Приложение Геологический раздел
 Скачать 30.43 Kb.
|
|
Приложение Геологический раздел Средне-Балыкское месторождение расположено в ХМАО. Было открыто в 1962 г. В 1980 г. началась его промышленная разработка. Месторождение приурочено к Южно-Балыкскому куполовидному поднятию. Представляет собой довольно обширную структуру почти меридионального простирания. Средне-Балыкское месторождение имеет сложный профиль ствола. Дегазированная нефть Средне-Балыкского месторождения сернистая (класс II), парафиновая (вид Г), имеет средние плотность и вязкость. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1988 г. и составил 2,276 млн т. Сейчас оно имеет 3ю (предпоследнюю) категорию разработки. В настоящий момент здесь находятся 99 добывающих и 55 нагнетательных скважин. На протяжении нескольких лет показатели добычи стабильны и составляют 417 тыс. т/год нефти. В 1985 г. для повышения нефтеотдачи на месторождении на глубине 2800 м был произведен подземный ядерный взрыв. Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента. На Малобалыкской площади палеозойские отложения вскрыты на глубине 2784 - 3300 м, толщина коры выветривания на Малобалыкской площади составляет от 9 до 100 м. Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения. Из всех свит систем осадочного чехла подробно рассмотрим только ахскую свиту меловой системы, к которой относятся интересующие нас пласты Ач1, Ач2 и Ач3, так как тема данного проекта раскрывается применительно к этим пластам. Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним [1]. Нижний отдел включает в себя породы пяти свит (снизу вверх): ахскую, черкашинскую, алымскую, викуловскую и ханты-мансийскую. К верхнему отделу меловой системы относятся уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. Отложения ахской свиты формировались в области морского осадконакопления. В основании свиты залегает нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно-серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки 10 - 50 м. В районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя, средняя и верхняя. Их отделяют друг от друга и от отложений баженовской свиты три хорошо прослеживаемые глинистые пачки. Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. Наиболее хорошо выдерживаются песчаные прослои в средней песчано-алевритовой пачке. В первой и третьей пачках песчаники зачастую глинизируются. Наблюдается закономерное уменьшение мощностей пачек в западном направлении. Средняя глинистая пачка ахской свиты представлена большей своей частью аргиллитами серыми и темно-серыми, средней крепости, алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов серых средне- и крупнозернистых, средней крепости, с незначительной примесью углистого материала. Верхняя песчано-глинистая толща сложена преимущественно аргиллитами серыми, иногда с голубоватым оттенком, плотными, массивными, иногда тонкогоризонтальнослоистыми. Характерным является то, что в западном и северо-западном направлениях происходит постепенное замещение песчаников алевролитами и алевритистыми глинами. Ахская свита заканчивается характерной пачкой темно-серых аргиллитов, тонкоотмученных, уплотненных, содержащих богатый комплекс фораминифер. Эта пачка аргиллитов, вошедшая в унифицированную стратиграфическую схему под названием «пимской». В целом толщина ахской свиты на Малобалыкском месторождении составляет 499 - 695 м. Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м. Тектоника. В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Малобалыкской мегаседловине. Район Малобалыкской площади занимает наиболее высокое гипсометрическое положение среди окружающих площадей. Центральное поднятие Малобалыкского месторождения приурочено к горстообразному выступу фундамента, формирование которого происходило в условиях сильного бокового сжатия. Мобильные блоки фундамента в центральной части Малобалыкского выступа сформировались в области разгрузки сжимающих тектонических напряжений. В породах фундамента здесь широко развиты зоны разуплотнения, зоны разломов, плоскости которых в значительной степени наклонены. Вследствие этого, в присводовой части Малобалыкского палеоподнятия сформировалась область дробления, многочисленны разломы, плоскости которых в значительной степени наклонены. Ачимовская толща имеет клиноформное строение. Пласты «падают» с востока на запад с амплитудой 300 - 400 м, выполаживаясь вверх по разрезу. Залежи нефти контролируются структурно-литологическим фактором. Разломы в центральном куполе и юго-восточной части сохраняются по всем пластам ачимовской пачки, хотя амплитуда их уменьшается. Стратиграфический диапазон тектонической раздробленности весьма широк - от низов ачимовской пачки до сеномана. Наблюдаемая по данным сейсморазведки 2Д, 3Д и данным ГИС высокая дислоцированность пород фундамента и осадочного чехла, включая меловые отложения, дает основания предположить, что последняя тектоническая активизация изучаемой территории проходила в постмеловое время. Нефтегазоносность месторождения. На Мало-Балыкском месторождении нефтегазоносными являются юрские и нижнемеловые отложения. В тектоническом отношении Усть-Балыкское месторождение приурочено к Сургутскому своду - положительной структуре первого порядка, которая осложнена рядом структур второго порядка, такими как Янгурское, Чернореченское куполовидные поднятия, Пойкинский, Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структура (третьего порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала. В геологическом строении месторождения, принимают участие породы древнего складчатого палеозойского фундамента и платформенные терригенные осадочные образования юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов. В настоящее время промышленно нефтеносными являются пласты БС1, БС2+3, БС4, БС5, БС10 и пласты АС7 и БС1 на Солкинской площади Усть-Балыкского месторождения. Усть - Балыкское поднятие представляет собой наибольшую крупную антиклинальную складку меридионального простирания. По отражающему горизонту “Б” эта структура в пределах сейсмоизогипсы - 2700 м и имеет размеры 8 х 16 км. Максимальная отметка свода поднятия по данным сейсмики составляет - 2540 м. Амплитуда поднятия составляет 120 - 125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой - 2600 м, в пределах которой они имеют размеры от 0,7 х 1,5 км до 1,5 х 2,5 км, крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо асимметричные. Углы наклона крыльев колеблются от 130 (северо-восточного) до 230 (юго-западного). Продуктивный горизонт БС10 залегает в верхней части Южно-Балыкской пачки. Представлен преимущественно алевролитами, реже песчаниками. Коллекторами нефти являются средне- и крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники. Породы характеризуются высокой глинистостью, плохой и средней сортировкой обломочного материала, большим содержанием алевролитовых фракций и повышенной общей карбонатностью. По вещественному составу породообразующих компонентов песчано-алевролитовые породы горизонта БС10 относятся полимиктовых с высоким содержанием обломков пород (в среднем 30,2%) и преобладанием полевых шпатов. Цементируются они в основном глинистыми минералами, среди которых преобладают гидрослюды. От выше залегающих водоносных пластов БС9 и БС8 Южно-Балыкская пачка перекрыта аргилито-алевролитистыми породами Чеускинской пачки, которая является покрышкой для залежи горизонта БС10. По материалам скважин, вскрывших горизонт Б10, установлено, что песчаники горизонта распространены в южной и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и простираются в южном направлении на Мамонтовское месторождение. В северной и северо-западной частях Усть-Балыкской структуры песчаники замещены глинисто-алевролитовыми породами. В региональном плане граница залегания песчано-алевролитовой толщи горизонта БС10 протягивается с юго-запада на северо-восток почти по центральной части Усть-Балыкской структуры. Строение продуктивного горизонта БС10 весьма сложное. Вся толща горизонта Б10 на Усть-Балыкском месторождении разделена на три объекта: БС10(1), БС10(2), БС10(3), которые индексируются сверху - вниз. Пласт БС10(1) в песчаной фации развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён в юго-восточной и южной её частях. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблются от 0 м до 5-6 м. В северной части толщина увеличивается, строение пласта более однородное, расчленённость невысока. Коллекторы основного пласта БС10(1) отличаются от пород пласта БС10(3) более высоким содержанием песчаного материала и меньшими значениями алевритовых фракций. Пласт БС10(1) изучен достаточно детально, проницаемость по керну составила 0,0658 мкм3. Пласт БС10(2) выделяется во всех скважинах, вскрывших горизонт Б10. Общая мощность пласта значительная, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 19 м. Пласт БС10(2) в песчаной фации протягивается на Мамонтовское месторождение. По своему строению пласт неоднороден, представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков. Проницаемость по керну составляет 0,0642 мкм3. Песчаники пласта БС10(3) прослеживаются в виде узкой полосы в северной и центральной частях площади и только на юге они имеют площадное распространение. Эффективные насыщенные толщины колеблются от 0 до 14 м. Пласт сильно расчленён, неоднороден, заглинизирован, нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зоны неколлекторов. Проницаемость по керну самая низкая - 0,0544 мкм3. Водонефтяной контакт для пластов единый, т.к. выдержанных мощных глинистых пропластков между пластами всей площади не прослеживается. Горизонт Б10 является единым гидродинамическим резервуаром. Средняя отметка ВНК 2395 м. Продуктивность горизонта различна от нескольких тонн нефти до 65 т/сут. на 8 мм штуцера. В целом по горизонту БС10 средняя проницаемость по керну составляет 0,0654 мкм3. В гидрогеологическом отношении территория Мало-Балыкского месторождения относится к центральной части крупного Западно-Сибирского артезианского бассейна. В осадочном чехле, по данным геолого-физических исследований скважин выделено шесть водоносных комплексов: нижне-среднеюрский; верхнеюрский; берриас-валанжинский; верхневаланжинский-нижнеаптский; апт-альб-сеномански Каждый из выделенных комплексов состоит из ряда водоносных и водоупорных горизонтов, находящихся между собой в различных, но вполне определенных соотношениях, характеризующих их гидрогеологический облик. Комплексы отличаются и другими гидрогеологическими параметрами, такими как величины водопроницаемости, условия питания и циркуляции, составом и минерализацией подземных вод, составом растворенного газа. 1. Нижне-среднеюрский водоносный комплекс охватывает трещиноватые породы доюрского фундамента, его кору выветривания, отложения тюменской свиты. Комплекс сложен песчаником и алевролитами с частыми прослоями аргиллитов. Толщина комплекса по району изменяется от 440м до 500м. В пределах Западно-Сибирского бассейна толщина комплекса изменяется от 400м до 1000м. 2. Верхнеюрский водоносный комплекс локализуется на площади развития песчаных отложений васюганской свиты. Выделяется на всей площади Западно-Сибирского артезианского бассейна. 3. Берриас-валанжинский водоносный комплекс выделяется в объеме ачимовской пачки мегионской свиты, которая характеризуется линзовидным строением, большими колебаниями толщин коллекторов (на Ваховском месторождении от 7 до 48 м). Наибольшие толщины приурочены к юго-восточной и южной частям, а наименьшие (7-12 м) – к северо-западной части. Пористость коллекторов ачимовской толщи 19-27%, проницаемость 4-27 мД. При испытании Вахских скважин (№№ 16 и 20) получены притоки нефти с водой. Тип вод хлоркальциевый. Общая минерализация 21-31 г/л. Основные солеобразующие компоненты: натрий, кальций, магний, хлор и гидрокарбонат-ион. Содержание микрокомпонентов (йод, бром, бор) не имеет промышленных концентраций. Динамика вод в региональном плане изучена с достаточной степенью достоверности. Характерно изменение напора вод в северном и северо-западном направлениях в сторону арктических морей и Колтогорско-Уренгойского грабен рифта. Величина пластовых давлений в коллекторах соответствует гидростатическим. Воды насыщены углеводородным газом, в составе которого преобладает метан. Газонасыщенность меняется от 0.1 до 2л/л. С комплексом связаны залежи углеводородов на Северном, Бахиловском, Верхнеколик-Еганском, Ершовом и других месторождениях. 4. Верхневаланжинский-нижнеаптский водоносный комплекс объединяет отложения мегионской, вартовской и низы алымской свит, представленные песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями глин. Региональным водоупором водоносного комплекса является глины кошайской пачки. Проницаемые пласты этого комплекса обладают более высокими коллекторскими свойствами, чем породы нижележащего комплекса. Пористость изменяется от 20 до 25%, проницаемость от единиц до сотен мД. Водоносные горизонты комплекса на большей части территории бассейна содержат самоизливающие воды. Пробами воды этот комплекс не охарактеризован. По результатам исследования проб пластовой воды соседних месторождений минерализация равна 33 г/л. По величине минерализации, воды относятся к соленым (минеральным). По классификации Сулина В.А. воды неокомского комплекса соответствуют хлоркальциевому типу. Перекрывается неокомский гидрогеологический комплекс глинистой толщей нижнеаптского возраста. 5. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс представлен слабосцементированными породами, песками, песчаниками, алевролитами с прослоями глин. Толщина пласта около 900 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов комплекса высокие: открытая пористость колеблется от 20 до 42%, проницаемость от сотен до тысяч мД. Высокие коллекторские свойства пород определяют высокие дебиты вод. Водоносные горизонты этого комплекса используются для поддержания пластового давления при разработке месторождений как вытесняющий агент. Увеличение производительности скважин с помощью гидравлического разрыва пласта на месторождении Что такое ГРП? Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Широко используется нефтегазовыми компаниями в виду высокой рентабельности. Метод ГРП состоит в том, что в продуктивном пласте на больших глубинах (ниже 500 м от поверхности земли) создаются трещины, облегчающих путь в пласт воде, закачиваемой в нагнетательные скважины, или облегчающих приток нефти из пласта в эксплуатационные скважины. При закачке в скважину рабочей жидкости с высокой скоростью на ее забое создается высокое давление. Если оно превышает горизонтальную составляющую горного давления, то образуется вертикальная трещина. В случае превышения горного давления формируется горизонтальная трещина. Сеть созданных трещин улучшает гидравлическую проводимость породы пласта и увеличивает зону дренирования скважины. Данный метод приводит к интенсификации выработки запасов, соответственно к достижению более высокой конечной нефтеотдачи и увеличению эффективности. Технология гидроразрыва пласта активно применяется с середины XX века: в США — с 1948 года, в СССР — с 1952-го. Однако в нашей стране с открытием крупных нефтегазовых месторождений отпала необходимость искусственно увеличивать дебит скважин и метод в больших масштабах не применялся. Практика использования гидроразрыва пласта в СССР возродилась с конца 1980-х годов для увеличения добычи в связи с выработкой многих месторождений. Огромное увеличение производительности углеводородов за счет создания в процессе ГРП обширной сети трещин является показателем экономической целесообразности для нефтяной и газовой промышленности 2 задействовать огромные углеводородные ресурсы в ранее неразработанных низкопроницаемых нетрадиционных коллекторах. Назначение гидравлического разрыва пласта заключается в следующем: 1) увеличение производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин; 2) повышение нефтеотдачи пластов из добывающих скважин, восстановление рабочих характеристик, невосстановимых традиционными методами; 3) метод разработки нефтяных и газовых месторождений. Область применения гидравлического разрыва пласта: 1) нефтяные месторождения с осложненными условиями разработки (неоднородность пластов, низкая проницаемость и т.д.); 2) добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможной; 3) нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков; 4) широкий диапазон изменения и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта; 5) может применяться при комплексном воздействии на целую залежь или участок месторождения. В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков. Проведение ГРП Для проведения гидравлического разрыва пласта составляется план, который утверждается главным инженером и главным геологом НПУ. Согласно этому плану необходимо: 1) подготовить скважину; 2) выбрать рабочие жидкости и песок; 3) определить расчетные показатели процесса гидроразрыва; 4) выбрать технологическую схему для проведения гидроразрыва и необходимые агрегаты; 5) освоить и исследовать скважину после гидроразрыва. Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования скважины позволяют определять количество жидкости и давления, необходимые для проведения разрыва, а также судить о качестве проведенного разрыва, об изменениях проницаемости призабойной зоны после разрыва. Забой скважины очищают от песчаной и глинистой пробок и отмывают стенки от загрязняющих отложений. В ряде случаев перед гидроразрывом целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. Эти мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Наилучшим из этих мероприятий является гидропескоструйная перфорация интервала, намеченного для разрыва. При этом все операции по гидропескоструйной перфорации проводятся теми же средствами и оборудованием, что и сам гидравлический разрыв. В промытую, очищенную и проверенную специальным шаблоном скважину спускают трубы диаметром 89—114 мм, по которым жидкость разрыва подается на забой. Трубы меньшего диаметра для гидравлического разрыва применять не следует, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части. При этом давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера. При значительных давлениях, создаваемых в процессе гидравлического разрыва пласта, на пакер снизу вверх действуют большие усилия. Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления на трубах устанавливают гидравлический якорь. При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршеньки в якоре, выдвигает их из гнезд и прижимает к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршеньки будут прижиматься к колонне. Кольцевые грани на торце 15 поршеньков, врезаясь в колонну, будут оказывать тормозящее действие на движение насосно-компрессорных труб. Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Безопасность труда и охрана окружающей среды при увеличение производительности скважин с помощью гидравлического разрыва пласта на месторождении Работы по обеспечению безопасности проведения гидравлического разрыва пласта должны выполняться в соответствии с разделом 4.13 «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», утвержденных Госгортехнадзором СССР 31.01.1974г, в соответствии с которыми основные требования нижеследующие: Гидравлический разрыв пластов должен производиться под руководством инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия. При проведении гидравлического разрыва пласта, когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, следует производить пакерование колонны. Места установки агрегатов для гидроразрыва пластов должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций. Агрегаты для гидроразрыва пластов должны быть установлены на расстоянии не менее 10м от устья скважины и расставлены так, чтобы расстояние между ними было не менее 1м и кабины их не были обращены к устью скважины. Агрегат должен соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления. На устьевой арматуре или нагнетательных линиях должны быть установлены обратные клапаны, а на насосах - заводские тарированные предохранительные устройства и манометры. Предохранительные устройства должны удовлетворять требованиям, изложенным в Правилах. Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат. Для замера и регистрации давления при гидроразрыве к устьевой арматуре должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные на безопасное расстояние. После окончания обвязки устья скважины следует опрессовать нагнетательные трубопроводы на полуторакратное давление от ожидаемого максимального при гидравлическом разрыве пласта. При гидравлических испытаниях оборудования и обвязки устья скважины обслуживающий персонал должен быть удален от испытываемых объектов за пределы опасной зоны. Выхлопные трубы агрегатов и других машин, применяемых при работах по гидроразрыву, должны быть снабжены глушителями-искрогасителями. Во время закачки и продавки жидкости при гидроразрыве пластов нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается. Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление в трубопроводах до атмосферного. В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах. Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем. Фирмы подрядчики часто вносят свои дополнительные условия в правила техники безопасности такие как: ограничение максимального рабочего давления, количество и параметры предохранительного оборудования, обязанности персонала и т.д. Мероприятия по охране окружающей среды при проведении ГРП Окружающая среда при гидравлическом разрыве пласта может быть загрязнена рабочими жидкостями, которые остаются по окончании процесса или же разлиты из-за небрежного обращения. В подготовительно-заключительный период из-за нарушений режимов глушения скважины или процесса освоения её возможны выбросы скважинной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования. Примыкающим к скважине землям ущерб может быть причинён и техническими средствами - агрегатами, пескосмесителями, автоцистернами и другой спецтехникой, применяемой при гидроразрывах, в случаях отсутствия подъездных путей к скважине, при их неудовлетворительном состоянии и нарушении маршрутов следования. Используемые для контроля гидроразрыва радиоактивные изотопы также могут оказаться источником заражения окружающей среды при небрежном обращении с ампулами и контейнерами или активированными материалами (зернистыми или жидкими). Для предупреждения загрязнения окружающей среды при ГРП проводятся следующие основные мероприятия: Остатки жидкостей гидроразрыва из ёмкостей агрегатов и автоцистерн должны сливаться в промышленную канализацию, нефтеловушку или специальную ёмкость. Сливать их на землю запрещается. Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна. В случае, если возникло не управляемое фонтанирование, необходимо срочно соорудить земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории. Территория вокруг добывающей скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом и благоустроена. Примыкающая к скважине территория в случае причинения ущерба при подъездах и т. д. должна быть рекультивирована для сельскохозяйственного или иного пользования. Активированные изотопные материалы нельзя использовать в скважинах, если нет уверенности в надёжном разобщении интервала гидроразрыва от горизонтов артезианских и целебных вод, а также от пластов, имеющих сообщение с дневной поверхностью поблизости от скважин. Зернистые материалы и активированные жидкости не должны попадать на дневную поверхность. По окончании работы территорию скважины необходимо проверить и убедиться в отсутствии опасных концентраций веществ. Остатки неиспользованных изотопов. а также жидкость после промывки ёмкостей и насосов, подвергавшихся воздействию изотопов, следует разбавить водой до безопасной концентрации и захоронить в специально отведённом месте. |