1. Введение

1.1. Характеристика Покамасовского месторождения

Покамасовское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 55 км от г. Сургута. Месторождение приурочено к долине р. Обь, характеризующейся широкой поймой (до 40 км) и многочисленными притоками. Весь район сильно заболочен. Значительная часть месторождения (20 %) находится непосредственно под руслом реки Обь и ее притоками. Отмечается множество озер глубиной до 3 м. Весеннее половодье сильно растянуто.

    Залежь нефти приурочена к верхней части васюганской свиты – пласту ЮВ₁. Промышленная разведка закончена. Запасы нефти утверждены ГКЗ СССР – протоколы №№ 8238 от 21.02.1979 г и 8300 от 22.06.1979 г.

    В 1982г. для всего месторождения СибНИИНП составлена технологическая схема разработки, которая утверждена ЦКР Миннефтепрома как основа для проектирования обустройства на запланированные объемы добычи нефти (протокол № 1022 от 18.05.1983 г).

    В 1984 г СибНИИПН составлена дополнительная записка с выделением технологических показателей для северной правобережной части месторождения. В схеме предусматривалось разбуривание по треугольной сетке 500х500 м (21,6 га) и площадное (семиточечное) заводнение. Общий проектный фонд 315 скважин, в т.ч. 195 добывающих, 84 нагнетательных, 28 резервных и 8 прочих. Проектный уровень добычи нефти 1400 тыс.т, жидкости 2730 тыс.т, объем закачки воды 3960 тыс.м³.

    В 1986 г уточнили границу раздела месторождения между объединениями «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть», естественно изменились запасы нефти, отнесенные по объединениям. В связи с охраной реки Обь выделены запасы в подрусловой части, относимые к забалансовым.

    В декабре 1986 г на совещании, при участии главных геологов объединений «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть», было решено для реализации циклического воздействия на залежь с учетом высокой неоднородности коллекторов отказаться от площадного заводнения и перейти к линейной трехрядной блоковой системе разработки по схеме единой для всего месторождения.   

В настоящее время месторождение разрабатывается ТПП «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз» и АО «Мегионнефтегаз». ТПП «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз» разрабатывает правобережную часть месторождения.

1.2. История освоения Покамасовского месторождения

    Месторождение открыто в марте 1972 г. На месторождении пробурено 17 разведочных скважин, из них вскрыли залежь 10 скважин, 3 скважины за контуром нефтеносности и 4 скважины в зонах отсутствия коллекторов.     На северной части месторождения (территория объединения «Татнефть») пробурено 8 разведочных скважин, из них вскрыли залежь №№ 2,3,6,15, за контуром нефтеносности №12 и в зонах отсутствия коллекторов №№ 7,14 и 20.

    Из всех разведочных скважин, вскрывших залежь, получены промышленные притоки нефти дебитом 50-130 м³/сут при фонтанировании. В скважинах  №№ 2,8,9, получены притоки нефти и воды – это ВНЗ по подсчету запасов.

    Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная с востока.     При подсчете запасов нефти и составлении технологической схемы разработки 1982 г (СибНИИНП) положение ВНК принято наклонным по данным опробования скважин от –2681 м в районе скв.9 (южное крыло структуры) до – 2701 на северном крыле. Объяснение этому не было дано. Возможно «наклон» ВНК связан с наличием не выявленных литологических экранов, а также с возможным линзовидным залеганием коллекторов.

    Нефтесодержащими являются терригенные кварцево-полевошпатовые коллекторы порового типа – пласт ЮВ₁ васюганской свиты. Коэффициент песчанистости составляет 0,58; коэффициент расчлененности равен 3,5 (в разрезе встречается до 6 нефтенасыщенных пропластков).

    Водонефтяная зона по данным подсчета запасов по разведочным скважинам составляет около30% от площади нефтеносности, доля извлекаемых запасов в ВНЗ составляет 13,4% от запасов по месторождению. Учитывая значительную расчлененность объекта, эти параметры в процессе разбуривания месторождения могут значительно измениться, преимущественно в сторону уменьшения.

    Запасы нефти и газа в подрусловой части подсчитаны с учетом возможности размещения кустов скважин за пределами 1000 метровой охранной полосы. В связи с невозможностью извлечения этих запасов их предлагается отнести к группе забалансовых. При проведении технологических расчетов эти запасы не учитывались.

Начальные запасы нефти и растворенного газа

Покамасовского месторождения.

                                                                                                             Таблица 1.1.