Дубовик ВКР 5. Подбор фонтанного оборудования для оптимизации работы добывающей скважины

Название	Подбор фонтанного оборудования для оптимизации работы добывающей скважины
Дата	27.05.2022
Размер	1.51 Mb.
Формат файла
Имя файла	Дубовик ВКР 5.docx
Тип	Пояснительная записка #553259
страница	2 из 9

1 2 3 4 5 6 7 8 9

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящей пояснительной записке используются следующие сокращения:

ПАО – публичное акционерное общество;

ТПП – территориально производственное предприятие;

КЦДНГ – комплексный цех по добыче нефти и газа;

ГИС – геофизические исследования скважин;

ППД – поддержание пластового давления;

КИН – коэффициент извлечения нефти; ВНК – водонефтяной контакт;

ГТМ – геолого-технические мероприятия;

ГЖС – газожидкостная смесь;

НКТ – насосно-компрессорные трубы;

ГОСТ – государственный стандарт;

ПБ – промышленная безопасность;

ОТ – охрана труда.

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в России используют три основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и насосный.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Поэтому фонтанный способ наиболее экономичный и обычно как естественный способ характерен для вновь открытых, энергетически не истощенных месторождений.

Одним из основных вопросов эксплуатации фонтанной скважины является правильно подобранный режим фонтанного подъемника, который будет давать приемлемый дебит наиболее длительный период эксплуатации скважины, а также экономически выгодные показатели.

Для подбора параметров работы фонтанного подъёмника можно использовать программный продукт PIPESIM. Симулятор PIPESIM по моделированию многофазного потока призван решать вопросы, связанные с потоком флюида, и оптимизировать добычу.

Современным системам добычи необходим дизайн, который соответствует требованиям безопасности и рентабелен с точки зрения транспортировки флюидов от пласта (коллектора) до пунктов подготовки продукции.

В ходе работы рассматривается участок движения пластового флюида от забоя до устья, за счёт естественного фонтанирования скважины.

Цель работы – изучение данных по работе фонтанных скважин на Баяндыском месторождении и подбор оптимального режима фонтанного подъёмника.

1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА БАЯНДЫСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Общие сведения о месторождении

В административном отношении Баяндыское месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми, в 60 км к северо-западу от г. Усинска и в 35 км к северо-западу от крупного разрабатываемого Усинского нефтяного месторождения (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 – Обзорная карта

Предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» владеет лицензией СЫК 13209 НР, выданной 27.03.2005 г сроком до 30.06.23 г, на право поиска, разведки добычи УВ сырья в пределах участка Денисовской впадины. Ближайший населенный пункт – пос. Щельябож расположен в 5 км к югу на левом берегу р. Печоры. В районе действует ЛЭП-220 КВт Печорской ГРЭС (в 35 км к востоку); функционируют магистральный нефтепровод Усинск-УхтаЯрославль, газопровод для транспорта попутного газа до г. Печоры, межпромысловые нефтепроводы, по которым нефть поступает на головные сооружения с ближайщих месторождений. В географическом отношении район работ располагается в пределах северовосточной части Печорской низменности в подзоне Крайнесеверной тайги в бассейне р. Печоры, протекающей в 8 км юго-западнее месторождения.

Площадь работ располагается на поверхности водно-ледниковой равнины. Абсолютные отметки устьев скважин изменяются от +58 до +85 м. Гидрографическая сеть принадлежит бассейну р. Печоры и в пределах площади представлена безымянными притоками I порядка, пересекающими район работ и имеющими извилистое русло. Большинство рек вытекает из болот и озер. Заболоченность плоских водоразделов до 40 %. Болота развиты, в основном, в припойменных частях рек и ручьев. Густота речной сети доходит до 0,33 км/км² .

Большинство ручьев, пересекающих площадь, глубиной до 1,2 м, шириной до 10- 15 м, скоростью течения 0,6 м/с. Химический состав поверхностных вод, как правило, гидрокарбонатно-кальциевый с минерализацией 100-150 мг/л. Климат района умеренно-континентальный, умеренно-холодный, по климатическому районированию – северный равнинный.

Территория относится к району с длительной умеренно-суровой зимой и прохладным летом. Среднегодовая температура минус 3,2 °С. Среднелетняя температура +11,7 °С, при абсолютном максимуме +34 °С, среднезимняя – минус 17,0 °С, при абсолютном минимуме минус 53 °С. Снежный покров устанавливается в третьей декаде октября, держится примерно 90-200 дней и сходит в первой декаде мая. Расположение снежного покрова неравномерно из-за частых метелей и зависит от защищенности места, 9 средняя его высота 0,5 м, максимальная 0,8 м, в оврагах до 2 м. Нормативная снеговая нагрузка 150 кг/м².

Для района характерна частая повторяемость ветров значительной скорости. Годовое количество дней со штилем - 45. В зимнее время преобладают ветры югозападных и южных румбов, в летнее – северные и северо-западные ветры. Зимой часто наблюдаются пурга, метели, снежные заносы. Число дней с метелями за зиму составляет 60. Среднегодовая скорость ветра 4,3 м/с, сильные ветры до 22-28 м/с наблюдаются зимой во время пурги. Число дней с грозой в летний период составляет 14, среднее число дней в году с туманом 27, с гололедом 13. Скорость ветра более 10,0 м/сек повторяется 21,8 дней в году, что составляет 10,8 %. Нормативная ветровая нагрузка 45 кг/м₂.

Непосредственно в районе работ преобладают торфянисто-подзолистоглееватые иллювиально-гумусовые почвы. Почвообразующими являются супесчаные, подстилаемые моренными суглинками породы. Грунты неоднородные: торф, супесь, пылеватые пески, тугопластичный суглинок. Уровень грунтовых вод высокий, на глубине 0,3-0,8 м отмечается верховодка, глубина залегания грунтовых вод зависит от атмосферных осадков, в зимнее время отложения, практически, полностью промерзают.

Площадь работ относится к зоне редкоостровного распространения верхнего слоя многолетнемерзлых пород. Для района характерно развитие сезонно-мерзлого и сезонно-талого слоев. Формирование сезонно-мерзлого слоя происходит в приповерхностном слое до глубины 0,5-1,8 м, начинается в октябре, наиболее интенсивно происходит в ноябре-январе, в марте темпы промерзания снижаются и до конца зимнего периода, практически не увеличиваются. Нормативная глубина промерзания глинистых и суглинистых грунтов под оголенной от снега поверхностью – 2,6 м. Из местных материалов для строительства могут быть использованы лес, лесоматериалы, песчано-гравийные смеси (в том числе песок, намытый при дноуглубительных работах из р. Печоры и складированный в отвалах в пос. Щельябож), глина, торф. 10 Животный мир разнообразен и представлен всеми типами, характерными для крайнесеверной тайги и южной лесотундры - лосями, волками, лисами, песцами, зайцами-беляками, белками. Снабжение водой может осуществляться как из поверхностных водоемов (безымянные правые притоки I порядка р. Печоры пересекают район работ), так и из подземных источников. На территории Баяндыского месторожденияя особо охраняемых природных территорий в настоящее время не организовано. Но на сопредельном участке в 20 км в восточном направлении от скв.8 находится заказник «Болото Небеса-Нюр» (1600 га), расположенный в Усинском районе, на территории Усть-Усинского лесничества, на правом берегу р.Колва, в 60 км от ее устья.

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Центральная залежь, расположенная в пределах собственно Баяндыской структуры массивная, сводовая, тектонически экранированная размерами 8,5*1- 2,3км, высота-118м. По керну определены: пористость (96 определений) и проницаемость (87 определений) по образцам из двух скважин.

По ГИС пористость и нефтенасыщенность определены по восьми скважинам (185 определений). Для проектирования пористость принята по ГИС, проницаемость - по керну. Коэффициент вытеснения нефти водой определен на четырех полноразмерных образцах керна. Физико-химические свойства нефти изучены по четырем глубинным и девяти поверхностным пробам.

Северная залежь (южный купол) массивная, сводовая, тектонически ограниченная, размерами 4,25 х 0,5-0,9 км, высота 61 м. По керну определены: пористость (40 определений) и проницаемость (32 определения) по образцам из одной скважины. По ГИС пористость и нефтенасыщенность определены по одной скважине (23определения).

Для проектирования пористость принята по ГИС, проницаемость - по керну. Коэффициент вытеснения нефти водой определен на одном полноразмерном образце керна [1].

Залежь нефти в нижнемосковских отложениях пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры 12 * 7,5 км, высота - 170 м.

По керну определены: пористость (41 определение) и проницаемость (40 определений) по образцам из одной скважины. Для проектирования пористость принята по ГИС, проницаемость - по керну.

Для проектирования пористость принята по ГИС, проницаемость - по керну. Коэффициент вытеснения нефти водой определен на двух составных моделях пласта и трех полноразмерных образцах керна.

Физико-химические свойства нефти изучены по трем глубинным и шести поверхностным пробам. Нефти всех залежей в стандартных условиях особо легкие и легкие, малосернистые, малосмолистые, маловязкие, парафинистые. Растворенный в нефти газ высокоагрессивный.

1.2.1 Стратиграфия

На Баяндыской площади вскрыты отложения силурийской, девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой и четвертичной систем. 1) Силурийская система – S 1.1) Нижний отдел – S1 Вскрытая мощность отложений в скв.1-Баяндыская – 38 м. Отложения представлены переслаиванием доломитизированных известняков и глинистых плотных известняков.

2) Девонская система – D. По результатам интерпретации сейсмических данных, нижнедевонские и среднедевонские отложения на Восточно-Баяндыской площади отсутствуют и появляются в разрезе осадочного чехла в 9-10 км северо-восточнее изучаемой площади.

2.1) Верхний девон – D3. Верхнедевонские, преимущественно карбонатные, отложения с глубоким размывом залегают на нижнесилурийских карбонатах и со стратиграфическим несогласием перекрываются отложениями визейского яруса нижнего карбона. В составе верхнедевонского отдела выделяются франский и фаменский ярусы. В скважине 1-Баяндыская, где верхнедевонские отложения пройдены полностью, их толщина – 900 м.

2.1.1) Франский ярус – D3f. В скважине 1-Баяндыская толщина нерасчлененных нижне-среднефранских поддоманиковых отложений (в объеме тиманского и саргаевского горизонтов (D3tm+sr)) составляет 14 м. Литологически разрез представлен известняками 12 серыми, неравномерно глинистыми, с прослоями темно-серых плитчатых мергелей и аргиллитов.

2.1.2) Доманиковый горизонт (D3dm), толщиной 35 м, в скважине 1- Баяндыская представлен битуминозными известняками, темно-коричневыми, почти черными, тонкокристаллическими с прослоями битуминозных мергелей, темно-серых, тонкослоистых. Нерасчлененные верхнефранские отложения представлены в объеме ветласянского, сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов (D3vt+src+ev+lv). Литологически разрез представлен двумя типами: рифогенным и депрессионным. Рифогенный тип разреза вскрыт скважиной 1-Баяндыская, пробуренной в гребневой части рифогенной постройки. В основании рифогенной толщи залегают сероцветные известняки, сгустково-комковатые, неравномерно глинистыми и перекристаллизованные. Выше разрез представлен преимущественно вторичными доломитами светло-серыми и коричневато-серыми, массивными, брекчиевидной формы. Толщина верхнефранской рифогенной толщи составляет 301 м. Депрессионный тип разреза вскрыт скважиной 1-Андрюшкинская. Литологически разрез представлен тонким неравномерным переслаиванием известняков и мергелей. Толщина отложений в депрессионной части составляет 45 м.

2.1.3) Фаменский ярус – D3fm. Отложения фаменского яруса представлены в объеме нижнефаменского подъяруса. Средне- и верхнефаменские отложения, в составе усть-печорского, зеленецкого и нюмылгского горизонтов, полностью уничтожены предвизейским региональным размывом. В составе нижнефаменского подъяруса выделяются задонский и елецкий горизонты. Отложения задонского горизонта полностью вскрыты только скважиной 1- Баяндыская, где его толщина составляет 359 м. Отложения елецкого горизонта представлены переслаиванием известняков серых, тонко-скрытокристаллических, неравномерно глинистых, доломитизированных. Толщина горизонта – 123-397 м.

3) Каменноугольная система – С 13 3.1) Нижний отдел – С1.

3.1.1) Визейский ярус – C1v. Представлен средне- верхневизейским подъярусами в объеме окского надгоризонта. Породы окского надгоризонта представлены неравномерным чередованием известняков и доломитов. Нижняя часть надгоризонта (тульский горизонт) толщиной 8-9 м сложена серыми, темно-серыми известняками, детритовыми, тонкозернистыми, скрытокристаллическими, неравномерно глинистыми и доломитизированными, в основании переходящими в мергель и аргиллит (терригенная толща). Общая толщина визейского яруса составляет 183- 192 м.

3.1.2) Серпуховский ярус – C1s. В составе нижнесерпуховского подъяруса выделяется заборьевский надгоризонт (С1zb) в объеме тарусского (C1tr) и стешевского (C1st) горизонтов, толщиной 151-164 м. На рассматриваемой площади в подъярусе выделяется подангидритовая карбонатная пачка (45-52м), представленная доломитами, серовато-коричневыми, мелко- и тонкозернистыми, мелкокристаллическими, массивными, неравномерно известковистыми, мелкопористыми, трещиноватыми, нефтенасыщенными, с примазками нефти, с редкими включениями ангидрита белого в виде вкраплений, гнезд и линз. Сульфатные отложения имеют региональное распространение и служат одним из маркирующих горизонтов и представлены ангидритами светло-серыми до белых, разнозернистыми, крупно- среднекристаллическими, массивными, плотными, крепкими, с прожилками доломитов. Отложения верхнесерпуховского подъяруса представлены старобешевским надгоризонтом (C1sb) в объеме протвинского (C1pr) горизонта. Разрез сложен преимущественно известняками, переходящими вверх по разрезу в доломиты, с редкими прослоями аргиллитов. Толщина горизонта изменяется от 97 м до 107 м. 3.2) Средний отдел – С2

3.2.1) Башкирский ярус – С2b представлены известняками, реже доломитами, с подчинёнными прослоями аргиллитов. Толщина отложений на площади 59-69 м.

3.2.2) Московский ярус – С2m. 14 Нижнемосковские отложения представлены известняками светло-серыми, серыми, коричневато-серыми, преимущественно органогенно-детритовыми (полидетритово-водорослевые, биоморфно-детритовые, водорослевые, фораминиферовые), с редкими прослоями обломочных, органогенно-обломочных и тонкозернистых, средней крепости, неясно слоистыми, плотными, участками пористыми, местами трещиноватыми и стилолитизированными. Верхнемосковские отложения представлены сероцветными известняками тонкозернистыми, преимущественно известняками водорослевыми, водорослевофораминиферовыми, обломочными и органогенно-обломочными. По всему разрезу наблюдаются частые прослои глинистых известняков и аргиллитов. Толщина подъяруса варьирует от 79 м до 112 м.

3.3) Верхний отдел – С3 Нерасчлененные отложения верхнего карбона сложены преимущественно известняками сероцветными, детритовыми и скрытокристаллическими, водорослевыми и мшанковыми, органогенно-обломочными и обломочными, слабо доломитизированными, Толщина отложений верхнего карбона изменяется от 43 до 74 м.

4) Пермская система – Р

4.1) Нижний отдел – Р1

4.1.1) Ассельский ярус – Р1а. В разрезах преобладают тонкозернистые с глинистой примесью известняки темно-серые, коричневато-серые, с частыми переходами по слою в мергели темносерые, тонкозернистые. Органогенно-детритовые и органогенно-обломочные разности присутствуют в виде прослоев. Толщина отложений от 26 до 36 м.

4.1.2) Сакмарский ярус – Р1s залегает на породах ассельского возраста. Сложен ярус неравномерно чередующимися известняками в различной степени глинистыми, реже органогенно-детритовыми и мергелями, с прослоями и линзами аргиллитов и алевролитов. Толщина отложений сакмарского яруса от 145 м до 169 м.

4.1.3) Артинский ярус – Р1ar. Нижнеартинский подъярус сложен детритовыми известняками в различной степени глинистыми и кремнистыми, с прослоями аргиллитов и смешанных 15 алевритово-глинисто-карбонатных пород. Верхнеартинский подъярус сложен известняками с прослоями смешанных карбонатно-алевритовых пород и алевролитов. Толщина артинского яруса от 203 м до 258 м.

4.1.4) Кунгурский ярус – Р1k представлен преимущественно терригенными породами, накопление которых происходило в условиях мелководно-морского бассейна. По литологическому составу он подразделяется на две пачки. Нижняя, карбонатно-алевритовая, сложена известковыми алевролитами и аргиллитами с прослоями песчаников и известняков. Верхняя, алевритово-глинистая, представлена толщей глин с редкими прослоями алевролитов, песчаников и известняков. Толщина кунгурского яруса 60-117 м.

4.2) Верхний отдел – Р2

4.2.1) Уфимский ярус – Р2u. Отложения яруса представлены глинами и алевролитами с прослоями песчаников. Толщина уфимского яруса 370-431 м.

4.2.2) Казанский +татарский ярусы – Р2kz+t. Нерасчлененные казанско-татарские отложения залегают согласно на уфимских и представлены континентальными красноцветно-сероцветными песчано-алевритово-глинистыми породами.Толщина отложений изменяется от 432 м до 488 м.

5) Мезозойская группа – Mz Мезозойские отложения залегают с размывом на породах верхнепермского возраста и представлены триасовой, юрской и меловой системами.

6) Триасовая система – Т В составе системы выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний, общей толщиной 818-908 м. Отложения включают в себя чаркабожскую и харалейскую свиты нижнего отдела, ангуранскую среднего отдела и нарьянмарскую среднего+верхнего отделов.

6.1.1) Чаркабожская толща (T1cb) представлена циклически переслаивающимися сероцветными глинистыми, разнозернистыми песчаниками, красноцветными глинами и алевролитами. Толщина отложений на Баяндыской площади составляет 390-435 м.

6.1.2) Отложения харалейской свиты (T1hr) представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Доминирующее положение занимают глины 16 шоколадно- и красно-коричневые. Алевролиты красно-бурые, глинистые. Толщина свиты изменяется от 56 до 67 м. 6.2.1) Отложения ангуранской свиты (T2an) сложены ритмичным чередованием пачек песчаников и песчано-алевритово-глинистых пород. Глина пестроцветная. Песчаники и алевролиты серые, полимиктовые, глинистые, слюдистые. Толщина отложений колеблется в пределах 131-147 м.

6.2.2) Отложения нарьянмарской свиты (T2-3nm) представлены ритмичным переслаиванием мощных пластов песчаников с пластами песчано-алевритовоглинистых пород. Песчаники серые, полимиктовые, мелко-среднезернистые, глинистые. Алевролиты серые, неравномерно глинистые. Глина серая, алевритистая, Толщина свиты составляет 270-331 м.

7) Юрская система – J

7.1) Нижний+средний отделы – J1 + J2 Отложения отделов образованы, преимущественно, серыми и светло-серыми песками и слабо сцементированными, слюдистыми, разнозернистыми песчаниками с примесью каолинита, с растительным детритом. Встречаются прослои серых и пестроцветных, алевритистых, известковистых глин. Толщина отложений нижнего отдела составляет 32-49 м, среднего – 133-162 м.

7.2) Верхний отдел – J3 Верхний отдел юры представлен в нижней части алевролитами зеленосерыми, глауконитовыми и глинами черными, отмученными, известковистыми. В верхней части глина серая, темно-серая, неравномерно известковистая, алевритистая с пелециподами, белемнитами редкими аммонитами с обильным раковинным детритом, переходящим в ракушняк. Толщина составляет 88-102 м.

8) Меловая система – К Отложения системы выделены в объеме нижнего отдела (К1), сложенного песками разнозернистыми с гравием и галькой, с маломощными прослоями глин и суглинков в верхней части разреза и алевролитами с прослоями глин – в нижней. Толщина отложений 178-264 м. 9) Четвертичная система – Q Четвертичная система с большим стратиграфическим несогласием перекрывает нижний мел и представлена переслаиванием песков, суглинок, 17 супесей и глин с гравием, гальками и валунами различных осадочных и метаморфизованных пород толщиной до 188 метров.

1.2.2 Тектоника

В тектоническом отношении Баяндыское месторождение расположено в пределах Верхнелайской депрессии и Лодминской перемычки в центральной части Денисовской впадины Печоро-Колвинского авлакогена. На площади выделены амплитудные тектонические нарушения. БаяндыскоЗмейельский дизъюнктив имеет северо-восточное простирание. Наибольшая амплитуда его до 200 м отмечается по отложенияим ордовика, вверх по разрезу амплитуда нарушения уменьшается до 20-30 м и затухает в нижней части верхнедевонских отложений. Вдоль Баяндыско-Змейельский дизъюнктива сформированы Восточно-Баяндыская и Баяндыская структуры, которые расположены в разных тектонических блоках по разные его стороны. Система тектонических нарушений, ограничивающих на северо-востоке Восточно-Баяндыскую структуру, контролирует разновысокие блоки с амплитудой до 40 м. Восточно-Баяндыская структура прослеживается от нижнефранских до нижнепермских отложений. По ОГ IIv (С1v), прослеженному вблизи кровли визейских отложений нижнего карбона, имеет сложную изометричную форму, вытянутую в виде структурного носа на юго-запад с пологим склоном в западном и северо-западном направлениях.

С северо-востока структура ограничена тектоническим нарушением амплитудой 10 м, с юго-востока – нарушением амплитудой от 20 до 40 м. По изогипсе минус 3340 м амплитуда структуры достигает 180 м, размеры ее составляют 14,5 × 6 км. По отражающему горизонту IIm (C2m1), приуроченному к кровле нижнемосковских отложений среднего карбона, Восточно-Баяндыская структура повторяет структурный план нижнесерпуховских отложений. Размеры структуры по изогипсе минус 2970 составляют 15 × 7 км, амплитуда 160 м.

Баяндыская структура прослеживается по всем отражающим горизонтам осадочного чехла от ордовикских до нижнепермских отложений. Наиболее 18 рельефно структура выражена по ОГ IIIzd, приуроченному к кровле продуктивных рифогенных задонских отложений нижнего фамена. Баяндыская структура по ОГ IIIzd имеет подковообразную форму, северная часть структуры осложнена субширотными тектоническими нарушениями. В пределах Баяндыской структуры выделяется несколько куполов: западный, центральный и южный. Общая площадь Баяндыской структуры по замкнутой изогипсе минус 3840 составляет 19 кв. км, амплитуда 140 м. Севернее Баяндыской структуры находится Западно-Баяндыская структура, отделенная от Баяндыской тектоническими нарушениями.

В пределах ЗападноБаяндыской структуры выделяется цепочка куполов: северный, центральный и южный. Площадь южного купола Западно-Баяндыской структуры, оконтуривающегося в районе скважины 21-Баянды по замкнутой изогипсе минус 3880, составляет 4,5 кв. км, амплитуда 40 м [1].

1.2.3 Нефтегазоносность

На Баяндыском месторождении установлена промышленная нефтеносность задонских отложений верхнего фамена, нижнесерпуховских нижнего карбона и среднекаменноугольных. Залежи нефти, приуроченные к рифогенным отложениям задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона. В пределах Баяндыского месторождения выявлены две залежи нефти в рифогенных отложениях задонского горизонта: Центральная залежь, расположенная в пределах собственно Баяндыской структуры и залежь в пределах южного купола Западно-Баяндыской структуры (район скв. 21).

Центральная залежь нефти.

В контуре залежи находятся скважины 1, 10, 11, 12, 14, 15, 28, 30 и 27П. Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная размерами 8,5 х 1-2,3 км. Установленный этаж нефтеносности 118 м. Уровень подсчета по залежи принят по ГИС в скважине 1 на абсолютной отметке минус 3846 м по кровле водонасыщенного коллектора, при опробовании которого получен приток минерализованной воды. Нефтенасыщенная часть разреза задонских отложений полностью вскрыта в 4 скважинах. Ее общая толщина достигает 105,6 м, составляя в среднем 95,1 м. 19 Скважинами вскрыты от 6,9 м (скв.30) до 38,5 м (скв. 1) нефтенасыщенных толщин, которые представлены 9-17 проницаемыми прослоями. Начальное пластовое давление на глубине 3855,7 м равно 41,95 МПа, пластовая температура 91,7ºС на глубине 3832 м. Залежь нефти южного купола Западно-Баяндыской структуры установлена скважиной 21. Дебит нефти в которой составил 141,6 м3 /сут на 18 мм штуцере. Залежь нефти в 3 пачке нижнесерпуховских отложений расположена в пределах Восточно-Баяндыской структуры, установлена скв. 8. В контуре залежи находятся скважины 2 и 8. В скважине 8 в эксплуатационной колонне максимальный дебит нефти составил 53,4 м³ /сут на 10 мм штуцере. Уровень подсчета принят по подошве нефтенасыщенного коллектора по ГИС в скв. 2 на абсолютной отметке минус 3291 м. Коллекторами являются доломиты со сложным строением пустотного пространства за счёт незначительной кавернозности и повсеместной трещиноватости.

Выделяется два типа коллекторов – поровый и трещиннопоровый. Коллектора относятся к классу со средней и низкой полезной емкостью и средними и низкими фильтрационными свойствами. Покрышкой для залежи служит одновозрастная ангидритовая толща толщиной 59-63 м. Нефтенасыщенные карбонаты 3 пачки нижнесерпуховского подъяруса в скв. 2 представлены двумя проницаемыми прослоями толщиной 2,3 и 6,4 м (в сумме 8,7 м). В скв. 8 в 3 пачке выделяется 2 нефтенасыщенных прослоя толщиной 1,3 и 9,1 м. Суммарная их толщина составляет 10,4 м. Средний коэффициент гранулярности равен 0,71. В скважине 21 коллектора в 3 пачке отсутствуют. Залежь пластовая, литологически и тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 14 х 5,5 км, высота залежи порядка 190 м. После подсчета запасов, пробурены еще 4 скважины на залежь. По результатам бурения этих скважин скорректированы структурные карты и карта толщин. Продуктивный пласт общей толщиной 33,3-44,0 м (от кровли проницаемых карбонатов до их подошвы) и сложен 11-15 проницаемыми прослоями толщиной от 0,5 до 3,6 м. Скважинами вскрыты нефтенасыщенные толщины 1,4-19,4 м. 20 Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 16 х 6,2 км, высота залежи порядка 170 м. На глубине 3027,9 м начальное пластовое давление составило 31,72 МПа, пластовая температура 66,51 ºС.

Баяндыское разведываемое месторождение безусловно нуждается в дальнейшем проведении поисково-разведочных работ. Об этом красноречиво говорит соотношение величин запасов категорий С1 и С2, которое в целом по месторождению составляет соответственно 15 и 85%. По залежам в нижнемосковских + серпуховских отложениях запасы категории С2 составляют 94% от суммы запасов всех категорий.

1.3 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия

Гидрогеологические условия

Южная оконечность Денисовской впадины, где располагается месторождение, в гидрогеологическом отношении изучена весьма неравномерно. В связи с этим для гидрогеологического описания разреза привлечены данные по соседним площадям и тектоническим элементам впадины. Водоносный комплекс верхнеордовикско-нижнедевонских отложений. Для данного комплекса прогнозируются воды напорные, трещинно-поровые и трещинно-карстовые, по составу - крепкие рассолы (минерализация 200-225 г/дм³ хлоркальциевого типа (по Сулину) хлоридного натриевого состава. Пластовая температура превышает +100^оС, пластовое давление достигает 45-50 МПа (Данилевский, 2003 г).

Водоносный комплекс среднедевонско-нижнефранских терригенных отложений. Пластовые воды напорные, порово-пластовые, по составу - крепкие рассолы (минерализация 175-225 г/дм³) хлоркальциевого типа хлоридного натриевого состава. Для этих вод характерны коэффициенты метаморфизации 0,60- 0,64, коэффициенты сульфатности 0,05-0,09. Пластовая температура достигает +100оС, пластовое давление достигает 45 МПа. Водоносный комплекс верхнедевонских карбонатных отложений выделен в составе доманикового, задонского и елецкого горизонтов верхнего девона. Воды напорные, трещинно-поровые и трещинно-карстовые, по составу крепкие рассолы хлоркальциевого типа (по Сулину) хлоридного натриевого состава. В пределах Баяндыской площади из данного комплекса отобрано 19 проб воды в 6 скважинах. В половине случаев пробы представляют собой смеси пластовых вод с техногенной жидкостью в различных пропорциях. Десять проб, отобранных в скважинах 1, 21, 11, по основным показателям химического состава, высокой общей минерализации (145,2-203,6 г/дм³) и нормальному соотношению основных ионов Cl, Na+K, Mg, а также высокому содержанию брома (до 713,7 мг/дм³) и йода (до 21,15 мг/ дм³), соответствуют пластовым водам задонских отложений. Коэффициент метаморфизма составляет 0,76; коэффициент сульфатности – 1,09. Воды напорные, трещинно-поровые и трещинно-карстовые, по составу крепкие рассолы хлоркальциевого типа (по Сулину) хлоридного натриевого состава.

Глубинные пробы (отобранные методом MDT) в скв.21-Баяндыская (всего шесть проб) оказались некондиционными: две представляли собой техногенную жидкость, остальные смеси пластовой воды с техногенной. Состав водорастворенного газа однократной сепарации, определенный хроматографическим методом в глубинной пробе (скв.5-Баяндыская, гл. отбора 4281,5 м) следующий: водород - 0,13 %, сероводород – 17,50 %, двуокись углерода – 2,95 %, азот – 8,28 %, гелий – 0,15 %, метан – 68,29 %, этан – 1,49 %, пропан – 0,95 %. 22 Основной особенностью данного комплекса является аномально высокое содержание сероводорода. Наибольшее значение аналитически определенного остаточного содержания сероводорода в водах данного водоносного комплекса, по результатам исследований глубинной пробы (скв. 5-Баяндыская, гл. 4281,5 м), составило 1511,0 мг/л. Пластовое давление достигает 42,69 МПа (скв. 1-Баяндыская, гл. 3950,0 м). Общий градиент давления по данным фактических замеров не превышает 1,08 МПа/100м. Пластовая температура достигает +87,05оС (скв. 1-Баяндыская, гл. 3950,0 м). Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских карбонатных отложений выделен в составе нижнеартинского, ассельского и сакмарского ярусов нижней перми и каменноугольных отложений от верхнего отдела до бобриковского горизонта. Воды комплекса напорные, трещинно-поровые и трещинно-карстовые. В нижней части комплекса (каменноугольных отложениях) распространены рассолы различной крепости (средняя фоновая минерализация 165-210 г/дм³) хлоркальциевого типа хлоридного натриевого состава.

С уменьшением глубины залегания (отложения нижней перми) минерализация пластовых вод уменьшается (средняя фоновая минерализация 75-100 г/ дм³). Пластовая температура в подошве комплекса (каменноугольных отложениях) достигает +75,99^оС (скв. 2-Баяндыская, гл. 3373,3 м - C1s), пластовое давление достигает 37,87 МПа (скв. 1-Баяндыская, гл. 3538,2 м - С1v). С уменьшением глубины залегания (в отложениях нижней перми) происходит уменьшение температур до +56^оС и пластового давления до 24,8 МПа (скв.1- Верхнелодминская, гл. 2399,0 м – P1ar). Для данного комплекса свойственны гидростатические величины пластового давления. Общий градиент давления по данным фактических замеров не превышает 1,07 МПа/100 м.

В настоящее время имеются результаты химических анализов 37 проб воды, из которых очевидно, что только семь проб являются пластовыми водами. Остальные представляют собой либо фильтраты буровых растворов в «чистом» виде, либо смеси фильтратов буровых растворов и пластовых вод в соотношениях, 23 не оставляющих возможности для использования полученных результатов для диагностики пластовых вод. Содержание сероводорода в водах нижней части данного водоносного комплекса (каменноугольные отложения), по результатам аналитических исследований, достигает 549,8 мг/дм³ (скв. 2-Баяндыская, гл. 3030,0 м – C2m1).

Водоносный комплекс верхнепермских и триасовых терригенных отложениий на территории Баяндыского месторождения пробами пластовой воды не охарактеризован. Физико-химические характеристики пластовых вод приводятся в виде прогнозных значений. Воды напорные, порово-пластовые. В этом комплексе происходит переход от зоны свободного водообмена к зоне затрудненного водообмена.

В нижней части комплекса – зоне затрудненного водообомена, залегают слабые рассолы (минерализация 50-75 г/л) хлоркальциевого типа (по Сулину) хлоридного натриевого состава. Далее, при движении вверх по разрезу до отложений верхнего триаса происходит уменьшение минерализации пластовых вод до 2,0-5,0 г/л. Воды солоноватые, хлоридные натриевые. В кровле триаса в зоне свободного водообмена залегают пресные гидрокарбонатные натриевые воды (минерализация до 1,5 г/л). Водоносный комплекс нижне- верхнеюрских терригенных отложений. На территории Баяндыского месторождения проб пластовой воды из данного водоносного комплекса не получено. Физико-химические характеристики пластовых вод приводятся в виде прогнозных значений.

Подземные воды напорные, весьма пресные и пресные (минерализация 0,1-0,5 г/л) мягкие (1,6-3,3 мг-экв/л) гидрокарбонатные натриевые и натриево-кальциевые. Реакция воды от нейтральной до умеренно щелочной (рН 7,5-8,5) температура воды от +10 до +12 ^оС. Комплекс может быть рекомендован для использования в целях технического водоснабжения. Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений. Воды комплекса безнапорные, по составу – весьма пресные (минерализация до 1 г/л), в области распространения мерзлых толщ возможно появление слабосолоноватых вод (минерализация до 2,0 г/л) хлоридного натриево-кальциевого состава. Комплекс может быть рекомендован для локального хозяйственного водоснабжения.

Геокриологические условия

Площадь месторождения расположена в пределах развития многолетнемерзлых пород (ММП). На глубине залегания выделяется два слоя многолетнемерзлых пород: верхний слой редкоостровного распространения ММП, охватывающий осадки современного возраста и нижний слой реликтовой мерзлоты, включающий более древние четвертичные и частично мезозойские породы. Слой ММП имеет повсеместное распространение.

Верхний слой ММП залегает непосредственно под слоем сезонного протаивания и достигает мощности до 30 метров. Многолетнемерзлые породы распространены в основном в пределах заторфованных водоразделов низкой морской равнины и заторфованных плоских поверхностей II-надпойменной террасы. Многолетнемерзлые породы аллювиально-морского и озерноаллювиального генезиса встречаются на слабозалесенных или безлесных поверхностях. Температура мерзлых пород изменяется от минус 0,2 до 1,0 ºС. Верхний слой ММП занимает около 10% от площади. В пределах верхнего слоя ММП выделяется сезонно-мерзлый слой (СМС) и сезонно талый слой (СТС), которые зависят от мощности снежного покрова, экспозиции склонов, характера растительности, состава грунтов и климатических факторов.

Сезонно-мерзлый слой образуется на придолинных залесенных поверхностях, водоразделах, а также в долинах мелких ручьев, имеет мощность от 0,5 до 1,8 м. Грунты представлены торфами, супесями, суглинками, песками. Промерзание грунтов начинается в первой декаде октября. Быстрее и глубже промерзают песчаные грунты, грунты под торфяным слоем промерзают медленнее. Сезонно-талый слой (СТС) развит на участках распространения ММП. Мощность СТС изменяется от 0,5 до 1,0 м.

Протаивание грунтов начинается в первой декаде июня. Фоновая глубина залегания кровли реликтовых ММП – 100 м, подошвы – порядка 350 м. 25 Нижний реликтовый слой криолитозоны имеет сплошное распространение. Сквозные талики возможны только над зонами крупных выводящих региональных разломов. В пределах рек и озер кровля реликтовой криогенной толщи располагается гипсометрически значительно ниже, чем на склоне реки. Средняя мощность реликтового слоя составляет 250м.

Реликтовая криолитозона только частично сложена ММП, определенная доля их разреза приходится на талые породы (при отрицательных температурах, близких к 0 °С), содержащие пресные переохлажденные воды. Среднее значение температуры реликтовой криолитозоны колеблется в пределах 0,3-0,5 ºС, что недостаточно для замерзания тонкодисперсных глинистых пород, поэтому глинистые породы находятся в пластичном состоянии.

На данной территории наблюдаются разнообразные криогенные и посткриогенные явления и образования (термокарст, пучение, пятна-медальоны, перелетки мерзлых пород), которые усложняют освоение территории. Высокая льдистость вечномерзлых грунтов, их пучиноопасность и сильная увлажненность заболоченных низин осложняет также инженерно-геологические условия, что является отрицательным фактором при освоении территории.

1.4 Характеристика коллекторов

Выделение коллекторов осуществлялось по всему комплексу ГИС по комплексу имеющихся прямых признаков проникновения фильтрата бурового раствора в пласт с привлечением косвенных качественных признаков и критериев, а также результатов испытаний и изучения керна. В качестве косвенных послужили количественный критерий – установленное по результатам лабораторных исследований керна значение пористости 5,6% в пластовых условиях и качественный признак - пониженные относительно вмещающих плотных пластов значения УЭС на кривых электрокаротажа.

По данным керна коллекторами являются известняки, доломитизированные известняки и доломиты с поровым и трещинно-каверново-поровым типом пустотного пространства. Определение эффективных толщин проницаемых прослоев осуществлено путём расчета приведенной к вертикальной скважине разности между отметками 26 подошвы и кровли коллектора. Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины составили: скважина 2 – 26,2 м, скважина 2бис – 20,1 м, скважина 8 – 19,4 м, скважина 21 – 13,0 м, скважина 22 – 9,6 м. Коэффициент пористости коллекторов определялся по данным нейтронного, плотностного и акустического каротажа.

Определение общей пористости коллекторов осуществлялось как по НК, так и по комплексной палетке НК-ГГК. Межзерновая пористость по данным акустического каротажа рассчитывалась в соответствии с петрофизическими зависимостям Керн-Керн, полученными для доломитов и известняков. На этапе определения пористости проводилась типизация емкостного пространства прослоев путем сравнения величин общей пористости (КпОБЩ) и межзерновой пористости (КпМЗ). По результатам сопоставления установлено, что проницаемая часть разреза характеризуется породами с поровым типом емкостного пространства. Поэтому окончательно для коллекторов порового типа коэффициент пористости определялся как среднее значение между КпОБЩ и КпМЗ .

В пределах залежи отложений C2m1 по 5 скважинам в прослоях-коллекторах Кп изменяется от 6,6 % до 16,3 % (74 определения). При подсчете запасов использовалось средневзвешенное значение коэффициента пористости равное 10,3 % (по керну 11,9 %). Расчёт проницаемости в коллекторах выполнялся по зависимости Кпр=f(Кп), построенной по результатам исследования керна московских и башкирских отложений Баяндыского месторождения. В продуктивной части отложений C2m1 по 5 скважинам (74 определения) полученные величины проницаемости изменяются от 0,2·10-3мкм2 до 91,3·10-3мкм². Средневзвешенное значение составляет 5,8·10-3мкм². Определение коэффициента нефтенасыщенности коллекторов осуществлялось способом «баланса пористости» с использованием зависимости Кпэф=f(Кп), полученной по результатам лабораторных исследований образцов керна. В пределах залежи отложений C2m1 по 5 скважинам при изменении от 62% до 8 % (52 определения) средневзвешенное значение коэффициента нефтенасыщенности составило 75%.

1.5 Состав и свойства пластовых флюидов

1) Залежи D3fm1 (D3zd) Характеристика нефти центральной залежи D3fm1 (D3zd) приводится по 16 глубинным (скв. 1, 11, 12, 28, 30) и 9 устьевым пробам (скв. 1, 11 и 28). Отбор и исследование глубинных проб из скв. 11, 12, 28, 30 осуществлялось в 2011-2012 гг. (после подготовки ОПР).

По результатам исследований поверхностных проб нефть относится к классу малосернистых, среднее содержание серы – 0,37%, по содержанию смол – к подклассу малосмолистых – 1,97%, по содержанию парафина к типу парафинистых – 4,1%. Температура плавления парафина – плюс 60,60С. Содержание асфальтенов в нефти – 0,18%. Температура начала кипения 640С, выход легких фракций до 150⁰С составляет 21,5%, до 300⁰С – 62,1%.

По результатам исследований глубинных проб нефти методом дифференциального разгазирования (ДР) при пластовом давлении 37,7 МПа и пластовой температуре 91,1⁰С давление насыщения нефти газом составило 28,2 МПа, объемный коэффициент пластовой нефти 1,62; газосодержание 285,2 м³/т; динамическая вязкость пластовой нефти – 0,46 мПа*с, плотность пластовой нефти составила 634,5 кг/м³; плотность сепарированной нефти – 807,9 кг/м³.

Характеристика нефти залежи южного купола Западно-Баяндыской структуры D3fm1 (D3zd) приводится по представительным пробам (6 устьевым и 3 глубинным), отобранным в скважине 21.

По результатам исследований поверхностных проб нефть относится к классу малосернистых, среднее содержание серы – 0,36%, по содержанию смол – к 30 подклассу малосмолистых – 3,73%, по содержанию парафина к типу парафинистых – 4,11%.

Температура плавления парафина – плюс 57⁰С. Содержание асфальтенов в нефти – 0,13%. Температура начала кипения 50⁰С, выход легких фракций до 150⁰С составляет 22,2%, до 300⁰С – 62,8%. Температура застывания нефти - 8^оС; кинематическая вязкость, определенная при 20^оС, равна 3,69 мм² /с. Температура насыщения сепарированной нефти парафином составляет 43,8 ^оС. По результатам исследований глубинной пробы нефти методом дифференциального разгазирования (ДР) при пластовом давлении 42,1 МПа и пластовой температуре 86,5⁰С давление насыщения нефти газом составило 33,64 МПа, объемный коэффициент пластовой нефти 2,21; газосодержание 596,4 м³ /т; динамическая вязкость пластовой нефти – 0,18 мПа*с, плотность пластовой нефти составила 588,6 кг/м³ ; плотность сепарированной нефти – 807,1 кг/м³.

Абсолютная плотность газа по ДР составляет 1,048 кг/м³. Основной компонент газа – метан (62,43% об.). Этан и пропан присутствуют в количествах (по объему): 7,26 и 5,58%. 2) Залежь пачки 3 С1s1 охарактеризована 3 глубинными и 3 устьевыми пробами, отобранными из скв. 8.

По результатам исследований поверхностных проб нефть относится к классу малосернистых, среднее содержание серы – 0,53%, по содержанию смол – к подклассу смолистых – 5,41%, по содержанию парафина к типу парафинистых – 4,35%. Температура плавления парафина – плюс 70,8⁰С. Содержание асфальтенов в нефти – 0,41%. Плотность нефти в поверхностных условиях – 819,8 кг/см³, кинематическая вязкость при 20⁰С – 4,64 мм²/с, температура застывания минус 1⁰С. Температура начала кипения 57⁰С, выход легких фракций до 150⁰С составляет 19%, до 300⁰С – 58%. Температура насыщения сепарированной нефти парафином составляет 43,6^оС, пластовой нефти – 37,0^oС.

3) Нефть залежи нижнемосковских отложений охарактеризована 3 глубинными и 6 устьевыми пробами, отобранными из скв. 2. По результатам исследований поверхностных проб нефть относится к классу малосернистых, среднее содержание серы – 0,5%, по содержанию смол – к подклассу малосмолистых – 3,1%, по содержанию парафина к типу парафинистых – 3,76%.

Температура плавления парафина – плюс 62,6⁰С. Содержание асфальтенов в нефти – 1,03%. Плотность нефти в поверхностных условиях – 830,7 кг/см³, кинематическая вязкость при 20⁰С – 5,9 мм²/с, температура застывания минус 13⁰С. Температура начала кипения 60⁰С, выход легких фракций до 150⁰С составляет 17%, до 300⁰С – 55%.

Растворенный в нефти газ относится к сероводородо-углеводородному типу, сероводородо-пропано-этано-метанового подтипа с повышенным объемным содержанием азота – 6,82% по ДР. Метан присутствует в количестве 63,52%. Коэффициент «жирности» составляет 33,52 ед., что соответствует высокому уровню. Концентрация гелия выше кондиционного значения и равна 0,06%. Характерной особенностью растворенного газа является его агрессивный характер: присутствует сероводород в концентрации 6,88% и двуокись углерода – 1,12%. Абсолютная плотность газа по данным ДР составляет 1,033 кг/м³.