|
|
Условия эксплуатации горизонтальных скважин. Обычное бурение горизонтальной скважины с последующим созданием трещин
Введение
Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку.
В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов – переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных скважин (ГС), которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.
Особенно важно применять системы разработки горизонтальных скважин на месторождениях с высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.
Использование горизонтальных скважин повышает степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие рабочим агентом, также позволяет разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях, можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте, что позволит до максимума увеличить проницаемость пласта и отборы пластовых флюидов.
Однако, основной недостаток бурения горизонтальных скважин заключается в том, что таким образом может быть дренирован лишь один нефтенасыщенный пласт. Хотя, известны случаи, когда горизонтальные скважины были использованы для дренирования многопластовых месторождений. Это достигается двумя методами:
«Ступенчатое» бурение, при котором горизонтальные стволы проводятся более чем на один пласт.
Обычное бурение горизонтальной скважины с последующим созданием трещин.
Другим же недостатком является большая стоимость строительства горизонтальных скважин. Она примерно в 2 раза больше, нежели стоимость вертикальной скважины. Поэтому экономическая успешность горизонтальных скважин зависит не только от того, что при этом извлекаемые запасы разрабатываемой залежи должны быть пропорционально выше, но и сроки извлечения этих запасов должны быть короче.
Основной целью курсового проекта является оценка эффективности применения горизонтальных стволов для Правдинского месторождения. Для этого мною были поставлены следующие задачи:
- дать общую характеристику месторождения, включающую стратиграфию и литологический разрез залежи;
- проанализировать текущее состояние разработки месторождения, выявить положительный эффект от внедрения ГС;
- на основании оценки эффективности применения горизонтальных стволов сделать выводы.
1.1 Общие сведения о месторождении
Правдинское месторождение одно из первых нефтяных месторождений Тюменской области, открыто в 1964 г. В административном отношении месторождение расположено в Ханты - Мансийском автономном округе Тюменской области. Рядом находятся такие месторождения как, как Салымское, Усть-Балыкское, Мамонтовское, Восточно-Правдинское. Месторождение расположено в 140 км. Восточнее г. Ханты - Мансийска и в 50 км. Западнее г.Нефтеюганска.
В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слабо расчлененную пологую, сильно заболоченную равнину, наклоненную на север к долине р. Оби.
Гидрографически сеть представлена реками Обь, Большой Салым, Пойка. Река Обь протекает севернее месторождения и является основной водной магистралью.
Абсолютные отметки местности изменяются от +66 м на водоразделах в среднем течении р.р. Большого и Малого Салыма до +25 м в долине р. Оби.
Территория месторождения заболочена.
Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура - 3,3°С.
Мощность снежного покрова доходит до 1,5-2 м и удерживается в течении 200 дней.
Месторождение находится в восточной части Салымского куполовидного поднятия, представляет собой довольно крупную антиклинальную складку почти меридионального простирания.
Правдинское месторождение, было открыто в 1964 году скважиной № 51 Правдинской экспедицией «Главтюменьгеологии», а освоение началось в 1968 году. Поднятие размерами 15х32 км с амплитудой 150 м по отражающему горизонту «Б». Фундамент вскрыт в трёх скважинах (76,80,90) и представлен известняками, органогенно-обломочными порфиритами и их туфами. Выше залегают отложения юры, мела и палеогена. Неоген отсутствует, а четвертичные образования имеют толщину до 40 м. Общая толщина осадочного чехла на месторождении составляет 3160- 3300 м. Выявлено 9 залежей нефти в пластах на глубинах от 2000 до 2920 м. Коллектором служат песчаники алеврито-глинистые.
Нефтеносность связана с терригенными отложениям нижнемелового и верхнеюрского возраста. Пластовые давления 21,7-24,7 МПа, температуры 76-102 °C. Плотность нефти составляет 837—920 кг/м3, содержание S 0,6-1,6 %.
Правдинское месторождение относится к распределённому фонду недр, а по величине извлекаемых запасов относится к классу крупных. Оператором Правдинского месторождения является российская нефтяная компания ООО «Роснефть-Юганскнефтегаз».
1.2 Краткая геологическая характеристика Правдинского месторождения
В районе Правдинского месторождения разрез подразделяется на два структурно-формационных этажа: доюрское складчатое образование и мезозойско-кайнозойский чехол.
Доюрские образования
На исследуемой территории отложения доюрского основания (фундамента) вскрыты в скважинах 76, 80, 90 и 2002. По данным бурения доюрские породы характеризуются весьма пестрым вещественным составом: кварцевыми порфиритами, известняками, метаморфизованными аргиллитами и мергелями. К кровле доюрского основания приурочен опорный отражающий горизонт А.
Доюрские образования с угловым стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы.
Юрская система
Нижний отдел
На Правдинской площади нижнеюрские отложения представлены горелой свитой. Стратиграфически свита состоит из базального пласта Ю11, перекрытого черносланцевой тогурской пачкой, выше которой залегают песчано-глинистые отложения пласта Ю10, в свою очередь, перекрытого аналогичной черносланцевой радомской пачкой. Песчаные пласты горелой свиты образовывались в условиях мелководного моря за счет местных источников сноса с острова Южно-Пойкинского выступа и общебассейнового перераспределения псаммитового материала. Обогащенные органикой глинистые илы будущих черносланцевых глин накапливались в периоды эвстатического повышения уровня моря в условиях ограниченного привноса органического материала. К кровлям тогурской и радомской пачек приурочены опорные сейсмические горизонты Т4 и Т3 соответственно.
Средний отдел
Отложения средней юры выделяются в тюменскую свиту (J2 аален-байос-бат-ранний келловей), накапливавшуюся в условиях аллювиальных, озерных и озерно-болотных фаций. Свита, представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями углей. Породы содержат обугленные растительные остатки, встречаются прослои углей.
Песчаные и глинистые пласты не выдержаны по простиранию и часто замещают друг друга. К кровле тюменской свиты приурочен песчаный пласт ЮС2 (несогласно перекрывается породами абалакской свиты). Толщина тюменской свиты составляет (240-400) м.
К кровле тюменской свиты, приурочен опорный отражающий горизонт Т.
Верхний отдел
Отложения верхней юры на Правдинской площади представлены аргиллитами абалакской свиты и битуминозными аргиллитами баженовской свиты.
1.3 Характеристика продуктивных пластов
Нефтенасыщение отмечается в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2). Скопления нефти встречаются в отложениях верхней юры (баженовская свита-пласт ЮС0), ачимовской толщи - валанжинскиий ярус (пласты Б16-17.Б-18, Б19-20, Ю21-22),хотя по данным опробования этих отложений невелика. Основная промышленная нефть приурочена к пластам БС8 и БС9 валанжинского яруса. На небольшой площади в купольной части структуры нефтенасыщенными являются пласты АС9, АС10, АС11.
Пласт АС10: Тип залежи - пластовая сводовая, размеры залежи - 5,6 x 2,4 км,
Высота залежи 20 м, отметка ВНК-2078 м.
Пласт АС-10 содержит небольшую пластовую сводовую залежь нефти, которая почти полностью подстилается подошвенной водой, исключеним является скв. 714 и 1329.
Залежь вытянута с севера на юг и вскрыта на абсолютных отметках 2066-2078 м. В северной и южной частях залежи вскрыты небольшие нефтенасыщенные толщи до 5 м. Вся центральная часть залежи водоплавающая, пласт заглинизирован. Общая толщина АС10 небольшая - 7,9м.
Эффективная толщина составляет всего 5,2 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются в небольших пределах от 1,2 (скв.429) до 5,2 м. (скв,1142, 4002, 427), при среднем значении 3,9 м. Расчлененность пласта невелика - 2,6. Коэффициент песчанистости 0,59.
Контур залежи, в основном, проведен по водоносным скважинам, отметки кровли пласта которых близки к отметкам границ «нефть» - «вода» в скважинах, находящихся в водоплавающей зоне. В южной части залежи границ «нефть» - «вода» по скважинам колеблется от 2069 м. до 2084 м.
В пределах контура нефтеносности наблюдаются зоны замещения коллекторов алевролитами и глинами (р-н скв. 4004,165). В южной части (р-н скв. 167,462,1335) залежь также ограничена линией замещения коллекторов.
Открытая пористость, по изучению разреза песчаников в скв. 51Р, изменяется от 20 до 24,2% , проницаемость - от 24 до 308.10(-3) мкм2.
На северо-востоке площади (р-н скв. 68Р) залегают лучшие коллектора, пористость их в среднем равна 24%, проницаемость-330.10(-3) мкм2.
Среднее значение по проницаемости составили 173.10(-3) мкм2, по пористости 22%.
Пласт АС11: Тип залежи - пластовая сводовая, размеры залежи 7 x 4,5 км, высота залежи 10 - 12 м, отметка ВНК - 2069 м.
Абсолютные отметки кровли колеблются от 2076 м. До 2100 м. Пласт имеет значительную общую толщину пласта, которая в среднем составляет 30,9 м., эффективная толщина изменяется от 6 до 27,6 м. при среднем значении 14,9 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 14,8 м. При среднем значении 8,8м. Отмечается высокая расчлененность 9,6. Коэффициент песчанности несколько ниже пласта АС10 и составляет 0,48.
Пласт АС11 представлен мелкозернистым песчанником с прослоями крупнозернистых алевролитов. Коллекторские свойства пласта изучены по разрезу 3-х скважин В скважине 51Р, пористость нефтенасыщенного прослоя составила 21%,проницаемость 145.10-3мкм2.
В скважине 51Р при испытании интервала глубин от 2125,4 до 2131 м. Получен приток нефти с водой дебитом 22,1 м3/сут, в том числе 7,3 м3 нефти и 15м3 воды. По ГИС ВНК в этой скважине на отметке 2101,2 м. В целом по пласту колебание отметок границы «нефть - вода» по скважинам имеет широкий диапазон, связано это с наличием плотных пропластков, как глинистых так и известковых, которые «плавают» по разрезу и в большинстве скважин определяют характер насыщения.
Пласт БС5: Пласт представлен преимущественно глинисто-алевролитовыми песчанниками и средне-крупно-зернистыми алевролитами, которые в некоторых участках структуры частично замещаются глинистыми отложениями глубинах 2274 - 2311 м.
Сложное литологическое строение пласта, частое замещение пород коллекторов плотными разностями и изрезанность структурной формы поднятия обусловили нахождение здесь четырёх, территориально изолированных синклинальными прогибами, типа эрозионных врезов, залежей нефти.
Пласт БС5 в большинстве скважин расчленен пропластками известковых пород, аргилитов и алевролитов на 1-5 проницаемых прослоев. Коэффициент расчлененности по пласту-3,5, Коэффициент песчанистости-0,47. Общая толщина пласта 17м, эффективная-9,3 м. Средняя нефтенасыщення толщина пласта БС5- 4,2м.
Сложное литологическое строение пласта, частое замещение пород коллекторов плотными разностями и изрезанность структурной формы поднятия обусловили нахождение здесь четырёх, территориально изолированных синклинальными прогибами, типа эрозионных врезов, залежей нефти.
Залежь 1 расположена в северной части месторождения и приурочена к небольшому куполовидному поднятию. Нефтеносность определена по ГИС. Опробование пласта как отдельного объекта по этой залежи не производилось. ВНК залежи принят на отметке - 2248 м.
Залежь 1 отличается от других залежей небольшими нефтенасыщенными толщинами, которые в среднем составляют 1,2м.
Водонефтяная зона занимает чуть меньше половины площади залежи (47%). Залежь пласта БС по типу относится к структурно-литологическим, размеры ее составляют 3,2 x 2,6 км, высота залежи -10м.
Залежь 2 от первой отделяется зоной замещения коллекторов глинистыми разностями. Нефтеносность пласта БС5 здесь установлена по результатам испытания разведочных скважин 51р и 68р. Уровень ВНК залежи пласта БС5 принят в среднем на отметке -2255 м. В соответствии с принятой отметкой ВНК высота залежи составляет 33 м, нефтенасыщенные мощности изменяются от 1,2 до 9,3 м. Размер залежи 7 х 5,2 км.
Залежь 3 расположена южнее второй и отделяется от последней неглубоким прогибом. Песчаники пласта БС5 в этих скважинах вскрыты на отметках - 2264 и 2260 м. Уровень ВНК обосновывается на отметке -2255 м. В соответствии ВНК высота залежи составляет 21 м, размеры 6,5 х 4,5 км нефтенасыщенные мощности по залежи изменяются от 1 до 10 м.
Залежь 4 установлена в процессе доразведки эксплуатационным бурением. ВНК принят на отметке -2255 м. Размеры залежи 4 х 1,6 км, высота 11 м. Нефтенасыщенные мощности применяются от 1,2 до 7,7 м.
Залежи 2, 3 и 4 пласта БС5 - пластово-сводового типа, залежь 1 - структурно-литологическая.
Пласт БС6: Залежь пласта БС6 приурочена к отложениям вартовской свиты. В результате детального изучение разреза горизонта БС6, его толща была разделена на два пласта БС6 и БС61. Верхний пласт БС6 имеет лучшую коллекторскую характеристику. Он прослеживается почти по всей площади месторождения, и лишь в её южной и юго-восточной частях замещается плотными породами. Наибольшие эффективные мощности БС6 вскрыты в северной и северо-западной частях структуры. Среднее значение нефтенасыщенной мощности составляет 7 м. Пласт БС61 как по разрезу, так и по площади весьма неоднороден. В песчаной фации он развит, в основном, в южной и юго-западной частях месторождения. Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта БС61 составляет 4,1 м.
Пласт БС6 в нефтенасыщенной части пласта имеет лучшие фильтрационно-емкостные свойства (более крупнозернистые, менее глтнистые и более отсортированные породы). Пористость здесь составляет 20%, проницаемость-121.10-3мкм2.
Залежи нефти БС6 и БС61 приурочены к своду Правдинского поднятия и по типу относятся к пластово-сводовым. Коллекторы пластов БС6 и БС61 в центральной части месторождения сливаются в монолитный пласт, что свидетильствует об их гидродинамической связи. Промыслово-геофизические материалы и данные опробования скважин показали, что ВНК для залежей обоих пластов является единым, по площади он изменяется, имея общую тенденцию к понижению в направлении с юго-запада на северо-восток от 2315 до 2325 м.
Пласт БС8: Залежи пласта БС8 кровля продуктивного пласта БС8 четко выделяется по подошве сармановских глин. Для пласта БС8 характерно очень сложное строение. Почти на всей площади развития пласта в верхней его части выделяется песчаный пласт мощностью в среднем 0,6 - 5 м, а иногда достигает 8 м. Все залежи пласта БС8 литологически экранированные.
Основная залежь 1 приурочена к песчаным пропласткам, развивающимися в виде полосы шириной 35 – 75 м по всему восточному склону поднятия. Сплошной глинистый экран ограничевает основную залежь с севера, запада, юга и юго-востока.
Зональная неоднородность песчаных тел пласта БС8, прерывистость коллекторов по площади в сочетании со структурными особенностями их залегания обусловили избирательное насыщение коллекторов, фиксируемое скважинами на различных гипсометрических отметках. Поэтому уровень ВНК существенно колеблется по отдельным участкам, в связи с чем можно предпологать затрудненную гидродинамическую связь отдельных песчаных прослоев между собой. Особенно характерно сложное строение пласта в северной части основной залежи. Здесь пласт БС8 состоит из песчаных линз, часто малой мощности, развитых то в кровле пласта, то в подошве. Характер насыщения линз разнообразен. ВНК в данной части залежи принят на отметке -2405 м.
В южной части залежи пласт БС8 в большинстве своём представлен коллекторами по всему разрезу, и эффективные мощности во многих скважинах достигают от 15 до 21 м, а нефтенасыщенные от 10 до 21 м. В южной части основной залежи ВНК условно принят на отметке -2416 м. По восточному крылу структуры в залежи пласта БС8 ВНК колеблется в пределах -2405 -2415 м.
Залежь 2 выделяется на восточном крыле юго-восточного структурного поднятия и отделена от основной залежи зоной неколлекторов. Кроме того, залежь 2 ограничена зоной неколлектора с севера, юга и юго-востока. Коллекторы этой залежи представлены маломощной нефтенасыщенной линзой. ВНК ни в одной скважине не получен.
В районе скважин 503р, 513р и др. выделяется небольшая залежь 3. По данным ГИС выделены нефтенасыщенные песчаники мощностью 1 - 3 м. ВНК проведён на отметке -2382 м.
Залежь 4 выделяется по скважинам 88р, 512р и др., она вероятно, приурочена к границе сочленения Правдинской площади со Средне-Салымской. ВНК по залежи 4 в районе скважины 88р принят на отметке -2442 м, в районе скважины 516р -2438 м и далее на востоке он поднимается до отметки -2428 м.
Пласт БС9: Залежи пласта БС9 приурочены к песчано-алевролитовым отложениям верхневаланжинского возраста, развитым по восточному склону Правдинского поднятия. Сложное литологическое строение горизонта, частое замещение пород - коллекторов плотными разностями и изрезанность структурной формы поднятия обусловили формирования здесь нескольких залежей со своими уровнями ВНК, которые относятся к типу литологически - экранированных.
Залежь 1 пласта БС9 является самой большой и выделяется в северной части структуры. С запада залежь полностью ограничена зоной неколлектора. Среднее значение ВНК по залежам принято на отметке - 2434 м.
Залежь выделяется в районе скважин 89р, 509р, 99р. В скважине 89р при испытании получен приток нефти дебитом 15 м3/сут при переливе. С запада и юго-запада залежь оконтурена абсолютной отметкой -2411 м. По восточному крылу ВНК принят на отметке -2403 м. С юга и юго-востока залежь ограничена зоной неколлекторов.
Залежь 2 выделяется в районе скв.87 и 507. В скважине 87 при интерпитации промыслово-геофизических материалов нефтенасыщенность отмечается до отметки-2452,2 м, при опробовании с абс.отм. подошвы перфорации -2447,8 м. получен безводный приток нефти 4,8м3/сут. В связи с этим ВНК здесь ниже, чем по залежи 1- на отметке -2452,6 м.
Таблица 1 – Физико-химическая характеристика пластов
Продуктивн-ый пласт
|
АС10
|
АС11
|
БС5
|
БС6
|
БС8
|
БС9
|
Среднее значение
|
Размеры
залежи, км
|
5,6x2,4
|
7x4,5
|
3,2x2,6
|
7х5,2
|
4х1,6
|
7,3x5,4
|
5,7x3,6
|
Высота залежи, м
|
20
|
11
|
17
|
7
|
18
|
10
|
13,8
|
Отметка ВНК, м
|
2078
|
2069
|
2248
|
2320
|
2410
|
2434
|
2259,8
|
Эффектив-
ная толщина, м
|
5,2
|
14,9
|
9,3
|
4,1
|
16
|
3,2
|
8,8
|
Расчлененность пласта
|
2,6
|
9,6
|
3,5
|
2
|
4,3
|
8,2
|
8,9
|
Коэффици-
ент
песчанистос-ти
|
0,59
|
0,48
|
0,47
|
0,47
|
0,63
|
0,45
|
0,52
|
Пористость, %
|
22
|
21
|
20
|
20
|
23
|
19
|
20,8
|
Проницае-
мость, мкм2
|
173 .10-3
|
145 .10-3
|
143 .10-3
|
121.10-3
|
175 .10-3
|
119 .10-3
|
146 .10-3
| | |
|
|
Скачать 183.11 Kb.