ВВЕДЕНИЕ
Повышения эффективности методов разработки месторождений. Нефтяная промышленность является важнейшей отраслью народного хозяйства. Доля нефти в энергетическом балансе страны значительна. Успешное решение задач экономического развития нашей страны в области нефтедобычи требует дальнейшего повышения эффективности методов разработки месторождений.
В настоящее время когда значительная часть месторождений вступила в третью и четвертую стадии разработки, когда более половины фонда скважин - низко дебитные, необходимо самое серьезное внимание уделить внедрению современных технологий повышения нефтеотдачи пласта.
В отечественной практике добычи нефти и газа в последние годы активно используются гидравлический разрыв пласта (ГРП). Освоение ГРП в Западной Сибири начато в конце 80-х годов, и в настоящее время выполнено более 5000 операций практически на всех месторождениях.
Кроме того, видимо настало время, когда целью применения методов воздействия на призабойную зону следует считать не только интенсификацию добычи, но и главным образом, включение в эксплуатацию неработающих участков и прослоев пласта, особенно на стадии освоения скважин, что в конечном итоге повысит нефтеотдачу пласта.
|
|
Одним из признанных направлений решения этой проблемы является гидравлический разрыв пластов (ГРП), широко внедряемый в практику большинства предприятий на низкопродуктивных залежах.
В ОАО «Сургутнефтегаз» внедрение ГРП было организовано с учетом известного негативного опыта на основе принципа выполнения всех работ по реализации ГРП собственными силами с максимальным привлечением передового отечественного и мирового опыта.
Работы по ГРП были начаты СУПНП и КРС в мае 1993 года. Персонал, работающий на комплексе ГРП, прошел обучение в учебном центре фирмы в Хьюстоне, и первые работы проводил под руководством инструктора фирмы. С
1994 года все работы проводятся исключительно собственным техническим персоналом, и сейчас подготовка специалистов по ГРП тоже ведется своими силами.
В условиях месорождений ОАО «Сургутнефтегаз» ГРП является одним из наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные залежи. Общая фактическая дополнительная добыча нефти за счет применения ГРП начиная с 1993 года составляет 10,16 млн.тонн, ожидаемая потенциальная дополнительная добыча составляет 19,81 млн.тонн нефти. Среднее фактическое удельное значение дополнительной добычи нефти в результате ГРП на одну скважину превышает 6,14 тыс. тонн, а ожидаемое потенциальное - более 12,04 тыс. тонн.
Эффективность этого метода, в основном, зависит от правильности выбора технологических параметров процесса, геологических особенностей строения пласта и удельных запасов нефти. Поэтому рассмотрение возможности применения ГРП, как одного из основных методов интенсификации добычи нефти из залежей пластов Быстринского месторождения является необходимым.
|
|
Общая часть
1.1 Географическая характеристика района работ
Быстринское газонефтяное месторождение расположено в Сургутском районе, ХМАО, Тюменской области, в 50 км к северо-западу от районного центра г. Сургут. Месторождение находится на правобережье р. Обь, в 30 км к северо-западу от нефтепроводов Нижневартовск -Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск (рисунок. 1.1).
В непосредственной близости от Быстринского месторождения находится Дунаевское, Новобыстринское, Западно-Сургутское и Комарьинское месторождения (рис. 1.2).
Рис. 1.2 Обзорная карта месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»
Рельеф представлен сочетанием равнин, предгорий и гор. Выделяются возвышенные равнины (150—301 м.), низменные (100—150 м.), а также низины (менее 100 м.). Из современных физико-геологических процессов следует отметить процесс заболачивания поверхности надпойменных террас и процессы, связанные с деятельностью подземных вод: суффозионные оползни и плывуны.
По климатическим условиям район приравнен к Крайнему Северу. Климат континентальный. Зима холодная, продолжительная - со второй половины октября до середины апреля. Средняя температура января - −20 C. Устойчивый снежный покров с конца октября по начало мая. Весна прохладнее осени, заморозки возможны в любой месяц лета. Лето умеренно-тёплое, средняя температура июля - +18,2 °C. Осень продолжается с начала сентября до середины октября.
Все действующие нефтепромыслы на месторождении и кустовые площадки соединяют асфальтобетонные бетонные дорогими
Транспортировка крупногабаритных грузов до г. Сургута осуществляется по железной дороге Сургут-Тюмень. Для доставки срочных грузов используют авиатранспорт.
История открытия и освоения месторождения
Геолого-поисковые работы на исследуемой территории начаты в 1947 году Западно-Сибирским геологическим управлением. С 1947 года по 1954 год проводилась геологическая съемка масштаба 1:1000000.
Начиная с пятидесятых годов, в районе широтного Приобья проводились региональные геолого-геофизические работы с целью изучения геологического строения и поисков нефтяных и газовых месторождений. С 1958 года начаты площадные сейсморазведочные работы с целью подготовки структур под глубокое бурение.
Основанием для постановки глубокого разведочного бурения на Быстринском месторождении в 1964 году послужили результаты сейсморазведочных работ партий 42/61-62, 23/62-63 и 10/63-64 и открытие залежей нефти в отложениях нижнего мела на соседнем Западно-Сургутском месторождении.
Разведка Быстринского месторождения осуществлялась в соответствии с тремя проектами. Первый, был составлен в 1964 г. на бурение
поисково-разведочных скважин на Быстринской, Вынгинской, Минчимкинской,
Яунлорской и Вершинной площадях. Согласно этому проектному документу поисково-разведочные скважины размещались по простиранию и в крест простирания структур с расстоянием между скважинами от 2 до 8 км.
В 1964 г. поисковой скв. 170 была доказана промышленная нефтеносность пластов БС1 и БС2. Эта скважина явилась первооткрывательницей Быстринского месторождения.
Второй проект промышленной разведки был составлен ВНИИ в 1965 г. В основу его была положена профильная система размещения разведочных скважин. Было запроектировано 6 профилей в крест простирания складки.
|
|
Расстояние между профилями было принято 1.25-1.5 км в южной и центральных
частях, и 2 км в северной части. Расстояние между скважинами на линии профилей равнялось 1.25-2 км.
В 1965 г. по Быстринскому месторождению был выполнен первый подсчет запасов нефти и растворенного газа по четырем скважинам. В 1968 г. был выполнен второй подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежам пластов АС7, АС8, АС9, БС1 и БС2. К этому времени разведочное бурение было закончено.
Разведку месторождения в определенной мере затрудняло удовлетворительное совпадение данных сейсморазведки и бурения.
В 1978 г. СибНИИНП уточнил технологические показатели разработки, которые отличались от ранее утвержденных только динамикой разбуривания. Доразведка месторождения началась в процессе эксплуатационного разбуривания с 1979 г.
Скв. 102, пробуренная и испытанная в 1979 г., явилась первооткрывательницей залежей нефти в пластах БС18-20. Через два года (1981 г). СибНИИНП составил технологическую схему разработки залежей ачимовских пластов.
В 1984 г. для поисков новых нефтяных залежей, разведки ранее открытых месторождений, в СибНИИНП был составлен третий проект разведки Корявинской и Аношкинской структур.
В процессе последующих геологоразведочных работ установлена промышленная нефтеносность отложений тюменской свиты и ачимовских отложений. Уточнены зоны развития коллекторов, нефте- и газоносность пластов АС7-9. и БС1, БС2. Все выявленные залежи оконтурены.
В 1987 г. были пробурены две разведочные скв. 133 и 135. Cкв. 133 была пробурена в восточной части месторождения на пласты АС, но так как они по ГИС оказались водонасыщенными, ее ликвидировали по геологическим причинам. Скв. 135 пробурена в северо-западной части месторождения для зучения северной границы северной залежи пласта ЮС2. При испытании пласта в открытом стволе притока не получено.
Скв. 134 пробурили в 1988 г. для изучения пластов АС7-8, но при испытании в открытом стволе получили воду. В этом же году была пробурена скв. 138 в западной части месторождения для уточнения границ пласта АС8. При испытании получен приток нефти.
|
|
В 1992 г. северо-восточнее на 4.1 км от скв. 133 пробурили скв. 140 на пласты АС7-8. При испытании этих пластов получен приток воды, скважину ликвидировали, как выполнившую свое геологическое назначение.
Разведочная скв. 961R пробурена в 2000 г. в куполе одного из самостоятельных локальных поднятий в южной части Быстринского месторождения. При испытании пласта АС7 получили воду с пленкой нефти, ЮС2 – малодебитный приток нефти, БС18-20, ЮС0(к) и ЮС3 – сухо.
В 2007 году пробурена разведочная скв. 145 (на западе, за пределами Быстринского ЛУ). Скважина географически попадает в область моделирования всех основных залежей месторождения и была учтена при их обосновании. Скважиной вскрыты среднеюрские отложения (забой 2811 м), испытано 2 объекта: 1-ый, интервал глубин 2748.4-2757.4 м (пласт ЮС2), получен приток нефти 3.4м3/сут при СДУ 903.4 м; 2-ой, интервал 1975-1978 м (пласт АС7), также получен приток нефти дебитом 2.9 м3/сут при СДУ 632 м.
В настоящее время Быстринское месторождение находится на территории Быстринского лицензионного участка, недропользователем является ОАО Сургутнефтегаз на основании лицензии ХМНОО409НЭ, выданной в 1993г.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ