В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины или их группами. Юрчукское поднятие является структурой облекания двух рифогенных тел, расположенных на едином основании, сложенных водорослевыми известняками нередко доломитизированными с биогермной структурой.
Эти породы, как правило, развиты на бровке мелководного шельфа и по периферии палеоподнятий и образуют структурно-выраженные геологические тела, находящиеся гипсометрически выше одновозрастных им отложений других фациальных типов. Водорослевые известняки выделены в фацию «рифы», характерными признаками которых являются: обилие одиночных и колониальных форм каркасостроителей; отсутствие седиментационной слоистости; выполнение пустот в известняках инкрустационными корками; автохтонность прослоев обломочных известняков среди водорослевых; явно вторичное происхождение доломитов из водорослевых известняков с сохранением реликтовых органогенных структур. Высота рифогенных построек более 500 м (скв.29).
Мощность отложений франского яруса составляет 260-299 м, фаменского - 157-243 м.
Каменноугольная система представлена в разрезе нижним, средним и верхним отделами.
На значительной территории Юрчукского месторождения турнейские отложения размыты в период предвизейского перерыва в осадконакоплении. Они представлены карбонатными и глинистыми отложениями, толщина изменяется от 0 до 30 м.
К проницаемым разностям турнейско-фаменских отложений приурочена залежь нефти (пласт Т-Фм).
Нижняя часть визейского яруса сложена породами радаевского, бобриковского и тульского горизонтов.
Палеогеографические и фациальные обстановки в период с радаевского по раннетульское время были благоприятны для формирования терригенных коллекторов. Территория исследования представляла собой прибрежную зону морского бассейна. В переносе, перераспределении и аккумуляции обломочного материала большая роль принадлежала энергии движения водных масс. В этих условиях трансгрессивно-регрессивного перемещения береговой линии происходило накопление песчаников и формирование песчаных пластов, что обусловило полифациальное строение визейской терригенной толщи.
Радаевский горизонт сложен песчаниками и аргиллитами. Песчаники, преимущественно, мелкозернистые, глинистые, встречены в единичных скважинах. Толщина отложений горизонта колеблется от 2 до 20 м.
В целом для радаевского времени характерна общая регрессивная направленность в осадконакоплении. Структурные и текстурные особенности свидетельствуют о том, что эти породы представляют собой осадки старичных, пойменных и болотных фаций.
Бобриковский горизонт сложен, в основном, кварцевыми песчаниками, алевролитами. Толщина 16-33 м.
На раннебобриковское время приходится максимальная за всю историю визейского осадконакопления регрессия. Речные долины значительно расширяются, а выполняющие их аллювиальные песчаники образуют мощные (10-15м) пачки и отличаются наиболее грубозернистым составом и латеральной выдержанностью. Бобриковские отложения Юрчукского месторождения представлены, преимущественно русловыми фациями.
В позднебобриковское время в истории визейского осадконакопления наметилась общая трансгрессивная направленность. Значительно ослабевает активность речной деятельности, уже доминируют пойменные и болотные фации.
В отложениях тульского горизонта выделяются терригенная и карбонатная пачки (в верхней части разреза). Терригенные отложения представлены алевролитами, аргиллитами и песчаниками, а карбонатные - в основном известняками. Толщина соответственно до 18,0 и 13,0 м.
Тульские терригенные отложения представлены, в основном, переслаивающимися аргиллитами и алевролитами, структурно-текстурные и другие диагностические признаки которых, отмечаемые в описаниях керна, позволяют отнести их к фациям болот, приморских озер, заливов, лагун и зон слабых волнений прибрежно-лагунного мелководья. Песчаные пласты, отмечаемые в разрезах скважин, относительно изолированы от окружающих их глинисто-алевритовых отложений и часто являются литологически замкнутыми ловушками. Это указывает на то, что они сформировались в иной, чем речная обстановке, скорее всего в условиях прибрежно-морского мелководья, свидетельством чего служат и такие их признаки, как хорошая отсортированность, тонкозернистость, известковистость, косоволнистая слоистость и положение в разрезе между лагунными фациями. Для такой обстановки характерны фации речных выносов в море, различные формы песчаных аккумулятивных тел типа кос, баров, подводных валов и т. п. образований, отлагавшихся под воздействием течений и волнений.
К терригенным отложениям визейского яруса приурочены залежи нефти (пласты Тл2-а, Бб, Мл).
Верхняя часть визейского яруса представлена известняками окского надгоризонта. Толщина отложений 93-161 м.
Отложения серпуховского яруса представлены известняками и доломитами с прослоями ангидритов. Толщина 83-123 м.
В среднекаменноугольном отделе выделяются башкирский и московский ярусы.
К известнякам башкирского яруса приурочена промышленно значимая залежь нефти. Толщина отложений 41-78 м.
Московский ярус в составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов представлен известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. Промышленной нефтеносности в этих отложениях не установлено. толщина около 250 м.
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с прослоями известняков толщиной 43-119 м.
Нижний отдел пермской системы сложен отложениями сакмарского, ассельского, артинского и кунгурского ярусов.
Отложения сакмарского, ассельского и артинского ярусов представлены в нижней части известняками серыми и темно-серыми, местами окремнелыми, в верхней - мергелями, ангидритами, реже песчаниками. Общая толщина около 511 м.
Отложения кунгурского яруса представлены филипповским и иренским горизонтами.
Филипповский горизонт представлен чередованием мергелей, известняков, доломитов и ангидритов общей толщиной 42-80 м.
В отложениях иренского горизонта выделяются соляная и глинисто-ангидритовая толщи.
Соляная толща подразделяется на переходную пачку, покровную каменную соль, сильвинит-карналлитовую, сильвинитовую пачки и подстилающую каменную соль.
Переходная пачка представлена двумя пластами каменной соли и двумя пластами мергеля. Покровная каменная соль сложена мелко-зернистыми разностями с полосчатой текстурой. Сильвинито-карналлитовая пачка состоит из девяти пластов калийных и калийно-магниевых солей (от Б до К). В сильвинитовой пачке выделяется полосчатый сильвинитовый пласт А и красные сильвинитовые пласты КрI, КрII и КрIII. Пласт КрII имеет наибольшее распространение и является основным промышленным пластом Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС). Подстилающая каменная соль представлена светло-серыми, серыми, мелко- и среднезернистыми разностями.
Общая толщина иренского горизонта 365-732 м.
Верхнепермские отложения представлены уфимским ярусом в составе соликамского и шешминского горизонтов.
В отложениях соликамского горизонта выделяются в нижней части горизонта переслаивание каменной соли и аргиллитов, а в верхней части переслаивание известняков и мергелей с прослоями аргиллитов и редко алевролитов. В целом, толщина отложений соликамского горизонта составляет 55-329 м.
Шешминский горизонт представлен в нижней части мергелями, с прослоями каменной соли, известняков, доломитов и гипсов. Верхняя часть горизонта сложена аргиллитами, песчаниками, с прослоями известняков и мергелей. Толщина изменяется от 41 до 207 м.
Четвертичные отложения представлены аллювиальными и
аллювиально-делювиальными образованиями толщиной от 0,6 до 2,0 м.
2. Технологический раздел
.1 Текущее состояние разработки нефтяного
месторождения
Залежь была введена в эксплуатацию в 1978 г. пуском разведочных скважин №№ 17 и 28. Разбуривание залежи проектным фондом скважин по “Технологической схеме” осуществлялось с 1985 г. Темпы бурения невысокие - в среднем вводилось по 2-5 новых скважин в год. Максимальное количество новых добывающих скважин введено в 1991 г. - 6 скважин. Фактически бурение продолжалось до 1998 г.
Первые два года разработка визейской залежи велась на естественном режиме. За этот период происходило резкое снижение пластового давления от начального, принятого равным 22,2 МПа до 16,7 МПа к концу 1982 г. Закачка в приконтурные скважины была организована в 1980 г. В 1983 г. освоены под закачку внутриконтурные скважины в южной части Северного поднятия (скв. №№ 215, 216, 218). В результате внедрения системы ППД в 1980 г. пластовое давление начинает расти и, как следствие, происходит замедление темпов снижения дебитов.
Динамика обводнения визейского объекта является характерной для аналогичных залежей северной группы месторождений Пермской области (Уньвинское, Чашкинское, Сибирское). В первые несколько лет скважины давали безводную продукцию. Затем в течение 11 лет разработки обводнённость не превышала 10%. Следующие 10 лет разработки характеризуются постепенным ростом обводнённости до 30%.
Уровни добычи нефти в течение первых 30 лет разработки оставались высокими. Темпы годовых отборов изменялись в небольшом диапазоне: 2,3-3,2% от утверждённых НИЗ, что было связано с поэтапным вводом новых скважин сначала в южной части и центральной части Северного поднятия, затем в восточной и северной части.
Максимальный уровень добычи получен в 2001 г. и составил 299,5 тыс. т при фонде добывающих скважин 37 единиц. С 2007 г. наблюдается тенденция интенсивного снижения годовых уровней добычи нефти.
По состоянию на 01.01.2013 г. объект находится на 3 стадии разработки. Всего пробурено 68 скважин (рис. <file:///C:\Users\Поплыгин\Desktop\Рисунки\Рис_9.1.13.jpg> 4.2.1). Действующий добывающий фонд составляет 44 скважин, 8 - пьезометрических, действующий нагнетательный фонд - 8 скважин (в т.ч. 3 в простое), 3 - бездействующие, 3 - в консервации; 1 - ликвидированная, 1 - в ожидании ликвидации.
В 2012 г. добыча нефти составила 178,8 тыс. т., жидкости - 425,0 тыс. т., среднегодовая обводнённость - 57,9 %. Годовой объем закачки воды - 295,2 тыс. м3.
Всего с начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2013 г. из визейского объекта эксплуатации отобрано 8560,1 тыс. т. нефти (75,9 % от НИЗ), жидкости - 10867,7 тыс.т. Текущий КИН составляет 0,453 д.ед. Темп отбора от НИЗ - 1,6 %. В продуктивную толщу закачано 14258,7 тыс. м3 воды с накопленной компенсацией отборов жидкости 94,1 %. При выработке запасов 75,9 % обводненность составляет 57,9 %, что свидетельствует о потенциале залежи.
По состоянию на 01.01.2013 г. 8 скважин работают с дебитами по жидкости до 5 т/сут, 17 скважин (38,6 % добывающего фонда) эксплуатируются с дебитами жидкости от 5 до 25 т/сут. 11 скважин имеют дебит от 25 до 50 т/сут, 6 скважин - от 50 до 70 т/сут. Скважины №№ 1, 17, 736 работают с дебитами по жидкости 77,3, 71,3 и 82,5 т/сут соответственно.
скважин (43,2 % действующего фонда) по состоянию на 01.01.2013 г. работают с дебитами нефти до 5 т/сут, 16 скважин - от 5 до 20 т/сут, 5 скважин (№№ 2, 41, 742, 757 882) - от 20 до 35 т/сут. Пять скважин (№№ 1. 17. 208, 610, 732) эксплуатируются с дебитами по нефти свыше 35 т/сут.
Средний дебит по залежи по состоянию на 01.01.2013 г. равен 13,3 т/сут по нефти и 27,6 т/сут по жидкости.
Большинство скважин (38,6 % добывающего фонда) эксплуатируется с обводненностью от 10 до 50 %, менее 10 % - 13 скважин (29,5 % добывающего фонда), от 50 до 90 % - 6 скважин. 9 скважин имеют обводненность продукции более 90 %.
В 2013 году добыто 194,1 тонн нефти и 512,9 тонн жидкости. При этом выработка запасов нефти достигла 77,3%. Фонд добывающих скважин -42 ед., фонд нагнетательных скважин - 11 ед.
В целом изучая график разработки мною сделан вывод, что залежь нефти
находится на третьей стадии.
2.2 Анализ текущего состояния разработки
нефтяного месторождения
Юрчукское месторождение нефти разрабатывается с 1978 года и в настоящее время находится в третьей стадии разработки.
В связи с тем, что месторождение расположено на территории Верхнекамского месторождения калийных солей, к его разработке предъявлялись особые требования, направленные на обеспечение сохранности соленосной толщи. Ввод в разработку отдельных участков месторождения осуществлялся поэтапно, по мере получения согласований с объединением “Уралкалий” и другими заинтересованными организациями.
Первый проектный документ «Проект опытно-промышленной эксплуатации» был составлен институтом «ПермНИПИнефть» в 1979 году. Опытно-промышленная эксплуатация была рассчитана на 7 лет. Объектом опытно-промышленной эксплуатации являлась залежь нефти в бобриковских отложениях.
В 1984 году выполнена «Технологическая схема разработки» на базе запасов нефти, утверждённых ЦКЗ МНП по состоянию на 1.01.1984 г. В работе приведены расчёты технологических показателей по трём объектам: пласты Бш, Бб и Т-Фм, пласт Тл в данном проектном документе рассматривался как возвратный объект.
После завершения разбуривания месторождения по утверждённому варианту тех. схемы, в связи с уточнением геологического строения залежей, возникла необходимость составления «Дополнения к технологической схеме разработки». С 1990 года разработка Юрчукского месторождения ведется в соответствии с “Дополнением”. Это последний проектный документ, составленный институтом ПермНИПИнефть и утвержденный ОПН (протокол ТЭС № 6 от 9.07.1990 г.).
Дополнение к технологической схеме было составлено на запасах, утвержденных в ГКЗ в количестве 37102 тыс. т балансовых (категории АВС1) и 14559 тыс. т извлекаемых (протокол №10742 от 17.11.89г.).
По этому документу на месторождении выделено три самостоятельных объекта разработки: залежи нефти в башкирских (пласты Бш1+Бш2+Бш3), бобриковских (пласт Бб) и турнейско-фаменских (пласт Т+Фм) отложениях и предусмотрено их разбуривание самостоятельными сетками скважин. Фактически уже на дату составления «Дополнения» пласты Тл и Мл разрабатывались совместно с пластом Бб, но поскольку пласты Тл и Мл были перфорированы лишь в единичных скважинах (18% действующего фонда), объект был назван «бобриковским» и при размещении скважин по сетке использовалась карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Бб.
Проектные скважины размещались по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 х 500 м для пластов Бб и Бш и 450 х 450 м для пласта Т+Фм.
По каждому эксплуатационному объекту были рассчитаны технологические показатели разработки в пределах разрешенной зоны и технологические показатели разработки Северного участка, разбуривание которого по бобриковскому и башкирскому объектам предполагалось начать в 1992 году (после получения согласований с заинтересованными организациями).
Для разработки Юрчукского месторождения был утвержден суммарный вариант 1, предусматривающий разработку всех залежей в пределах разрешенной зоны (в границах горного отвода), с переходом к суммарному варианту 2, включающему разработку Северного участка (в пределах зоны с запасами нефти категорий В+С1, на участке некондиционного содержания калийных солей).
Разработка объектов по 2 суммарному варианту, как и планировалось, осуществляется с 1992 года.
В 1998 году на Южном поднятии Юрчукского месторождения ООО «НОВИК» были проведены сейсморазведочные работы, по результатам которых значительно изменились представления о его форме и размерах, которые увеличились в два раза.