Отчет по практике в ОАО «СНГ»

    Промышленные скопления нефти Федоровского месторождения приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС₂), отложениям валанжина (пласты БС₁₆, БС₁₀, БС₁₀¹ ), готерива (пласты БС₂. БС₁),  баррема (пласты AC₉, AC_7-8, АС₆¹,АС_5-8, AC₄). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.

     Продуктивный пласт ЮС₂, приурочен к кровле тюменской свиты. Он вскрыт и опробован в 50 скважинах. Согласно исследованиям керна, пласт ЮС₂, интерпретируется как нефтенасыщенный лишь в 7 скважинах из 14, в остальных либо водонасыщен, либо характер насыщения не ясен. Эффективные толщины по этим скважинам колеблются от 1,2 до 9,2 м., нефтенасыщенные от 1,2 до 6,0 м. Дебиты нефти меняются - от 12 м³/сут. при фонтанном способе эксплуатация до 0,34 м³/сут. при динамическом уровне 1200 м.

     Ввиду сложного строения пласта, невыдержанности его по площади и по разрезу, удаленности скважин друг от друга, на данной стадии изученности этих отложений не представляется возможным выделить нефтяные залежи и обосновать ВНК, поэтому границы залежи на Федоровском месторождении проведены условно.

    В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в пласте БС₁₆ на собственно Федоровской площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 6,6 м. Залежь примыкает к зоне неколлектора, вскрытой соседними скважинами.

    В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе которой выделяется продуктивный пласт БС₁₀. Залежь пласта БС₁₀ является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС₁₀ имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

     При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки - верхнюю и нижнюю. Верхняя пачка представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной.  В восточной части общая толщина верхней пачки не превышает 8-17 м., в западной - 10-13 м. В центральной части общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27,5 м..

    Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах она полностью глинизируется. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.

     Пласт БС₁₀ характеризуется высокой продуктивностью. Уровень ВНК установлен на а.о. –2242 (±3) м.. Коллекторские свойства пласта достаточно высоки: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0,68, песчанистости от 0,43 до 0,56, проницаемости (443-571)х10³ мкм². Залежь пластово-сводовая высотой 70 м. площадь 38 х 47 км..

     В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт БС₁₀¹. Песчаники пласта распространены на всех поднятиях Федоровского месторождения, но нефтенасыщены только на собственно Федоровском и Восточно-Моховом поднятиях. На Федоровском поднятии пласт БС₁₀¹ имеет сложное линзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от -2178 до -2184 м.. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте БС₁₀¹ выделяется три залежи. Уровень ВНК принят на а.о. -2198 м.. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Федоровской площади коэффициенты пористости 23%, нефтенасыщенности 0,63, песчанистости 0,34, проницаемости 0,206 мкм², тогда как на Восточно-Моховой площади все эти значения существенно выше: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0,66 – 0,69. песчанистости 0,61 – 0,49, проницаемости 0,386 мкм². Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 8,4 м.. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11 м.. Пласт ВС₁₀¹ имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Федоровской площади).

     К нижней подсвите вартовской свиты относятся нефтеносные пласты БС_1-2. Они обладают хорошими коллекторскими свойствами и объединяются в единый гидродинамический резервуар. Уровень ВНК установлен на а.о. -1970 ± 5 м., для Федоровской площади, и -1962 ± 4 м. для Моховой.

     Пласт БС₂ присутствует на Федоровской и Моховой площадях. Разведочными и добывающими скважинами вскрыты в пласте несколько различных по высоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Федоровской площади, три - к Моховой. Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 27%, нефтенасыщенности 0,66 – 0,71 (значения изменяются по площадям и залежам), песчанистости 0,54-0,65, проницаемости 0,717 мкм². Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 14 м. среднее значение 4,9 м..

     Залежи пласта БС₁ выявлены на Федоровском, Моховом и Северо-Сургутском поднятиях. На большей части площади пласт имеет сравнительно небольшую толщину, преимущественно 2,5 – 4 м.. Наибольшие толщины вскрыты на Северо-Сургутской площади - до 8 м.. Емкостно-фильтрационные свойства пласта: коэффициенты пористости 26 - 27%, нефтенасыщенности 0,66 – 0,71, песчанистости 0,45 – 0,60 , проницаемости 0,621 мкм².

     В средней части свиты выделяется пимская пачка, сложенная однородной толщей аргиллитов темно-серых, со слабым зеленоватым оттенком, плотных. Пачка хорошо выдержана по всему Сургутскому своду и является региональным репером. Верхняя часть вартовской свиты заметно опесчанена.  Песчаники светло-серые, мелкозернистые, глинистые. Аргиллиты, составляющие сравнительно небольшую долю, серые и темно-серые, песчанистые.

     В разрезе верхней подсвиты вартовской свиты выделяется ряд песчаных пластов, шесть из которых являются на Федоровском месторождении    нефтеносными: АС₄, АС_5-6, АС_7-8, АС₉.

     Пласт АС₉ характеризуется литологической неоднородностью как по разрезу, так и по площади. Строение пласта сложное. На собственно Федоровском поднятии выделяются три отдельные залежи, кроме того, на сочленении Федоровской и Моховой площадей выделены еще две небольшие водоплавающие залежи.

    На юге Федоровской площади пласт более мощный по толщине, к северу расчленяется на несколько проницаемых прослоев. Уровень ВНК по залежам изменяется от а.о. -1846 м. до -1861 м..

     Газовую шапку имеет лишь одна залежь. ГНК отбивается на а.о.-1844-1845,8 м. Размеры газовой шапки небольшие – 1,75х1,4 км..

     Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 26 -27%, нефтенасыщенности 0,62 – 0,70 , песчанистости 0,47 – 0,59 , проницаемости 0,609 – 0,943 мкм². Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 0,4 до 15,2 м. среднее значение 4-5 м.. Газонасыщенная толщина 4,1 м..

     Залежи пластов АС_7-8. Вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеют толщину 24,5 м. На Федоровском поднятии они образует две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласты имеют свои ВНК и ГНК (-1839,4  ± 4 м. и –1836,2 ± 1,2 м. соответственно). На остальных площадях месторождения они объединяются в одну гидродинамическую систему с пластами AC_5-6, поэтому выделены в единый подсчетный объект AC_5-8.

     Пласты АС_7-8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторские свойства: коэффициенты пористости - 24%, нефтенасыщенности – 0,54 , песчанистости 0,54 – 0,65 , проницаемости 0,106 – 0,162 мкм². Нефтенасышенные толщины достигают 15 м., в среднем составляют 6,3 м (Федоровская площадь)  и 5,9 м (Моховая площадь), газонасыщенные - 16 м., в среднем 6,8 м..

     Залежи пластов AC_5-6 практически занимают всю площадь Федоровского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Федоровское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Пласты группы AC_5-6   Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамически взаимосвязаны с пластами AC_5-8 Федоровской площади и объединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Федоровской площади –1809,8 м., а для Моховой и Восточно-Моховой –1808,7 м.. Средние отметки ВНК по площадям составили -1818 м., -1822 м. и -1829 м., соответственно для Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой.

     Добывающие скважины вскрыли продуктивные зоны в разрезе пластов AC_5-6, где присутствует трехфазное насыщение: сверху - газ, затем нефть, внизу – вода.

Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 26%, нефтенасыщенности 0,65, песчанистости 0,52 – 0,66, проницаемости 0,377 – 0,726 мкм². Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составили 0,4-19,3 м., газонасыщенные 0,6 – 30,6 м.     Залежь пласта AC_5-6 пластово-сводовая, площадь ее 31,5 х 41 км., высота 55 м.

     Залежь пласта АС₄ газонефтяная, по размерам самая крупная на Федоровском месторождении, практически присутствует на всех площадях. От нижележащих пластов AC_5-8, пласт АС₄ отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние  этих пластов, принята условная граница раздела.

По материалам ГИС  в среднем ГНК принят на а.о. -1810 м.. Средняя отметка ВНК для Федоровской площади –1821,6 м., для Моховой -1817 м., для Восточно-Моховой -1820 м..

    Коэффициент начальной нефтенасыщенности 0,61 – 0,67 , пористости 26%. песчанистости 0,47 , проницаемости 0,268 – 0,450 мкм². Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,4 до 21,6 м., нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 11,1 м.Залежь пласта АС₄   пластово-сводового типа, площадь ее 51,2х36,4 км., высота 65 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Методическая  часть

2.1. Применяемые  методы исследования и их задачи.

     Комплекс методов и объемы ГИРС при строительстве скважин определяются категорией скважины, её конструкцией, углом отклонения от вертикали, свойствами промывочной жидкости и особенностями геологического разреза. Так как практика проходила в контрольно-интепритационной партии – 2 (КИП бурения), то далее будет вестись описание методов исследования, которые применяются в эксплутационных наклонно направленных сважинах II категории. В таких скважинах выполняется комплекс ГИРС (приложения В, Г), при котором в открытом стволе интервала кондуктора, технической колонны и общих исследованиях проводятся:

- инклинометрия; 

- геолого-технологические  исследования.

     В одной вертикальной скважине куста проводятся:

- стандартный каротаж;

- боковое каротажное  зондирование;

- боковой каротаж;

- кавернометрия-профилеметрия;

- резистивиметрия.

     После спуска кондуктора и технической колонны должны быть выполнены:

- акустическая цементометрия;

- гамма-каротаж, нейтронный  каротаж;

- локация муфт,

- гамма-гамма цементометрия (в  скважинах нефтегазовых залежей).

     В открытом стволе интервала детальных исследований производятся:

- стандартный каротаж; 

- боковое каротажное зондирование  пятью/шестью зондами;

- боковой каротаж; 

- индукционный каротаж; 

- высокочастотное индукционное  каротажное изопараметрическое  зондирование - не проводится при наличии многозондового индукционного каротажа;

- кавернометрия-профилеметрия;

- резистивиметрия;

- гамма-каротаж; 

- нейтронный каротаж; 

- инклинометрия. 

     Задачи, решаемые данными  комплексами методов:

     Инклинометрия – пименяется для определения пространственного положения ствола скважины, абсолютных отметок продуктивных и реперных пластов и проводится согласно инструкции.

     Стандартный каротаж – применяется для литологического расчленения и корреляции разрезов скважин. Проводятся исследования, включающие регистрацию потенциалов ПС и кажущегося сопротивления потенциал зондом, длина которого выбрана постоянной для района работ.

     Боковое каротажное зондирование – применяется для определения удельного электрического сопротивления пласта, сопротивления и диаметра зоны проникновения с целью выделения в разрезе коллекторов, оценки их характера насыщения, и количественного определения нефтенасыщения при условии p_n/p_с < 500. Проводится комплексом последовательных градиент-зондов с размерами: 0,45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 м и одним обращенным - 2,25 м.

     Боковой каротаж – применяется для определения кажущегося удельного электрического сопротивления. Значения кажущихся сопротивлений, измеряемые при боковом каротаже слабо искажаются влиянием скважины и вмещающих пород. Поэтому БК эффективен для изучения разрезов с частым чередованием пластов, а также в условиях высоких отношений удельных сопротивлений пород p_n и промывочной жидкости p_с.

     Кавернометрия-профилеметрия – применяется для определения среднего диаметра и геометрии ствола скважины, уточнения геологического разреза - выделения коллекторов, и т.д.

     Резистивиметрия – применяется для определения удельного электрического сопротивления промывочной жидкости. Метод применяют также для определения интервалов поглощения промывочной жидкости в скважине.