Применение и особенности проектирования технологии зарезки боковых стволов на Южно-Ягунском месторождении. Применение и особенности проектирования технологии зарезки боков. Геологопромысловая характеристика ЮжноЯгунского месторождения
 Скачать 1.09 Mb.
|
1.3 Тектоника Южно-Ягунского месторожденияДля геологического строения Западно-Сибирской плиты характерно наличие трех структурно-тектонических этажей. Степень изученности их различна, т.к. нижний и средний пока исследованы недостаточно полно, а верхний, с которым связано большинство скоплений углеводородов, охарактеризован в значительно большей степени, как геофизическими методами, так и глубоким бурением. Нижний этаж, или фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, представлен эффузивными, изверженными или сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Он связан с геосинклинальным этапом развития плиты. Средний этаж объединяет породы, сформировавшиеся в пермотонасовое время в условиях пара геосинклинали. В отличие от нижнего этажа, эти породы менее дислоцированы и имеют меньшую степень метаморфизма. Верхний этаж образовался в мезо-кайнозойское время в условиях устойчивого прогибания фундамента. Он характеризуется слабой дислоцированностью и практически полным отсутствием метаморфизма пород. Эти отложения слагают собой осадочный чехол Западно-Сибирской плиты. По данным КМПВ и высокоточной аэромагнитной съемки, рельеф фундамента имеет общее погружение на север и разбит на блоки преимущественно субмеридионального простирания. Породы пермо-триаса, унаследовав от нижнего этажа северное региональное погружение, несколько сглаживают его резко расчлененный рельеф. При описании структурно-тектонического строения района Южно-Ягунского месторождения по верхнему этажу, за основу использована “Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты” (редактор- И.И. Нестеров, 1975г.). Согласно данной карты, исследуемая площадь расположена на северо-восточном погружении Сургутского свода, которое осложнено структурой II порядка - Ягунским куполовидным поднятием. На севере оно граничит с Северо-Сургутской моноклиналью, на востоке и юго-востоке, через Южно-Ягунскую котловину, с Ватьеганским куполовидным поднятием, а на западе, через относительно неглубокий прогиб, с Тевлинским к.п., также осложняющим восточное погружение Сургутского свода. По результатам более детальных сейсморазведочных работ, для площади Южно-Ягунского месторождения была построена структурная карта по отражающему горизонту “Б” (верхняя юра), связанному с региональным сейсмическим и геологическим репером в Западной Сибири (битуминозные аргиллиты баженовской свиты берриас- волжского возраста). В таблице 1.1 приводится сопоставление глубин залегания данного репера по результатам бурения и данным сейсморазведки по горизонту «Б».
Таблица 1.1. Сопоставление глубин залегания репера и данных сейсморазведки по горизонту «Б» Из таблицы следует, что среднеквадратичная погрешность определения глубин по данным сейсмических работ на площади Южно-Ягунского месторождения равная +6,96, позволяет достаточно надежно использовать сейсмическую карту по отражающему горизонту «Б» в качестве основы для структурных построений по продуктивным пластам. Об этом свидетельствует серия карт, построенных по кровле мегионской, вартовской, алымской, покурской, ганькинской и талицкой свит. Анализ этих карт указывает на унаследованный характер структурных планов с постепенным выполаживанием вверх по разрезу. По отражающему горизонту «Б» площадь Южно-Ягунского месторождения включает группу структур III порядков: Ягунское, Южно-Ягунские (две), Дружное локальные поднятия, которые разделяются неглубокими (20-25 м) прогибами и седловинами. Ягунское и Южно-Ягунское (I) локальные поднятия по отражающему горизонту «Б» представляют собой брахиантиклинальные складки субмеридианального простирания, оконтуренные изогипсой –2725 м, имеющие размеры в пределах данных изогипс соответственно 18х19 и 7,5х3,5 км, амплитуда – 39 и 12 м; углы наклона крыльев составляют первые единицы градусов. Южно-Ягунское (II) локальное поднятие по отражающему горизонту «Б» представляет собой брахиантиклинальную складку изометрического простирания, размеры которой 4,5х4 км, амплитуда 15 м, углы наклона крыльев менее 1 градуса. Дружное локальное поднятие по отражающему горизонту «Б» представляет брахиантиклинальную складку субмеридианального простирания, размером 15,0х6,5 км, амплитудой 33 м; углы наклона крыльев менее 1 градуса. Эксплуатационное бурение, в основном, подтвердило представление о тектоническом строении месторождения, выявленное по разведочным скважинам. Структурные планы по кровле основных продуктивных горизонтов Южно-Ягунского месторождения и отражающему горизонту «Б» сходны между собой, отличаясь лишь глубинами залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоев. Краткая характеристика этих структурных элементов приведена в таблице 1.2.
Таблица 1.2. Характеристика структурных элементов Южно-Ягунского нефтяного месторождения Как отмечалось выше, структурные планы по кровлям коллекторов продуктивных пластов горизонтов БС10 и БС11, в основном, повторяют структурные особенности карты по отражающему горизонту «Б». Наличие в пределах месторождения ряда мало амплитудных поднятий определило во многом распределение по площади залежей в условиях неполного заполнения крупных структурных ловушек. Из-за больших размеров, приводится небольшая часть структурной карты продуктивного пласта БС10-1. На рисунке 1.2 представлена структурная карта участка блока N 13 (район скв. 684 – 688, 2231 – 2234), т.е. тот блок, где предполагается проведение работ по улучшению нефтеотдачи пласта. Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа и построена по кровле пласта БС10-1. Она дает четкое представление о строении выбранного горизонта, обеспечивает наиболее точное проектирование разведочных и эксплуатационных скважин, облегчает изучение изменения свойств по площади продуктивного горизонта (мощности, пористости, проницаемости), помогает определить границы залежи и распределение давлений. За базисную поверхность при построении этой структурной карты принят уровень моря, от которого производятся отсчёты горизонталей (изогипс)  глубинного рельефа.Рис. 1.2. Структурная карта по поверхности пласта БС10-1. Масштаб 1:25000 Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность Сургутского НГР - одного из основных по запасам нефти в Западной Сибири, подтверждена открытием таких крупнейших месторождений, как Усть-Балыкское, Мамонтовское, Федоровское и др. Залежи нефти и газа открыты и разведаны в отложениях тюменской свиты (Федоровское, Тепловское), васюганской свиты (Когалымское), баженовской свиты (Малобалыкское, Соимлорское и др.), ачимовской толщи (Малобалыкское, Среднебалыкское, Нятлонгское, Суторминское), в группах пластов БС и АС мегионской и вартовской свит (Федоровское, Усть-Балыкское, Холмогорское, Лянторское и др.). Таким образом, этаж нефтегазоносности в рассматриваемом районе охватывает комплекс осадочных пород нижне-среднеюрско-аптского возраста и составляет 1,5-2 км. Из числа пробуренных на данный период, девятнадцать скважин вскрыли юрские отложения, а одна - отложения палеозойского фундамента (скв. 52, забой 3353м). На месторождении базисным объектом разработки является группа продуктивных горизонтов БС10 и БС11 (валанжин). Подчиненную роль имеет залежь пласта Ю (верхняя юра). Из ачимовской толщи (берриас-валанжин, пласты БС16 и БС18) получены небольшие притоки нефти и нефти с водой (соответственно скв. 103 и 110), что указывает на ее нефтеносность.  На кривой ГСР в разрезе горизонта БС10 можно выделить два пласта (БС10-1 и БС10-2), тоже и в горизонте БС11, индексируемые как БС11-1 и БС11-2. Об особенностях взаиморасположения пластов можно судить по геологическим профилям (рис. 1.3 и рис. 1.4).Рисунок 1.3. Геологический профиль С – Ю пластов БС10 и БС11. 1 – нефтенасыщенный песчаник; 2 – водонасыщенный песчаник; 3 – глинистые прослои.  Рисунок 1.4. Геологический профиль З – В пластов БС10 и БС11. 1 – нефтенасыщенный песчаник; 2 – водонасыщенный песчаник; 3 – глинистые прослои. П  родуктивные горизонты БС11 и БС10 отделяются друг от друга пачкой глин толщиной 36 - 40 м. В горизонте БС11 выделяются пласты БС11-1 и БС11-2, разделенные между собой глинистым прослоем, толщина которого колеблется от 1 до 10 м. Совмещение контуров нефтеносности этих пластов (рис. 1.5) показывает резкое уменьшение площади нефтеносности пласта БС11-1 по сравнению с пластом БС11-2. Рисунок 1.5. Совмещение контуров нефтеносности пластов БС11-1 и С11-2. 1 – скважины разведочные; 2, 3 – внешние контуры нефтеносности пластов БС11-1 и БС11-2. Основной из них пласт БС11-2 вскрыт на глубине 2416-2507м. Залежи пласта БС11-2 пластово-сводовые с элементами литологического экранирования. В ходе эксплуатационного бурения выявлено несколько зон отсутствия коллекторов. Выделяемые пласты БС11-1 и БС11-2, сложены песчаниками средне- и мелкозернистыми и алевролитами крупно-зернистыми. На глубине 2390-2422м вскрыт пласт БС11-1, к которому приурочены две пластово-сводовые литологически экранированные залежи Северная и Южная, между которыми находится обширная водонасыщенная зона. Пласт БС11-2 имеет среднюю пористость 21%, проницаемость 0,123мкм. кв. Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин от 11,2м до 17,2м. Наибольшие толщины вскрыты в центральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина 5,6м. Коллекторские свойства пласта БС11-1 довольно высокие, пористость изменяется от 19 до 23%. Проницаемость в среднем равна 0,069мкм. кв. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0,6м до 7,2м. (средняя 2,9м.) В продуктивном горизонте БС10 выделяются два пласта. Отложения пласта БС10-2 вскрыты на глубине 2360-2455 м. Залежь пласта - сводовая литологи-чески экранированная. Пласты БС10-1 и БС10-2 сложены песчаниками и алевролитами. Песчаники серые, преимущественно мелкозернистые, алевритистые до алевритовых, переходящие в алевролит, глинистые, по составу аркозовые, цемент порово-пленочный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый. Залежь пласта БС10-1 относится к пластово-сводовому типу. Отложения пласта вскрыты на глубине 2350-2395м. Между собой пласты БС10-1 и БС10-2 разделены преимущественно глинистым прослоем, толщина которого изменяется от 1 до 10 м. Контуры нефтеносности основной залежи пластов совпадают (рис. 1.6).  Рисунок 1.6. Совмещение контуров нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2. 1 – разведочные скважины; 2, 3 – внешние контуры нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2 соответственно Коллекторские свойства пласта БС10-1 колеблются в широких пределах, пористость от 16 до 24,8% (средняя 21-22%), проницаемость от 0,002 до 0,086мкм. кв. Максимальные нефтенасыщенные толщины встречаются в центре залежи. Средняя толщина пласта 3,6м. Пласт БС10-2 отличается более высокими коллекторскими свойствами - пористость 18 - 25% (средняя 22,9%), проницаемость 0,002 - 0,527мкм. кв. (средняя 0,263мкм. кв.). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 15,6м. (средняя 3,8м.) Характерно уменьшение этого параметра с севера на юг. Из приведенных данных становится ясно, что лучшими коллекторскими свойствами обладают пласты БС10-2 и БС11-2. В настоящее время базисными объектами для разработки являются продуктивные горизонты БС10 и БС11. Залежь пласта ЮС-1 имеет подчиненное значение. Пласт ЮС-1 вскрыт на глубинах 2818 - 2842 м, к нему приурочены локальные пластово-сводовые залежи. Он представлен пачкой переслаивающихся песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глинистых алевролитов. Песчаники мелкозернистые, глинистые. Цемент порово-пленочный, глинистый, хлоритово-гидрослюдистый.
Таблица 1.3. Геолого-физическая характеристика основных объектов разработки месторождения 1.4 Гидрогеология В гидрогеологическом отношении Южно-Ягунское месторождение расположено в центральной части огромного бассейна, сложенного слоистыми осадочными породами. Гидрогеологические условия определяются наличием водоносных слоистых толщ, разобщенных водоупорными отложениями, имеющими региональное развитие. В качестве региональных водоупоров в районе месторождения выделяются: толща водоупорных глинистых осадков олигоцен-туронского возраста, мощностью до 750м; толща аргиллитов мегионской свиты (бериас-валанжинского возраста), мощностью до 90 – 130м. В соответствии с этим, в гидрогеологическом разрезе региона и площади месторождения, выделены три гидрогеологических этажа. Верхний гидрогеологический этаж объединяет водонасыщенные отложения олигоцен-четвертичного возраста. Для него характерна гидравлическая связь водоносных горизонтов и комплексов с поверхностью, что определяет динамику и гидрохимию подземных вод. Условия питания, циркуляции, влияния атмосферных осадков обуславливают наличие в нем пресных подземных вод, имеющих практическое значение для хозяйственно-питьевого водоснабжения. В верхнем гидрогеологическом этаже выделяются следующие водоносные горизонты (сверху вниз): водоносный горизонт четвертичных отложений; подземные воды спорадического распространения отложений смирновской и бешеульской свит; водоносный горизонт в песках абросимовской свиты; туртасский водоносный горизонт; новомихайловский водоносный горизонт; атлымский водоносный горизонт. Наиболее практическое значение имеют водоносные горизонты четвертичных отложений, новомихайловский и атлымский водоносные горизонты. Последние два горизонта объединяются в один куртамышский водоносный горизонт, имеющий промышленное значение для организации централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения. Ниже приводится краткая характеристика водоносных горизонтов. Водоносный горизонт четвертичных отложений. Высокие положения уровня грунтовых вод четвертичных отложений определяют небольшую мощность зоны аэрации, колеблющуюся в районе месторождения от 0 до 4м, реже до 5 – 7м. Водовмещающими являются пески и торф с подчиненными прослоями супесей и суглинков. Общая мощность отложений от 45 до 62м. Дебиты скважин составляют 4,7 – 17,5л/сек при понижении 5,3 – 20,3м. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатные кальциево-магниевые с минерализацией 0,02 – 0,15г/л. В связи со слабым развитием окислительных процессов и мелкодисперсным составом отмечается превышение норм ПДК по марганцу в 15 – 24 раза, железу – в 4 – 8 раза, цветности – в 1,5 – 3 раза и мутности – в 2,5 – 4 раза. Воды горизонта широко используются для технического водоснабжения на промплощадках и буровых кустах. Куртамышский водоносный горизонт. Залегает на глубине 180 – 200м. Дебиты скважин, эксплуатирующих горизонт, колеблются от 800 до 1000м3/сут. при понижениях 17 – 28м. Химический состав вод гидрокарбонатный магниево-кальцевый с минерализацией до 0,3 – 0,5г/л, с повышенным содержанием кремнекислоты (H2SiO 3 – 92мг/л и железа до 7мг/л). Пьезометрический уровень 0 – 5м. Воды горизонта используются для водоснабжения вахтовых поселков. Так подземные воды используются для централизованного водоснабжения г. Когалыма. Водозабор расположен в нескольких километрах южнее Южно – Ягунского месторождения. Подземные воды горизонта напорные, статические уровни устанавливаются на глубине в среднем 2м. По своему качеству подземные воды пресные с сухим остатком до 0,15г/л, содержание железа – 3,5мг/л. По остальным компонентам превышений ГОСТ и ПДК не наблюдается. Средний гидрогеологический этаж объединяет водоносные комплексы разреза, подземные воды которых имеют гидравлическую связь с поверхностью только на периферии структуры бассейна, а на большей части бассейна, в т.ч. и на площади Южно – Ягунского месторождения, мощными регионально выдержанными водоупорными породами изолирует подземные воды от поверхности. В разрезе в интервале глубин 970 – 2800м выделяются: апт-альб-сеноманский водоносный комплекс; подземные воды песчаных отложений вартовской свиты (пласты АС); водоносный комплекс нижней части вартовской свиты и верхней части мегионской свиты (пласты БС 8 – 12). Все они относятся к гидродинамической зоне затрудненного водообмена. Общий уклон пьезометрической поверхности – на север, в сторону Карского моря. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс содержит хлоридно-натриевые воды с минерализацией до 20г/л. Дебиты скважин 30л/сек ( 2000 м3/сут.). подземные воды комплекса широко используются для поддержания пластового давления. Водоносный комплекс нижней части вартовсой свиты содержит продуктивные пласты БС 10 – 11. Воды напорные, производительность скважин несколько сот кубических метров в сутки, воды также хлоридные натриевые. Минерализация вод изменяется от 18,2 до 26,1г/л, содержание ионов хлора в среднем составляет 14,6г/л, ионов натрия и калия – 9,1г/л (табл. 1.4). Хлор-иона содержится 13475мг/л; натрий – иона 532мг/л. Вязкость воды рассматриваемых объектов 0,5 МПас. Углекислый газ, сероводород отсутствуют, сульфат-ион присутствует в незначительном количестве. Плотность воды при 20 С составляет кг/м3.
Таблица 1.4. Свойства пластовых вод продуктивных горизонтов «Южно-Ягунского» месторождения Нижний гидрогеологический этаж осадочного чехла включает водоносные горизонты и комплексы, не имеющие гидравлической связи с современной поверхностью и относится к зоне весьма затрудненного водообмена. В разрезе осадочной толщи этажа выделяются: водоносный комплекс ачимовской толщи мегионской свиты; водоносный комплекс верхней части васюганской свиты; водоносный комплекс тюменской свиты и коры выветривания пород фундамента. Падение пьезометрического уровня также происходит в северном направлении. Воды хлоридно-натриевые. Минерализация вод ачимовской толщи составляет 12,3 – 18,4 г/л, в продуктивных пластах юры минерализация воды изменяется от 26,2 до 39,2 г/см3, содержание ионов хлора от 14,7 до 22,7 г/л, ионов натрия и калия от 10,0 до 14,8 г/л. В воде отсутствует сульфаты, углекислый газ и сероводород. Основные солеобразующие элементы – ионы натрия - 8015 – 11209 мг/л, хлора - 120568 – 17110 мг/л и гидрокарбонатного иона - 1854 – 1220 мг/л. Содержание йода – 0,84 – 4 мг/л, брома – 43,6 – 67,6 мг/л, аммония – 30 – 75 мг/л. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||