Митрошенко_З-Сургутское месторождение. Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении

• Название: Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении
• Дата: 14.01.2023
• Размер: 3.69 Mb.
• Имя файла: Митрошенко_З-Сургутское месторождение.doc
• Тип: Курсовой проект; #886273
• страница: 3 из 8

1.3 Структурно-тектонические особенности

Геолого-геофизические исследования, проводившиеся в районе Западно-Сургутского месторождения в период с 1947 по 1957 годы, носили региональный характер; в результате работ были выявлены крупные тектонические элементы I–II порядка: Н и С своды, Ю мегавпадина и ряд других структур. За период 1958–1965 годы на территории Сургутского свода были выявлены структуры II–III порядка: Минчимкинский, Пимский и Федоровский малые валы и осложняющие их Б, В, К, Я, С, С, ЗАПАДНО-СУРГУТСКОГО, С-С, Ф, Р, В и другие локальные поднятия.

В следствие расположения в пределах месторождения г. Сургут и р. Обь изученность сейсморазведкой 2Д остается низкой – 0.25 пог.км/км². Согласно выкопировке из тектонической карты Центральной части Западно-Сургутской плиты (В.И.Шпильман, Н.И.Змановский, Л.Л.Подсосова, 1998) месторождение расположено в юго-восточной части Сургутского свода. В тектоническом отношении приурочено к Восточно-Сургутской террасе, которая на северо-западе граничит с Федоровской вершиной, а на востоке - с Яросомовским крупным прогибом (Рис. 1.2).

1.4 Гидрогеология

С нефтегазоносный район, в пределах которого находится Западно-Сургутское месторождение, в гидрогеологическом отношении представляет собой центральную часть Западно-Сургутского артезианского бассейна. В разрезе рассматриваемого района выделяется пять водоносных комплексов, разделенных между собой регионально выдержанными глинистыми водоупорами: олигоцен-четвертичный (первый), турон-олигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый) и юрский (пятый).

Подземные воды подмерзлотного и межмерзлотного слоев имеют подчиненное значение. Подмерзлотный водоносный горизонт литологически представлен песками с прослоями невыдержанных по простиранию глин и алевролитов в верхней части разреза. Надмерзлотный горизонт в пределах рассматриваемого района имеет повсеместное распространение. Литологически горизонт представлен преимущественно переслаиванием мелко- и разнозернистых песков и глин. Нижним водоупором горизонта служат глины или толща многолетнемерзлых пород.



Рисунок 1.2 - Фрагмент тектонической карты Сургутского района

Питание подземных вод четвертичного водоносного горизонта осуществляется, в основном, за счѐт инфильтрации атмосферных осадков. Разгрузка осуществляется в гидросеть.

1.5 Нефтегазоносность

Западно-Сургутское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Сургутского нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части С свода, по своему геологическому строению является многопластовы свода, по своему геологическому строению является многопластовым и сложным, по величине извлекаемых запасов – крупным.

Промышленно нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные отложения сангопайской свиты (пласт АС₉), усть-балыкской свиты (пласт БС₁), сортымской свиты нижнемелового возраста (пласт БС₁₀₊₁₁,), васюганской свиты верхнеюрского возраста и тюменской свиты среднеюрского возраста (пласт ЮС₂). На месторождении в четырех продуктивных пластах выявлено 15 залежей нефти, которые в различной степени совпадают в плане. Этаж нефтегазоносности на месторождении составляет 988 м: изменяется от 1863.7 м (кровля нефтенасыщенного коллектора пласта АС₉) до 2851.3 м (подошва нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС₂). Продуктивность залежей подтверждена результатами испытаний скважин.

Часть площади Западно-Сургутского нефтяного месторождения месторождения занимают санитарно-защитная зона города города Сургута и водоохранная зона реки Обь.

Пласт БС₁

В разрезе пласта БС₁ выделяются два основных регрессивных цикла осадконакопления, которые ранее индексировались как пласты БС_1/1 и БС_1/2.

Песчано-алевритовые тела нижнего цикла (БС_1/2) представляют собой отдельные линзы, иногда гидродинамически связанные друг с другом, чаще изолированные. Песчано-алевритовые прослои верхнего цикла (БС_1/1) представлены отложениями вдольбереговых баров, в пределах которых пласт хорошо выдержан и слабо расчленен. Два крупных баровых тела выделяются в северной и южной частях месторождения; в средней части проходит граница между барами (район скважины №183Р), характеризующаяся увеличением расчлененности и ухудшением коллекторских свойств. Это наглядно иллюстрируется рисунками 2.1.9 – 2.1.13, на которых представлены карты геологических параметров пласта.

Залежь пласта расположена в центральной части лицензионного участка, границы залежи контролируются скважинами, вскрывшими с кровли водонасыщенный пласт. При опробовании пласта были получены притоки нефти дебитами от 4.0 до 122 м3/сут. По типу залежь – пластовая сводовая; ВНК принят на отметке 2009.2 м. Размеры залежи составляют 22х9.5 км, высота – 56 м. Кровля нефтенасыщенных коллекторов по скважинам вскрыта на абсолютных отметках от 1951.4 до 2051.9 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.6 м (скв. №352) до 13.2 м (скв. №1456).

Характеристика толщин и неоднородности строения продуктивной части пласта по скважинам: общая толщина в среднем равняется 15.9 м, нефтенасыщенная – 4.7 м, расчлененность – 2, коэффициент песчанистости – 0.39. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов по ГИС высокие: проницаемость – 620.9·10^-3 мкм², коэффициент пористости – 0.27, коэффициент нефтенасыщенности – 0.61. Глинистый раздел между нефтью и водой по скважинам достигает 11 м, в среднем составляя 1 м. Изменчивость коллекторских свойств иллюстрируется геолого-статистическими разрезами по эксплуатационным блокам и в целом по пласту. лучшими коллекторскими свойствами обладает блок 5, расположенный в южной части залежи.

Пласт БС₁₀₊₁₁

Пласт БС₁₀₊₁₁ в целом является регрессивно-трансгрессивной толщей прибрежно-морского генезиса и представлен чередованием песчаных, глинистых и плотных прослоев. Ранее пласты БС₁₀ и БС₁₁ рассматривались как разные подсчетные объекты, кроме того, в пределах пласта (горизонта) БС₁₀ выделялись три последовательно перекрывающих друг друга регрессивных цикла отложений, индексированные как пласты БС_10/1, БС_10/2 и БС_10/3. Но в результате бурения и комплексного изучения отложений этих пластов выяснилось, что по условиям образования, литолого-минералогическим особенностям и ФЕС породы пласта БС₁₁ близки к отложениям горизонта БС₁₀, а так же отмечаются участки, где характер распространения песчаных тел приобретает элементы клиноформного залегания, и выделить границы зональных интервалов (пластов) здесь можно лишь условно – все это позволяет рассматривать отложения обоих пластов совместно, как пласт БС₁₀₊₁₁.

Пласт ЮС₂

Пласт представлен одной залежью, которая занимает всю территорию лицензионного участка, имеет региональный характер распространения и прослеживается на В-С, Ф, С и других месторождениях. При последнем подсчете запасов в отложениях тюменской свиты был выделен один подсчетный объект – пласт ЮС₂ (верхняя нефтенасыщенная часть горизонта ЮС₂), при дальнейшем разбуривании залежи в нижней части горизонта ЮС₂ были выявлены нефте-водонасыщенные коллекторы, в связи с этим верхняя часть горизонта ЮС₂ условно названа как пласт ЮС_2/1, а нижняя – ЮС_2/2.

Продуктивность подтверждена результатами испытаний скважин – при опробовании пласта были получены притоки нефти дебитами от 0.2 до 47.4 м³/сут. По типу залежь является стратиграфической с зонами литологического замещения, размеры залежи в пределах Западно-Сургутского ЛУ составили 25.2х21.1 км. Кровля нефтенасыщенного коллектора пласта ЮС2 вскрыта на абсолютных отметках от 2576 (скв. №6507) до 2823.7 м (скв. №64Р).

Отложения пласта представлены переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, часто обогащѐнных углистым материалом, имеют сложный литологический состав, изменчивы, не выдержаны по площади.

Общая толщина пласта в среднем составляет 23.3 м, нефтенасыщенная – 4.2 м. В продуктивной части пласт представлен в среднем четырьмя пропластками, коэффициент песчанистости – 0.21. Средние ФЕС пласта (по ГИС) невысокие: проницаемость – 11.2·10-3 мкм2, коэффициент пористости – 0.17, коэффициент нефтенасыщенности – 0.63.