Самотлорское месторождение

Группа пластов БВ стратиграфически относится к нижневанденским (БВ72) и мегионским (БВ80, БВ81-2, БВ100) отложениям. Залежи пласта БВ72 мелкие, литологического типа. Объект в настоящее время не разрабатывается. С пластом БВ8 связано несколько залежей нефти, основная из которых приурочена к Самотлорскому поднятию. Тип залежей пластово-сводовый. Залежь пласта БВ100 литологически экранированная.

С пластом ЮВ1 верхневасюганской подсвиты связан ряд разномасштабных локальных залежей структурного и пластово-сводового типа. Каждая залежь представляет собой самостоятельную гидродинамическую систему с собственным ВНК.

Продуктивные пласты на месторождении образованы неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Коллектора представлены в основном песчаниками, а так же крупнозернистыми алевролитами.

Проницаемые отложения характеризуются хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Проницаемость в основном составляет 212-564 мД, в отдельных пластах не превышает 88,5 мД (протокол ЦКР № 5516 от 12.12.2012 г.).

По результатам исследования глубинных и поверхностных проб нефть, извлекаемая на месторождении, характеризуется как легкая, маловязкая, сернистая, парафинистая (протокол ЦКР № 5516 от 12.12.2012 г.).

Запасы нефти и газа Самотлорского месторождения неоднократно представлялись в ГКЗ Роснедра. Последний пересчет запасов выполнен в 2006 г. по состоянию на 01.01.2005 г. (протокол № 1307-дсп от 20.12.2006 г.).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Гидрогеология

 

Самотлорское месторождение открыто в 1965 г., введено в разработку в 1969 г. Более чем за сорокалетний период разработки месторождения накоплен достаточный фактический материал по геологическому строению и гидрогеологическим условиям участка и района работ.

На Самотлорском ЛУ активно эксплуатируется неокомский водоносный комплекс, и как источник заводнения для системы поддержания пластового давления в нефтяных пластах и в качестве поглощающего горизонта для закачки излишков подтоварных вод.

На изучаемом участке впервые выбор источника водообеспечения и подсчет запасов подземных вод [26] был выполнен ЗСФ ИНГГ СО РАН в 2007 г. В качестве эксплуатационного объекта обоснован интервал разреза неокомских отложений: пласты АВ4-БВ7 ванденской свиты. Балансовые запасы подземных вод утверждены на пятилетний срок в объеме 30,0 тыс. м3/сут по категории С1 (протокол № 94 ТКЗ по ХМАО-Югра от 01.09.2008 г.). По сложности геолого-гидрогеологических условий участок отнесен к I группе в соответствии с Классификацией запасов и прогнозных ресурсов питьевых, технических и минеральных подземных вод.

В 2008 г. ЗСФ ИНГГ СО РАН была составлена «Технологическая схема разработки подземных вод неокомского комплекса в целях ППД на Самотлорском месторождении» [28], работа согласована Ростехнадзором 27.03.2009 г. и Управлением по недропользованию по ХМАО-Югре.

Отборводы на рассматриваемомучасткене осуществлялся, поскольку для целей ППД хватало объемов подтоварной воды.

В 2013 г. в связи с выполнением условий лицензионного соглашения и уточнением потребности нефтепромысла в подземной воде для системы ППД ЗСФ ИНГГ СО РАН выполнен Пересчет запасов подземных вод неокомского комплекса для водоснабжения системы ППД . Балансовые запасы подземных технических вод подсчитаны в количестве 11 тыс. м3/сут по категории С1 на 25-летний расчетный срок (протокол ТКЗ по ХМАО-Югре № 356 от 23.07.2013 г.).

С ростом обводненности нефтяной продукции на месторождении в 2001 г. возникла необходимость в закачке излишков подтоварных вод, не востребованных системой ППД. Гидрогеологическое обоснование выполнено в 2004 г. ЗСФ ИНГГ СО РАН [23-25]. ГКЗ постановила (протокол № 1298 от 29.11.2006 г.) считать возможным проведение опытно-промышленной эксплуатации участка закачки излишков подтоварных вод в неокомские отложения (пласты АВ4-БВ6 и БВ8) при достигнутой степени изученности в течении 5 лет на базе 72 скважин, с суммарным расходом закачки 59 294 м3/сут, в том числе на участке «Самотлорнефтегаз» в 40 нагнетательных скважин в количестве до 29 482 м3/сут и на участке ОАО «ТНК-Нижневартовск» в 32 нагнетательные скважины в количестве до 29 812 м3/сут. Участок закачки на территории деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» остановлен с сентября 2011 г.

Результаты опытно-промышленной эксплуатации неокомского водоносного комплекса (пласты АВ4-БВ6) как поглощающего горизонта для закачки промышленных стоков на Самотлорском (северная часть) лицензионном участке рассмотрены в отчете ЗСФ ИНГГ СО РАН 2012 года. Решением ГКЗ Роснедра (протокол № 3208 от 14.06.2013 г.) подтверждено, что геолого-гидрогеологические условия и фильтрационно-емкостные свойства водовмещающих пород неокомского водоносного комплекса позволяют использовать его в качестве пласта-коллектора для захоронения подтоварных вод на рассматриваемой площади. И в связи с отсутствием потребности в закачке излишков подтоварных вод принято считать утратившим силу решение ГКЗ Роснедра от 29.11.2006 г. (протокол № 1298) в части, разрешающей опытно-промышленную эксплуатацию полигона захоронения подтоварных вод в пределах северной части Самотлорского месторождения (территория деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск»).

Добыча подземных вод и закачка промстоков на Самотлорском месторождении сопровождается ведением гидрогеологического мониторинга недр. В программы, согласованные с Управлением по недропользованию по ХМАО-Югре, включены наблюдения за изменением гидродинамического и гидрогеохимического режимов водоносных горизонтов, содержащих минерализованные технические воды, задействованные в технологическом процессе добычи нефти, и пресные подземные воды, использующиеся для хозяйственно-питьевого водоснабжения.

В рамках настоящего отчета, как и в предыдущих работах, геофизические материалы привлечены из “Подсчета запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области по состоянию на 01.01.2000 г.” . Характеристика целевого комплекса приводится на основе данных интерпретации ГИС тридцати восьми поисково-разведочных скважин, равномерно распределенных по площади изучаемой территории (Граф. 2).

По результатам обработки геофизической информации построены схема корреляции неокомских отложений по линии разведочных скважин 1039R-1225R-1034R-136R-130R, структурные и специализированные карты по целевому объекту.

Гидрохимическая обстановка неокомского комплекса хорошо изучена в связи с его эксплуатацией для систем ППД на территории деятельности ОАО «Самотлорнефтегаз» (Граф. 2). На изучаемом месторождении пласты АВ4-БВ6 охарактеризованы по результатам большого количества аналитических данных за период 1966-2014 гг.

Основанием для написания настоящей работы служит техническое задание на выполнение геологоразведочных работ по поискам и оценке пластов-коллекторов водоносного комплекса для добычи подземных вод для целей ППД на Самотлорском месторождении (территория деятельности ОАО «РН-Нижневартовск»).

2. Специальная геологическая часть

2.1.Комплекс промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС).

В пределах Самотлорского месторождения проводились следующие виды геофизических исследований.

Стандартный каротаж включает запись градиент-зондом А2,0М0,5N и потенциал-зондом (ПЗ) А0,5М6N или А0,5М11N с одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации (СП).

Стандартный каротаж в продуктивной части разреза в масштабе глубин 1:200 полностью выполнен в 4455 скважинах (81%). Масштаб записи кривой градиент-зонда и потенциал-зонда 2,5 Омм/см; ПС – 12,5 мВ/см. Применяемая аппаратура Э-1 и К-3.

Индукционный метод (ИК) выполнен в 2972 скважинах (54%), в 3-х скважинах материалы ИК забракованы. Масштаб записи ИК 25 мСм/м/см, аппаратура ИК-100, ПИК-1М, КАС, АИК-М, зонды 4ФО,75; 4И1; 6Ф1. Качество первичных материалов удовлетворительное. В 20-ти скважинах выполнено индукционное зондирование 5-ю зондами разной глубинности аппаратурой ВИКИЗ. Качество материалов хорошее.

Боковой каротаж (БК) выполнен в 2978 скважинах (54,1%), в 4-х скважинах материалы забракованы. Кривые записаны в логарифмическом масштабе, аппаратура Э-1, К-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Микрозондирование (МКЗ) проведено 2637 скважинах (47,9%), в 5-ти скважинах материалы МКЗ забракованы. В эксплуатационных скважинах микрозондирование выполняется при угле наклона ствола в интервале детальных исследований не более 150. Запись проведена микроградиент-зондом А0,025М0,025N и микропотенциал-зондом А0,05М. Масштаб записи 2,5 Омм/см. Аппаратура Э-2, МДО. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Микробоковой метод (МБК) выполнен в 179 скважинах (3,3%). Масштаб записи 2,5 Омм/см, аппаратура Э-2, К-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Кавернометрия (КВ) выполнена в 2720 скважинах (49,8%), в 4-х скважинах материал забракован. Запись КВ проведена в скважинах с углами наклона ствола в интервале детальных исследований, не превышающих 150. Масштаб записи 2 см/см. Качество материалов удовлетворительное.

Радиометрические исследования включают гамма-метод (ГК), который зарегистрирован в 5498 скважинах (99,9%), и нейтронный метод (НМ), выполненный в 5491 скважине (99,8%). Забракованы материалы ГК в 2-х скважинах, материалы НК – в 4 - х. Запись кривых РК производилась аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, РКС-3. Для записи НКТ применялись источники нейтронов Ро-Ве мощностью 9,1 – 14*106 нейтрон/сек. Скорость регистрации 350-800 м/ч при постоянной временной интегрирующей ячейки 6-12с. Материал в основном удовлетворительного качества. Эталонировка аппаратуры РК – на низком уровне, что сказалось на точности определений Кп по радиоактивным методам.

Акустический каротаж (АК) выполнен в 78 скважинах (1,4%). Запись

производилась аппаратурой СПАК-4. Число исследованных скважин недопустимо мало, что приводит к сложностям в оценке пористости коллекторов.

Гамма-гамма-плотностной метод (ГГК-П) выполнен в 73 скважинах (1,3%). Запись производилась аппаратурой СГП. Использовался источник Сs-137 мощностью 5,4 - 6,3*109 А/кг. Скорость регистрации 200 м/ч. Также как и по АК, число скважин с исследованиями ГГМ очень мало, что сказывается на качестве интерпретации материалов ГИС.

 

 

 

 

2.2. Интерпретация данных ГИС

 

Наличие залежей нефти в неокомских пластах месторождения явилась причиной высокой изученности этой части разреза методами ГИС. Петрофизическое обоснование интерпретации материалов геофизических исследований скважин по продуктивным пластам изложено во множестве научных работ, отчетов, подсчетов запасов.

Используемые материалы обобщены в работе , где был использован дополнительный керновый материал и результаты специальных исследований в оценочных скважинах 2оц, 3оц, 4оц. Исследования керна по оценочным скважинам, имеющим высокий вынос керна и большой объем исследований, позволили уточнить основные петрофизические зависимости типа "керн-керн", а также связи "керн-ГИС", которые использовались для определения подсчетных параметров.

В таблице 1 приведены основные петрофизические уравнения, использованные при интерпретации материалов ГИС, даны граничные значения параметров для выделения коллекторов и оценки характера насыщения, указаны величины термобарических поправок в значения пористости для всех продуктивных пластов.

Таблица 1

Основные петрофизические константы и уравнения для определения ФЕС коллекторов по продуктивным пластам Самотлорского месторождения

Граничные значения, зависимости	АВ13-АВ4-5-АВ8	БВ0-8
αсп.гр.	0,35	0,35
Кп.гр.(атм.усл.), %	21,6	17,7
К (пл.усл.), для Кп	0,95	0,94
Кп.гр.(пл.усл.),%	20,5	16,6
Кп.гр., мД	1,5	1,5
ρп.гр., Омм	4	3,9
Кп=f(αсп) (атм.усл.)	Кп=13,2αсп+17	Кп=13,4αсп+13
Кп=f(αсп) (пл.усл.)	Кп=12,54αсп+16,15	Кп=12,6αсп+12,22
Кпр=f(αсп)	lgКпр=4,72αсп-1,48	lgКпр=4,56αсп-1,414
Рп=f(Кп) (пл.усл.)	Рп=0,86/Кп1,95	Рп=1/Кп1,912
Кв=f(Рн)	lgКв=(6,44/(lgРв+2,76))-2,301	lgКв=(6,88/(lgРв+2,97))-2,301
Ρв, Омм	0,13	0,105

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3.Литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов

 

Отложения пластов групп АВ и БВ Самотлорского месторождения относятся к терригенному типу и включают следующие литологические разности – песчаники и алевролиты слабоглинистые и глинистые, песчаники с переслаиванием коллекторов и неколлекторов, глины, а также плотные прослои, представленные песчаниками и алевролитами с высоким содержанием карбонатного вещества. Коллекторами в изучаемом разрезе являются песчаники и алевролиты.