• М е л о в а я  с и с т е м а (К)

     - Н и ж н и й  о т  д е л (К₁):

     сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская, покурская свиты

     - В е р х н и й  о  т д е л  (К₂): 

     верхняя подсвита покурской свиты, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

• К а й н о з о й с к а я  г р у п п а  (Кz)
• П а л е о г е н о в а я  с и с т е м а (Р):

     - п а л е о ц е н о в ы й:

     талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская, журавская свиты 

     - э о ц е н о в ы й 

     - о л и г о ц е н о в ы й

• Ч е т в е р т и ч н а я  с и с т е м а (Q).

 

  1.4. Тектоника

       Площадные сейсмические исследования МОВ на территории Южно-Камынского лицензионного участка начали проводиться в 1964 г. В результате этих работ были выявлены, детализированы и подготовлены к бурению Комарьинское, Лянторское, Востокинское, Камынское, Студеное и другие поднятия.

       Выявлен ряд положительных структур  III порядка, в том числе средние и малые, такие как Биттемское (Восточно-Студеное), Чигоринское, Картурское поднятия, Метельная, Южно-Студеная, Западно-Студеная структуры.

     Начиная с 1998 года, на площадях Южно-Камынского лицензионного участка проводятся сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2Д с 48-кратным накапливанием. Обработка полевых материалов проводилась с применением обрабатывающего комплекса ProMAX версии 7.2. Интерпретация сейсмических материалов осуществлялась в интерпретационных системах компаний CGG и Landmark.

     В западной части Южно-Камынского лицензионного  участка и на прилегающих к  нему площадях были проведены трехмерные сейсмические работы. Исследования МОВ  ОГТ 3Д с бином 25х50 м на отчетной площади проводились ОАО «Хантымансийскгеофизика» с 1996 по 2001 гг.

     Изученность сейсморазведкой Южно-Камынского лицензионного  участка является достаточно высокой. Плотность наблюдений способом МОВ  ОГТ 2Д составляет около 2.5 пог. км/км².

     По  отражающему горизонту ЮC₂ в пределах Назаргалеевского месторождения описываемая площадь в структурном плане представляет собой группу структур, имеющих преимущественно северо-западное, субширотное простирание. Самым крупным является поднятие Метельное-1, с севера и северо-востока граничащее с небольшими малоамплитудными структурами – Малометельным, Метельным-2 и Метельным-3.

     Структурные построения по отражающим горизонтам Нвс₄⁰⁽¹⁾, Нас₁₁ показывают, что структурный план района и его морфология претерпели некоторые изменения. Малометельное и все Метельные поднятия объединяются в одну обширную по площади структуру – Метельное локальное поднятие. Метельное локальное поднятие представляет собой антиклиналь неправильной формы субмеридионального простирания. Размеры структуры по горизонту АС₁₁ составляют 12.6х6.0-11.2 км, амплитудой 15 м по замыкающей изогипсе –2295 м.

     Сопоставление структурных планов по отражающим горизонтам ТЮ₂, Б, Нвс₄⁰⁽¹⁾, Нас₁₁ свидетельствует об унаследованном характере их развития, в соответствии с которым при продвижении от нижних горизонтов к верхним конфигурация и размеры локальных структурных элементов сохраняются и отмечается лишь некоторое уменьшение амплитуд поднятий.

1.5. Характеристика продуктивных  горизонтов

     По  состоянию на 01.01.2004 г. на балансе  РФГФ по Назаргалеевскому месторождению числятся запасы нефти по пластам ЮС₂², БС₄^1(3-4) и АС₁₁.

      Горизонт  ЮС₂

      Горизонт  ЮС₂ на Назаргалеевском месторождении объединяет пласты ЮС₂¹ и ЮС₂², которые характеризуются сильной лито-фациальной изменчивостью как по площади, так и по разрезу, и представлен сложным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых разностей. Вторичные процессы, протекающие в породах, значительно ухудшили их коллекторские свойства. В пласте ЮС₂² выявлены три залежи:

      Залежь 1 вскрыта скважиной 3209П и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2941 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 3209П).

      Залежь 2 вскрыта скважиной 386 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2920.6 м (кровля водонасыщенного коллектора в скважине 386).

      Залежь 3 вскрыта скважиной 340 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2927.3 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 340).

        Горизонт БС₄

      Отложения горизонта имеют довольно сложный  литологический состав, изменчивы и  не выдержаны по площади. В пределах горизонта БС₄ выделяется четыре изолированных группы пластов: БС₄^0(1-2), БС₄¹, БС₄², БС₄³. Залежь промышленной категории находится в пласте БС₄^1(3-4).

     В пласте БС₄^1(3-4) выявлены две залежи:

      Залежь 1 в районе скважины 386 приурочена к  западной линзе песчаников. Залежь вскрыта двумя углубленными эксплуатационными  скважинами - 340 и 386 и по типу является структурно-литологической. Абсолютная отметка ВНК находится на уровне –2459.1 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 386).

      Залежь 2 вскрыта скважиной 3219Р и по типу является водоплавающей.

Абсолютная  отметка ВНК находится на уровне –2434.6 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 3219Р).

      Пласт АС₁₁

      Отложения пласта АС₁₁ сформировались в барремское время и приурочены к отложениям сангопайской свиты. Песчано-алевритовые отложения пласта вскрыты всеми изученными скважинами. Карбонатно-глинистый прослой толщиной до 1-1.5 метров, но достаточно выдержанный по площади, делит тело пласта на две пачки – нижнюю и верхнюю. Каждая из пачек в свою очередь осложнена сериями карбонатно-глинистых прослоев, но, как правило, имеющих линзовидное строение и невыдержанных по площади.

     В границах залежи пласта АС₁₁ на 1.01.2004 г. пробурено 12 поисково-разведочных, 129 эксплуатационных и 5 контрольных. При испытании скважин были получены притоки нефти дебитом от 16.4 м³/сут (скв. 3214Р) до 38.6 м³/сут (скв. 3204П).

        Залежь является пластово-сводовой.

     В 65 скважинах более 90% нефтенасыщенной  толщины являются неконтактными  с водой, в 60 - все 100% нефтенасыщенной  толщины является неконтактными.

     Абсолютная  отметка ВНК залежи по данным ГИС  изменяется от –2288.5 м в скважине 3211Р до –2302.3 м в скважине 3215П. Толщина непроницаемого раздела между нефте- и водонасыщенной частью пласта АС₁₁ изменяется от 0 до 5.0 м, в 85 скважинах толщина непроницаемого раздела на уровне ВНК составляет менее 2-х м.

      По  характеру взаимоотношения проницаемых и непроницаемых прослоев в целом по пласту АС₁₁ были выделены 4 типа строения разреза (рис. 1.5.1).

      Первый  тип выделен в 49 скважинах. Второй тип разреза характеризуется  расчлененным строением верхней  и нижней пачек, выделен в 83 скважинах. Третий тип разреза был выделен в 12 скважинах, в которых обе пачки сливаются в «монолитное» тело. Четвертый тип разреза был выделен в скважинах 346 и 493, где верхняя песчаная пачка АС₁₁¹ полностью замещается глинами, нижняя АС₁₁² является водонасыщенной. Основные характеристики и параметры залежей продуктивных пластов Назаргалеевского месторождения приведены в таблице 1.5.1.

1.6 Свойства пластовых жидкостей и газов

     Исследование  нефтей и нефтяных газов выполнены  специализированными службами института  СургутНИПИнефть (включая Тюменское отделение). В таблицах 1.6.1. – 1.6.3. приведены основные физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

 

2. технологический раздел

2.1. Основные проектные решения по разработке месторождения

      В данной работе предлагается 3 варианта развития системы разработки (рис. 2.1.1.) для основного объекта месторождения (пласт АС₁₁, категории запасов В+С₁):

      Варианты 1, (1а) (базовые) – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв.

      Вариант 2 – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных  скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв в сочетании с эффективными технологиями интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов и бурением боковых горизонтальных стволов (L_гс=150 м) в скважинах.

      Вариант 3 (рекомендуемый) – разработка по утвержденной блоковой трехрядной системе разработки с размещением дополнительных наклонно-направленных скважин по квадратной сетке с плотностью 25 га/скв, с применением эффективных технологий интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов, бурение боковых горизонтальных стволов (L_гс=150 м) в скважинах, реализация на отдельных участках однорядной системы разработки с бурением горизонтальных скважин (L_гс=300 м) Размещение боковых стволов в вариантах разработки осуществлялось на основе анализа распределения зон с высокой плотностью текущих запасов нефти и обводнения основных стволов скважин по данным гидродинамического моделирования (рис. 2.1.2.-2.1.3.).

      Во  всех вариантах скважины для бурения  размещаются в пределах запасов  нефти категории С₁. Динамика эксплуатационного бурения по рекомендуемому варианту разработки приведена в таблице 2.1.1. Эксплуатационный фонд по вариантам 1-3 составляет: 200, 200, 177 скважин соответственно, в том числе для бурения 33, 33, 10 соответственно (табл.2.1.2.). По вариантам 2 и 3 планируется пробурить соответственно 29 и 28 боковых горизонтальных стволов.

    Эксплуатация  объекта ЮС₂² на естественном режиме была низкоэф-фективной, поэтому было рассмотрено 2 варианта размещения скважин с организацией закачки воды в районе скважины № 340 (категория запасов С₁) в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин:

    Вариант 1 – размещение одной горизонтальной добывающей (L_гс=300 м) и одной наклонно-направленной нагнетательной скважины;

    Вариант 2 (рекомендуемый) – предусматривает развитие 1^го варианта путем бурения бокового горизонтального ствола (L_гс=300 м) из добывающей скважины.

2.2 Конструкция скважин

     Важнейшим этапом проектирования, обуславливающим  качество строительства скважин и их эффективную длительную эксплуатацию, является выбор рациональной конструкции скважины. Конструкция должна быть экономичной и обеспечивать эксплуатационную надежность скважины, как технического сооружения: проектные уровни отбора жидкости во время эксплуатации; оптимальный режим бурения ствола скважины на современном состоянии техники и технологии; предупреждение осложнений и аварий, охрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации; качественное вскрытие и разобщение продуктивных горизонтов, возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.

      На  Назаргалеевском месторождении  основной объем работ по бурению  намечен на продуктивный пласт АС₁₁, где в рассматриваемых вариантах предлагается бурение наклонно-направленных скважин, горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (БГС). На продуктивный пласт ЮС₂² планируется бурение добывающей горизонтальной скважины, бокового горизонтального ствола и нагнетательной наклонно-направленной скважины. С учетом конкретных геолого-физических характеристик горных пород и планируемых условий вскрытия продуктивных пластов для разработки эксплуатационных объектов Назаргалеевского месторождения рекомендуются следующие конструкции скважин. Наклонно-направленные скважины на продуктивный пласт АС₁₁ (рис. 2.2.1.).

     Бурение боковых горизонтальных стволов  проводится из существующих скважин. В  основном, используются скважины из бездействующего и обводненного фонда. При выборе скважин для бурения из них боковых стволов уточняются текущие характеристики эксплуатации скважин, их техническое состояние, качество крепления и фактическое пространственное положение стволов скважин. Проводятся геофизические работы по определению глубины забоя с записью локатора муфт и оценке качества цементного камня. На основании этих данных, с учетом результатов предварительного профилирования бокового ствола, определяется интервал его забуривания и проводится установка на забое ликвидационного моста.