ВКР - ремонт нефтепровода Шаим-Тюмень. ВКР - ремонт Шаим-Тюмень - откорректирован. Ремонт подводного перехода магистрального нефтепровода ШаимТюмень через р. Леушинка
 Скачать 1.87 Mb.
|
Геолого-физическая характеристика месторожденияВ тектоническом отношении Шаимская структура представляет собой брахиантиклиниальную складку неопределенной конфигурации, осложненную двумя куполами — Мулымьинским и Трехозерным. Шаимская нефть характеризуется сравнительно невысоким удельным весом — 0,819—0,843, низким содержанием серы — 0,29—0,47, значительным содержанием асфальто-смолистых веществ (смол силикагелевых 6,3 %, асфальтенов 0,8 %). Содержание парафина составляет 2,43—3,9 % при температуре плавления 55°С. Выход легких фракций после перегонки нефти — 50 %. Месторождение по строению относится к достаточно сложным, а по запасам — к небольшим. Месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в пределах Шаимского нефтегазоносного района. В региональном тектоническом плане месторождение расположено в западной части Приуральской моноклизы и приурочено к структуре I порядка – Верхнекондинской зоне прогибов, которая осложнена рядом структур II порядка. Большую часть площади занимает Навский вал, северо-западную часть – Супринский вал, на северо-востоке – Некрасовский выступ. По составу углеводородного сырья месторождение относится к нефтяным. В плане месторождение делится на две залежи: Центральную и Южную. Залежи отделены друг от друга экранирующим дизъюнктивным нарушением и имеют различный уровень водонефтяного контакта. Залежь имеет блоковое строение, осложнена разрывными нарушениями, являющимися тектоническими экранами и соответственно определяющими геометрию залежи и различие положения уровней ВНК в отдельных блоках, названных в данной работе участками. Несмотря на резкую литологическую изменчивость песчано-алевролитовых прослоев, как по разрезу, так и по площади, каждый пласт имеет собственный водонефтяной контакт. Границами залежей и их участков являются контуры нефтеносности (ВНК), зоны выклинивания или замещения коллекторов, в ряде случаев экранами залежей являются дизъюнктивные нарушения. Схема совмещенных контуров пластов Т1, Т2, Т3 месторождения представлена на рисунке 1. Залежи пластов Т2 и Т3 Центральной залежи в значительной степени осложнены стратиграфическим выклиниванием. Месторождение в соответствии с действующей «Классификацией запасов…» по геологическому строению относится ко II группе («сложное» или очень «сложное»). На месторождении выполнен большой объем исследований по определению фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивных пластов. Проведены лабораторные исследования керна, геофизические (ГИС) и гидродинамические (ГДИ) исследования скважин, физико-химические исследования пластовых флюидов. Исследования равномерно распределены по площади месторождения. Пласт Т1 на месторождении имеет самую большую площадь нефтеносности и является вторым по объёму запасов нефти. Отложения пласта вскрыты практически всеми пробуренными на месторождении скважинами. Зона выклинивания пласта вскрыта скважиной 10202Р. Разрез пласта представляет собой переслаивание глинистых и песчано- алевритовых проницаемых прослоев переменной толщины, сформировавшихся в прибрежно-морских и озерно-аллювиальных условиях. Проницаемые прослои имеют неравномерное распространение, как по площади, так и по разрезу, обуславливая горизонтальную и вертикальную неоднородность пласта и затрудняя процесс выработки запасов. Наиболее выдержанные и мощные пропластки коллектора приурочены к верхней и средней части разреза. По данным ГИС и материалам проведенных сейсморазведочных работ в направлении с северо-запада на юго-восток наблюдается погружение кровли пласта. Самые высокие абсолютные отметки кровли коллектора ‒1850 м зафиксированы в районе скважины 10226Р. Общая толщина пласта на месторождении варьирует от 3,5 до 29,3 м, составляя в среднем 17,9 м. В отложениях пласта выявлены две нефтяные залежи: Южная и Центральная, имеющие разные уровни ВНК и разделенные между собой тектоническим нарушением. Залежи имеют субмеридиональное простирание и изометричную форму.  Рисунок 1.1 - Схема совмещенных контуров нефтеносности пластов Т1, Т2,Т3 В отложениях пласта Т2 промышленная нефтеносность установлена в границах Центральной и Южной залежей. В продуктивной части разреза пласта Т2 заключено 50 % запасов нефти месторождения. Более половины объема запасов Т2 сосредоточено в коллекторах Центральной залежи. Залежи пласта Т2 имеют меньшую площадь распространения по сравнению с пластом Т1, при большей нефтенасыщенной толщине. Формирование коллекторов пласта проходило в континентальных условиях. Осадки накапливались у подножий выступов доюрского основания. В направлении к сводам структур общая толщина пласта уменьшается. В погруженных участках коллекторы пласта замещаются глинистыми отложениями. Зоны выклинивания пласта вскрыты скважинами: 10202Р, 10264Р, 10227Р, 10229Р, 10226Р, 10223Р, 10267Р, 10253, 10245, 10640Р. В погруженных участках коллекторы пласта замещаются глинистыми отложениями. Зоны замещения пласта вскрыты скважинами: 7857, 7391, 7365, 10240Р, 7335, 7197, 7165, 7930, 7950. Кроме зон отсутствия коллекторов, строение залежей осложнено наличием многочисленных разрывных нарушений, которые делят залежь пласта на девять участков с разными уровнями ВНК. Общая характеристика залежи. Пласт Т3 выделен как самостоятельный подсчетный объект. Отложения пласта распространены в прогибах доюрского палеорельефа. К сводам структур отложения пласта выклиниваются. Формирование продуктивной части разреза проходило в основном в континентальных условиях. Судя по электрометрическим моделям и данным керновых исследований, гидродинамическая активность среды седиментации была достаточно высокая. Разрез пласта представлен переслаиванием песчано-алевритовых, глинистых, углистых и карбонатизованных прослоев. Песчано-алевритовые пропластки сложены мелко-среднезернистым песчаником, алевролитом мелко-крупнозернистым, в нижней части разреза отмечается присутствие гравийной фракции. Основной объем запасов нефти пласта заключен в коллекторах Южной залежи, имеющей более низкое гипсометрическое положение. Продуктивные участки в районе Центральной залежи имеют незначительную площадь распространения и заключают в себе только 6 % от объема запасов пласта. Анализируя исходную геолого-физическую информацию по месторождению Шаимского региона можно сделать следующие выводы: наличие двух основных залежей нефти во всех пластах; расширение площади нефтеносности залежей снизу в верх по разрезу; лито-фациальная неоднородность продуктивных отложений по латерали и вертикали, негативно влияющая на процесс выработки запасов; наличие зон отсутствия коллекторов (выклинивания и стратиграфического замещения) внутри залежей; наличие большого количества дизъюнктивных нарушений, значительно усложняющих строение залежей, особенно по пластам Т2 и Т3 в районе Южной залежи; значительная разница уровней ВНК на участках залежей, обусловленная экранирующим влиянием дизъюнктивных нарушений. Все вышеизложенное говорит о сложном геологическом строении отдельных залежей и месторождения в целом, оказывая негативное влияние на процесс разработки и нефтеотдачу пластов. |