Арыстан рамки для Теории. В данной работе рассматриваются новые технологии интенсификации притока продукции к забоям скважины

• Название: В данной работе рассматриваются новые технологии интенсификации притока продукции к забоям скважины
• Дата: 23.04.2023
• Размер: 1.67 Mb.
• Имя файла: Арыстан рамки для Теории.doc
• Тип: Документы; #1082445
• страница: 1 из 6

ВВЕДЕНИЕ
Проблема интенсификации притока нефти приобрела особую актуальность в последние годы в связи с падением нефтедобычи практически во всех нефтегазоносных регионах Казахстана.

Как одно из средств повышения эффективности добычи нефти могут быть использованы технологии вызова и интенсификации притока нефти из продуктивных коллекторов с низкой проницаемостью, а также коллекторов, изменивших свои фильтрационные свойства при вскрытии пластов и промысловых операциях на скважинах. Во многих случаях падение продуктивности пластов при этом связано с работой глинистых минералов как самого пласта-коллектора, так и привнесенных.

Крупные работы ведутся в нашей стране по освоению методов интенсификации притока нефти и газа к скважинам, по увеличению нефте - и газоотдачи коллекторов. Вместе с тем перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят еще многие нерешенные проблемы по увеличению эффективности эксплуатации залежей нефти и газа. Сложнейшей задачей является повышение нефте - и газоотдачи пластов.

В данной работе рассматриваются новые технологии интенсификации притока продукции к забоям скважины.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся – при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.

В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта.

1. Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении площадь Восточного Акжара расположена в пределах Байганинского района Актюбинской области Республики Казахстан

(рис. 1). По характеру рельефа представляет собой слабо всхолмленную равнину, сильно расчлененную оврагами и балками, с абсолютными отметками высот от 106 до 230м. Относительные превышения по длине расстановки косы изменяются от первых метров до десятков метров. В пределах площади работ имеются лесополосы, вдоль берегов р. Эмба и её притоков – заросли кустарников. Берега р. Эмба низкие, русло извилистое, окаймленное большим количеством стариц. В паводок пойма затопляется на ширину до 800м, с юга пойма ограничивается крутыми склонами, изрезанными руслами временных водотоков. Район сельскохозяйственный, значительная часть площади занята сельхозугодьями.

Климат района резко континентальный, с сухим жарким летом и холодной зимой (от -30 градусов до +43). Количество осадков 180-200мм в год, выпадают они, в основном, в весенне-осенний период. Оптимальные климатические условия для проведения полевых работ – с середины мая до начала ноября.

Гидрографическая сеть представлена р. Эмба и её притоками - Темир, Акжарсай и др. Вода этих рек не пригодна для питья, но может быть использована для технических нужд.

Дорога Актобе-Шубаркудук-Байганин – с асфальтовым покрытием. Остальные населенные пункты соединены грунтовыми дорогами III категории.

Восточная часть Прикаспийской впадины, куда входит Акжар-Каратюбинская площадь, изучена обширным комплексом геолого-геофизических методов. Результаты этих исследований детально рассмотрены в соответствующих производственных и тематических отчетах. Материалы о глубинном строении района работ получены по данным бурения глубоких скважин и геофизических, главным образом, сейсморазведочных работ. Электроразведочными работами изучался надсолевой комплекс осадочных пород. Применение электроразведки для картирования подсолевой толщи ограничивалось наличием мощного электрического экрана, который создается кунгурским солевым комплексом, а определение положения кристаллического фундамента – большой глубиной его залегания.

Магниторазведка для изучения глубинного строения региона является неэффективной из-за слабой дифференциации пород осадочного чехла Прикаспийской впадины по магнитным свойствам. В последнее время высокоточная магнитометрия опробуется для прямых поисков нефти и газа. Данные гравиразведки 1:50000 масштаба, которые имеются на всю исследуемую площадь, наиболее успешно используются в комплексе с материалами сейсморазведки для уточнения кровли соли. Подсолевой комплекс осадочных пород ввиду больших глубин его залегания и мощных гидрохимических осадков кунгура в гравитационном поле не находит четкого отображения.

Рисунок 1-Обзорная карта

Работы ВСП стали выполняться более планомерно только с 1970года.

К настоящему времени сейсмокаротажные исследования на восточном борту Прикаспийской впадины проведены более чем в 250 поисковых и параметрических скважинах. В пределах исследуемой площади МОС находится 28 таких скважин, большая часть которых расположена в районе надсолевого месторождения Каратюбе и не вскрывает подсолевые отложения нижней перми и карбона.

Еще хуже дело обстоит с комплексной интерпретацией данных ГИС и сейсморазведки во всем интервале геологического разреза. Такие работы проводятся эпизодически в рамках тематических работ по изучению отдельных интервалов разреза по различным программам ПГР. В производственном масштабе такие работы можно выполнять только на современных рабочих станциях с соответствующим программным обеспечением.

Кроме того, изучение сложной трехмерной среды по сети линейных профилей в своей основе не может гарантировать высокой точности решения обратной задачи из-за недостаточной плотности профилей и недоучета сейсмического сноса в трехмерном пространстве. Более точную модель среды можно получить только по данным объемной сейсморазведки, что и было показано в отчете по работам МОС 1990-1992гг. на площади Восточный Акжар (Мироненко В.М. и др. 1993г.). В результате этих работ было выявлено и оконтурено 6 выступов фундамента, ограниченных по периферии Акжарского поднятия разломами, которые предыдущими исследованиями ОГТ не выделялись. Выступам фундамента в более молодых отложениях карбона и перми соответствуют положительные структуры, с которыми возможно и связаны перспективы обнаружения промышленных скоплений углеводородов.

Эффективность сейсморазведочных работ, в первую очередь, зависит от качества первичных материалов ОГТ. В целом по восточной бортовой зоне прослеживаемость горизонтов П₃, П₂¹, П₂, П₁ не превышает 60%. Исключение составляет Синельниковская площадь (80%) и Жанажол (70%), где преобладают соляные купола небольшой мощности с плавными формами рельефа соли.

1.2 История геологической изученности и геологическое строение месторождения
В пределах исследуемой площади и на сопредельных площадях пробурено значительное количество параметрических, поисковых и разведочных скважин, расположенных в различных тектонических условиях.и вскрывших осадочный чехол на глубине 6031м (С₁) пл. Кожасай, 6205м (С₁) пл. Караулкельды, 6212м (С₁+D) пл. Бактыгарын, 5843м (РR) пл. Вост. Акжар и т.д.

Подсолевая часть осадочного разреза восточного борта Прикаспийской впадины большинством исследователей условно подразделяется на 7 толщ:

1. 
   Терригенная толща нижнего девона.
   
2. 
   Третья карбонатная толща (КТ-III) – предположительно
   

среднедевонского возраста.

3. 
   Нижняя терригенная толща (ТР-III) – позднедевонского-средневизейского возраста.
   
4. 
   Вторая карбонатная толща (КТ-II) – нижнего и среднего карбона.
   
5. 
   Межкарбонатная терригенная толща (ТР-II) – подольский горизонт московского яруса среднего карбона.
   
6. 
   Первая карбонатная толща (КТ-I) – среднего и верхнего карбона.
   
7. 
   Верхняя терригенная толща (ТР-I) – частично гжельский ярус верхнего карбона и докунгурская пермь.
   

Зона Акжар-Каратюбинского палеоподнятия расположена к западу от Жанажол-Синельниковской и Кожасай-Урихтауской зон нефтегазонакопления и отличается от последних заметно увеличенной мощностью пермских (артинских-ассельских) отложений, а также отсутствием в разрезах мелководных карбонатных толщ КТ-I и КТ-II вследствие их выклинивания и замещения глубоководными образованиями.

В общем разрезе подсолевых толщ востока Прикаспийской впадины можно выделить додевонские, девонские, каменноугольные и докунгурские породы.

Наиболее древние породы вскрыты на площади Вост. Акжар скважиной Г-5 в интервале глубин 5838-5844м. На глубине 5827-5838м встречена порода, определенная по петрографическому исследованию в шлифе как слабо известковистый аргиллит почти черного цвета. Возраст этих пород не установлен, поэтому говорить об их принадлежности к протерозойскому фундаменту пока преждевременно. Не исключено, что были вскрыты породы нижнего девона. К поверхности этих отложений приурочен отражающий горизонт П_З.

Девонская система - D

Отложения девонского возраста вскрыты впервые скважинами Г-1 Бактыгарын (5487-6212м, забой) и Г-5 Вост. Акжар. В скважине Г-5 на глубине 5804-5550м залегает терригенно-карбонатная толща среднего и верхнего девона, нижняя часть которой сложена преимущественно известняками. Кровля карбонатной пачки фиксируется на глубине 5675м. Мощность карбонатов составляет 129м. Возможно, что отложения этой пачки являются маломощным аналогом третьей карбонатной толщи средне-верхнедевонского возраста, вскрытой глубокими скважинами Г-1 Бактыгарын и Г-4 Кумсай, где их мощность достигает 679м. Кровле КТ-III соответствует отражающий горизонт П₂^D. Выше по разрезу скважины Г-5 залегает карбонатно-терригенная пачка мощностью 85м. Кровля этой пачки зафиксирована на глубине 5590 метров. В верхней части девонской толщи выделяется терригенная пачка (интервал 5550-5590м), которая геологами ВНИГРИ и ПГО «Актюбнефтегазгеология» отнесена к отложениям верхнего девона.

Отложения среднего карбона установлены в СКВ. Г-10 Курсай, где верхняя (инт. 5140-5151м) и нижняя (5295-5300м) части разреза охарактеризованы спорами и пыльцой, которые позволяют отнести вскрытые породы к верхнемосковскому подъярусу (Савин В.А., 1991г). В скважинах Г-1 и Г-3 Вост. Акжар возраст этих отложений по фораминиферам датируется средним карбоном, а в КВ. П-7 Акжар-Тасший – как каширский горизонт нижнемосковского возраста (Димаков В.И., Шуркин Б.С., 1992г.).

Верхний карбон выделяется предположительно по данным ГИС (НГК). Отложения среднего-верхнего карбона представлены терригенно-карбонатной пачкой, мощность которой в различных скважинах колеблется от 65 до 220м. Наибольшее количество карбонатных прослоев приурочено к верхней и нижней частям разреза. Средняя часть разреза сложена чередованием песчаников и алевролитов.

Пермская система - P

Нижняя пермь на исследуемой площади представлена в полном объеме осадочными образованиями ассельского, сакмарского и артинского ярусов. Этот комплекс вместе с отложениями С₃ составляет верхнюю терригенную толщу (ТР-1), кровле которой соответствует отражающий горизонт П₁.

Подсолевые отложения нижней перми имеют повсеместное распространение. Они представлены неравномерно чередующимися пачками преимущественно песчаных и глинистых пород.

Отложения ассельского яруса представлены преимущественно аргиллитами с прослоями известняков, алевролитов, песчаников и кремнистых пород. Мощность ассельского яруса хорошо выдержана на площади Вост. Акжар (250-252м), а на Курсай-Каратюбинской площади она изменяется в более широких пределах – от 200 до 270м. Породы с хорошими коллекторами первичного типа не встречены. Преобладают коллекторы трещинного типа.

Отложения сакмарского яруса представлены аргиллитами с прослоями песчаника. Песчаные породы отличаются высокой плотностью, отсутствием коллекторов трещинного типа. Для глинистых и алевролитистых пород характерна трещиноватость вдоль наслоения. Мощность сакмарского яруса на Вост. Акжаре составляет 260-289м, только в скважине Г-2 она сокращается до 209м за счет отсутствия верхней части этого разреза, а на Зап. Акжаре колеблется в более широких пределах (145-339м). К кровле отложений сакмарского яруса приурочен отражающий горизонт П₁.

Надсолевой комплекс осадочных образований, включающий отложения верхней перми, триаса, юры и мела, палеогена, неогена и четвертичной системы, изучен гораздо хуже в силу того, что до последнего времени все геологоразведочные работы в Прикаспии были в основном ориентированы на поиски месторождений нефти и газа в подсолевых отложениях.

Верхнепермские нерасчлененные отложения с резким угловым несогласием залегают на отложениях Р₁к и сильно отличаются от ниже и вышележащих пород своей темно-коричневой окраской. Представлены они чередованием аргиллитов с глинистыми песчаниками, иногда с прослоями глин, песчаника и конгломерата из плохо окатанных галек, слабосцементированного глинистым цементом, с примесью песчаного материала.

Мощность отложений верхней перми колеблется в широких пределах – от 0м на сводах куполов до 3348м в погруженных частях Западно-Акжарской мульды.

Триасовая система - T

Озерно-континентальные песчано-глинистые отложения триаса в районе исследуемой площади представлены нижним отделом. Они с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на эрозионной поверхности верхнепермского комплекса пород, распространенных в межкупольной зоне, и на кунгурских отложениях в сводовых участках и на склонах соляных куполов Акжар и Каратюбе. По литологическому составу – это пестроцветные известковистые и песчанистые глины, полимиктовые и глинистые песчаники, темно-серые массивные известняки, серые, полимиктовые, известковистые крепкие алевролиты, местами встречаются маломощные прослои глин и песков.

Мощность отложений триаса уменьшается в направлении к Акжар-Каратюбинской соляной гряде и колеблется в широких пределах от 362м в КВ. Г-4 (Акжар-Тасший) до 80м в КВ. Г-2 (Вост. Акжар).

К подошве отложений триаса приурочен отражающий горизонт D.

Юрская система - J

Юрская система представлена лагунно-континентальными, песчано-глинистыми отложениями нижнего, среднего отделов и терригенно-карбонатными отложениями верхнего отдела. Отложения юры несогласно перекрывают размытую поверхность триаса.

Мощность этих отложений в пределах участка работ колеблется от 400 до 430м. К подошве юры приурочен V отражающий горизонт.

Исследуемая площадь расположена в пределах Жаркамысского поднятия на Тамдыкольском выступе фундамента. Поверхность фундамента контролирует внутреннюю структуру нижней части подсолевого разреза – девона – нижнего карбона. На выступах фундамента глубина его залегания – 7-8км, в прогибах – 9-10км. Мощность подсолевых осадков изменяется от 1,5 до 2,0км на выступах и до 6-7км - в прогибах.

На фоне крупных структур фундамента выделяются более мелкие. Одной из таких структур является Акжар-Каратюбинское поднятие, ограниченное по периферии разрывными нарушениями субширотного и субмеридионального простираний.

Мощность подсолевого разреза регионально увеличивается с запада на восток. Максимальные её значения фиксируются на Терешковской площади и в районе скважины 10 Курсай, а минимальные – в районе скв. 13 Зап. Акжар. Подсолевые верхнепалеозойские отложения представляют собой толщу заполнения, нивелирующую блоковое строение нижней части осадочного чехла. Палеоподнятие и ограничивающие его разломы ещё хорошо выражены в отложениях карбона, а в подсолевом комплексе нижней перми они уже к артинскому времени, практически, полностью затухают.

В целом подсолевые отложения на Тамдыкольском выступе моноклинально воздымаются с запада на восток, где мощность отложений карбона возрастает за счет появления в разрезе карбонатных толщ КТ-II, КТ-II и терригенной толщи ТР-II.

По поверхности подсолевого комплекса подъем достигает 1,5км с абсолютной глубины – 4300-4400м до 2900-3000м. В пределах этой моноклинали выделяются небольшие локальные структурные осложнения с амплитудой около 50-75м, которые на Вост. Акжарской, Курсайской, Каратюбинской площадях оконтуриваются изогипсой -4100м. Указанные приподнятые зоны протягиваются в меридиональном направлении.

По поверхности каменноугольных отложений отмечается значительная тектоническая нарушенность. Тектонические нарушения в основном тяготеют к периферии приподнятой зоны. На Восточно-Акжарской площади, , выделено две зоны тектонических нарушений северо-восточного простирания, к которым приурочены малоамплитудные антиклинальные структуры. В пределах этих зон нарушения имеют как дизъюнктивный, так и пликативный характер. В последнем случае, они представлены флексурообразными перегибами, которые в районе скважин Г-1 Курсай, Г-1, Г-5, Г-2, Г-9 Вост. Акжар переходят в дизъюнктивы. В целом эти нарушения ограничивают Восточно-Акжарское поднятие с северо-запада и юго-востока. В широтном направлении существенная нарушенность отмечается в полосе скв. Г-10 Курсай и 18,17 Терешковская. Амплитуды нарушений колеблются от первых десятков метров до 150м.

Западный склон Акжар-Каратюбинской соляной гряды осложнен карнизами. В межкупольной зоне соленосные отложения низов кунгура имеют малую мощность - от нескольких метров до 100-150м, а местами и больше. Нижняя часть разреза кунгурских отложений, представленная сульфатно-галогенными, терригенными и, возможно, карбонатными породами, имеет на временных разрезах своеобразный рисунок записи в виде холмовидных и бугристых многослойных отражений, которые местами перекрывают друг друга, образуя слоистые ансамбли холмов различной толщины и размеров.

В мульде отложения кунгура несогласно перекрываются верхнепермской осадочной толщей. Строение верхнепермской толщи обусловлено проявлением соляного тектогенеза.

Простирание пород в основном совпадает с длинной осью Акжар-Каратюбинской гряды, а падение под различными углами направлено по короткой оси. Максимальная мощность этих отложений достигает 3350м в скв. Г-13 Зап. Акжар.

В соленосных толщах кунгура и пестроцветных отложениях перми распространены сложные дислокации, связанные с пластическим перемещением масс соли.

На отложениях верхней перми и кунгура со стратиграфическим и угловым несогласием залегают породы триасовой и юрской систем, которые имеют сравнительно небольшие углы наклона и в общих чертах повторяют структурный план нижележащих отложений.

На куполах они зачастую разбиты разрывными нарушениями.

Выше по разрезу юрские отложения согласно перекрываются осадками меловой системы и кайнозоя, которые сравнительно ровным чехлом покрывают всю площадь.
1.3 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
В восточной части Прикаспийской впадины нефтегазопроявления приурочены к широкому стратиграфическому диапазону – от среднего девона до нижнемеловых отложений включительно.

В отличие от других участков восточного борта, исследуемая территория имеет некоторые особенности, характерные только для этого района. В отложениях нижней перми в пределах площадей Вост. Акжар, Курсай, Каратюбе и Терешковская выделено 8 перспективных горизонтов (пластов).

В пределах первых двух площадей, по данным ГИС, выделяются II-VIII горизонты, а в скв. Г-41 Каратюбе и скв. Г-17 Терешковская появляется I горизонт с общей толщиной соответственно - порядка 60-80м. Горизонты (пласты) I-VI стратиграфически приурочены к артинско-сакмарской части разреза, а VII-VIII – к ассельским отложениям. При этом подошва VIII горизонта совпадает с кровлей каменноугольных отложений.

Первый небольшой приток нефти с водой получен в скв. Г-1 Вост. Акжар из низов IX горизонта, а мощный фонтан нефти дебитом до 921,6 куб. м/сут. через 31,1 мм штуцер зафиксирован в этой же скважине из средней части VIII горизонта. В скв. Г-101 из ассельских отложений получен значительный приток нефти (100 куб. м/сут.).

На площадях Вост. Акжар и Курсай по трём скважинам (Г-1, Г-3 Вост. Акжар и Г-1 Курсай) опробовано 23 объекта (Саввин В.А.), из которых 15 являются нефтеносными. Из одного объекта получена нефть с водой, а из 7-ми объектов притоков не получено.

Практически для всех фонтанных объектов характерна пульсирующая работа скважин, что обычно свойственно трещиноватым коллекторам.

По типу резервуаров нефти залежи являются литологически ограниченными аргиллитами в пределах зон трещиноватости, развитых вдоль тектонических нарушений, выделяемых в основном по периферии локальных структурных осложнений на фоне общего моноклинального погружения нижнепермских пород с востока на запад . Определенная тенденция к изменению дебитов нефти намечается в направлении снизу вверх. Наибольшие дебиты в скважинах Г-1 Вост. Акжар и Г-1 Курсай связаны с VIII горизонтом. Далее вверх по разрезу дебиты по фонтанным объектам уменьшаются до 2,5-16,4 куб. м/сут. через 2,1мм штуцер (горизонты VII, IV, III и II), что может быть связано с уменьшением интенсивности трещиноватости вверх по разрезу вдоль затухающих в этом направлении тектонических нарушений.

Лабораторными исследованиями, проведенными ВНИГРИ по образцам скв. Г-5 и Г-3, установлены невысокие коллекторские свойства нижнепермских отложений. Так в скв. Г-5 в ассельских и сакмарских отложениях открытая пористость составляет 0,23-7,7%. В интервале 4973-4986м в ассельских породах отмечен песчаник, обладающий наивысшей пористостью – 18,77% и газопроницаемостью при невысокой плотности 1,89 г/куб.см., тогда как средняя плотность остальных пород составляет 2,25г/куб.см. В скв. Г-3 пористость в артинских и сакмарских отложениях соответственно 3,8-10,1% и 2,6-8,04%, в среднем карбоне – 0,6-3,75%, в нижнем карбоне – 0,77-4,64%.

1.4 Физико-химические свойства нефти , газа и воды
Таким образом, основные перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений на Восточном Акжаре и прилегающих площадях нужно связывать с коллекторами трещинного типа.

В 1989г. проведен оперативный подсчет запасов нефти и газа месторождения Акжар Восточный (Абаханов А. и др.). Запасы нефти и растворенного газа, подсчитанные по ассельским отложениям нижней перми, составляют по категории С₁ 18990/5696 тыс.т. и 6153/1845 млн. м³, по категории С₂ – 182802/54840 тыс.т. и 59228/17768 млн. м³.

Исследуемая территория занимает восточную часть Прикаспийского артезианского бассейна. Наличие мощной соленосной толщи кунгура, исполняющей роль регионального водоупора, обусловило существование в разрезе осадочного чехла двух самостоятельных водоупорных систем – надсолевой и подсолевой с различными источниками пластовой энергии. Для вод надсолевого гидрогеологического этажа источником являются гидростатические напоры, обусловленные разностью гипсометрического положения областей питания и разгрузки. Воды подсолевого гидрогеологического этажа имеют в основном седиментогенный генезис, и их пластовая энергия формируется за счет геостатической нагрузки, создаваемой весом осадочных пород.

Нижнепермский и каменноугольный комплексы приурочены к гидродинамической зоне весьма затрудненного водообмена восстановительной обстановки среды.

По В пределах месторождений Кенкияк и Жанажол минерализация вод не превышает 100г/л. Следовательно, в направлении Курсай-Жанажол-Кенкияк-Остансук происходит смена гидрохимических зон от рассолов до солоноватых вод, от зоны застоя до зоны свободного водообмена. Воды относятся к хлоркальциевому типу. Выявленная закономерность нарастания минерализации пластовых вод подсолевых отложений соответствует тенденции регионального роста аномальности пластовых давлений от борта к центру впадины.