медвежье. Западная Сибирь была и остается надежной сырьевой базой страны

• Название: Западная Сибирь была и остается надежной сырьевой базой страны
• Анкор: медвежье
• Дата: 31.05.2022
• Размер: 2.54 Mb.
• Имя файла: 1999.rtf
• Тип: Документы; #559939
• страница: 1 из 4

">http://www.allbest.ru/">http://www.allbest.ru/

Введение

Западная Сибирь была и остается надежной сырьевой базой страны. Разработка крупнейших в мире по запасам и уровню добычи углеводородного сырья газовых и газоконденсатных месторождений Надым – Пур – Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа обеспечивает 90% добычи газа России.

Месторождение Медвежье расположено в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в междуречье рек Ныда и Правая Хетта, в 100 км к северо-востоку от г. Надыма (рисунок 1.1). Территория месторождения относится к 1Г и 1Д климатическим подрайонам России и характеризуется суровыми климатическими условиями со следующими показателями:

– среднемесячная температура самого холодного месяца минус 23°С;

– средняя температура наиболее холодной пятидневки минус 44°С;

– среднемесячная температура самого жаркого месяца июля 14,7°С;

– абсолютная максимальная температура 35°С.

Преобладающее направление ветров: зимой – южное, летом – северное.

Район освоения относится к переходной зоне распространения талых, высокотемпературных и низкотемпературных многолетнемерзлых грунтов.

Месторождение Медвежье открыто в 1967 г. Освоение месторождения началось в 1969–1970 гг. со строительства установки комплексной подготовки газа (УКПГ-2), которая была введена в эксплуатацию в 1972 г. К этому времени в южной части месторождения была проложена первая нитка газопровода-коллектора, которая соединила строящиеся УКПГ – 1, 3 и 2 и подала газ в газопровод «Медвежье-Пунга».

К 1978 г. уровень отбора газа составил 65 млрд. м³/г. Максимальные годовые отборы в период постоянной добычи составляли 73 млрд. м³. С 1979 г. начался компрессорный период эксплуатации месторождения, а 1995 г. – период падающей добычи газа.

Часть эксплуатационных скважин простаивают из-за низкого пластового давления и капитальных ремонтов.

Так как месторождение Медвежье находится в последней стадии разработки (период падающей добычи), жизнь скважин можно продлить только установив правильный технологический режим работы скважины. Это позволит уменьшить обводнение скважин и вынос механических примесей.

Правильный технологический режим скважины можно установить только при знании достоверных и точных коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. Поэтому в данном дипломном проекте представлено пять методик обработки исследований скважин, что позволит найти наилучший метод обработки для данного месторождения.



Обзорная карта нефтегазоносности севера Западно – Сибирского нефтегазоносного бассейна

1. Геолого-физическая характеристика месторождения Медвежье

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфизованными породами палеозойского фундамента. Только в разрезах глубоких разведочных скважин вскрыты нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м.

Охарактеризованность керновым материалом крайне неравномерная и сравнительно хорошо изучена только сеноманская продуктивная толща.

В основу приводимой литолого-стратиграфической характеристики положена унифицированная стратиграфическая схема, рассмотренная в г. Тюмени в 1990 г. и утвержденная МСК СССР в 1991 г. в г. Ленинграде. Ниже дано краткое описание вскрытой части разреза.

Юрская система.

Отложения юрской системы подразделяются на тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты.

Тюменская свита – (нижняя и средняя юра) представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками, сложно чередующимися между собой. Алевролиты серые, темно-серые, слюдистые, крепкосцементированные с тонкой горизонтальной и волнистой слоистостью. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, крепкосцементированные, прослоями карбонатные. Аргиллиты темно-серые, почти черные, алевритовые, слюдистые, плотные, прослоями сидеритизированные. По разрезу наблюдаются обильные включения углистого и углисто-глинистого материала. Песчано-алевритовые пласты характеризуются резкой невыдержанностью по площади, значительной глинистостью. Толщина отложений свиты 64 – 538 м (скв. 30, 31, 32, 34).

Нижняя подсвита представлена опоковидными глинами с примесью алевритового материала, с прослоями опок и реже диатомитов.

Средняя подсвита сложена серыми с зеленоватым оттенком плитчатыми диатомовыми глинами и диатомитами.

Верхняя подсвита представлена диатомовыми глинами зеленовато-серыми, с прослоями глауконитовых алевритов и песков. Общая толщина отложений свиты 180 – 210 м.

Тавдинская свита – Р2 – 3 представлена глинами, зеленоватосерыми, хорошо отмученными, слабо алевритистыми с прослоями песков. Общая толщина отложений свиты достигает 70 м.

Атлымская свита – РЗ а1 сложена песками, светло-серыми, тонкогрубо-зернистыми, полевошпатово-кварцевыми, каолинизированными, с прослоями плитчатых глин и включениями гравия и галек. Толщина отложений свиты до 70 м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений и представлены песками, с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пропластками торфа. Толщина отложений до 80 м.
1.2 Тектоника
В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие три структурных этажа (фундамент, промежуточный этаж и осадочный чехол). Верхний структурно-тектонический платформенный чехол сформировался в условиях длительного погружения территории. Этот этаж контролирует почти все залежи углеводородов.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы под редакцией И.И. Нестерова, составленной в 1984 г. Медвежье месторождение находится в пределах структуры первого порядка – Медвежьего мегавала. Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25 – 50 км. На Севере мегавал отделяется седловиной от Харвутинского вала, и граничит Танловской впадиной, на востоке Нарутинской впадиной и на западе – Нижнее – Надымской впадиной. В пределах мегавала выделяются (с севера на юг): Ныдинское куполовидное поднятие (КП), Медвежий мегавал, Западно – Пангодинский структурный нос, осложненные структурами третьего порядка.

По отражающему горизонту «Б» Ныдинское КП оконтуривается изогипсой минус 3300 м и имеет размеры 17,5 х 12,5 км, амплитуду 250 м. Свод поднятия осложнен двумя вершинами. Медвежий вал оконтуривается изогипсой минус 3300 м, размеры его 40 х 90 км, амплитуда 250 м. Сводовая 1 часть осложнена тремя вершинами на разных гипсометрических уровнях. Седловина, разделяющая эти структуры, имеет широтное простирание при глубине около 50 м

По структурной карте отражающего горизонта «Г» Ныдинское (поднятие и Медвежий вал оконтуривается изогипсой минус 1100 м (приложение). Размеры Ныдинского поднятия по данной изогипсе – 37х15 км, амплитуда 150 м; размеры Медвежьего вала – 20 х 80 км, амплитуда 100 м.

По кровле сеноманских отложений Медвежий вал и Ныдинское куполовидное поднятие оконтуриваются изогипсой минус 1150 м, при этом их общая длина достигает 120 км, ширина достигает 26 км. Амплитуда Медвежьего вала равна 175 м, а Ныдинского поднятия 125 м. Восточное крыло их крутое (до 2 град.) по сравнению с западным (0 град. 30 мин). Медвежий вал осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным.

Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скв. 11). По новым данным бурения структурная поверхность по кровле сеноманской продуктивной толщи по своей конфигурации оказалась более сложной.
1.3 Газоносность
В пределах Западно – Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса: юрский, неокомаптский и аптсеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки. Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9 – 1130,4 м и контролируется отложениями глин (покрышкой); турон-палеогенового возраста, толщинами до 500 м. Продуктивная толща сеномана представлена песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациально замещаются на различных расстояниях.

Толщина пропластков и пластов-коллекторов составляет 0,4 – 28 м. Наибольшее распространение имеют коллектора от 2 до 4 м. Толщины глин заглинизированных пород изменяются от 0,4 до 25 м.

Таким образом, продуктивная толща Медвежьего месторождения расчленяется наряд мезоциклитов, циклитов, продуктивных пачек. Сверху вниз: песчано-алевритовая; песчаная и песчано-алевритовая пачки. В своих верхних частях пачки имеют алеврито-глинистые пласты, неоднородные и прерывистые по площади и разрезу. Отсюда макро – и микронеоднородность, расчлененность, и прерывистость геологических тел, слагающих пачки, определяют в целом газодинамическую, но не гидродинамическую связанность коллекторов в залежи. Блочная или пачечная модель-схема геологического строения отвечает пластово-массивному типу залежей.

Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от 17 до 90%, составляя в среднем для залежи – 70%. В результате эксплуатационного бурения было установлено значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30 – 50 м, вместо ожидаемых 60 – 70 м. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина по скважинам изменяется 3,6 – 126,0 м в пределах южного купола, от 14,0 до 96, 4 м на центральном куполе, от 14,6 до 99,4 м, на северном куполе, от 7,0 до 97,4 м на Ныдинском куполе.

Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. ГВК отбит на абсолютных отметках от 1227,6 до 1141,2 м и постепенно погружается с юга на север.

В пределах Медвежьего вала ГВК наклонен в основном в пределах отметок от 1227,6 до 1133,8 м, а на Ныдинском поднятии от 1136,6 до 1141,4 м. Данные эксплуатационного бурения подтвердили ранее установленный наклон ГВК в северном направлении.

Высота залежи в пределах южного, среднего и северного куполов Медвежьего вала равна 155 м и 122 м, а Ныдинского поднятия 125 м. Залежь имеет следующие размеры: длина 116 км, ширина до 26 км, площадь газоносности 1993,3 км².

При испытании разведочных скважин из продуктивной толщи сеномана получены промышленные притоки газа от 541 до 1490 тыс. м³/сут через 25,4 – 31,7 мм штуцер при депрессиях 0,195 – 3,75 МПа. Начальный дебит эксплуатационных скважин 519 – 1500 тыс. м³.


1.4 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность
Коллекторами газа являются пески, песчаники с глинистым цементом, а также крупно – и среднезернистые алевролиты. Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород высокие. Определение пористости проведено на 1091 образце, из них на 534 – из газонасыщенной части разреза.

Наиболее часто встречаются значения пористости 25 – 35%. Среднее значение пористости по керну составило 28,8%. Проницаемость определена на 569 образцах, в том числе на 273 – из газонасыщенной части.

Изменяется проницаемость от 0,001 до нескольких . Остаточная водонасыщенность определена на 535 образцах.

Коллекторские свойства находятся в зависимости от гранулометрической характеристики. Так открытая пористость песчаников изменяется от 33,9% до 38,4%, проницаемость – от 0,8 до 3,1 , остаточная водонасыщенность 8,1 – 23,5%.

Открытая пористость алевролитов составляет 20,1 – 36,3%; проницаемость 0,0006–0,118 ; остаточная водонасыщенность 19,9 – 92,5%.

В неотсортированных породах открытая пористость составляет 22,1 -37,6%, проницаемость 0,0046–2,305 , остаточная водонасыщенность 14,4 -87,4%.

По ГИС коэффициент пористости, определенной по уравнению регрессии вида К_n=f(Ро) составил 30,2%.

Средневзвешенное значение коэффициента газонасыщенности составило 70,5%.

Проницаемость определена по установленной универсальной зависимости Требина-Ханина – lgK_np=f(K_пэф). Для Медвежьего месторождения получено уравнение регрессии:
(1.1)
Средневзвешенное значение проницаемости по месторождению составило 0,6 .

Продуктивная толща имеет сложное строение: характеризуется незначительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью, с повышенной неравномерной глинистостью.

Характерной особенностью распределения проницаемости по площади является ухудшение ее в сторону законтурной области. Зоны повышенных значений проницаемости приурочены, как правило, к зонам повышенного содержания коллекторов. Анализ распределения проницаемости по разрезу свидетельствует о ее дифференцированном характере. Отмечается улучшение фильтрационной характеристики в нижней части по скважинам УКПГ – 3, 1 и 4 и ухудшение по скважинам УКПГ – 5, 7, 2.
1.5 Толщина пласта
Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 до 28 м, а прослои, исключенные из эффективной толщины изменяются от 0,4 до 19,2 м. Наиболее распространены пласты толщиной 1 – 2 м.

Суммарное содержание коллекторов изменяется от 45 до 85%, т.е. в разрезе преобладают в основном литологические разности.

По месторождению наблюдается субширотное чередование зон высокого содержания коллекторов (К_пес > 0,7) с участками пониженной песчанистости (К_пес> 0,2 – 0,5) – в межсводовых и боковых прогибах.

В результате эксплуатационного бурения установлено, что структурная поверхность по своей конфигурации оказалась сложной. Сложность ее заключается в нарушении плавного очертания крыльевых зон и дифференциации сводовых частей на небольшие куполовидные поднятия.

Усложнения структурной поверхности привели к сокращению общих и эффективных толщин не только в межсводовых и боковых прогибах, но и в зоне расположения эксплуатационных скважин.

Так скважины УКПГ – 5 (№№504, 511, 503), УКПГ – 7 (№№715, 716) вскрыли продуктивные отложения на 10–50 м гипсометрически ниже проектных отметок. На 35 – 40 м ниже ожидаемого вскрыты продуктивные отложения скважинами УКПГ – 8 (№№852 853, 858, 859). Ниже ожидаемых отметок вскрыта кровля сеномана по скважинам УКПГ – 9 (№№1056, 1057, 1047), где разрез практически заглинизирован. Не подтвердили приподнятый участок, выделенный по сейсмике, результаты бурения скважин 1050–1051–1045–1046. Фактически продуктивные отложения вскрыты на 15 – 17 м ниже проектных отметок.
1.6 Показатели неоднородности
Продуктивная толща имеет неоднородное строение как по площади, так и по разрезу.

Для характеристики неоднородности использованы следующие показатели:

1. Коэффициент относительной песчанистости (К_пес).

2. Коэффициент расчлененности.

3. Общая и эффективная толщина.

4. Коэффициент проницаемости.

Коэффициент относительной песчанистости представляет собой отношение эффективной толщины, выделенной в разрезе данной скважины к се общей толщине. Значение К_пес по площади изменяется от 0,3 до 0,9. Высокие значения параметра приурочены к оводовым участкам залежи. В песчано-алсвритовых породах при значении К_пес более 0,5 высока вероятность наличия газодинамической связи между пластами.

Коэффициент расчлененности (К_р) определяется путем деления суммы числа проницаемых прослоев на эффективную толщину. К_р изменяется от 0,8 до 8,9. По данному параметру наиболее неоднородной характеризуется зона размещения скважин УКПГ – 2, 7 и 9.

В целом же, сеноманская продуктивная толща Медвежьего месторождения представляет собой единую газогидродинамическую систему, которая характеризуется неповсеместным распространением проницаемых пластов по площади и частым расчленением их на ряд пропластков.

1.7 Гидрогеологическая характеристика месторождения
Сведения о подземных водах юрских и меловых отложений получены на месторождении в результате опробования 53 водных, водогазовых и водонефтяных объектов в 17 глубоких разведочных и 6 пьезометрических скважинах. В разрезе осадочного чехла месторождения вскрыты два мощных водонапорных комплекса: верхневаланжин – барремский и апт – сеноманский, перекрытые регионально-выдержанным турон-палеогеновым водоупором мощностью до 670 метров, над которым залегает олигоценчетвертичный водоносный комплекс.

При опробовании вод верхневаланжин – баремского комплекса пластовые температуры вод изменялись от 96 до 116,5°С. Воды по химическому составу хлоридо – натриевые двух типов. В южной части месторождения (особенно Медвеженское поднятие) получены воды преимущественно хлоридо-кальциевого типа с минерализацией 36,8 г/л. Концентрацией йода – 2,5 мг/л, брома – 74,2 мг/л и бора до 3 мг/л. На севере месторождения (Ныдинское поднятие) воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 5,5 – 11,5 мг/л. Концентрацией йода до 3,3 мг/л, брома до 13,9 мг/л и бора до 1,8 мг/л. Газонасыщенность достигает 2600 см³/л.

При опробовании водоносных горизонтов, залегающих в нижней части апт-сеноманского комплекса, средний пластовые температуры изменялись от 63 до 82°С на Медвеженском валу и от 57 до 74°С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 7,0 – 15,6 г/л. Концентрацией йода 1,7 – 16,5 мг/л, брома 13,3 – 40 мг/л и бора 2,5 – 12,4 мг/л. Газонасыщенность достигает 3500 см³/л Из аптских отложений при испытании пьезометрических скважин получена хлоридо-натриевая вода хлор-кальциевого типа с минерализацией 20,4 г/л и концентрациями йода, брома и бора, равных соответственно 16,2, 63,4 и 5,0 мг/л. Газонасыщенность вод составила 2000 см³/л.

Результаты определений по керну свидетельствуют, что водонасыщенные коллекторы, также как и газонасыщенные, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: К_п достигает 36,6%, проницаемость 2,1 мкм².

Пластовые температуры подошвенных вод залежи составили 33 – 37°С на Медвеженском валу и 30 – 32°С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 16,6 – 21,2 г/л Концентрацией йода 12,6 – 29,9 мг/л, брома 36,6 – 68,95 мг/л. Газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта составила 1970 см³/л на Медвеженском поднятии и 2060 см³/л на Ныдинском поднятии. Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщу и прослеживается на сотни километров. Все это обуславливает упруго-водонапорный режим разработки сеноманской залежи Медвеженского месторождения.

В разрезе турон – палеогенового флюидоупора выделяется верхнепалеоценовый водонапорный горизонт, который перекрывается палеогеновым водоупором, сложенным глинистыми и кремнистыми породами.

Самый верхний олигоценчетвертичный водоносный комплекс расположен в зоне многолетней мерзлоты. При опробовании подземных вод межмерзлотных горизонтов получили их химический состав. Воды преимущественно гидрокарбонатно – кальцевые, магниевые и натриевые с минерализацией 0,02 – 0,51 г./л.
1.8 Состав газа [1]
По данным анализов химический состав газа сеноманской продуктивной толщи сходен с газами аналогичных месторождений севера Тюменской области. Газ имеет метановый состав (содержание метана 98,951 – 99,404%) с очень незначительным содержанием тяжелых углеводородов (0,08 – 0,096%). Содержание азота 0,550 – 0,767%, углекислого газа 0,011 – 0,062%. Сероводород в газе не обнаружен (таблица 2.1). Относительный удельный вес газа по воздуху составляет 0,56. Низшая теплотворная способность колеблется в пределах 32758,66 – 33519,42 кДж.

Специальных газоконденсатных исследований в сеноманских отложениях не проводилось.
1.9 Запасы газа [1,2]
Запасы газа утверждены ГКЗ СССР в 1987 году по категориям В+С1 в количестве 2,2 трил. м³ (экспертная оценка по падению давления).

ТюменНИИГипрогазом произведена оценка запасов газа сеноманской залежи по состоянию на 01.10.02 г. При этом учтена информация по 188 скважинам, вскрывшим ГВК. Начальные запасы газа составили 1944,8 млрд. м³.
Таблица 1.1. Состав газа сеноманской залежи месторождения Медвежье

Наименование компонента	Химическая формула	Содержание, % об
Метан	СН4	98,860
Этан	С2Н6	0,100
Пропан	СзН8	0,009
Бутан	C4H10	0,002
Пентан	C5H12	следы
Двуокись углерода	С02	0,100
Азот	N2	0,880