В целом доюрские образования можно разделить на два комплекса:

терригенный и карбонатно-терригенный (в литературе его ошибочно называют «кора выветривания»);

карбонатный.

Юрская система (J)

На территории Когалымского месторождения разрез юрской системы по данным сейсморазведки и бурения представлен тремя отделами: нижним, средним и верхним. Нижний отдел юрских отложений и частично средний (низы ааленского яруса) выделяются в объеме горелой свиты. Средний отдел и низы келловейского яруса верхнего отдела объединяют в тюменскую свиту. Разрез большей части верхнеюрского отдела состоит (снизу-вверх) из васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Толщина юрских отложений, вскрытых в скважине 161-Р, составляет 482 м.

Горелая свита (J1)

Литологически свита разделяется на четыре пачки (снизу-вверх): пласт Ю11 (разнозернистые песчаники, конгломераты), тогурскую глинистую, Ю10 (переслаивание алевролитов и глинисто-песчанистых прибрежно-морского генезиса) и радомскую пачку, сложенную аргиллитоподобными глинами темно-серыми, иногда углистыми.

Пласт Ю10 в скважине 161 керном не охарактеризован, его описание приводится по скважине 114 Тевлинской площади, где он представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники тонкозернистые, кварц-полевошпатовые, серые, довольно плотные, местами трещиноватые с рассеянным углистым детритом, присутствует запах нефти. Цемент карбонатно-глинистый. Аргиллиты черные, тонко-среднеплитчатые, местами трещиноватые, плотные. Изредка встречаются тонкие (до 5 см) прослои углей, трещиноватых, битуминизированных.

Возраст свиты - тоарско-ааленский (J1-2).

Мощность свиты в пределах площади зависит от рельефа фундамента и варьирует от 104 (скв.161) до 160 м.

Тюменская свита (J2-3)

Отложения тюменской свиты залегают без видимого несогласия на нижележащих, представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями бурых углей и известняков. Последние были частично подвергнуты процессу сидеритизации.

Завершает разрез тюменской свиты терригенная пачка. Представленная песчаниками и алевролитами светло-серого цвета с коричневатым оттенком, средне-мелкозернистыми, слюдистыми. Изредка отмечаются прослои углистых аргиллитов с крупными пиритизированными и сидеритизированными включениями с глауконитом и карбонатными оолитами.

Пласт ЮС2, залегающий в кровле свиты, вскрыт бурением как на Когалымском, так и на соседних с ним месторождениях: Западно-Тевлинском, Тевлинском, Южно-Ягунском. По данным керна, извлеченного в скважине 161 Когалымской площади из интервала 2865-2881 м, пласт представляет собой переслаивание песчаников и аргиллитов. Песчаники от серых до светло-серых, мелкозернистые, на глинистом цементе, слюдистые, с частыми прослоями углистого детрита и вкраплениями пирита. Аргиллиты темно-серые, слоистые, плотные, углистые, с включениями зерен пирита и раковин белемнитов. Возраст датируется как геттанг-нижнекелловейский. Толщина свиты, вскрытая скважиной 161, составляет 281 м.

Васюганская свита (J3)

Васюганская свита представлена отложениями морского генезиса и литологически разделяется на две подсвиты: нижнюю - преимущественно глинистую и верхнюю - алевролито-песчаную.

Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны. По данным кернового материала из скважины 161 в интервале 2798-2808 м пласт ЮС1, находящийся в кровле свиты, представлен песчаниками серыми, среднезернистыми, крепкими, с включениями растительного детрита и пирита и алевролитами темно-серыми, глинистыми, а также аргиллитами черными, углистыми, тонкослоистыми, слюдистыми, плотными. В нижней части пласта встречаются прослои (до 30 см) известняков темно-коричневых, битуминозных, мелкокристаллических, плотных с прожилками кальцита. Отложения палеонтологически охарактеризованы фауной аммонитов верхне-келловейско-оксфордского возраста и комплексом фораминифер оксфорда.

Толщина васюганской свиты 62-72 м, в скважине 161 - 69 м

Георгиевская свита (J3)

Отложения георгиевской свиты имеют повсеместное распространение. Толщина их около 3 м.

Баженовская свита (J3K1 )

Породы баженовской свиты являются одним из самых выдержанных литологических и стратиграфических корреляционных реперов, имеют повсеместное расположение.

Толщина отложений изменяется по площади от 25 до 32м, в скважине 161-24м.

Меловая система (К)

Отложения меловой системы общей мощностью порядка двух километров вскрыты всеми разведочными и эксплуатационными скважинами и представлены двумя отделами: нижним и верхним. В подошве они ограничены битуминозными аргиллитами баженовской, а в кровле- пластичными глинами ганькинской свит. К подошве меловых пород приурочен опорный сейсмический горизонт «Б».

На основании данных бурения, ГИС, и анализа временных сейсмических разрезов в нижнемеловых отложениях выделены следующие свиты: мегионская, вартовская, алымская и нижняя часть покурской. Верхний отдел свиты сложен породами верхней части покурской (сеноманский ярус), кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита (К1)

Мегионская свита залегает в основании нижнемелового комплекса, несогласно перекрывая отложения верхней юры, и имеет пятичленное строение.

Далее залегает ачимовская толща, имеющая ограниченное площадное распространение, с развитыми клиноформными песчаными телами, которые выклиниваются с северо-запада на юго-восток. Представлена она (скв. 161) песчаниками светло-серыми, тонко-мелкозернистыми, карбонатными с пропластками углистого детрита. К ней приурочены песчаные пласты БС16-БС22, из которых промышленно продуктивны БС161, БС162, БС18, БС19, БС20. На Когалымском месторождении мощность ачимовской толщи составляет 60-200 м, причем максимальные значения приурочены к сводам структур.

Третья пачка свиты глинистая, сложена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, слюдистыми, с прослоями и линзами светло-серого песчаного материала.

Четвертая пачка представлена чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами и аргиллитоподобными глинами. К этой части разреза приурочены промышленно-нефтеносные пласты БС101б, БС102, БС111а, БС112б, представленные песчаниками серыми, преимущественно мелкозернистыми, иногда переходящими в крупнозернистый алевролит и аргиллитами серыми, массивными, иногда трещиноватыми, с растительными остатками по напластованию (керн по скв. 161-Когалымская в интервалах 2355-2417 м и 2437-2457 м).

Завершает разрез мегионской свиты пачка аргиллитов темно-серых, почти черных, полосчатых с редкими тонкими прослоями алевролитов и песчаников. В пределах Сургутского свода эта пачка имеет региональное распространение и в стратиграфической схеме выделена как чеускинская.

Вартовская свита (К1)

Свита представлена переслаиванием песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Свита делится на две части: нижняя, включающая в себя пласты группы БС1-БС9, и верхняя - с пластами АС4-АС12. Разделяет свиту пимская пачка, состоящая из темно-серых, однородных, аргиллитоподобных глин.

Возраст вартовской свиты валанжин-барремский, причем возраст нижней подсвиты датируется как валанжин-готеривский, а верхней - готерив-барремский.

Толщина отложений свиты возрастает с востока на запад и колеблется в интервале от 399 м до 428 м, в скважине 161 - 407 м.

Алымская свита (К1)

Алымская свита залегает на отложениях вартовской свиты и согласно перекрывается покурской свитой, представляет собой толщу преимущественно глинистых пород темно-серого, почти черного цвета с линзами и тонкими прослойками алевролитов, В отложениях свиты выделяется песчаный пласт АС1.

Покурская свита (К1-2)

Завершается разрез нижнемеловых отложений нижней частью покурской свиты, для которой характерна большая уплотненность осадков. По литологическим признакам свиту подразделяют на две подсвиты: нижнюю, более глинистую, состоящую из ариллитоподобных глин, плотных, массивных, слюдистых. Верхняя подсвита более опесчаненная, здесь преобладают песчаники и алевролиты слабоуплотненные, местами рыхлые, глинистые прослои также менее плотные, зачастую комковатые. Песчаники и алевролиты мелко- и разнозернистые-, глинистые, слюдистые, довольно плотные. Граница между верхним и нижним отделом меловой системы проводится весьма условно внутри покурской свиты.

Кузнецовская свита (К2)

Свита имеет распространение практически по всей территории Западно-Сибирской плиты и является маркирующим репером. Данная стратиграфическая единица имеет четырехчленное строение.

Разрез начинается темно-серыми, почти аргиллитоподобными глинами туронского яруса. Вверх по разрезу глины постепенно меняют окраску от темно-серых до серых. Их сменяют глины зеленовато-серые, алевритистые на которых залегают алевролиты глауконитовые составляющие третью пачку. Венчают кузнецовскую свиту серые глины с редкими включениями глауконита..

Березовская свита (К2)

Свита подразделяется на две подсвиты: верхнюю и нижнюю.

Нижняя подсвита сложена голубовато-серыми, прослоями до черных, опоками и темно-серыми, тонкоотмученными глинами, присутствуют лигнитизированные растительные остатки, чешуя рыб. В подошве найдена фауна радиолярий фораминифер коньяк-сантонского возраста. Верхняя подсвита представлена толщей глин с редкими прослоями опок и опоковидных глин, в которых содержится фауна сантонского и кампанского ярусов.

Толщина свиты-130-140м.

Ганькинская свита (К2)

Осадки свиты завершают разрез меловой системы. Разрез сложен глинами, серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, с прослоями известковых алевролитов, мергелей с редкими зернами глауконита, конкрециями сидерита.

Палеогеновая система (Р)

Представлена морскими осадками палеоцена, эоцена и континентального олигоцена. В составе палеогеновых образований выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, алтымская, новомихйловская и туртасская свиты.

Палеоцен (Р1)

Талицкая свита (Р1)

Разрез свиты представлен глинами монтмориллонитовыми темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными.

Толщина свиты колеблется в пределах 102-115 м.

Люлинворская свита (Р2)

Представляет собой толщу светло-серых, зеленоватых, прослоями почти белых глин, в нижней части свиты опоковидных, в верхней - диатомитовых. По возрасту эти отложения относятся к нижнему и среднему эоцену.

Толщина свиты изменяется от 182 до 194 м.

Тавдинская (чеганская) свита (Р2-3)

Завершает разрез морского палеогена и частично захватывает подошву олигоцена, сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, прослоями алевритистыми.

Толщина осадков достигает 180 м.

Атлымская свита (Р 3)

Породы атлымской свиты представлены кварцевыми песками разнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчано-алевритовых глин.

Толщина отложений колеблется в пределах от 50 до 110 м.

Новомихайловская свита (Р 3)

Отлолжения свиты представлены серыми, коричневато-серыми глинами с включениями слабоуплотненных алевролитов и бурых углей.

Толщина свиты составляет 110-120 м.

Туртасская свита (Р 3)

Завершается разрез палеогена алевритами, песками и глинами туртасской свиты олигоцена. Пески и алевриты - кварцевые, с включениями зерен глауконита.

Толщина осадков изменяется от 40 до 70 м.

Четвертичная система (Q)

На размытой поверхности континентальных отложений палеогена со стратиграфическим несогласием залегают четвертичные образования, представленные ледниково-морскими и озерно-аллювиальными осадками.

Толщина осадков - 14-30 м.

2.1.1 Тектоническое строение месторождения

Когалымское месторождение расположено на северо-восточном склоне Сургутского свода, который осложнен структурой II порядка - Тевлинским куполовидным поднятием. На территории последнего находится Когалымское поднятие - структура III порядка. Тевлинское куполовидное поднятие на севере граничит с Северо-Сургутской моноклиналью, на востоке, через неглубокий прогиб, с Ягунским куполовидным поднятием.

Характерной особенностью геологического строения Западно-Сибирской эпигерцинской плиты является наличие трех структурно-тектонических этажей: нижнего, среднего и верхнего.

Нижний этаж представлен палеозойскими и допалеозойскими образованиями (магматическими, метаморфическими и сильно дислоцированными осадочными породами), формирование которых происходило в геосинклинальный этап развития территории, в условиях повышенной тектонической активности. Средний этаж объединяет породы, возраст которых на основании результатов анализа материалов, полученных в процессе бурения крайне ограниченного числа скважин и аналогии с сопредельными регионами Западной Сибири, диагностируется как пермско-триасовый. Верхний этаж охватывает мезо-кайнозойский осадочный комплекс. Его формирование проходило в условиях довольно устойчивого прогибания и более спокойного тектонического развития региона. Особенности развития структурных планов Когалымского месторождения были изучены по материалам сейсморазведки (отражающие горизонты А, Т, Б, БС8, Н, М, Г) и увязаны с данными бурения.

В целом отмечается унаследованный характер развития структурных планов опорных горизонтов. Над наиболее значительными поднятиями в пределах рассматриваемого структурно-тектонического этажа фиксируются антиклинальные структуры. А относительно погруженным участкам отражающих горизонтов соответствуют синклинальные структуры по вышележащим горизонтам. Тем не менее полной идентификации структурных планов разновозрастных горизонтов не наблюдается: вверх по разрезу происходит постепенное уменьшение контрастности структурных форм, т.е. выхолаживание крыльевых частей последних и уменьшение их амплитуды.

По материалам сейсморазведки 3Д / / поверхность фундамента осложнена рядом локальных структур. В южной половине месторождения было выделено три структурно-тектонических элемента IV порядка: Южно-Когалымский прогиб, Восточно-Когалымское валообразное поднятие, Восточно-Когалымский прогиб.

Южно-Когалымский прогиб находится в юго-западной части месторождения. На его территории выделяются две линейные системы антиклинальных структур (Тьлюплорская и Южно-Когалымская), которые могут квалифицироваться как структурные элементы V порядка.

Тьлюплорская система структур, ориентированная в северо-северо-восточном направлении, включает в себя четыре локальных структуры (№№1,2,3,4). Локальная структура №1 не полностью попадает в пределы полигона 3Д. По имеющимся данным ее можно квалифицировать как структурный нос, но не исключается возможность, что она может быть и замкнутой в северном направлении.

Юго-восточнее локальной структуры №6 выделяется еще одна антиклинальная складка №7. Она имеет линейную форму. Ее размеры по замкнутой изогипсе -3190 м составляют 1,5х 0,6 км, амплитуда более 10 м. Складка ориентирована на северо-восток.

Строение складок Южно-Когалымской системы структур осложнено локальными тектоническими нарушениями, амплитуды смещений которых не превышают 5 м.

В центре южной части месторождения расположено Восточно-Когалымское валоподобное поднятие. Оно разделяет Южно-Когалымский и Восточно-Когалымский прогибы. Размеры данного поднятия приблизительно составляют 9х 2 км. На его территории картируется три антиклинальные складки (№№ 8,9,10). Первая из них ( №8 ) находится севернее скважины 152. Ее размеры по замкнутой изогипсе -3190 м составляют 2,9х1,2 км, амплитуда более 50 м.

2.2 Краткая характеристика продуктивного пласта БС11

Характер распространения коллекторов по площади.

Разрез пласта БС11.

Пласт БС112б залегает в интервале глубин 2435-2650, в песчаных фациях развит по шарниру поднятия и на его восточном крыле. Максимальные толщины песчаников в разрезе пласта фиксируются в восточной части площади в скважинах 1037 (39.6 м), 2096 (36 м), 1124 (35.3 м). В разрезе пласта можно выделить четыре песчано-алевролитовых пачки, однако разделяющие их глинистые перемычки не являются полностью выдержанными по площади, что обеспечивает гидродинамическую связь пачек между собой и образование ими единого природного резервуара. Наиболее опесчанена первая, прикровельная, пачка, в западном и южном направлениях наблюдается постепенная глинизация нижезалегающих пачек. На западном крыле поднятия выделяется одна общая зона отсутствия коллекторов. Песчаники здесь встречаются только в виде редких изолированных линз небольших размеров (выявлены в скв. 2224, 2009, 609, 2026, 27р).

Основная залежь является основной по запасам и накопленной добычи нефти на Когалымском месторождении. В связи с уточнением корреляции в северо-западной и западной частях площадь залежи сократилась, а получение новых данных сейсмических исследований 1990-х гг., бурения разведочных скважин в южной части лицензионного участка и эксплуатационных скважин на восточном склоне поднятия привело к расширению границ залежей в соответствии с выполненными структурными построениями и результатами переинтерпретации ГИС.

Эта залежь характеризуется обширной водо-нефтяной зоной, площадь ее составляет 49.4 % от общей площади залежи. ВНК по залежи в среднем находится на ранее принятой а.о. -2392 ±3.0 м. По материалам интерпретации ГИС водонефтяной контакт отбивается в 12 скважинах, а.о. его изменяются от -2387.3 м (скв. 1027) до -2396.7 м (скв. 1057), среднее значение составляет -2391.45 м. В остальных скважинах между интервалами коллекторов, интерпретируемых как нефтенасыщенные и как водонасыщенные, залегают непроницаемые прослои толщиной от 0.4 м и выше. На более низких отметках нефть по ГИС отмечается в скв. 1202, 1155, 1120, 1036, 1057. Водонасыщенные по ГИС коллектора выше принятой отметки ВНК отмечаются в скв. 1218, 2045, 1035, 1223, 1204, 1027, 1213, 1211, 2036, 1038. Безводный приток нефти ниже а.о. - 2392 ±3.0 м получены в скв. 2044 и 1200. В последнем случае можно предположить, что нижний нефтеводонасыщенный прослой хотя и был перфорирован, но остался не подключенным к разработке, поэтому скважина около года давала безводную продукцию, и только затем начала обводняться. Притоки воды с небольшим количеством нефти выше а.о. - 2392 ±3.0 м были получены после пуска в эксплуатацию скв. 1112. Обводнение скважины можно объяснить внедрением в залежь законтурной водой, так как западнее нее к моменту пуска ее в эксплуатацию осуществлялась интенсивная добыча нефти. Таким образом, из 145 скважин, используемых для подтверждения отметки ВНК, в 16 (11 %) нефте- и водонасыщенные по ГИС интервалы значимо отличаются от принятого положения ВНК, однако в большинстве из них это может быть отнесено за счет ошибок определения инклинометрии вследствие большого удлинения. Так как какой-либо тенденции в наклоне поверхности ВНК не наблюдается, то контакт принимается субгоризонтальным.

Эффективные толщины песчаников в зоне их развития по основной залежи изменяются в пределах 0.8-39.6 м, нефтенасыщенные - в пределах 1.0-35.3 м, достигая максимума в скв. 1124, 25.6 м зафиксировано в скв. 1152, 24.8 м - в скв. 1216. Размеры залежи 35.0х6.0 км, высота 75 м. Залежь пластовая, сводовая, осложненная литологическим экраном по западному крылу поднятия.

По залежи в районе скв. 112р отметка ВНК - 2367 м получена по подошве нефтенасыщенного песчаника в скважине. При испытании коллекторов в интервале а.о. -2363.8-2370.8 м получен приток нефти с водой (нефти - 28.7 м3/сут, воды - 12.3 м3/сут). С учетом выполненных сейсмических исследований в районе скв. 112р размеры выявленной здесь ранее залежи оказались значительно большими, чем это представлялось ранее и составили 3.5х2.5 км, высота до 20 м. Эффективная толщина в скв. 112р составила 11.8 м, нефтенасыщенная - 3.4 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая.

В скв. 27р песчаники встречены в нижней части пласта в интервале с а.о -2415.1-2451.8 м. По ГИС они характеризуются значениями сп =0.741.00 и Rп = 5.711.3 омм. В соседних скважинах данный интервал коллекторов не содержит. Промышленная продуктивность выделенной в районе скв. 27р небольшая литологически полностью экранированная залежь нефти испытанием не подтверждена. Нефтенасыщенная толщина в скважине в сумме составила 7.2 м. Размеры залежи - 1.0х0.8 км, высота до 10 м.

В пласте БС112а в настоящем пересчете запасов выделена одна залежь. После проведенной перекорреляции разрезов увеличилась ее площадь на участках в районе скв.29р-156р и 27р-43р, а по результатом эксплуатационного разбуривания расширился контур нефтеносности на восточном склоне поднятия. ВНК по залежи в настоящем пересчете принят наклонным с погружением его к северной переклинали залежи, где он проводится на а.о. -2386 м (подошва получения безводной нефти в скв. 43р). К югу ВНК повышается и в центральной части залежи трассируется приблизительно на а.о. -2364.0 м. Здесь притоки безводной нефти или с небольшим содержанием воды получены до а.о. -2365.5 м (скв. 1066), -2363.3 м (скв. 1072). Приток воды получен с а.о. -2370.9 в скв. 1142. В скважинах с малым удлинением 160р и 1111 по ГИС пласт уверенно водонасыщен начиная соответственно с а.о. - 2365.8 м и -2366.1 м. Разные отметки ВНК на северном и южном участках залежи обусловлены прерывистым строением проницаемой части пласта и связаны в основном с появлением в северной части месторождения в нижней части пласта нефтенасыщенного прослоя коллектора, замещенного в южной части непроницаемыми разностями. Таким образом, водонефтяной контакт по залежи данного пласта определяется в настоящем пересчете на а.о. - 2365 ±3.0 ч -2386 ±3.0 м., что на 10-30 м ниже, чем это принималось ранее.

Геолого-промысловые особенности пласта БС11

По результатам исследования скважин и пластов (табл. 1.1) наиболее высокая проницаемость (200 мД) отмечена в пласте БС112а в районе скв. 1037. Это единственное значение проницаемости по исследованиям скважин, вскрывших только этот пласт.

Таблица 1

Исследования, проведенные по скважинам основного пласта БС112б, достаточно равномерно охватывают всю площадь залежи. Средняя проницаемость пласта составляет 20 мД, удельная продуктивность - 0.208 м3*10/сут*МПа*м, гидропроводность - 34.44 мкм2*см/мПа*сек.

Величина среднего значения скин-фактора (1.1), полученная по скважинам пласта БС112б, пробуренным после 1995 г., свидетельствует о невысоком загрязнении призабойной зоны скважин, высокой эффективности первичного и вторичного вскрытия пластов за счет применения современных технологий бурения скважин и новых типов перфораторов (ТСР и ЗПК-105С).

Гидродинамические характеристики по скважинам, вскрывшим одновременно пласты БС112а и БС112б, близки по значениям характеристикам пласта БС112б. Средняя проницаемость по совместным скважинам составляет 29 мД, удельная продуктивность - 0.237 м3*10/сут*МПа*м, гидропроводность - 30.63 мкм2*см/мПа*сек.

Продуктивные пласты изучались по данным керна, который исследовался в ЦЛ Главтюменьгеологии, СибНИИНП и АО «СИБКОР», а также в американской компании «SCAL». Для количественной характеристики коллекторских свойств использованы результаты лабораторных исследований кернового материала, выполненных главным образом по отечественной технологии. СибНИИНП и АО «СИБКОР», помимо определения стандартного набора коллекторских свойств (открытой пористости, газопроницаемости, водоудерживающей способности, объемной плотности и карбонатности) использовало более широкий спектр дополнительных исследований, в частности, определение гранулометрического состава, минералогической плотности, замеры удельного электрического сопротивления УЭС, определение акустических и прочностных свойств горных пород, рентгенофазный анализ глинистой составляющей, термовесовое исследование карбонатности, гамма-спектрометрические исследования и др.

Таблица 1.1

Таблица 1.2

ИСХОДНЫЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВН0ГО ПЛАСТА БС11 КОГАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико_химические свойства нефти и растворенного газа Когалымского нефтяного месторождения изучались по данным исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти, проведенных в лабораториях исследований пластовых нефтей и газа Центральной лаборатории Главтюменьгеологии (в период разведочных работ), СибНИИНП и специализированными НПП «Нефтеком» и «Реагент» (на стадии промышленного освоения). Сведения о количестве отобранных проб приведены в табл. 1.2.1.

Глубинные пробы нефти отбирались пробоотборниками поршневого типа ВПП-300. В качестве методического основания проводимых исследований глубинных проб использовался отраслевой стандарт ОСТ 39-112-80 “Нефть. Типовое исследование пластовой нефти”. Для подсчета запасов нефти и растворенного газа использовались значения плотности нефти, пересчетного коэффициента и газосодержания, определенные по данным дифференциального разгазирования глубинных проб до стандартных условий. Подсчетные параметры по пластам БС101б и БС102 приняты одинаковыми как средние значения по кондиционным пробам.

Нефти пластов Когалымского месторождения по своим свойствам и составу весьма близки между собой. Они недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 8.3-11.1 Мпа. Плотность сепарированной нефти, ее газосодержание, объемный коэффициент, вязкость и другие параметры по разрезу месторождения изменяются незначительно

Компонентный состав пластовой, разгазированной нефти и выделившегося газа определялся методом газожидкостной хроматографии, средние значения для пластов приведены в табл. 1.2.3. В составе пластовой нефти молярная доля метана составляет 18.05-23.47 % мольных, суммарное количество углеводородов группы С2-С5 не превышает 30%. По групповому углеводородному составу нефть является преимущественно ароматическо-нафтено-метановой. Дистиллят ее содержит более 50 % метановых углеводородов, порядка 25 % нафтеновых и около 20 % - ароматических. Содержание азота, диоксида углерода и других неуглеводородных компонентов в газе и нефти незначительное и, как правило, в сумме не превышает 2 % объемных.

Растворенный газ по результатам исследования проб пластовых нефтей методом однократного разгазирования имеет состав, близкий к результатам, полученным при ступенчатой сепарации. В целом растворенный газ является существенно жирным, обогащенным тяжелыми углеводородами. Отношение содержания этана к пропану меньше единицы, что характерно для газов нефтяных залежей. Содержание сероводорода незначительно, максимальное содержание по отдельным пробам не превышает долей процента. Молярная концентрация гелия в растворенном нефтяном газе имеет непромышленное значение.

Физико-химическая характеристика разгазированных нефтей изучена по данным лабораторных анализов ГПЖ, исследования поверхностных (устьевых) проб после 1995 г не проводились. Анализы разгазированных проб проведены на ротационном реовискозиметре «Реотест-2» по типовым методикам, перечень которых приведен в ОСТ 39-112-80.

Нефти всех пластов по классификации ГКЗ относятся к легким, маловязким, сернистым, малосмолистым, парафинистым, с выходом светлых фракций от 42 % .

Физико химические свойства нефти приведены ниже (таблица 1.3)

Таблица 1.3

Физико-химические свойства нефти Когалымского месторождения пласта БС11

Таблица 1.4

Состав растворенного газа Когалымского месторождения при однократном разгазировании пластовой нефти

Таблица 1.5

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Когалымского месторождения

Проектные решения по Когалымскому нефтяному месторождению, недропользователем которого является ЗАО «ЛУКОЙЛ - АИК», подготовлены и утверждены следующие проектные документы:

1. Технологическая схема разработки СибНИИНП г. Тюмень 1980 г.

2. Проект пробной эксплуатации. БашНИПИнефть, г. Уфа 1985 г.

3. Технологическая схема разработки. БашНИПИнефть, г. Уфа 1988 г.

4. Уточнённая технологическая схема разработки Когалымского месторождения БашНИПИнефть,г. Уфа 1997 г. (протокол ЦКР №2149 от 29.05.97 г.)

5. Авторский надзор за разработкой Когалымского месторождения (бюро ЦКР № 2297 от 27.10.98 г.)

Проектный фонд скважин

Месторождение находится во второй стадии разработки. По показателям разработки, утвержденным протоколом ЦКР № 2149 от 29.05.97г. на основании "Уточненной технологической схемы разработки Когалымского месторождения" эксплуатационный фонд должен был составить 272 добывающие скважины и 65 нагнетательных, действующих скважин, соответственно, 258 и 62. По показателям разработки «Авторский надзор» соответственно нефтяных -224 скважины, нагнетательных - 73 скважин, действующих нефтяных - 210, нагнетательных - 72.

Фактически действующий фонд добывающих скважин составил 74,03 % от утвержденного протоколом ЦКР № 2149 от 29.05.97, от нагнетательного - 135,4 %, т.е., соответственно 191 и 88 скважин, а по показателям разработки «Авторский надзор» соответственно нефтяных - 91%, нагнетательных - 122,2%.

Процентное соотношение по нефтяным скважинам связано с тем, что при расчете в технологической схеме не учтена возможность нерентабельности работы малодебитных скважин и вывода их в консервацию. При условии их работы процентное соотношение могло бы равняться 100%.

Ввод новых нагнетательных скважин за 2001 год по отношению к количеству утвержденных « Авторским надзором» составляет + 16 скважин.

На 2002 год разработаны первоочередные мероприятия по работе с фондом скважин, находящихся в консервации, и мероприятия по дополнительной добыче нефти за счет вывода скважин из бездействия и консервации. Разработана программа по разработке трудноизвлекаемых и низкопродуктивных пластов БС16-20. На месторождении почти весь фонд скважин механизирован, что составляет 92,7%. Из числа механизированного фонда на долю ЭЦН приходится 68,8%, ШГН - 23,9 %, 5 скважин работают фонтаном и 10 скважин находится в освоении. В 2000 году процентное отношение составляло, соответственно, 69,8% и 28,6%.

3.2 Текущее состояние разработки

3.2.1 Добыча флюида

За 2001 год в целом по месторождению добыто 3 167 211 т жидкости, в т.ч.1 984 843 т нефти, 1 182 368 т воды. Фактическая добыча нефти больше прогнозируемой на 119 943 т.

Cреднегодовая обводненность составила 37,3%, утвержденная - 36,1%. Обводнённость продукции по отношению к проектной больше на 1,2%, это связано с вводом в работу 1 скважины из консервации (1080/24 - 80 % воды), увеличение количества скважин работающих с водой, 72 скважины работают с водой больше 50 %.. Среднегодовая обводненность по сравнению с 2000 годом выросла на 3,9 %, за период 1999 - 2000 год вода выросла на 6,8%.

На 1.01.2002г. в работе с водой находились 191 скважина из 218 эксплуатационных. Для сравнения - на конец 2000 года с водой работали 175 скважин из 192 эксплуатационных, количество скважин работающие с водой более 90% - 2.

191 скважина, работающие с водой и из них:

до 2% - 9 скв.

от 2 до 20% - 58 скв.

от 20 до 50% - 46 скв.

от 50 до 90% - 72 скв.

от 90 и более - 6 скв.

Дебит действующей скважины по жидкости составил 50 т/с, по нефти - 31,3 т/с, что на 4,5 т/с по жидкости и 5,3 т/с по нефти меньше по сравнению с 2000 годом. Это можно объяснить вводом малодебитных и обводнённых скважин из бездействия, консервации и пьезометра. Сравнительные показатели разработки по пластам и в целом по месторождению приведены в таблицах №№ 2.

Дебиты скважин изменяются в широких пределах: от 0.8 до 192.3 т/сут по нефти и от 0.9 до 235.5 т/сут по жидкости, 8 % скважин в декабре 1999 г. работали с дебитами по нефти до 5 т/сут, 10 % скважин - от 5 до 10 т/сут, 21 % скважин - от 10 до 20 т/сут, 27 % скважин - от 20 до 50 т/сут, 27 % - от 50 до 100 т/сут и 7 % - свыше 100 т/сут. Средний дебит скважин в целом по месторождению в 1999 г. составил 40.0 т/сут по нефти и 54.5 т/сут по жидкости.

Средняя обводненность продукции скважин в 1999 г. была 26.6 %. В декабре 1999 г. 34 % скважин работали с обводненностью менее 10 %, 15 % скважин - с обводненностью от 10 до 20 %, 26 % - с обводненностью от 20 до 50 %, 13 % - с обводненностью от 50 до 70 %, 7 % - с обводненностью от 70 до 80 % и 5 % - с обводненностью от 80 до 90 %.

Уровень добычи нефти в целом по месторождению в 1999 г. составил 1845 тыс. т, жидкости - 2515 тыс. т. Накопленная добыча нефти на 1.01.2000 г. - 10298 тыс. т, или 10.6 % от утвержденных начальных геологических и 50.6 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов категорий В+С1. Темп отбора нефти от утвержденных начальных извлекаемых запасов категорий В+С1 в 1999 г. составил 9.1 %, от остаточных - 15.5 %. Накопленная добыча жидкости на 1.1.2000 г. - 12177 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор - 0.182, накопленная закачка воды - 14400 тыс. м3.

Месторождение находится на стадии растущей добычи нефти, его разбуривание не завершено, формирование системы ППД не закончено.

3.2.2 Закачка воды

В 2001 г. на Когалымском месторождении практически сформирована обратная семиточечная система заводнения по пласту 2БС11 (по пробуренному фонду). Под закачку введено 9 новых скважин со среднесуточной приёмистостью 110,4 м3, все скважины были введены из нефтяного фонда.

В 2001 году организовали закачку в районе 63 куста по пласту 2БС11, были переведены под закачку 4 новые скважины. В этом году продолжили организовывать закачку по пласту БС18,19. Под закачку переведены скважины 309/25 и 384/4.

Компенсация отбора закачкой за год составила 77,43 %, в том числе по объектам:

1БС10 - 38,2 %

2БС11 - 83,2 %

Ачим. - 58,3 %

1ЮС - 35,5 %

С начала разработки компенсация отбора закачкой составила 83,01% .

Всего за период было закачано 3 117 000 м3 воды, в том числе:

1 178 896 м3 подтоварной воды и 1 938 804 м3 сеноманской.

На всех нагнетательных скважинах уставлены СВУ, что позволяет своевременно регулировать закачку путём штуцирования. Распределение закачки производится на основании фактического отбора по зонам.

В 1998-1999 гг. по 22 совместным на пласты БС112а и БС112б нагнетательным скважинам (76% совместных скважин), были проведены работы по определению профиля приемистости (ОПП), по 16 из них получены количественные оценки совместной работы пластов БС112а и БС112б, что позволяет считать результаты анализа этих работ представительными.

Анализ профилей приемистости совместных на пласты БС112а и БС112б нагнетательных скважин показал следующее: по семи скважинам воду принимает только пласт БС112б, по одной скважине 100% закачки приходится на пласт БС112а, по восьми скважинам объемы закачки распределяются между пластами в различных пропорциях, причем распределение закачки по пластам при разных режимах исследований (на разных штуцерах) меняется незначительно (2-3%).

В среднем, по результатам ОПП, в пласт БС112а при совместной закачке воды в пласты БС112а и БС112б поступает 16% объемов закачки. В то же время, по соотношению значений kH вскрытых перфорацией продуктивных слоев пластов БС112а и БС112б, средняя доля пласта БС112а по тем же скважинам, должна была бы составить 33%.

Разбуривание залежей объекта не завершено, формирование системы ППД не закончено.

Протоколом ЦКР Минтопэнерго РФ (№2149 от 29.05.1997 г.) предусмотрено продолжение реализации на разбуренной части объекта БС10-11 блоковой трехрядной системы с размещением скважин по сетке 500 х 500 м в сочетании с очаговым заводнением и разбуривание оставшейся части объекта по площадной семиточечной системе (сетка 500 х 500 м).

К 1.1.2000 г. на площади основных залежей пластов БС112а и БС112б, разбуривавшихся в последние годы, которую можно отнести к участку 7-точечной системы размещения скважин, работало 12 нагнетательных и 42 добывающие скважины, т. е. их соотношение, в основном из-за того, что участок разделен на 2 части, а его южная часть вытянута полосой шириной 1-2 элемента, составило 1:3.5 вместо характерного для этой системы 1:2.

Что касается площади залежей пластов БС112а и БС112б, которую можно отнести к участку трехрядной системы заводнения в сочетании с очаговой, хотя формирование ни одного из нагнетательных рядов не завершено, то на ней к 1.1.2000 г. работало 32 нагнетательных и 65 добывающих скважин, т. е. их соотношение было 1:2. Таким образом, на 1.1.2000 г. система заводнения на участке 7-точечной системы была существенно менее интенсивной, чем на участке трехрядной системы, и далекой от характерной для 7-точечной системы.

3.3 Текущее состояние заводнения на Когалымском месторождении

3.4 Фонд скважин

На Когалымском месторождении нефть со скважин добывается механическим способом, то есть при помощи глубинно - насосного оборудования.