Введение 

     Существует  несколько способов снижения уровня жидкости в скважине: тартание, свабирование, вытеснение жидкости из скважины сжатым воздухом, азотом или природным газом, пеной, аэрирование столба жидкости воздухом или углекислым газом, откачка жидкости из скважины глубинно-насосными установками, установка разделительных пакеров над продуктивным объектом с последующей откачкой жидкости из-под пакерного пространства струйными насосами (УОС-1, УОС-2).

     Вызов притока осуществляется заменой  скважинной жидкости на воду, нефть, при отсутствии притока - свабированием или применением пенных систем с использованием в качестве дисперсионной среды азота или дымовых газов. При снижении пластового давления более чем на 20 % рекомендуется применять устройство для обработки скважин (УОС).

     После освоения скважин необходимо провести комплекс гидродинамических исследований в соответствии с "Инструкцией по гидрогазодинамическим исследованиям". По результатам гидродинамических исследований проводится оценка качества заканчивания скважины.

     Допускается применение других методов вызова притока (снижение уровня с использованием пенных систем, струйных насосов, инертных газов и др.) при согласовании этих методов с Заказчиком, а при необходимости с Госгортехнадзором.

     Управлениям буровых работ для каждой конкретной скважины разрешается самостоятельно применять любой из рекомендованных способов вызова притока из пласта, в зависимости от проницаемости объекта, пластового давления, репрессии, допущенной при вскрытии пласта. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1 Геологический  Раздел

     Южно-Сургутское месторождение нефти расположено  в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области 20 км северо-восточнее  города Нефтеюганска. Месторождение  расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь. Абсолютные отметки местности изменяются от +48 м на водоразделах до +20 м в долинах рек.

     Условия труда на нефтяных промыслах Западной Сибири имеют свои особенности в  связи с суровыми климатическими условиями. Климат района резко континентальный: холодная зима с сильными ветрами и холодное лето. Переход от зимы к лету долгий, с неустойчивыми атмосферными осадками. Самым холодным месяцем является январь, когда бывает самая минимальная температура –50^оС. Переход к лету в конце мая, начале июня. Средняя температура самого жаркого месяца июля +20^оС - +25^оС. Максимальные температуры могут достигать +36^оС. Средне годовая скорость ветра равна 5,2 м/с, максимальная скорость ветра доходит до 15-22 м/с.

     Месторождение расположено в непосредственной близости от железной дороги Тюмень-Сургут. С городом Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. С 1968 г. в районе месторождения действует нефтепровод Усть-Балык-Омск.

     Месторождение является частью более крупного, на севере переходит в Западно-Сургутское,  на поверхности разделяется рекой Обь.

     Характеризуется большой площадью нефтеносности 369 млн.кв.км.. Плотность балансовых запасов  нефти составляет 1,4 млн.т/кв.км.

     Особенностью  месторождения является сильная  концентрация запасов (96%) в одном горизонте БС10. Половина запасов сосредоточено в водо-нефтяной зоне, имеют низкую начальную нефтенасыщенность.

1.2 Краткая геологическая  характеристика месторождения

     В строении Южно-Сургутского нефтяного  месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла. В разрезе последнего выделяются отложения юры, мела, палеогена и четвертички.

     Палеозойский  фундамент.

     Породы  палеозойского фундамента представлены порфиритами темно-зеленовато-серыми, трещиноватыми и темно-зелеными, трещиноватыми с зеркалами скольжения. Максимальная толщина 70 м, вскрытых на соседних площадях (глубина залегания 4500 м).

     Юрская  система.

     В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты, которые несогласно залегают на породах фундамента.

     Тюменская свита.

     Осадки  тюменской свиты залегают в основном мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и представлены чередованием аргиллитов, алевритов и песчаников.

     Для пород тюменской свиты характерны: тонкая, горизонтальная, реже косая  слоистость, наличие многочисленных растительных остатков.

     Мощность  пласта колеблется от 0 до 30 м.

     Васюганская свита.

     В основании свиты залегает морской пласт черных, местами битуминозных аргиллитов с обломками мелких пелицинад, с прослоями сидерита, с галькой кремнистых пород.

     Мощность  васюганской свиты на Южно-Сургутском месторождении 50 м.

     Георгиевская  свита.

     Отложения георгиевской свиты согласно залегают на породах васюганской свиты и присутствуют неповсеместно. В сводовых частях отдельных локальных структур они отсутствуют. Свита представлена аргиллитами черными, с прослоями битуминозных аргиллитов мощностью 2-3 см, с прослоями песчаников и алевролитов серых, кварцево-полевошпатовых и кварцево-глауконитовых. Встречаются единичные прослои глинистого известняка. Мощность пород георгиевой свиты 5 м.

     Баженовая свита.

     Свита представлена аргиллитами темно-серыми, черными с коричневатым оттенком различной степени битуминозности, с линзочками глинистого сидерита, с прослоями органогенных осадков. Мощность свиты 28 м.

Меловая система. Нижнемеловой отдел.

 Нижнемеловые образования представлены преимущественно глинистыми осадками берриас-валанжинского возраста, объединенными в мегионскую свиту, песчано-глинистыми толщами, выделяющимися в вартовскую свиту, и глинисто-алевролито-песчаной толщи, входящими в состав алымской и покурской свит.

     Мегионская  свита.

     Свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки или толщи.

     В разрезе выделяются песчаные горизонты  БС₁₁ и БС₁₀, продуктивные на площади.

     Общая мощность мегионской свиты на Южно-Сургутском месторождении 432 м.

     Вартовская  свита.

     Отложения вартовской свиты согласно залегают на породах мегионской свиты. По литологическому  составу свита делится на нижнюю и верхнюю подсвиты. В разрезе  нижней подсвиты выделяются 9 пластов (БС₁-БС₉). Пласты представлены чередованием аргиллитов серых, песчаников серых, светло-серых и алевролитов. Пласты водоносные.

     В разрезе верхней подсвиты выделяются песчано-алевролитовые пласты АС₄-АС₁₂. Мощность свиты 5-402 м.

     Алымская  свита.

     Алымская  свита развита по всему району Сургутского свода и состоит  из четырех пачек. Мощность Алымской свиты изменяется от 110 до 130 м.

     Прокурская  свита.

     К прокурской свите относятся песчано-глинистые  образования альбского и сеноманского возраста. Литологически нижняя часть  этой свиты, относится к нижнему  мелу, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Мощность нижней части прокурской свиты колеблется от 522 до 573 м.

     Меловая система. Верхнемеловой отдел.

     К верхнемеловым отложениям относятся  верхняя часть прокурской свиты, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

     Сеноманский ярус.

     Сеноманский ярус, охватывающий верхнюю часть  покурской свиты, представлен чередованием песков, песчаников с алевролитами и глинами. Пески и песчаники  серые, зеленовато-серые, полимиктовые, рыхлые. По всему разрезу встречаются растительный детрит, прослои угля, включения янтаря, сидерита. Мощность отложений сеноманского яруса от 250 до 300 м.

     Кузнецовская  свита.

     Ярус  сложен глинами темно-серыми, участками  песчанистыми, с линзами кварцево-глауконитового песка. Мощность яруса от 25 до 30 м.

     Березовская свита.

     Березовская свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю – опоковидную и верхнюю  – глинистую. Мощность их соответственно равны 60-80 м и 50-60 м.

     Ганькинская свита.

     Свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми с включениями пирита. Мощность ганькинской свиты от 50 до 60 м.

     Палеогенова система. Тюменская свита.

     Тюменская свита представлена глинами темно-серыми. Мощность свиты 100-120 м.

     Люлинворская  свита.

     Свита сложена глинами зеленовато-серыми, опоковидными с прослоями алевролитов и включениями глауконитов, пирита и сидерита. Мощность свиты от 180 до 200 м.

     Чеганская свита.

     Чеганская свита представлена глинами зеленовато-серыми, вязкими с прослоями и линзами  алевролита. Мощность свиты от 170 до 190 м.

     Атлымская свита.

     В нижней части атлымской свиты  развиты пески серые, мелко и  средне-зернистые, а в верхней  части – глины с прослоями  угля. Мощность свиты от 170 до 190 м.

     Новомихайловская  свита.

     Свита представлена чередованием глин буровато-серых с песками и алевролитами. Мощность Новомихайловской свиты от 90 до 110 м.

     Туртасская  свита.

     Свита сложена глинами зеленовато-серыми, вязкими, с редкими прослоями  и линзами алевролитов. Мощность свиты от 45 до 50 м.

     Четвертичная  система.

     На  размытой поверхности туртасской свиты  залегают пески с прослоями глин. Выше находятся отложения самаровской  толщи, сложенной озерно-аллювиальными  отложениями, морскими, озерно-ледниковыми  отложениями (валунные глины с линзами  песка и галечников). Современный аллювий представлен пятнадцатиметровой пачкой песков, супесей, суглинков и торфа. Общая мощность четвертичных отложений 70-80 м.

1.3 Характеристика продуктивных  пластов

     Пласт БС¹ ₁₀.

     Залежь  пласта БС¹₁₀ распространена практически по всей площади месторождения. Промышленная нефтеносность доказана результатами апробирования и эксплуатации скважин. На северо-западном крыле ограничена зоной замещения коллекторов. На севере она соединена с аналогичной залежью Западно-Сургутского месторождения, на северо-востоке – с залежью  Восточно-Сургутского месторождения (Восточный участок).

     Тип залежи пластовая, сводовая, почти вся  залежь чисто нефтяная (93% площади). Отметка ВНК - 2346 м. Размеры 25 х 25 км. Средние показатели не отражают полную картину, т.к. на площади выделяются две зоны, резко отличающиеся по своему геологическому строению.

     Пласт БС¹₁₀ вскрыт в песчаной фракции на глубине 2310-2410 м. Общая мощность пласта 9,2-18,2 м. Наибольшая эффективная мощность отмечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла структуры.

     Коллекторами  нефти пласта БС¹₁₀ служат песчаники и алевролиты. Литологическая их характеристика сходна с характеристикой пласта БС²₁₀. Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств. Среднее значение пористости – 24%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до  2700*10^-3 мкм². Среднее значение проницаемости составляет 270*10^-3 мкм². По площади свойства пород улучшаются к центральной и восточной части площади. Водоудерживающая способность в соответствии с более высокой проницаемостью ниже на 8%, чем по пласту БС²₁₀ и равна 31%.

     Пласт БС² 10.

     Представляет  собой мощную толщу, средняя общая  толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородная по площади и по разрезу. О сложности  строения говорят его параметры: песчанистость –0,48; расчлененность –9,5 м; толщина проницаемого слоя – 2 м.

     Для пласта БС²₁₀ характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами. От пласта БС¹₁₀ отделяется глинистой перемычкой, мощность которой изменяется от 0 до 20 м. На западном крыле отмечается зона полной глинизации песчаных отложений пласта.

     На  юго-западном крыле структуры установлена  зона слияния песчаных отложений  пластов БС¹₁₀ и БС²_10. Пласты представляют собой единую гидродинамическую систему с единым ВНК.

     Тип залежи пластовая, сводовая, размеры 19,7 х 20,5 км, ВНК - 2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75% площади).

     Пласт имеет представительную нефтенасыщенную  толщину, в среднем 9 м, однако существенная доля запасов находится в отдельных  линзах или тонких прослоях.

     Еще одной существенной особенностью пласта БС²₁₀ является его низкая начальная нефтенасыщенность – 0,55 в чисто нефтяной зоне, 0,53 – в водонефтяной зоне.

     Пласт БС²₁₀ сложен песчаниками, алевролитами и уплотненными глинами. Пласт разделен глинистыми прослоями на 5-14 песчаных пропластков,  толщинами от 0,4 до 9,2 м. Коллекторами пласта являются песчаники и алевролиты.

     Состав  алевролитов аналогичен песчаникам, с учетом уменьшения размеров зерен. Среднее значение пористости принято  равным – 23%. Проницаемость изменяется от 0,2 до 880*10^-3 мкм²; среднее значение - 114*10^-3 мкм². К северу и западу от центральной части фильтрационные свойства пород снижаются. Среднее значение водоудерживающей способности 38,7%. Для нефтенасыщенных коллекторов оно ниже (36,6%), чем для водонасыщенных (44,8%), что согласуется с более лучшей их проницаемостью (123 и 90*10^-3 мкм²).

     Пласт БС³₁₀.

     Залежь  пласта БС³₁₀ выделяется на юго-востоке месторождения. Она изолирована от основной залежи. Отметка ВНК в этом районе 2363 м, что на 17 м ниже отметки ВНК по основной залежи. Залежь водоплавающая. Отсутствует глинистый раздел между нефтенасыщенной и водоплавающей частями. Запасы контактные с мощной толщей воды.

     Общая толщина пласта 43 м, эффективная  в среднем 24 м, нефтенасыщенная – 8,6 м. Залежь небольшая. Размер залежи – 4,1 х 6,4 км. Фильтрационные свойства пласта близки к пласту БС²₁₀.

     Промышленная  нефтеносность доказана результатами эксплуатации скважин.

     Залежь  пласта БС³₁₀ является самостоятельным объектом разработки. Объект БС³₁₀ представляет собой монолитный пласт, в котором местами встречаются глинистые и плотные прослои толщиной от 1 м, от верхнего БС¹⁺²₁₀ его отделяет перемычка от 4 до 8 м глин.

     Пласт ЮС₁.

     Пласт ЮС₁ стратиграфически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллита толщиной до 1 м.

     Промышленная  нефтеносность пласта доказана апробированием четырех скважин. ВНК залежи ЮС₁ с учетом данных по апробированию и комплекса ГИС принят на отметке – 2787 м.

     Залежь  пластовая, сводовая, размеры 9,5 х 5,2 км. Общая толщина пласта 16 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м (абсолютная отметка 2787 м). Залежь пробурена в центральной части. Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренной части изменяется от 1,4 м (скважина 2034) до 20,6 м (скважина 1527). Средняя по залежи – 8,2 м.

     Расчлененность  пласта средняя – 7 м. Коллектор характеризуется  изменчивостью от монолитного строения в скважине 2045 до сильно расчлененного  в скважина 1170р.

     Контур нефтеносности не подсчитан. Изменчивость геологического строения пласта подтверждается данными эксплуатации скважин.

     Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность  – 0,535%, подстилается подошвенной водой.

     Водоносная  толща, подстилающая пласт, имеет значительную толщину от 4 до 10 м. Глинистый раздел от водоносной толщи в основном незначительный – от 0,4 до 1,5 м.

     Водонефтяное строение залежи подтверждают данные эксплуатации скважин. Скважины вводятся с обводненностью до 56%. В среднем обводненность новых скважин в 1999 году составила 17%.

     Пласт ЮС₂.

     Пласт ЮС₂ относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен переслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40 м. Общая мощность пласта 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м.

     Пласт ЮС₂ подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1 до 8,6 м, в среднем – 3,9 м. Залежь недоразвита, внешний контур нефтеносности достоверно не определен.

     Очень низкие показатели коллекторских свойств  залежи: коэффициент пористости –1,6,  коэффициент проницаемости –9,8 мкм².

     Часть запасов отнесена к забалансовым (71%). Нефтенасыщенность пласта ЮС₂ доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти. Скважины, испытанные на пласт ЮС₂ практически «сухие». Дебит нефти более 5 м³/сут. Имеют лишь три скважины. Испытание скважин проводилось пластоиспытателем.

     Пласт БС₁₀ восточный участок.

     На  восточном участке нефтенасыщенность  связана только с пластом БС¹₁₀. Залежь небольшая по размерам 6 х 7 км. На западе от Южно-Сургутского месторождения залежь отделена обширной зоной замещения. На востоке и юго-востоке ограничена зоной замещения.

     Пласт маломощный, средняя толщина 4 м. В  основном пласт в разбуренной  части по толщине выдержан 4-5 м.

     В основном пласт представлен переслаиванием песчаников и глинистых прослоев. Толщина песчаных прослоев от 0,4 до 3 м, глинистых прослоев от 0,4 до 2 м.

     Средняя расчлененность – 3, изменяется в пределах от 1 до 4.

     При подсчете запасов залежь отнесена к  чисто нефтяным, однако от нижнего  водоносного пласта разделен небольшой 1-4 м, в связи с этим показатели разработки залежи близки к водонефтяным. Мощность нижнего водоносного пласта 3-10 м.

     Пласт имеет хорошие коллекторские  свойства a_пс = 0,8-1; r_п = 10-20 Ом*м. В зоне нефтенасыщения пласта БС²₁₀ нефтенасыщенность понижается: r_п = 8-9 Ом*м.

1.4 Свойства пластовых  жидкостей и газов

     Пластовые нефти (таблица 1) находятся в условиях повышенных пластовых давлений и  температуры (27 МПа и 75°С). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения намного ниже пластового. Газосодержание для данного типа залежей очень низкое.

     Свойства  нефтей в пределах залежи БС₁₀ изменяются незначительно: газосодержание в диапазоне 42-56 м³/т, давление насыщения 8-11 МПа, плотность пластовой нефти 818-839 кг/м³, вязкость 2-5 МПа*с. Нефть в пласте и на поверхности тяжелая.

     Молярная  доля метана в пластовых нефтях колеблется от 19 до 275. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

     Количество  легких углеводородов СН₄-С₂Н₁₂, растворенных в разгазированной нефти, изменяется в диапазоне 10-12%. Нефтяной газ – жирный.

     Разгазированные нефти (таблица 2) пласта БС₁₀ парафинистые, слоистые, вязкие. Нефть пласта БС₁₀ сернистая, средней плотности, с выходом фракций до 350°С от 45% до 54,9%.

     Результаты  анализа пластовой воды Южно-Сургутского  месторождения (пласт БС₁₀) представлены в таблице 3.

     Таблица 1 - Свойства пластовой нефти Южно-Сургутского месторождения. Пласт Б10