курсовой проект. КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Хисамов Динар группа 34. Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин на тему анализ результатов проведения геологотехнических мероприятий на добывающем фонде ершового месторождения
 Скачать 2.64 Mb.
|
|
1.3. Нефтегазоностность продуктивных пластов Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями верхнеюрского (продуктивный горизонт ЮВ1 и нижнемелового (пласты БВ19-22 ачимовской толщи и пласт БВ10) возраста (рис. 2).  Рис. 2. Геологический разрез по линии скважин 3084-2768. Пласт ЮВ1. Ершовое месторождение. Основные запасы нефти промышленных категорий (97,9%) сосредоточены в продуктивном горизонте ЮВ1 на остальные пласты (БВ19-22 и БВ10) приходится 2,1% промышленных запасов месторождения. По величине извлекаемых запасов нефти верхнеюрская залежь относится к крупным. Из анализа результатов опробования разведочных и эксплуатационных скважин следует, что продуктивный горизонт ЮB1 относится к среднедебитным объектам. Дебиты нефтяных скважин изменяются от 8,1 т/сут до 115,5 т/сут на 8 мм штуцере. Характерной особенностью этого объекта является наличие обширной водо-нефтяной зоны, которая существенно (примерно на 12 км2) превышает чисто нефтяную зону. ВНК в пределах южного, центрального и северного поднятий испытывает значительные колебания - от 2476,0 м до -2483,0 м. В целом по залежи средний ВНК принят на абсолютной отметке -2480 м. Размеры залежи по изогипсе -2480 м - 18,2 х 7,5 км, высота 98 м. Залежь нефти пластово-сводового типа. Детальный анализ результатов испытания скважин и ГИС показывает, что запасы нефти ачимовской толщи рассредоточены по пластам БВ22, БВ21, БВ20 и БB19 по многочисленным (до 11) мелким линзам и полулинзам, контролируемым зонами замещения коллекторов. Вследствие неоднозначных материалов опробования, связанных с перетоками нефти из отложений верхнеюрского продуктивного горизонта (скв. 170Р, 176Р и др.) и промыслово-геофизической характеристики разреза ачимовской пачки, многие залежи нефти (например, в пластах БВ22 и BB21) выделены условно, т. е. толща недоразведана8. Дебиты нефтяных скважин при различных динамическим уровнях изменяются от 0,42 до 25,7 м3/сут в пласте БВ22, от 8,1 до 25,7 м3/сут в пласте БВ21 от 0,3 до 39,0 м3/сут в пласте БВ20, от 0,1 до 4,7 м3/сут в пласте БB19; в целом ачимовская толща является низкопродуктивным объектом. Залежи структурно-литологического типа. В пласте БВ10 в результате разведочного и эксплуатационного бурения выявлены две водоплавающие залежи нефти9. Анализ результатов испытания скважин показывает, что дебиты нефти по этому пласту изменяются от 27,0 м3/сут на 10 мм штуцере до 87,2 м3/сут на 6 мм штуцере (скв. Р-175 и Р-192), по механизированным скважинам добывающего фонда - от 16,0 до 58,0 м3/сут (при работе ШГН, скв. №№ 5019, 5038) т. е. пласт БВ10 относится к среднедебитным объектам. ВНК северной залежи (район скв. 5004, 6000, 8011) имеет слабый наклон с северо-востока на юго-запад, его абсолютная отметка проводится на -2163 - 2166 м. Залежь имеет размеры 3,1 х 1,1 км, высоту 18 м. Тип залежи пластово-сводовый. ВНК южной залежи ( район скв. Р-192 ) по результатам опробования и ГИС также имеет наклонный характер с северо-востока на юго-запад от абсолютной отметки -2163 до -2168 м. Размеры залежи 3,8 х 2,5 км, высота 29 м. Тип залежи пластово-сводовый.. В разрезе мезокайнозойских отложений района Ершового нефтяного месторождения по комплексу литолого – фациальных, гидродинамических и гидрохимических данных выделяются достаточно однородные и выдержанные по площади мощные песчано – глинистые толщи, отличающиеся друг от друга по характеристикам их строения, водообильности и проницаемости, химическому составу заключенных в них флюидов и др. По принятой терминологии они обособляются в гидрогеологические (водоносные) комплексы и разделяющие их практически водонепроницаемые водоупорные толщи10. Сверху вниз по разрезу в пределах месторождения выделяются следующие комплексы. Толща континентальных (аллювиальных, аллювиально – озёрных и озёрных) песчано – глинистых и пелитовых отложений олигоцен – четвертичного возраста, включая туртасскую, ново – михайловскую и алтымскую свиты, которые содержат грунтовые и напорные пресные воды зоны свободного водообмена. Общая толщина комплекса до 270 м. Рассматриваемый комплекс подстилается мощной (до 790 м) толщей глин пластичных, реже песчанистых, известковистых, опоковидных; опок и диатомитов турон-олигоценового возраста (тавдинская, люлинворская, талицкая, ганькинская, берёзовская и кузнецовская свиты), надёжно разделяющих разрез на верхний (свободного водообмена) и нижний (затруднённого водообмена) гидрологические этажи. Динамика подземных вод, их химический состав и зональность в каждом этаже определяются различными геологическими процессами и факторами; Толща авлерито – песчаных с прослоями глин отложений покурской свиты сеноман-аптского возраста. Общая толщина свиты 705-745 м, эффективная-380-420 м. Песчано–алевритовые отложения этой свиты характеризуются высокими коллекторскими свойствами (проницаемость 1мкм х 103 и более, пористость 23-32%) и водообильностью (притоки скважин достигают 2000 и более м3/сут). Толща содержит высоконапорные воды (скважины, как правило, фонтанируют), которые широко используются в системе ППД на разрабатываемых нефтяных месторождениях Сургутского и Вартовского сводов. Эксплуатационные запасы вод этой толщи определены по категориям (А+В+С) и утверждены ГКЗ СССР раздельно по указанным сводам. Воды апт-сеноманской толщи используются для поддержания пластового давления в залежах Ершового месторождения. Воды имеют минерализацию 10-15 г/л, хлоридный, натриевый состав (NaCl=0,93), с содержанием промышленно-ценных компонентов ниже кондиционных величин. Подстилается покурская свита глинами алымской свиты толщиной всего 42-53 м, которая, тем не менее, надёжно изолирует апт-сеноманский комплекс от нижележащих, что чётко фиксируется отличием в химическом составе вод. Воды готерив-барремских и валанжин-берриасских отложений, несмотря на различия в литолого-фациальном облике и условиях образования водосодержащих осадков вартовской и мегионских свит, по химическому составу близки, что затрудняет их более дробное расчленение по этому показателю. Характерной особенностью толщи является наличие сходной горизонтальной гидрохимической зональности, включая и замкнутые песчано-алевритовые тела ачимовской толщи, изолированной от выше и нижележащих отложений, выдержанными по площади значительными по мощности глинистыми водоупорами. Минерализация вод толщи по региональным построениям в пределах рассматриваемого месторождения составляет 22-30 г/л. Воды хлоридные натриевые и хлоридные-кальциевого-натриевые с содержанием кальций-иона до 25-30% эквивалентов. По содержанию компонентов, представляющих промышленный интерес, воды относятся к некондиционным. Нижележащий юрский комплекс отделяется глинами георгиевской, баженовской и васюганской свит, мощностью до 20 м. Юрский водоносный комплекс (васюганская и тюменская свиты) по региональным построением представляет собой единый резервуар, хотя на многих сопредельных лошадях различие в водах пластах ЮВ1 и нижне-среднеюрских отложений фиксируется. Общая толщина комплекса в пределах месторождения – 190-235 м. На рассматриваемой территории юрские отложения содержат воды повышенной (30-45 и более г/л) минерализации, хотя в силу низкой проницаемости коллекторов и малых дебитов скважин полученные пробы воды характеризуются существенной дисперсией, затрудняющих установление истиной пластовой зональности. В пределах Ершового месторождения достаточно условно может быть выделен триасовый гидрогеологический комплекс толщиной порядка 160 м, сложенный преимущественно аргиллитами11. Нижележащие палеозойские отложения гидрогеологически практически не изучены. По площади распространения толщ происходит чередование сравнительно маломощных пропластков большой протяжённости и локальных аккумулятивных форм повышенной мощности. Фациальные различия и колебания мощности определялись особенностями гидродинамики, рельефом дна и другими причинами. Исследователи также считают, что многие из современных и древних аккумулятивных форм прибрежной части морей приурочены к зонам тектонических поднятий12. Анализ палеотектонического развития Ершового месторождения свидетельствует о некотором росте структуры в васюганское время. Замкнутая структурная форма по горизонту ЮВ1 существовала уже на волжском этапе, т.е. рост её начался ещё раньше. Амплитуда палеоловушки на конец мегионской свиты уже составляла более 20 м. Наличие даже малоамплитудной (чуть более 3 м) антклинальной складки могло послужить причиной для развития здесь положительных аккумулятивных подводных форм рельефа, сложенных существенно песчаными осадками типа баров. Основным условием образования морских баров являются небольшие уклоны поверхности морского дна и более или менее заметный перегиб профиля подводного склона. Такие условия обеспечиваются локальным поднятием дна, но только активная структура может поддерживать их длительное время. 1.4. Градиенты давления, изменение температуры по разрезу скважин Продуктивный горизонт ЮВ1 Ершового месторождения по данным лабораторного изучения керна (литолого-петрофизический анализ, определение коллекторских свойств) представлен песчаными коллекторами порового-трещинного типа со средней открытой пористостью 16,1 %, газопроницаемостью 19,2 х 10-3 мкм2 и начальной водоудерживающей способностью 45,2 % (табл. 2.3). Гранулярная природа коллекторов продуктивного горизонта ЮВ1 подтверждается небольшими значениями проницаемости, которая по данным гидродинамических исследований скважин в нефтяной части залежи незначительно изменяется во времени и составляет в среднем от 23,8 - 33,5х10-3 мкм2 (по ЗапСибНИГНИ и ПермьНИПИнефти, 1984 г.) до 41,0 х 10-3 мкм2 (по СибНИИНП, 1995 г.)13. Проницаемость законтурной области по керну оценивается на уровне от 7 - 3,0 х 10-3 мкм2 (по ПермьНИПИнефти, 1984 г.) до 6,4 х 10-3 мкм2 (по СибНИИНП, 1995 г.). Более высокая проницаемость горизонта ЮВ1 в нефтяной части залежи по сравнению с водоносной зоной объясняется ухудшением динамических характеристик (медианных диаметров, сортировки) осадка и значительными вторичными преобразованиями пород на водонефтяном контакте. Пласты ачимовской пачки. Коллекторами нефти ачимовской толщи являются песчано-алевритовые породы, которые по сравнению с продуктивным горизонтом ЮВ1 характеризуются низкими емкостно-фильтрационными свойствами и повышенными значениями водоудерживающей способности в нефтяной части залежи. Как правило, коллектора с подобной водоудерживающей способностью интерпретируются геофизиками как коллектора с неясным насыщением. Средняя проницаемость по керну составляет 1,3 -1,4 х 10-3 мкм2, открытая пористость коллекторов соответственно изменяется от 16,2 до 17,9 %. По данным ЗапСибНИГНИ [4] проницаемость значительно ниже (от 1,25 - 4,49 х 10-3 мкм2 (по пласту БВ20) до 19,04 х 10-3 мкм2 (по пластам БВ21-22)), что, учитывая физико-литологические особенности рассматриваемого объекта, несомненно ближе к реальным условиям14. Таблица 2.3 Средние значения коллекторских свойств продуктивных отложений по зонам и пластам
Таблица 2.4 Средние гидродинамические параметры нефтяных скважин Ершового месторождения
Примечание: через дробь показаны значения параметров и количество определений. Пласт БВ10 в отличие от пород продуктивного горизонта ЮВ1 и ачимовской толщи охарактеризован небольшим количеством определений ФЕС и притом только по водоносной зоне объекта. По данным изучения керна средняя величина его открытой пористости составляет 21,9 %, проницаемости 11,6х10-3 мкм2, остаточной водонасыщенности - 49,6 % (табл. 2.3). Анализ зависимости между коллекторскими свойствами пород и гранулометрическим составом слагающих их обломочных компонентов показывает, что величины пористости и проницаемости возрастают с ухудшением сортировки терригенных зерен, увеличением их размерности и уменьшением содержания глинистой компоненты и карбонатности15. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||