была определена несколько меньшей - 4,5 м.

Пласты ачимовской толщи

Породы пластов ачимовской толщи обладают низкими коллекторскими свойствами.

По керну

Открытая пористость пород-коллекторов варьирует от 13,7 до 23,4% при средних значениях 16,4%. Проницаемость изменяется в диапазоне 0,6 - 57 мД и имеет средние значения 5,7 мД. Остаточная водонасыщенность - в диапазоне 31,3-88,2 %, имея в среднем значения -- 44,6%.

Песчанистость коллекторов колеблется в диапазон 41,7-89,7% при средних значениях 66,0%, алевритистость - в диапазоне 5,3 - 6,7% при средних значениях 25,2%, глинистость варьирует от1,3 до14,4 %, имея средние значения 9,0%.

Карбонатность коллекторов изменяется от 0,9 до 15,5%, имея в среднем значения 3,5%. Диапазон изменения плотности от 2,13 до 2,35 г/см3, составляя в среднем значения 2,2 г/см3.

По ГИС

Пористость пород-коллекторов изменяется в диапазоне 13,5 - 19,0%, среднее значение составляет 16,3%. Проницаемость изменяется от 0,5 до 12,7 мД при среднем значении 3,95 мД. Нефтегазонасыщенность варьируется от 46,8 до 80,5%.

Пласты юрских отложений

По керну

Открытая пористость коллекторов изменяется в диапазоне от 13,0 до 24,7% при средних значениях 14,9%, проницаемость меняется от 0,37 до 78 мД, составляя в среднем значения 2,2 мД, остаточная водонасыщенность колеблется в диапазоне 11,4-85,9%, имея средние значения - 60,3%.

Песчанистость изменяется в диапазоне 73,1-88,4% при среднем значении 80,1%, алевритистость - в диапазоне 5,9-22,1%, составляя среднее значение 13,3%, глинистость колеблется от 2,7 до 11,2 %, имея среднее значение 6,4%.

Карбонатность коллекторов варьирует от 0,9 до 14,7%, составляя в среднем значения 3,5%. Плотность коллекторов изменяется в диапазоне 2,19-2,33 г/см3 при среднем значении 2,28 г/см3 .

По ГИС

Пористость пород-коллекторов изменяется в диапазоне 13,0 - 18,3%, среднее значение составляет 15,6%. Проницаемость находится в диапазоне от 0,35 до 25,3 мД, при среднем значении 9 мД. Нефтегазонасыщенность варьируется от 51,2 до 72,7%.

В таблице 2.2.2 представлены результаты определения подсчетных параметров по материалам ГИС по продуктивным пластам Северо-Комсомольского месторождения.

Таблица 2.2.2

Результаты определения подсчетных параметров по материалам ГИС по продуктивным пластам Северо-Комсомольского месторождения

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химическая характеристика нефтей пласта Ач₄ изучена только по трем поверхностным пробам, отобранным в трёх скважинах. На основании этих данных нефти обладают средней плотностью 0,858 г/см³, средней вязкостью - 4,5 мПа*с при Т=50⁰С и 6,5 мПа*с при Т=20⁰С, являются малосернистыми (S=0,31%), малосмолистыми (См=1,11%), среднеасфальтенистыми (Асф=13,5%) и парафиновыми (Пр=4,8%), выход светлых фракций, выкипающих при 300⁰С, составляет от 33 до 72%.

Растворённый в этих нефтях газ имеет метановый состав - содержание СН₄ в газе пласта Ач₄ - 84,58%, головные углеводороды содержатся в следующих средних количествах соответственно: этан - 18,27 и 7,01%, пропан - 8,26 и 3,30%, бутаны - 1,34 и 0,44%. Газ малоазотистый (N=2,06-1,68%), с небольшим содержанием двуокиси углерода - менее 0,65%, гелий содержится в некондиционном количестве, сероводород не обнаружен.

Нефти пластов Ю₁¹ и Ю₂ во многом имеют идентичную физико-химическую характеристику. По данным 5 поверхностных проб, отобранных из 4-х скважин, эти нефти являются лёгкими - средняя плотность составляет 0,828-0,806 г/см³, маловязкими - вязкость при Т=20 и 50⁰С определена равной соответственно 4,0-1,8 и 2,2-1,1 мПа·с, малосернистыми (S<0,25%), малосмолистыми (См< 0,51%), парафиновыми (Пр=3,4%), с высоким выходом (56-85%) светлых фракций, выкипающих при 300⁰С.

Растворенный в нефтях газ по анализу устьевых проб имеет метановый состав - среднее содержание СН₄ в газе пласта Ю₁¹ составляет 79,8%, пласта Ю₂ - 71,2%, соответствующим оказалось и распределение головных углеводородов: в первом случае этана-8,39%, пропана - 4,22%, бутанов - 4,88%, во втором - 11,95; 5,98 и 4,11%. Газ обоих объектов характеризуется повышенным (относительно растворённого газа пластов Ач₃, Ач₄) содержанием азота - 6,66 и 4,07% и двуокиси углерода - 1,47 и 0,69%, гелий содержится в некондиционных концентрациях, сероводород не обнаружен.

Суммарные величины начальных геологических запасов нефти всего месторождения определены равными 806092 тыс.т, в том числе 597537 тыс. т по категории С₁ и 208555 тыс. т - категории С₂. Наибольшие запасы нефти категории С₂ связаны с пластами юрских отложений: Ю₁¹ -33420 тыс.т (16,0%), Ю₂ - 13416 тыс.т, ачимовской толщи: Ач₄ - 24047 тыс.т.

Специальные гидрогеологические исследования на изучаемой территории не проводились. Изучение компонентного состава и физико-химических свойств пластовых вод базировалось на анализе их проб, отобранных в процессе опробования поисково-разведочных скважин Северо-Комсомольского месторождения, а также соседних Комсомольского и других месторождений.

Всего было выполнено 55 анализов проб пластовых вод, отобранных из 49 скважин по методикам, предусмотренным ГОСТ 18826-73, ГОСТ 4386-81, ГОСТ 4389-72 и инструкцией к ГОСТ 2874-82.

3. Технологическая часть

На залежь пласта Ач₄ приходится значительное количество геологических запасов нефти категории С₁+С₂. Северо-восточная часть залежи имеет сложный внутренний контур ВНК ввиду тектонических нарушений. Коллекторы характеризуются низкой проницаемостью порядка 4.8 мД, что потребует применения методов увеличения нефтеотдачи, и высокой расчлененностью - 8.0 д.ед. Толщины глинистых перемычек между вышележащим пластом Ач₃ и нижележащим Ю₁¹ составляет в среднем более 20 м. Таким образом, залежь пласта Ач₄ можно считать самостоятельным объектом, который будет разрабатываться самостоятельной сеткой скважин.

Нефтяные залежи пластов Ю₁¹ и Ю₂ имеют близкие между собой фильтрационно-емкостные параметры коллекторов и одинаковые физико-химические свойства насыщающих их флюидов: вязкость, плотность. В плане контуры пластов совпадают. Коллекторы юрских пластов низкопроницаемые, что потребует применения мероприятий по увеличению их нефтеотдачи. Средняя толщина глинистого прослоя между пластами составляет более 17 м, толщина глинистой перемычки между вышележащим пластом Ач₄ в среднем превышает 20 м, между пластами Ю₂ и нижележащим Ю₃ - более 10 м. Таким образом, пласты могут быть объединены в один эксплуатационный объект, и разрабатываться единой сеткой скважин. В ТЭО КИН также был определен возможный вариант объединения пластов Ю₁¹ и Ю₂ по всей площади нефтеносности. При объединении пластов Ю₁ и Ю₂ в один эксплуатационный объект необходимо рассмотреть вариант с поинтервальным ГРП.

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Для пластов Ач₄, Ю₁¹ и Ю₂ рассматривались площадные 5-ти, 7-ми и 9-точечные системы с расстояниями между скважинами 400, 500, 600 и 700 м, так как площадные системы заводнения характерны для низкопроницаемых, высокорасчлененных и осложненных густой сетью тектонических нарушений ачимовских и юрских отложений Западной Сибири. Во всех вариантах, рассмотренных для пластов Ач₄, Ю₁¹ и Ю₂, в скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Параметры рассмотренных систем размещения скважин на участке ОПР для пласта Ач₄ приведены в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1

Параметры систем размещения скважин. Объект Ач₄

Все рассмотренные системы разработки различаются количеством скважин, плотностью сетки, количеством извлекаемых запасов нефти на одну скважину, количеством накопленной добычи нефти и др.

Таким образом, по объекту Ач₄ для участка ОПР для оценки технологического коэффициента извлечения и перспектив добычи нефти было сформировано 3 расчетных варианта. Во всех вариантах по скважинам проводится ГРП как метод освоения. Во всех вариантах предусмотрена программа ГТМ и МУН.

Вариант 1. Схема размещения проектного фонда основана на 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 34,8 га/скв. Разработка опытного участка пласта Ач₄ начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 9 скважин, из них к бурению - 8 (4 добывающих и 4 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 1 приведена на рис. 3.1.1.

Вариант 2. За основу взят вариант 1. Вариант предусматривает бурение горизонтальных скважин. Плотность сетки - 34,8 га/скв. Разработка участка ОПР начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 5 скважин, из них к бурению - 4 (2 добывающих горизонтальных и 2 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 2 приведена на рис. 3.1.2.

Вариант 3. Схема размещения проектного фонда основана на 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,4 га/скв. Разработка участка ОПР начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 9 (6 добывающих и 3 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 3 приведена на рис. 3.1.3

Рис. 3.1.1 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач₄. Вариант 1

Рис. 3.1.2 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач₄.

Вариант 2

Рис. 3.1.3 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач₄. Вариант 3

Пласты Ю₁¹ и Ю₂ сначала были рассмотрены как самостоятельные объекты разработки. На каждом из участков опытно-промышленных работ пластов Ю₁¹ и Ю₂ были проведены технико-экономические расчеты для элемента пятиточечной системы с расстоянием между скважинами 500 м. Экономический анализ расчетов показал нерентабельность самостоятельной разработки пласта Ю₂. На пласт Ю₁¹ были рассмотрены следующие системы размещения скважин на участке ОПР (таблице 3.1.2), различающиеся между собой количеством скважин, плотностью сетки, количеством извлекаемых запасов нефти на одну скважину, количеством накопленной добычи нефти и др. Во всех вариантах по скважинам проводится ГРП как метод освоения. Во всех вариантах предусмотрена программа ГТМ и МУН.

Таблица 3.1.2

Параметры систем размещения скважин. Пласт Ю₁¹

Укрупненный технико-экономический анализ показал, что наибольший чистый дисконтированный доход за рентабельный период достигается в случаях:

- при 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м (241,8 млн. руб.);

- при 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м (152,3 млн. руб.).

Эксплуатационный объект был укрупнен (Ю₁¹+Ю₂), и на пласты Ю₁¹ и Ю₂ была спроектирована единая сетка добывающих и нагнетательных скважин.

Таким образом, по объекту Ю₁¹+Ю₂ для участка ОПР для оценки технологического коэффициента извлечения и перспектив добычи нефти было сформировано 3 расчетных варианта.

Вариант 1. Схема размещения проектного фонда основана на 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,1 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w3. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (5 добывающих и 5 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 1 приведена на рис. 3.1.4.

Вариант 2. Вариант сформирован на основе варианта 1, предусматривает зарезку боковых стволов. Плотность сетки - 24,5 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w3. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (5 добывающих и 5 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 2 приведена на рис. 3.1.5.

Вариант 3. Схема размещения проектного фонда основана на 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,1 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w5. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (7 добывающих и 3 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.

Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 3 приведена на рис. 3.1.6.

Рисунок 3.1.4 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю₁¹+Ю₂. Вариант 1

Рисунок 3.1.5 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю₁¹+Ю₂. Вариант 2

Рисунок 3.1.6 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю₁¹+Ю₂. Вариант 3

3.2 Динамика основных показателей разработки месторождения

На пласты Ач₄, Ю₁¹, Ю₂ проектные решения не утверждались. В настоящее время эксплуатация данных объектов не ведется. На пластах Ач₄, Ю₁¹, Ю₂) пробуренный фонд отсутствует.

По пласту Ач₄ - Рпл нач = 31,2 МПа, Рнас = 16,5 МПа; по пласту Ю₁¹- Рпл нач = 31,9 МПа, Рнас = 19,6 МПа; по пласту Ю₂ - Рпл нач = 32,5 МПа, Рнас = 19,8 МПа.

Так как в настоящее время залежи Ач₄, Ю₁¹ и Ю₂ не разрабатываются, то пластовое давление по ним равно начальному.

3.3 Контроль за разработкой месторождения

Контроль за разработкой Северо-Комсомольского месторождения необходимо осуществлять для решения следующих задач: определения эффективности реализуемой системы разработки в целом и проводимых технологических мероприятий в отдельности; оценки полноты и особенностей выработки запасов; изучения энергетического состояния разрабатываемых залежей и активности законтурной области; оценки воздействия на вечномерзлые породы. Контроль за разработкой месторождения подразумевает контроль за техническим состоянием и технологическими режимами работы скважин, мониторинг основных показателей разработки (добычи нефти, обводненности продукции, закачки рабочего агента и т.д.), исследование изменения физико-химических свойств добываемых флюидов и геолого-физических свойств продуктивного пласта во времени. В целом, объем полученной информации должен обеспечить возможность усовершенствования системы разработки с целью достижения рационального и наиболее полного извлечения запасов углеводородов.

Система промысловых и геофизических мероприятий по исследованию скважин и испытанию пластов является основой промыслово-геофизического контроля (ПГК) разработки месторождений нефти и газа. Технологии ПГК обеспечивают решение ряда основных задач:

а) выбор оптимального режима работы скважины и её технологического оборудования (технологический контроль);

б) определение гидродинамических характеристик вскрытого пласта(ов) (эксплуатационный контроль);

в) исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте (геолого-промысловый контроль);

г) изучение текущего состояния фонда скважин (технический контроль).

Намечаемые исследования процесса вытеснения нефти в продуктивных пластах Северо-Комсомольского месторождения включают: определение характера текущей насыщенности пласта - нефть, газ, вода (на качественном уровне) и определение текущих или остаточных коэффициентов нефтенасыщенности (на количественном уровне), определение положений ВНК путем наблюдений в эксплуатационных (добывающих, нагнетательных, наблюдательных, контрольных и пьезометрических) скважинах. Выделение действующих (затронутых выработкой) толщин, определение текущих параметров охвата пласта выработкой и заводнением.

Определение эксплуатационных характеристик пласта включает решение следующих основных задач:

- определение отдающих и поглощающих интервалов;

- определение профиля притока в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

- определение мест притока нефти, газа и воды, выявление обводненных интервалов;

- установление причин обводнения;

- количественную оценку интервальных дебитов по фазам и компонентам продукции (газу, жидкости, нефти, воде);

- определение гидродинамических параметров пластов и пропластков (пластовых давлений и температур, коэффициентов продуктивности, гидропроводности, проницаемости, скин-фактора).

Исследования эксплуатационных скважин Северо-Комсомольского месторождения для выбора оптимального режима работы технологического оборудования предусматривают решение следующих задач:

- определение статических и динамических уровней жидкости, водонефтяного, газонефтяного и газоводяного раздела в стволе, жидкостных и гидратных пробок, отложений парафина;

- определение гидродинамических параметров по устьевым замерам;

- определение положения технологического оборудования в скважине (глубина спуска насоса, воронки лифтовых труб и т.д.);

- контроль работы технологического оборудования (срабатывание клапанов и др.);

- количественное определение суммарных фазовых расходов скважины;

- определение выноса механических примесей и воды.

Исследования эксплуатационных скважин Северо-Комсомольского месторождения для изучения технического состояния скважин подразумевает:

- уточнение положения элементов конструкции (включая положение ствола в пространстве) или подземного оборудования;

- оценку степени и характера износа труб;

- оценку состояния и герметичности цементного камня (на забое и в заколонном пространстве).

Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) - исследования, основанные на изучении естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, около скважинном и межскважинном пространстве с целью:

- изучения геологического разреза и массива горных пород;

- выявления и оценки полезных ископаемых;

- контроля за разработкой месторождений полезных ископаемых и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ);

- оценки технического состояния скважин;

- изучения продуктивных пластов;