История открытия и освоения месторождения

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 БС_18-20. 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 АС_7-9. 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 АС_7-8, 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 АС_7-8. 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, БС_18-20, 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