Геология. Геологическая часть и 2 1. Эффективность эксплуатации скважин зависит от состояния призабойной зоны пласта
 Скачать 0.88 Mb.
|
 Введение Важной научно-технической проблемой разработки месторождений является одновременное обеспечение высоких уровней и темпов добычи углеводородного сырья при наиболее полном извлечении его из недр с осуществлением высоких технико-экономических показателей работы нефтегазодобывающих предприятий. Старение скважин и ухудшение геолого-технических условий их эксплуатации приводят к потерям в добыче нефти и газа, обусловленных простоем скважин в ожидании ремонта или эксплуатацией с ограничением дебита. Эффективность эксплуатации скважин зависит от состояния призабойной зоны пласта. При эксплуатации нефтяных и особенно газовых месторождений возникает проблема крепления призабойной зоны скважины в интервале размещения слабосцементированных коллекторов. Добыча природного газа ведется в высокопроницаемых пластах, сложенных, как правило, мелкозернистым слабосцементированным песчаником и алевролитами. При эксплуатации скважин нефтяных и газовых месторождений возникают градиенты давления, приводящие к разрушению структуры породы. Пространство вокруг этих скважин называется призабойной зоной пласта (ПЗП), которая разрушается в первую очередь. Продукты разрушения в виде песка могут поступать в ствол скважины, что ведет к эрозионному износу оборудования. Кроме того, накопление песчаных пробок снижает продуктивность скважины и требует больших затрат на их ремонт. Из внедренных новейших технологий ремонта скважин наиболее эффективным техническим решением для борьбы с пескопроявлением является изменение конструкции скважины, как при ремонте, так и при строительстве нефтяных и газовых скважин, предусматривающее эксплуатацию их через забойные фильтры с гравийной набивкой на основе фракционированного кварцевого песка. Фракционированный кварцевый песок должен обеспечивать фильтрационное задержание пластового песка на месте его залегания. Гравийная набивка из песка в кольцевом пространстве между фильтром и стеной скважины должна обеспечивать достаточную пропускную способность для пластовых флюидов. Различные характеристики, продуктивных пластов, чередование больших по мощности пропластков слабосцементированных песчаников, изменение условий в скважине в процессе их эксплуатации, связанных с падением давления, снижением дебита, могут стать причиной снижения эффективной работы противопесчаных фильтров с гравийной набивкой. Такой ситуации можно избежать, если правильно подобрать гравийный материал для гравийной набивки скважинного фильтра. На базе экспериментальных и аналитических исследований разработаны новая методика подбора гравийного материала и технология его обогащения. Основной целью работы является повышение эффективности работы нефтяных скважин, заложенных в слабосцементированных песчаных скважинах, на основе гравийного фильтра из специально подобранного гравийного материала. Исследование абразивных свойств зернистых материалов в водной и нефтяной среде для выбора эффективного материала ГПП. Кроме того, для нефтегазовой отрасли необходимы более эффективные абразивные материалы для гидропескоструйной перфорации (ГПП) из природных песков. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Орогидрография. Вахское месторождение открыто в 1965 году, введено в разработку в 1976 г. месторождение расположено в Нижневартовском районе Тюменской области в 113 км от города Нижневартовска и в 80 км от города Стрежевого. Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70 % территории. Поймы рек изобилуют озерами, протоками, старицами. На заболоченных участках торфяной слой достигает 6-10 м. Территория месторождения находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская. Основным видом транспорта для завозки грузов на Вахское месторождение в летнее время является водный по реке Вах и устойчиво автотранспорт по мере ввода в действие с 1988 года бетонной дороги Стрежевой – вахтовый Вахский поселок, протяженностью 95 км. на территории месторождения проложены бетонные дороги к основным производственным объектам (ЦПС, БКНС, ДНС, базы промысловые), к остальным - грунтовые. Климат района резко континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким летом. Температура воздуха от -45 0С до +30 0С, район относится к зоне избыточного увлажнения. Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Стрежевской товарный парк, оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск-Александровское-Анжеро-Судженск. Газ I ступени сепарации с центральной части месторождения используется на собственные нужды (котельная) до 1 млн м3 за месяц. Остальной газ сжигается в факелах. В ближайшей перспективе газ I ступени совместно с газом Северного месторождения будет транспортироваться по газопроводу в г. Стрежевой. Энергоснабжение происходит от 110 и 35 кВ ЛЭП от Сургутской ГРЭС. На территории месторождения из строительных материалов имеются глина, песок, строительный лес. Водоснабжение проводится из подземных источников. Стратиграфия. Геологический разрез Вахского месторождения представлен терригенными отложениями мезозойско-кайнозойского чехла, несогласно залегающими на развитой поверхности доюрского складчатого фундамента. Стратиграфические границы разреза выделились с использованием комплекса промыслово-геологических исследований, описаний керна, палеонтологическими определениями. Доюрские образования в пределах Вахского месторождения вскрыты в пяти скважинах (№11, 72, 80, 82, 103). Наиболее полный разрез вскрыт в скважине 102 (471 м), по которой и дается описание, в остальных вскрыты только верхняя часть разреза. Это различные по составу породы: сильно метаморфизованные песчаники, известняки, кварц-карбонаты, сланцы. Песчаники светлосерые, слабосцементированные, низкозернистые, состоят из кварца (30 %), полшпата (24 %), обломки пород (22 %), биотита (8 %). Обломки пород состоят в основном из сланцев. Известняки углистые, почти черные, брекчированные, состоит из кальцита (60 %), терригенной примеси (15 %), пирита (6 %), доломита (5 %), углистого вещества (15 %). Сланцы серые, трещинноватые, косослоистые, плотные. По породам фундамента развита кора выветривания предположительно пермо-триасового возраста. Ее формирование связано с периодом длительного перерыва в осадконакоплении между палеозоем и мезозоем под влиянием экзогенных процессов. На размытой поверхности фундамента с угловатым и стратиграфическими несогласиями залегает мощная (до 2800 м) толща осадочных пород мезокайнозоя, в составе толщи выделяются: юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения. Мезозойская группа. Юрская система. Тюменская свита. Отложения Тюменской свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерной особенностью разреза свиты как и во всех отложениях, формировавшихся в континентальных условиях, является прерывистое строение и отсутствие хорошо выдержанных по площади отдельных пластов-реперов. Песчаники и алевролиты чаще всего серые и светло-серого цвета, мелко-, реже среднезернистого строения с различными текстурными особенностями. Аргиллиты темно-серые до черных, горизонтально слоистые. Для отложений Тюменской свиты характерно обилие углистого материала, иногда встречаются пласты угля толщиной до 3-4 м. В разрезе свиты отмечаются отдельные пачки переслаивания угольных пластов и аргиллитов, обогащенных растительным детритом, которые могут быть использованы как реперные толщи при корреляции отдельных участков месторождения. Толщина отложений Тюменской свиты составляет 228-304 м. Верхний отдел. Коловейский, оксфордский ярусы. Наунакская свита. Отложения наунакской свиты трансгрессивно залегают на образованиях Тюменской свиты и являются возрастным аналогом Васюганской свиты. В отличие от последней, формировавшейся преимущественно в морских условиях, отложения Наунакской свиты накапливались в прибрежной зоне келовей-оксфордского морского бассейна в период его регрессии. Отложения свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Алевролиты серого и темно-серого цвета. В нижней части разреза алевролиты массивные. Коллекторами являются песчаники и алевролиты, количество слоев которых в разрезе отдельных скважин достигает 20-25 м. Условно они сгруппированы в 4 пласта: Ю11, Ю12, Ю13, Ю14. Наибольшее распространение по площади получили первые три пласта. Общая толщина отложений Наунакской свиты составляет 42-59 м. Кимериджский ярус. Георгиевская свита. Отложения Георгиевской свиты залегают на Наунакской свите. Повсеместного распространения эти отложения не получили. Литологический разрез свиты представлен темно-серыми с зеленоватым оттенком алевролитами, равномерно обогащенными глауконитом и пиритом. Содержание глинистого материала в разрезе увеличивается в направлении снизу вверх. Толщина отложений свиты колеблется от 0 до 6 м. Волжский ярус. Баженовская свита. Разрез верхнеюрских отложений заканчивается темно-серыми почти черными битуминозными аргиллитами Баженовской свиты. В разрезе отмечаются прослои и линзы известняков. Породы практически непроницаемые и являются региональной покрышкой горизонта. В нижней части разреза отмечается пласт толщиной 0,1-0,4 м комковых аргиллитов с обильным содержанием пирита. Толщина отложений изменяется в пределах 11-20 м. Тектоника. В региональном структурно-тектоническом плане район проектируемых работ расположен в зоне северной переклинали Криволуцкого вала, являющегося структурой второго порядка, осложняющий осевую часть Александровского мегавала Западно-Сибирской плиты. Северная переклинальная часть Криволуцкого вала осложнена Вахской приподнятой зоной, представляет собой брахиантиклиналь неправильной формы. В границах этой зоны выделяется: Вахская, Южно-Вахская, Восточно-Вахская и Северо-Вахская структуры. Структурный план платформенного чехла является унаследованными от эрозионно-тектонической поверхности палеозоя при существенном влиянии динамики блоков фундамента, обусловленных наличием тектоники. В юго-западной части месторождения находится самая крупная структура - Вахская, которая занимает наибольшее высокое гипсометрическое положение. Абсолютная отметка ее вершины -2074 м. По оконтуривающей изогипсе -2140 м. Она представляет собой брахиантиклиналь субмеридиального простирания с размерами 11х18 км. в целом структура плоская, осложнена малоамплитудными вершинами высотой 20-25 м. Западная и южная граница Вахской структуры четко выделяются глубокими прогибами, отделяющими ее от прилегающей группы структур небольших по размерам: Малаховской, Западно-Вахской, Юрьевской, Иминской, Восточно-Охтеурской. Все эти структуры с размерами примерно одинаковыми: 3,6х1,5 км, с абсолютными отметками вершин от -2110 (Восточно-Охтеурское) до -2275 м ( Малаховское) с понижением отметок вершин в северном направлении. На западном склоне Вахской структуры прогиб, разделяющий Вахскую и Малаховскую структуры, усиливаются региональным разломом сбросового типа северо-восточного направления, аиплитуда порядка 25-45 м. Восточные и северные границы Вахской структуры нечеткие. Через небольшие седловины она сочленяется на востоке с Восточно-Вахской, на севере с Северо-Вахской структурами. Восточный борт Вахской приподнятой зоны осложнен древней палеозойской терасой, которая в современном тектоническом плане соответствует Восточно-Вахской структуре. Структура осложнена серией небольших вершин высотой 25-34 м. Абсолютная отметка наиболее высокой из них равна -2106 м. Общей замыкающей изогипсой для Вахской и Восточно-Вахской площадей является изогипса -2160 м, размеры общих структур в плане этой изогипсы составляет 18х18 км. Для всей Вахской группы структур наблюдается ступенчатое погружение их в северо-восточном направлении. Ограничение с северо-запада и северо-востока северной части месторождения тектоническими нарушениями дали возможность при погружении по сбросам прилегающих блоков экранировать залежи глинистыми отложениями нижнего мела и сохранить залежи нефти. Это привело к сохранению таких же ступенчатых контактов “нефть-вода”, что подтверждено многочисленными испытаниями скважин. С учетом ступенчатого положения в границах на севере по изогипсе -2320 м, на юге по изогипсе -2160 м. С запада и востока по тектоническим нарушениям Вахское месторождение в целом имеет размеры 43х25 км. Нефтегазоносность. Промышленная нефтеносность Вахского месторождения приурочена к отложениям верхней юры (Наунакская свита) - пласты Ю11 и Ю12+3 и нижней и средне юры (Тюменская свита) - пласты Ю12, Ю22, Ю23. В связи с этим, что геологоразведочные работы проводились на каждой структуре на собственном этапе разведки, нефтяные залежи, открытые на Вахской, Северо-Вахской, Восточно-Вахской и Кошильской структуре, получили название по этим структурам. По результатам бурения разведочных скважин установлено, что залежи нефти каждого из пластов Ю11 и Ю12+3, сливаются по указанным площадям в единую по всему месторождению. Учитывая большие размеры месторождения, характеристика его залежей представляется в целом и дифференцировано по площадям, руководствуясь рассмотренными структурами. Залежь пласта Ю11 распространена на всей территории месторождения и практически полностью перекрывает в плане все разведанные нижележащие залежи Наунакской и Тюменской свит. Залежь пластовая сводовая, участками в пределах Восточно-Вахской и Северо-Вахской площадей литологически ограничена. Ввиду небольшой толщины пласта к водонефтяной зоне относится сравнительно небольшая площадь залежи (8 %), ширина которой составляет около 500 м. При испытании пласта Ю11 в разведочной скважине получены притоки нефти в диапазоне от 2,3 до 78 м3/сут на 8 мм штуцере. На Северо-Вахском участке ВНК понижается в северном направлении до отметки -2296 м, что соответствует отметке первого водонасыщенного пласта. На Восточно-Вахской площади по данным опробывания скважин сначала было установлено наличие залежи в пласте Ю11, а позднее получили и притоки нефти в эксплуатационных скважинах №878, 887, размещенных в зоне сочленения Вахского и Восточно-Вахского участков месторождения показало, что здесь имеет место единая залежь по пласту Ю11. Уровень в восточном направлении понижается. Испытание пласта Ю11 проведено в разведочной скважине №74, в которой получен приток нефти дебитом 0,9 м3/сут при динамическом уровне 1400 м. Получение незначительного притока связано с низкой фильтрационной характеристикой пласта. Пласты Ю12 и Ю13 гидродинамически связаны между собой и в их объеме залежь представляется единой на всей площади месторождения. Залежь пластовая сводовая, участками литологически ограничена. Характерной особенностью залежи является наличие водонефтяной зоны шириной от 1 до 4 км (на западном кроме Вахской структуры, на северо-востоке кроме Кошильской площади). На западном крыле центральной части Вахской структуры в районе скважин №589, 384, 382, 576 контакт прослеживается на абсолютной отметке -2168 м. 1.5. Коллекторские свойства пород Свойства пластовой нефти
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||