Разработка нефтяных месторождений
Работа из раздела: «
Геология, гидрология и геодезия»
/
/
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по курсу «Разработка нефтяных месторождений»
по теме «Обоснование показателей разработки объектов Ач4, Ю11, Ю2 Северо-Комсомольского месторождения»
Содержание
Введение
1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
1.2 История освоения месторождения
2. Геологическая часть
2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
2.2. Характеристика продуктивных пластов (объектов)
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
3. Технологическая часть
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
3.2 Динамика основных показателей разработки месторождения
3.3 Контроль за разработкой месторождения
4. Специальная часть
4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов
4.2 Геолого-промысловое обоснование расчетной модели объектов
4.3 Сущность созданной модели объекта
4.4 Результаты расчетов динамики показателей по вариантам
4.5 Характеристика утвержденных вариантов разработки по объектам Ю11+Ю2 и Ач4
Литература
геология пласт месторождение
Введение
В данном курсовом проекте рассматривается проблемы обоснования показателей разработки объектов Ач4, Ю11, Ю2 Северо - Комсомольского месторождения. Основные запасы по категории С1 месторождения сосредоточены в данных объектах. Объекты характеризуются сложным геологическим строением, небольшими мощностями, высокой расчленностю, невысокой проницаемостью, поэтому проблема выбора оптимальных систем разработки данных объектов является актуальной.
Для написания курсового проекта использовались материалы Тюменского филиала Открытого Акционерного Общества «Центральная геофизическая экспедиция», а именно «Проект опытно-промышленной разработки залежей ПК18, БП2, БП52, БП62, БП63, Ач4, Ю11, Ю2 Северо-Комсомольского месторождения» [1].В работе [1] рассматривается несколько объектов (ПК18, БП2, БП52, БП62, БП63, Ач4, Ю11, Ю2) разработки, однако для написания курсового проекта были выбраны объекты Ач4, Ю11, Ю2 . В курсовом проекте представлены характеристики основных вариантов разработки указанных объектов, предлагаемых проектировщиком, геологическая характеристика выбранных пластов, а также свойства насыщающих их флюидов. Набор графических материалов, представленных в проекте, позволяет наиболее полно оценить перспективы разработки объектов.
Северо-Комсомольское нефтегазовое месторождение находится на территории ЯНАО, Недропользователем является ООО «Роснефть - Пурнефтегаз».
1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
В административном отношении Северо-Комсомольское месторождение расположено в Надымском и Пуровском районах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, характеризующихся относительно развитой инфраструктурой.
Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожная станция Пурпе и г. Губкинский, расположенный на расстоянии 65 км по прямой на юго-восток. Город Надым (центр Надымского района) находится в 160 км на северо-запад, а г. Тарко-Сале (центр Пуровского района) - в 115 км на восток от района месторождения (рис. 1.1).
Рис. 1.1 Обзорная карта района расположения Северо-Комсомольского месторождения
Действующий газопровод Уренгой-Вынгапур-Челябинск-Новополоцк находится в 65 км на юго-восток от территории месторождения. В связи с открытием ряда крупных месторождений, строительством газопроводов и железной дороги Сургут - Новый Уренгой в районе созданы условия для быстрого экономического развития.
Постоянно действующая дорожная сеть на месторождении отсутствует. В качестве производственного транспорта используются тракторы и вездеходы. Перевозки груза и полевые геолого-геофизические работы осуществляются большей частью в зимний период после промерзания болот и рек. Регулярные грузоперевозки производятся с помощью авиации.
Близлежащими разрабатываемыми нефтегазовыми месторождениями являются: Губкинское (на востоке), Вьюжное, Известинское, Барсуковское, Комсомольское (на юго-востоке), Верхне-Пурпейское, Южно-Танловское (на юге), Меретаяхинское (на юго-западе).
В орогидрографическом отношении территория месторождения расположена в области водораздела между речными системами рек Надым и Пур, представляющего собой полого-холмистую заболоченную равнину, абсолютные отметки которой колеблются в пределах от 51 до 87 м. Преобладают переувлажнённые болотные ландшафты. Заболоченные пространства занимают до 70% площади района. Наиболее расчлененные участки рельефа расположены в северной части месторождения. На водораздельных участках района развиты небольшие холмы и котловины термокарстового происхождения.
Территория месторождения покрыта довольно густой сетью мелких речек и ручьёв длиной от 1,5 км (р. Хабэвкаяха) до 3-4,4 км (реки Нгарка-Витисияха, Пуритей, Нгарка-Нямсяяха, Читайдаяха, Етуяха, Харвудьяха, Ямб-Яха), являющихся притоками рек Танлова, Южная Тыдыотта и Пурпе. Реки эти мелководны, глубина их в наиболее сухое летнее время в районе месторождения не превышает 0,5 м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5 м.
Широкое распространение имеют небольшие озера термокарстового происхождения, приуроченные, в основном, к слаборасчлененным, заболоченным водораздельным участкам и поймам рек. Это озёра Хабэвкато, Харвэйто, Нямсай-Малто, Хорнаото, Выньто, Нюди-Нямсайто и др. Глубина озер обычно менее 0,8-1 м, размеры в основном не превышают 1-2 км.
Климат рассматриваемой территории резко-континентальный. Среднегодовая температура составляет 6,7С. Зима суровая и продолжительная (около 8 месяцев), с сильными морозами и устойчивым снежным покровом. Средняя температура января, самого холодного месяца, -25С (с возможным понижением до - 61С).
Снежный покров устанавливается в середине октября, достигая 0,5 м к началу декабря, и держится до середины мая. Продолжительность залегания устойчивого снежного покрова 220-250 дней. Ледяной покров на реках и озёрах удерживается с середины октября до конца мая, толщина льда достигает 1,0 м.
Лето короткое (50-60 дней), прохладное, пасмурное, с частыми осадками, заморозками. Июль - самый теплый месяц, средняя температура +15С, максимальные значения достигают +37С. Годовая норма осадков составляет 450-500 мм; больше половины годовой суммы выпадает в виде дождей, в основном с апреля по октябрь.
Важнейшей особенностью природной обстановки района, как и большей части Западно-Сибирской плиты, является развитие многолетнемерзлых пород (ММП). Северо-Комсомольское месторождение расположено в северобореальной зоне разобщённого залегания многолетней мерзлоты водораздельно-долинного типа, которая характеризуется преимущественно двухслойным строением и прерывистым распространением реликтовой и современной мерзлоты, с колебанием среднегодовой температуры грунтов в пределах от -4 до +2,5єС.
Островная (современная) мерзлота в основном приурочена к обширным участкам безлесных или слабо залесенных торфяников и темнохвойных лесов с мощным моховым покровом и залегает непосредственно под слоем сезонного промерзания - протаивания, глубины которого колеблются от 0,5 до 1,5 м. В пределах залесенных участков (придолинных и водораздельных) и обширных болотных массивов мерзлые породы залегают на глубине первых десятков метров, либо вообще отсутствуют. Под руслами рек и под озёрами отмечаются сквозные и несквозные талики.
Подошва современной мерзлоты может залегать на глубине 25-45 м, в отдельных случаях до 100 м, а толщина слоя изменяется от 8 до 54 м. Распространение реликтового слоя ММП предполагается на глубинах от 100 м до 260-280 м.
1.2 История освоения месторождения
Представление о геологическом строении территории Северо-Комсомольского месторождения сформировалось к началу 60-х годов в результате проведения ряда региональных геолого-геофизических работ:
- государственной геологической съемки масштаба 1:1000 000 (ВСЕГЕИ, НИИГ, 1952-1954 гг.);
- аэромагнитных съемок: масштаба 1:1000 000 (НИИГ, 1953-54 гг. и ''Сибнефтегеофизика'', 1955 г.); масштаба 1:200 000 (НГТ, 1958-1960 гг.) и масштаба 1:50 000 (НГТ, 1961 г.);
- гравиметрических съемок масштаба 1:1000 000 (ТТГУ, ЯНКГРЭ, гп 4/60, 1960 г.) и масштаба 1:200 000 (''Центргеофизика, 1980 г.);
- электроразведочных съемок МТЗ: площадных - масштаба 1:1000 000 (ЯНГТ, эп 71/68) и маршрутных - масштаба 1:200 000 (ТКГРЭ, 67/77-78);
- сейсморазведочные работы ТЗ МОВ масштаба 1:1000 000 (ТКГРЭ).
На территории расположения Северо-Комсомольского месторождения планомерные поиски перспективных структур методами сейсморазведки начали проводиться с 1961г. Первые представления о структурном плане меловых и юрских отложений были получены рекогносцировочными и детальными работами МОВ масштаба 1:100 000 и 1:200 000 по системе непрерывного профилирования.
Поисковыми сейсморазведочными партиями СЗ МОВ 54/63-64, 59/65, 50, 51/, 68/72 изучалось геологическое строение территории в районе Танловской впадины, Танловского мегавала, Северного свода и смежных прогибов. В результате был выявлен Верхне-Танловский вал и, осложняющее его, одноименное поднятие. Позже Верхне-Танловский вал подтвержден работами МОВ сп. 27, 28/67-68, в сводовой его части были оконтурены три купола: южный (Верхне-Танловское локальное поднятие (л.п.)), центральный и северный. Из них: Верхне-Танловское л.п. работами сп 31/68-69 подготовлено к бурению по меловым отложениям, которое было начато в 1969 г.
С 1969 по 1972 на Верхне-Танловском локальном поднятии было пробурено 10 скважин. В трех скважинах (№№ 1, 6 и 10), вскрывших сеноманские отложения, были получены фонтаны газа, в скв. № 14 фонтанирующий приток нефти, в скв. №№ 7, 11 и 15 притоки пластовой воды с небольшим количеством нефти, в скв. №№ 2, 3 и 5 отложения сеномана вскрыты ниже уровня ГНК и ВНК залежи. Месторождение было названо Северо-Комсомольским.
С конца 70-х годов в пределах Верхне-Танловского вала проводятся площадные работы МОГТ. Работами сп. 32, 29, 51, 40/79-80 были выделены и оконтурены Верхне-Танловское, Ярейское, Северо-Танловское локальные поднятия; все они подготовлены к глубокому бурению по меловым отложениям. Также была изучена зона сочленения Ярейского л.п. с Ямсовейским валом. Выявлено крупное дизъюнктивное нарушение, приуроченное к своду Верхне-Танловского вала, в виде узкой зоны, ориентированной в северо-восточном направлении, осложненное рядом более мелких оперяющих нарушений. По результатам МОГТ в 1981 году управлением 'Главтюменьгеология' был составлен 'Геологический проект глубокого поисково-разведочного бурения на Северо-Комсомольской и Ярейской площадях'.
В 1981-1983 гг. силами сп. 43/81-82, /82-83 продолжаются детальные площадные работы МОВ ОГТ, направленные на дальнейшее изучение структурного плана района Верхне-Танловского вала. По результатам работ сп. 43/81-82 уточнено геологического строение Южно-Танловского и Комсомольского поднятий, подготовлено к бурению Верхне-Танловское поднятие. Работами следующего сезона подготовлены к глубокому бурению Новокомсомольское и Комсомольское л.п., уточнено геологическое строение Верхне-Танловского вала.
В 1984-1985 г.г. на территории Северо-Комсомольского месторождения возобновилось бурение разведочных скважин с целью поисков залежей углеводородов (УВ) в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях. В результате установлены залежи нефти и газоконденсата в пластах ПК17, ПК18, АП5, БП5, БП7.
С 1986 г. геологоразведочные работы были сосредоточены в пределах купольных зон Верхне-Танловского и Северо-Танловского л.п. Проведенные к этому времени детализационные работы (сп. 39, 48/85-86) вкупе с бурением 23 разведочных скважин позволили уточнить структурные планы Верхне-Танловского и Северо-Танловского л.п. и подготовить их к бурению на юрские отложения. Этими же работами на северо-западе территории по поверхности фундамента, юрским и неокомским отложениям выделена структура II порядка - Киселевский вал. В пределах Северо-Танловского поднятия были обнаружены многочисленные залежи УВ в отложениях верхней части покурской свиты (сеноман) и мегионской свиты (неоком).
В 1992 году по результатам проведенных сейсморазведочных работ, бурения и опробования 67 поисково-разведочных скважин был осуществлен подсчёт запасов нефти, свободного газа и газоконденсата, связанный с 40 продуктивными пластами по 71 залежи. Эта работа позволила определить основные направления промышленного освоения Северо-Комсомольского месторождения.
В периоды 1996-1999 г.г. сейсморазведочной партией № 36 Пуровской геофизической экспедиции ОАО «Ямалгеофизика» и 2002-2003 г.г. сп. 05/02-03 ЗАО «Сибнефтегеофизика» были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ-3Д, охватившие всю территорию Северо-Комсомольского месторождения. Обработка и комплексная интерпретация материалов 3Д была выполнена ОАО «ЦГЭ» г. Москва. В результате трехмерных сейсмических исследований была осуществлена стратиграфическая привязка основных отражающих сейсмических горизонтов, уточнена глубинно-скоростная модель вскрытого разреза и подтверждено наличие большого числа кулисообразных нарушений, характеризующих сложные сдвиговые зоны. При этом были выявлены существенные отличия в геологическом строении месторождения по сравнению с материалами 2Д, в частности, другая ориентации разрывных нарушений и иной характер залегания нефтегазовой залежи пласта ПК1 (залежь оказалась разделенной водоносной зоной на две части, соответствующие Западному и Восточному + Южному поднятиям).
На данный момент месторождение разрабатывается на основании «Проекта пробной эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей Северо-Комсомольского месторождения» (протокол ЦКР №2405 от 31.08.1999 г) и «Технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации залежи ПК1 и небазисных горизонтов» (протокол ЦКР № 2428 от 02.09.1999г.).
2. Геологическая часть
2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
В основу стратиграфического разреза Северо-Комсомольского месторождения была положена «Региональная стратиграфическая схема мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утверждённая МСК СССР в 1991 г.
В строении геологического разреза месторождения принимают участие породы кристаллического фундамента и отложения юрской, меловой, кайнозойской и четвертичных систем. Описание стратиграфии и литолого-фациальных особенностей разреза осуществлено по материалам отчетов по подсчёту запасов нефти и газа Северо-Комсомольского и соседних месторождений, а также обобщающих работ по Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Палеозойский фундамент (Pz). Породы доюрского фундамента на Северо-Комсомольском месторождении не вскрыты.
Юрская система (J). Отложения юрской системы залегают несогласно на породах фундамента и представлены всеми тремя отделами. Нижний и средний из них представлены континентальной толщей тюменской свиты, верхний - породами морского генезиса васюганской, георгиевской и баженовской свит.
Тюменская свита (J1-2 h-b). Отложения свиты вскрыты 15-ю скважинами на глубинах от 3091м (скв. № 452) до 3339 м (скв. № 472), керном охарактеризованы в 12 скважинах. Разрез свиты представлен частым и неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород.
В разрезе встречены отложения и конкреции пирита, фосфата (скв. № 474), наслоения углефицированных остатков древесины. В скв. № 472 отмечены окатыши сильно-уплотненного, светло-коричневого глинистого материала. Вскрытая толщина свиты на месторождении составляет от 67 до 456 м.
Васюганская свита (J3kl-охf). Отложения свиты вскрыты 13 скважинами на глубинах от 3016 до 3280 м, сама же свита имеет двухслойное строение.
Нижняя её часть сложена аргиллитами сероцветными (светлыми и темными), иногда с буроватым оттенком, плотными, слюдистыми, с тонкой горизонтальной слоистостью, пиритизированными, с наличием раковин пелиципод и белемнитов, растительного детрита.
Верхняя часть в различной степени заглинизирована, однако преобладают песчаники и алевролиты. Встречается «рябчиковая» текстура (скв. №№ 460 и 468) за счет интенсивной переработки осадка донными организмами. Породы разбиты трещинами, заполненными кальцитом. С породами этой части свиты связан пласт Ю11, содержащий промышленные запасы нефти. В разрезе свиты отмечается наличие известняков, остатки фауны (пелиципод, брахиопод), растительного детрита. Общие толщины свиты варьируют от 33 до 59 м.
Георгиевская свита (J3v-km). Отложения свиты вскрыты на глубине от 3015 до 3273 м, представлены аргиллитами темно-серыми до черных с буроватым оттенком, иногда битуминозными, алевритистыми, с плоским и полураковистым изломом, с включениями пирита и глауконита.
На территории рассматриваемого месторождения отложения этой свиты развиты не повсеместно, в скважинах №№ 442, 261 и 452 они вообще отсутствуют. В остальных 11 скважинах, вскрывших георгиевскую свиту, ее толщина колеблется от 1 м (скв. №№ 470 и 460) до 7 м (скв. №№ 472, 473 и 474), а в скв. № 475 составляет 30 м. Такое колебание толщин, очевидно, связано с влиянием дизъюнктивной тектоники, имеющей широкое развитие в нижней части осадочного чехла.
Баженовская свита (J3). Вскрыта 14 скважинами на глубине от 3010 до 3208 м, сложена темно-серыми и черными с буроватым оттенком аргиллитами, битуминозными, тонкоотмученными с тонкой пологой слоистостью, раковистым сколом. Местами аргиллиты грубоплитчатые (скв. № 455), разбиты одиночными вертикальными открытыми трещинами со следами нефти (скв. № 461). Встречаются тонкие прослои песчаников (скв. № 472) серых, мелкозернистых, с намывами темных аргиллитов.
По всей толщине свиты распространены включения и линзы пирита, остатки животного детрита, растров белемнитов, отпечатки пелиципод и аммонитов (скв. № 444), трещины, заполненные кальцитом, фосфорито-кальцитовые конкреции.
К кровле свиты приурочен региональный сейсмический горизонт «Б».
Толщина баженовской свиты на Северо-Комсомольском месторождении варьирует от 5 м (скв. № 460) до 31 м (скв. № 472), по площади распределена неравномерно. Максимальные её величины (от 24 до 31 м) отмечены в северо-западной части месторождения, минимальные (от 5 до 20 м) в южной.
Меловая система (К). Представлена отложениями двух отделов. Нижний из них включает в себя породы трех свит: мегионской, вартовской и нижней части покурской, верхний - представлен отложениями верхней части покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Нижний отдел (К1), Мегионская свита ( К1ber-v). Вскрыта на глубинах от 2600 м (скв. № 471) до 2770 м (скв. № 476), представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные толщи или пачки.
Общепризнано, что отложения мегионской свиты накапливались в условиях процесса бокового заполнения бассейна седиментации. В нижней его части (фондаформы) выделяется ачимовская толща, которая на рассматриваемом месторождении оказалась вскрытой 30 скважинами.
Ачимовская толща представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники кварц-полевошпатовые от светло-серых до темно-серых, мелко- и среднезернистые, хорошо сцементированные глинисто-известковистым цементом, алевритистые. Отмечаются намывы углисто-слюдистого материала, включения окатышей глин, придающих породе брекчеевидную текстуру. Алевролиты и аргиллиты от темно-серых до черных, плитчатые, слоистые, с неровным и раковистым изломом, иногда с зеркалами скольжения. Рассматриваемые отложения имеют турбидитовую природу и формировались у подножия склонов шельфовых террас.
Верхняя часть мегионской свиты сложена мелководными шельфовыми образованиями и представляет собой чередование песчаных и глинистых пластов.
Возраст отложений мегионской свиты считается берриас-валанжинским. В разрезе свиты выделяются пласты Ач3-Ач4 и БП5-БП7, содержащие промышленные запасы нефти и газа. Толщина мегионской свиты варьирует от 398 м до 509 м.
Вартовская свита К1g-br. Представлена переслаиванием песчано-глинистых пород преимущественно зеленоватых оттенков. В разрезе вартовской свиты выделяются промышленно нефтегазоносные пласты БП4-БП1 и АП11-АП7. Общая толщина свиты изменяется от 378 м до 487 м.
Покурская свита К1-2ap-cm. Сложена переслаивающимися пачками пестроцветных песчаников, песков, алевролитов, аргиллитов и глин. Среди песчаников преобладают мелко- и среднезернистые разности, кварц-полевошпатовые, слабо- и среднесцементированные; цемент глинистый, реже известковистый. Слоистость горизонтальная, полого-волнистая, линзовидная. Граница между подсвитами проводится условно по аналогии с близлежащими месторождениями. К низам свиты степень уплотнения возрастает.
Нижнепокурская подсвита (К1ap-al), представленная переслаиванием песчаников, песков, глин и аргиллитов с тонкими прослойками углей, включает пласты АП4-АП2, ПК21 - ПК12, содержащие промышленные запасы нефти и газа. Общая толщина подсвиты составляет от 596 до 698 м, возраст её определён как апт-альбский.
Верхний отдел (К2). Слагается континентальными отложениями верхов покурской свиты и морскими образованиями кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Верхнепокурская подсвита (К2cm) приурочена к сеноманскому ярусу и представлена слабо уплотненными разностями: песками, песчаниками, алевритами, алевролитами и глинами.
Для всех отложений характерно наличие растительного детрита, органических остатков, прослоев угля, линз сидерита.
Породы верхнепокурской подсвиты слагают два продуктивных пласта ПК102 и ПК1, последний из которых содержит основные запасы нефти и газа Северо-Комсомольского месторождения.
Общая толщина подсвиты колеблется от 382 до 527 м, покурской свиты в целом - от 978 до 1225 м.
Кузнецовская свита (К2t). Представлена глинами темно-серыми, зеленовато-серыми, до черных, чешуйчатыми, часто алевритистыми, с редкими зернами глауконита. Встречаются отпечатки пиритизированных водорослей, остатки обуглившегося растительного и рыбного детрита.
Толщина свиты от 16 до 35 м.
Березовская свита (К2cn-st-cp). По литологическим особенностям подразделяется на две подсвиты. Нижняя из них слагается глинами сероцветными, крепкими, с неровным сколом, алевритистыми, с неравномерным включением линзовидной пятнистой и прожилковой формы песчаников зеленовато-серых, с редкими включениями обуглившегося детрита и алевролитами зеленовато-серыми, мелкозернистыми, с намывами глин.
Глины и алевролиты чередуются с опоками серыми и голубовато-серыми. Толщина подсвиты изменяется от 81 до 106 м.
Верхняя подсвита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями опок. В глинах отмечаются тонкие прослои и линзы алевритового материала, пиритизированные остатки водорослей, ходы илоедов. Толщина подсвиты составляет от 82 до 131 м.
Общая толщина березовской свиты варьирует от 163 до 237 м.
Ганькинская свита (K2m+d). Слагается глинами темно-серыми и зеленовато-серыми алевритистыми, местами известковистыми, с включением редких зерен глауконита и конкреций сидерита, остатков пиритизированных водорослей, обугленного растительного детрита. Верхняя часть характеризуется повышенным содержанием алевритового материала.
Толщина свиты колеблется от 164 до 236 м.
Палеогеновая система (Рg). Слагается мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов. Генезис осадков преимущественно морской, однако для верхней части олигоцена характерен переход к прибрежно-морским и континентальным условиям осадконакопления.
В разрезе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты. Палеоценовые отложения (талицкая свита) представлены переслаиванием алевролитов и глин, часто опоковидных, с прослойками кварцево-глауконитовых песков.
Средняя часть разреза палеогена (практически весь эоцен и частично олигоцен), сложена преимущественно глинистыми породами, плотными, пластичными, опоковидными и диатомовыми. Верхняя часть тавдинской и объединенная атлым-новомихайловская свиты представлены переслаиванием глин с алевритами и песками и содержат мощные водоносные горизонты, играющие ведущую роль в водоснабжении района.
Общая мощность отложений палеогена может составлять от 200 до 450 м.
Четвертичная система (Q). Осадки этой системы залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений и представлены в основном песками и супесями серыми, зеленовато-серыми с прослоями синевато-серых суглинков. Выше залегают ледниковые отложения (галечники, валунники с глинами и суглинками), переходящие в озерно-болотные, торфяники, отложения пойм и надпойменных террас.
Толщина четвертичных отложений изменяется от 10 до 120 м.
В региональном тектоническом плане по поверхности фундамента Западно-Сибирской плиты Северо-Комсомольское месторождение расположено в северо-восточной бортовой зоне Пурпейского антиклинория, сложенного образованиями байкальского складчатого комплекса и осложняющего Пур-Тазовскую складчатую зону. В тектонической структуре мезо-кайнозойских отложений чехла Западно-Сибирской плиты Северо-Комсомольское месторождение связано с Северо-Танловским и Верхне-Танловским локальными поднятиями (л.п.), вместе составляющими Верхне-Танловский вал, который, в свою очередь, является частью крупной структуры II порядка - Танловского мегавала, осложняющего структуру I-го порядка - Надым-Тазовскую синеклизу (рис.2.1.1).
Рис. 2.1.1 Тектоническая схема мезозойско-кайнозойского платформенного чехла расположения Северо-Комсомольского месторождения
2.2 Характеристика продуктивных пластов (объектов)
Для удобства изложения материала объекты рассматриваются сверху вниз. Все структурные построения были выполнены ТФ ОАО «ЦГЭ» с использованием программного пакета DVGeo. При этом в основу структурных построений по выделенным продуктивным пластам - подсчётным объектам были положены структурные карты по отражающим горизонтам «ПК1», «Б», «Т», реперным границам ПК18, АП9, БП4 и их производным - целевым объектам, полученным ОАО «ЦГЭ».
В результате проведенных исследований в геологическом разрезе Северо-Комсомольского месторождения было выделено 100 залежей углеводородов, в том числе 39 газовых, 20 - газонефтяных и 41 нефтяная. Из них 21 залежь в соответствии с протоколом ГКЗ МПР РФ была признана газоконденсатной, в их число в настоящей работе включена залежь пласта БП63 по результатам опробования в новых скважинах №№2052 и 2063. Существенная тектоническая нарушенность месторождения обусловила сложный структурно-тектонический тип этих залежей, представляющий собой сочетание массивного, пластового сводового и тектонически экранированного типов, а также сокращение площадей нефтегазоносности большинства залежей.
Наибольшая концентрация выделенных мелких залежей нефти и газа отмечается в северо-западной части месторождения, в районе скважин №№453-473 (23 залежи) и южной части, в районе скв. №478 (11 залежей), что может быть связано с их расположением в изолированных блоках, в пределах которых существовали и продолжают образовываться «природные пути» к переформированию и формированию скоплений углеводородов.
В табл. 2.1.1 и представлены характеристики толщин и неоднородности пластов ПК18, БП63, Ач4, Ю11 и Ю2, рассмотренных в настоящей работе.
Таблица 2.1.1
Характеристики толщин пластов
Залежь нефти пласта Ач4.
Вскрыта тремя скважинами №№ 467, 472 и 473 на глубине 3131,8 - 3174,3 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3099 м, относится к пластовому сводовому - тектонически ограниченному типу, имеет вытянутую форму и размеры:11,5х4,4 км, отличается очень большой высотой - 99 м и весьма обширной ЧНЗ, занимающую 77,1% общей площади нефтеносности .
Пласт характеризуется сложным геологическим строением, что нашло отражение в значительном колебании общих толщин - от 16,8 до 58,6 м (правда, в связи с принятым методическим приёмом их оценки) при среднем значении 32,3 м, эффективных - от 7,6 до 22,0 м (в скв. № 472, расположенной в непосредственной близости от зоны дислокаций) при среднем -13,7 м, в невысокой доле коллекторов - Кпесч.=0,42 и Кр=8 при максимальном числе прослоев коллекторов 11 в упомянутой выше скв. 472. Нефтенасыщенные толщины заметно увеличиваются в южном направлении, средневзвешенная их величина определена равной 7,1 м, Кпесч. в пределах нефтенасыщенной части составил 0,56 Кр= 5 при максимальном числе прослоев коллекторов 7 в скв. № 473.
Залежь нефти пласта Ю11
Выявлена в северной половине месторождения, вскрыта четырьмя скважинами №№ 444, 464, 467 и 473 на глубине 3191,6 - 3215,6 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3140,2 м, относится к пластовому сводовому - тектонически экранированному типу, имеет довольно сложную конфигурацию контура нефтеносности, размеры 14,2х5,6 км и весьма значительную высоту -110,2 м. Южная краевая часть залежи оказалась более сложного строения за счёт выявления чисто водоносных зон.
Общая толщина пласта варьирует в пределах 11,2-21,4 м, составляя в среднем 16,0 м, эффективная - от 6,8 до 13,4м при среднем значении 9,8 м, при этом отмечается некоторая тенденция увеличения их и нефтенасыщенных толщин в северном направлении, средневзвешенная величина hн определена равной 7,9 м. В разрезе залежи прослеживаются практически два зональных интервала, что нашло отражение в величинах Кпесч.= 0,61 и Кр=4,8, по нефтенасыщенной части Кр= 3,5.
Залежь нефти пласта Ю2
Оказалась выявленной в том же районе месторождения, но вскрытой всего двумя скважинами №№ 467 и 473 на глубине 3252,8 - 3260,0 м, ВНК принят по данным ГИС на абс. отметке -3189,6 м, относится также к сложному пластовому сводовому - тектонически-экранированному и литологически ограниченному типу, (в скв. № 464 в разрезе пласта коллекторы отсутствуют), имеет размеры 13,2х4,0 км, высоту - 108,6 м и очень небольшую ВНЗ, занимающую 14,9% суммарной площади нефтеносности (прил. 7, 12, 19, 20).
Пласт небольших толщин - общей 4,0-12,4 м при среднем значении 8,2 м, эффективной - от 2,8 до 6,6 м при среднем - 4,7 м и с некоторой тенденцией увеличения в южном направлении, Кпесч. составил 0,57, Кр= 2,5. Поскольку обе упомянутые выше скважины оказались пробуренными в пределах ЧНЗ, то отмеченные величины толщин и показателей неоднородности полностью относятся и к нефтенасыщенной части залежи, лишь средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина была определена несколько меньшей - 4,5 м.
Пласты ачимовской толщи
Породы пластов ачимовской толщи обладают низкими коллекторскими свойствами.
По керну
Открытая пористость пород-коллекторов варьирует от 13,7 до 23,4% при средних значениях 16,4%. Проницаемость изменяется в диапазоне 0,6 - 57 мД и имеет средние значения 5,7 мД. Остаточная водонасыщенность - в диапазоне 31,3-88,2 %, имея в среднем значения -- 44,6%.
Песчанистость коллекторов колеблется в диапазон 41,7-89,7% при средних значениях 66,0%, алевритистость - в диапазоне 5,3 - 6,7% при средних значениях 25,2%, глинистость варьирует от1,3 до14,4 %, имея средние значения 9,0%.
Карбонатность коллекторов изменяется от 0,9 до 15,5%, имея в среднем значения 3,5%. Диапазон изменения плотности от 2,13 до 2,35 г/см3, составляя в среднем значения 2,2 г/см3.
По ГИС
Пористость пород-коллекторов изменяется в диапазоне 13,5 - 19,0%, среднее значение составляет 16,3%. Проницаемость изменяется от 0,5 до 12,7 мД при среднем значении 3,95 мД. Нефтегазонасыщенность варьируется от 46,8 до 80,5%.
Пласты юрских отложений
По керну
Открытая пористость коллекторов изменяется в диапазоне от 13,0 до 24,7% при средних значениях 14,9%, проницаемость меняется от 0,37 до 78 мД, составляя в среднем значения 2,2 мД, остаточная водонасыщенность колеблется в диапазоне 11,4-85,9%, имея средние значения - 60,3%.
Песчанистость изменяется в диапазоне 73,1-88,4% при среднем значении 80,1%, алевритистость - в диапазоне 5,9-22,1%, составляя среднее значение 13,3%, глинистость колеблется от 2,7 до 11,2 %, имея среднее значение 6,4%.
Карбонатность коллекторов варьирует от 0,9 до 14,7%, составляя в среднем значения 3,5%. Плотность коллекторов изменяется в диапазоне 2,19-2,33 г/см3 при среднем значении 2,28 г/см3 .
По ГИС
Пористость пород-коллекторов изменяется в диапазоне 13,0 - 18,3%, среднее значение составляет 15,6%. Проницаемость находится в диапазоне от 0,35 до 25,3 мД, при среднем значении 9 мД. Нефтегазонасыщенность варьируется от 51,2 до 72,7%.
В таблице 2.2.2 представлены результаты определения подсчетных параметров по материалам ГИС по продуктивным пластам Северо-Комсомольского месторождения.
Таблица 2.2.2
Результаты определения подсчетных параметров по материалам ГИС по продуктивным пластам Северо-Комсомольского месторождения
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
Физико-химическая характеристика нефтей пласта Ач4 изучена только по трем поверхностным пробам, отобранным в трёх скважинах. На основании этих данных нефти обладают средней плотностью 0,858 г/см3, средней вязкостью - 4,5 мПа*с при Т=500С и 6,5 мПа*с при Т=200С, являются малосернистыми (S=0,31%), малосмолистыми (См=1,11%), среднеасфальтенистыми (Асф=13,5%) и парафиновыми (Пр=4,8%), выход светлых фракций, выкипающих при 3000С, составляет от 33 до 72%.
Растворённый в этих нефтях газ имеет метановый состав - содержание СН4 в газе пласта Ач4 - 84,58%, головные углеводороды содержатся в следующих средних количествах соответственно: этан - 18,27 и 7,01%, пропан - 8,26 и 3,30%, бутаны - 1,34 и 0,44%. Газ малоазотистый (N=2,06-1,68%), с небольшим содержанием двуокиси углерода - менее 0,65%, гелий содержится в некондиционном количестве, сероводород не обнаружен.
Нефти пластов Ю11 и Ю2 во многом имеют идентичную физико-химическую характеристику. По данным 5 поверхностных проб, отобранных из 4-х скважин, эти нефти являются лёгкими - средняя плотность составляет 0,828-0,806 г/см3, маловязкими - вязкость при Т=20 и 500С определена равной соответственно 4,0-1,8 и 2,2-1,1 мПа·с, малосернистыми (S<0,25%), малосмолистыми (См< 0,51%), парафиновыми (Пр=3,4%), с высоким выходом (56-85%) светлых фракций, выкипающих при 3000С.
Растворенный в нефтях газ по анализу устьевых проб имеет метановый состав - среднее содержание СН4 в газе пласта Ю11 составляет 79,8%, пласта Ю2 - 71,2%, соответствующим оказалось и распределение головных углеводородов: в первом случае этана-8,39%, пропана - 4,22%, бутанов - 4,88%, во втором - 11,95; 5,98 и 4,11%. Газ обоих объектов характеризуется повышенным (относительно растворённого газа пластов Ач3, Ач4) содержанием азота - 6,66 и 4,07% и двуокиси углерода - 1,47 и 0,69%, гелий содержится в некондиционных концентрациях, сероводород не обнаружен.
Суммарные величины начальных геологических запасов нефти всего месторождения определены равными 806092 тыс.т, в том числе 597537 тыс. т по категории С1 и 208555 тыс. т - категории С2. Наибольшие запасы нефти категории С2 связаны с пластами юрских отложений: Ю11 -33420 тыс.т (16,0%), Ю2 - 13416 тыс.т, ачимовской толщи: Ач4 - 24047 тыс.т.
Специальные гидрогеологические исследования на изучаемой территории не проводились. Изучение компонентного состава и физико-химических свойств пластовых вод базировалось на анализе их проб, отобранных в процессе опробования поисково-разведочных скважин Северо-Комсомольского месторождения, а также соседних Комсомольского и других месторождений.
Всего было выполнено 55 анализов проб пластовых вод, отобранных из 49 скважин по методикам, предусмотренным ГОСТ 18826-73, ГОСТ 4386-81, ГОСТ 4389-72 и инструкцией к ГОСТ 2874-82.
3. Технологическая часть
На залежь пласта Ач4 приходится значительное количество геологических запасов нефти категории С1+С2. Северо-восточная часть залежи имеет сложный внутренний контур ВНК ввиду тектонических нарушений. Коллекторы характеризуются низкой проницаемостью порядка 4.8 мД, что потребует применения методов увеличения нефтеотдачи, и высокой расчлененностью - 8.0 д.ед. Толщины глинистых перемычек между вышележащим пластом Ач3 и нижележащим Ю11 составляет в среднем более 20 м. Таким образом, залежь пласта Ач4 можно считать самостоятельным объектом, который будет разрабатываться самостоятельной сеткой скважин.
Нефтяные залежи пластов Ю11 и Ю2 имеют близкие между собой фильтрационно-емкостные параметры коллекторов и одинаковые физико-химические свойства насыщающих их флюидов: вязкость, плотность. В плане контуры пластов совпадают. Коллекторы юрских пластов низкопроницаемые, что потребует применения мероприятий по увеличению их нефтеотдачи. Средняя толщина глинистого прослоя между пластами составляет более 17 м, толщина глинистой перемычки между вышележащим пластом Ач4 в среднем превышает 20 м, между пластами Ю2 и нижележащим Ю3 - более 10 м. Таким образом, пласты могут быть объединены в один эксплуатационный объект, и разрабатываться единой сеткой скважин. В ТЭО КИН также был определен возможный вариант объединения пластов Ю11 и Ю2 по всей площади нефтеносности. При объединении пластов Ю1 и Ю2 в один эксплуатационный объект необходимо рассмотреть вариант с поинтервальным ГРП.
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
Для пластов Ач4, Ю11 и Ю2 рассматривались площадные 5-ти, 7-ми и 9-точечные системы с расстояниями между скважинами 400, 500, 600 и 700 м, так как площадные системы заводнения характерны для низкопроницаемых, высокорасчлененных и осложненных густой сетью тектонических нарушений ачимовских и юрских отложений Западной Сибири. Во всех вариантах, рассмотренных для пластов Ач4, Ю11 и Ю2, в скважинах проводится ГРП как метод освоения.
Параметры рассмотренных систем размещения скважин на участке ОПР для пласта Ач4 приведены в таблице 3.1.1.
Таблица 3.1.1
Параметры систем размещения скважин. Объект Ач4
Все рассмотренные системы разработки различаются количеством скважин, плотностью сетки, количеством извлекаемых запасов нефти на одну скважину, количеством накопленной добычи нефти и др.
Таким образом, по объекту Ач4 для участка ОПР для оценки технологического коэффициента извлечения и перспектив добычи нефти было сформировано 3 расчетных варианта. Во всех вариантах по скважинам проводится ГРП как метод освоения. Во всех вариантах предусмотрена программа ГТМ и МУН.
Вариант 1. Схема размещения проектного фонда основана на 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 34,8 га/скв. Разработка опытного участка пласта Ач4 начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 9 скважин, из них к бурению - 8 (4 добывающих и 4 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.
Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 1 приведена на рис. 3.1.1.
Вариант 2. За основу взят вариант 1. Вариант предусматривает бурение горизонтальных скважин. Плотность сетки - 34,8 га/скв. Разработка участка ОПР начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 5 скважин, из них к бурению - 4 (2 добывающих горизонтальных и 2 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.
Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 2 приведена на рис. 3.1.2.
Вариант 3. Схема размещения проектного фонда основана на 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,4 га/скв. Разработка участка ОПР начинается путем ввода в эксплуатацию разведочной скважины №467. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 9 (6 добывающих и 3 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.
Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 3 приведена на рис. 3.1.3
Рис. 3.1.1 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач4. Вариант 1
Рис. 3.1.2 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач4.
Вариант 2
Рис. 3.1.3 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ач4. Вариант 3
Пласты Ю11 и Ю2 сначала были рассмотрены как самостоятельные объекты разработки. На каждом из участков опытно-промышленных работ пластов Ю11 и Ю2 были проведены технико-экономические расчеты для элемента пятиточечной системы с расстоянием между скважинами 500 м. Экономический анализ расчетов показал нерентабельность самостоятельной разработки пласта Ю2. На пласт Ю11 были рассмотрены следующие системы размещения скважин на участке ОПР (таблице 3.1.2), различающиеся между собой количеством скважин, плотностью сетки, количеством извлекаемых запасов нефти на одну скважину, количеством накопленной добычи нефти и др. Во всех вариантах по скважинам проводится ГРП как метод освоения. Во всех вариантах предусмотрена программа ГТМ и МУН.
Таблица 3.1.2
Параметры систем размещения скважин. Пласт Ю11
Укрупненный технико-экономический анализ показал, что наибольший чистый дисконтированный доход за рентабельный период достигается в случаях:
- при 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м (241,8 млн. руб.);
- при 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м (152,3 млн. руб.).
Эксплуатационный объект был укрупнен (Ю11+Ю2), и на пласты Ю11 и Ю2 была спроектирована единая сетка добывающих и нагнетательных скважин.
Таким образом, по объекту Ю11+Ю2 для участка ОПР для оценки технологического коэффициента извлечения и перспектив добычи нефти было сформировано 3 расчетных варианта.
Вариант 1. Схема размещения проектного фонда основана на 5-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,1 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w3. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (5 добывающих и 5 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.
Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 1 приведена на рис. 3.1.4.
Вариант 2. Вариант сформирован на основе варианта 1, предусматривает зарезку боковых стволов. Плотность сетки - 24,5 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w3. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (5 добывающих и 5 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.
Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 2 приведена на рис. 3.1.5.
Вариант 3. Схема размещения проектного фонда основана на 7-точечной системе с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки - 31,1 га/скв. Разработка участка ОПР начинается с ввода в эксплуатацию скважины w5. Общий фонд составит 10 скважин, из них к бурению - 10 (7 добывающих и 3 нагнетательных). Во всех скважинах проводится ГРП как метод освоения.
Схема размещения проектного фонда скважин по варианту 3 приведена на рис. 3.1.6.
Рисунок 3.1.4 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю11+Ю2. Вариант 1
Рисунок 3.1.5 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю11+Ю2. Вариант 2
Рисунок 3.1.6 Схема размещения проектного фонда скважин. Объект Ю11+Ю2. Вариант 3
3.2 Динамика основных показателей разработки месторождения
На пласты Ач4, Ю11, Ю2 проектные решения не утверждались. В настоящее время эксплуатация данных объектов не ведется. На пластах Ач4, Ю11, Ю2) пробуренный фонд отсутствует.
По пласту Ач4 - Рпл нач = 31,2 МПа, Рнас = 16,5 МПа; по пласту Ю11- Рпл нач = 31,9 МПа, Рнас = 19,6 МПа; по пласту Ю2 - Рпл нач = 32,5 МПа, Рнас = 19,8 МПа.
Так как в настоящее время залежи Ач4, Ю11 и Ю2 не разрабатываются, то пластовое давление по ним равно начальному.
3.3 Контроль за разработкой месторождения
Контроль за разработкой Северо-Комсомольского месторождения необходимо осуществлять для решения следующих задач: определения эффективности реализуемой системы разработки в целом и проводимых технологических мероприятий в отдельности; оценки полноты и особенностей выработки запасов; изучения энергетического состояния разрабатываемых залежей и активности законтурной области; оценки воздействия на вечномерзлые породы. Контроль за разработкой месторождения подразумевает контроль за техническим состоянием и технологическими режимами работы скважин, мониторинг основных показателей разработки (добычи нефти, обводненности продукции, закачки рабочего агента и т.д.), исследование изменения физико-химических свойств добываемых флюидов и геолого-физических свойств продуктивного пласта во времени. В целом, объем полученной информации должен обеспечить возможность усовершенствования системы разработки с целью достижения рационального и наиболее полного извлечения запасов углеводородов.
Система промысловых и геофизических мероприятий по исследованию скважин и испытанию пластов является основой промыслово-геофизического контроля (ПГК) разработки месторождений нефти и газа. Технологии ПГК обеспечивают решение ряда основных задач:
а) выбор оптимального режима работы скважины и её технологического оборудования (технологический контроль);
б) определение гидродинамических характеристик вскрытого пласта(ов) (эксплуатационный контроль);
в) исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте (геолого-промысловый контроль);
г) изучение текущего состояния фонда скважин (технический контроль).
Намечаемые исследования процесса вытеснения нефти в продуктивных пластах Северо-Комсомольского месторождения включают: определение характера текущей насыщенности пласта - нефть, газ, вода (на качественном уровне) и определение текущих или остаточных коэффициентов нефтенасыщенности (на количественном уровне), определение положений ВНК путем наблюдений в эксплуатационных (добывающих, нагнетательных, наблюдательных, контрольных и пьезометрических) скважинах. Выделение действующих (затронутых выработкой) толщин, определение текущих параметров охвата пласта выработкой и заводнением.
Определение эксплуатационных характеристик пласта включает решение следующих основных задач:
- определение отдающих и поглощающих интервалов;
- определение профиля притока в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
- определение мест притока нефти, газа и воды, выявление обводненных интервалов;
- установление причин обводнения;
- количественную оценку интервальных дебитов по фазам и компонентам продукции (газу, жидкости, нефти, воде);
- определение гидродинамических параметров пластов и пропластков (пластовых давлений и температур, коэффициентов продуктивности, гидропроводности, проницаемости, скин-фактора).
Исследования эксплуатационных скважин Северо-Комсомольского месторождения для выбора оптимального режима работы технологического оборудования предусматривают решение следующих задач:
- определение статических и динамических уровней жидкости, водонефтяного, газонефтяного и газоводяного раздела в стволе, жидкостных и гидратных пробок, отложений парафина;
- определение гидродинамических параметров по устьевым замерам;
- определение положения технологического оборудования в скважине (глубина спуска насоса, воронки лифтовых труб и т.д.);
- контроль работы технологического оборудования (срабатывание клапанов и др.);
- количественное определение суммарных фазовых расходов скважины;
- определение выноса механических примесей и воды.
Исследования эксплуатационных скважин Северо-Комсомольского месторождения для изучения технического состояния скважин подразумевает:
- уточнение положения элементов конструкции (включая положение ствола в пространстве) или подземного оборудования;
- оценку степени и характера износа труб;
- оценку состояния и герметичности цементного камня (на забое и в заколонном пространстве).
Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) - исследования, основанные на изучении естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, около скважинном и межскважинном пространстве с целью:
- изучения геологического разреза и массива горных пород;
- выявления и оценки полезных ископаемых;
- контроля за разработкой месторождений полезных ископаемых и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ);
- оценки технического состояния скважин;
- изучения продуктивных пластов;
- оценки ущерба, наносимого недрам при их использовании, а также предусматривающие проведение следующих работ:
- опробования пластов;
- отбора образцов пород и пластовых флюидов;
- различных операций с применением взрывчатых веществ (прострелочно-взрывные работы);
- интенсификации притоков флюидов из продуктивных пластов;
- геолого-технологических исследований в процессе бурения.
Комплекс ГИРС определяется задачами, соответствующими назначению скважин, прогнозируемым геологическим разрезом и проектируемыми техническими условиями строительства и эксплуатации скважин. По целевому назначению различают:
- комплекс ГИРС для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин;
- комплекс ГИС при испытаниях в открытом стволе в процессе бурения;
- комплекс ГИРС для изучения технического состояния обсадных колонн и качества цементирования колонн;
- комплекс ГИС при испытаниях в колонне;
- комплекс ГИРС для контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей.
Обязательный комплекс ГИС для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин включает: инклинометрию, профилеметрию, резистивиметрию и термометрию (по всему стволу скважины).
Обязательный комплекс ГИС в интервалах, намечаемых для испытания в открытом стволе в процессе бурения скважины, включает: ПС (при электрическом сопротивлении ПЖ выше 0,2 Ом.м), БК (или ИК), ГК, НК, профилеметрию, проводимые непосредственно перед испытанием. Если в районе работ доказана эффективность ГИС, выполняемых по методике 'каротаж - испытание - каротаж', то после проведения испытаний повторно регистрируют БК, ГК, НК. При выполнении кислотных обработок и мероприятий по интенсификации притоков комплекс ГИС выполняется до и после воздействия на пласт.
4. Специальная часть
4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов
На залежь пласта Ач4 приходится значительное количество геологических запасов нефти категории С1+С2. Северо-восточная часть залежи имеет сложный внутренний контур ВНК ввиду тектонических нарушений. Коллекторы характеризуются низкой проницаемостью порядка 4.8 мД, что потребует применения методов увеличения нефтеотдачи, и высокой расчлененностью - 8.0 д.ед. Толщины глинистых перемычек между вышележащим пластом Ач3 и нижележащим Ю11 составляет в среднем более 20 м. Таким образом, залежь пласта Ач4 можно считать самостоятельным объектом, который будет разрабатываться самостоятельной сеткой скважин.
Нефтяные залежи пластов Ю11 и Ю2 имеют близкие между собой фильтрационно-емкостные параметры коллекторов и одинаковые физико-химические свойства насыщающих их флюидов: вязкость, плотность. В плане контура пластов совпадают (рис. 4.1.1). Коллекторы юрских пластов низкопроницаемые, что потребует применения мероприятий по увеличению их нефтеотдачи. Средняя толщина глинистого прослоя между пластами составляет более 17 м, толщина глинистой перемычки между вышележащим пластом Ач4 в среднем превышает 20 м, между пластами Ю2 и нижележащим Ю3 - более 10 м. Таким образом, пласты могут быть объединены в один эксплуатационный объект, и разрабатываться единой сеткой скважин. В ТЭО КИН также был определен возможный вариант объединения пластов Ю11 и Ю2 по всей площади нефтеносности. При объединении пластов Ю1 и Ю2 в один эксплуатационный объект необходимо рассмотреть вариант с поинтервальным ГРП.
В стадии опытных работ бурение отдельных сеток скважин на пласты такого типа, имеющие незначительное количество запасов (НИЗ нефти на участках ОПР в сумме составляют 742 тыс. т) и недостаточную изученность, не совсем рентабельно. Поэтому для изучения характеристик пластов, содержащихся в них углеводородов, добывных возможностей, в качестве опытных работ на данном этапе возможно бурение единой разукрупненной редкой сетки.
Следует учитывать, что объединение в эксплуатационный объект двух и более нефтяных пластов считается рациональным и его есть смысл осуществлять, если по сравнению с раздельной эксплуатацией происходит увеличение среднего дебита нефти на скважину, если увеличение амплитудного (начального максимального) дебита нефти на скважину превосходит уменьшение средней доли нефти в суммарном отборе жидкости при условии обязательного отбора официально утвержденных извлекаемых запасов нефти [8].
На стадии проектирования опытно-промышленных работ можно также рассмотреть пласты Ю11 и Ю2 как самостоятельные объекты разработки, провести испытания оценочных самостоятельных скважин. Если по экономической оценке раздельная эксплуатация пластов Ю11 и Ю2 окажется нерентабельной, то предлагается укрупнить эксплуатационный объект и на эти пласты проектировать одну общую сквозную сетку добывающих и нагнетательных скважин, и также применить: комплекс геолого-технических мероприятий (методы интенсификации, МУН), основными мероприятиями будут являться ГРП как метод освоения; бурение горизонтальных скважин для увеличения коэффициента охвата. Совместная эксплуатация пластов позволит сократить количество скважин и обеспечить экономию капитальных затрат на бурение, однако при этом суммарная продуктивность скважин может оказаться существенно меньшей, чем сумма значений продуктивности пластов при их раздельной разработке, в любом случае, достоверные результаты принесут только опытные работы.
Рис. 4.1.1 Карта совмещенных контуров пластов Ю11 и Ю2
4.2 Геолого-промысловое обоснование расчетной модели объектов
Построения геологических моделей пластов Ач4, Ю11 и Ю2 Северо-Комсомольского месторождения выполнены ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» с применением программного комплекса «DV-Geo». Основой для создания моделей послужили данные корреляции разрезов по пробуренным разведочным и эксплуатационным скважинам (~100 скв.), РИГИС, а также данные сейсморазведки 3D.
При корреляции выделялись стратиграфические границы интервалов, как правило, приуроченные к той или иной пачке глин, разделяющей пласты. Поэтому граница подошвы каждого из пластов совпадает с границей кровли нижележащего пласта.
В качестве основных реперных поверхностей при корреляции разрезов были использованы отражающие горизонты «Т», «Б» и «ПК», дополнительно - границы пластов БП4 и ПК18, обладающие отличительными геофизическими характеристиками.
По результатам проведенной детальной корреляции в геологическом разрезе всего Северо-Комсомольского месторождения было выделено более 50 пластов, однако в число промышленно-нефтегазоносных были включены только 41.
По материалам сейсморазведки 3D определены разломы поверхностей отражающих горизонтов, которые были использованы при построении кубов параметра литологии путем задания соответствующих поверхностей разломов.
Геологические модели 3D представлены по объектам: Ач4, Ю11, Ю2.
4.3 Сущность созданной модели объекта
Пласт Ю11
Залежь нефти выявлена в северной части месторождения, вскрыта четырьмя скважинами 444, 464, 467, 473 на глубине 3191,6-3215,6 м, ВНК принят по данным ГИС на абс.отметке 3140,2 м, относится к пластовому сводовому-тектонически экранированному типу, имеет довольно сложную конфигурацию контура нефтеносности, размеры 14,2x5,6 км и весьма значительную высоту -110,2 м. Южная краевая часть залежи оказалась более сложного строения за счёт выявления чисто водоносных зон.
Общая толщина пласта варьирует в пределах 11,2-21,4 м, составляя в среднем 16,0 м, эффективная - от 6,8 до 13,4 м при среднем значении 9,8 м, при этом отмечается некоторая тенденция увеличения эффективных толщин в северном направлении, средневзвешенная величина hн определена равной 7,9 м. В разрезе залежи прослеживаются практически два зональных интервала, что нашло отражение в величинах Кпесч.= 0,61 и Кр=4,8, по нефтенасыщенной части Кр= 3,5.
Пласт отделяется от ниже залегающего выдержанной толщей глинистых пород мощностью более 35 м.
Трехмерная модель построена с шагом в плане 50x50 м, толщина слоев изменяется в пределах от 0,29 м до 0,52 м (в среднем - 0,44м), модель характеризуется наличием развитой системы непроницаемых разломов. Размеры полученной геологической модели: 281x421x50 (2256625 -активных ячеек). На рисунке 4.3.1 представлена общая геометрия, а на рис. 4.3.2 приведен подсчетный план пласта Ю11.
В таблице 4.3.1 представлены средние значение и диапазоны изменений свойств породы пласта Ю11.
Таблица 4.3.1
Геолого-геофизические параметры модели пласта Ю11
|
Пористость, д.ед.
|
минимум
|
0.119
|
|
|
максимум
|
0.184
|
|
|
среднее
|
0.155
|
|
|
Проницаемость, мД
|
минимум
|
0.2
|
|
|
максимум
|
26.4
|
|
|
среднее
|
4.3
|
|
|
Нефтенасыщенность, ед
|
минимум
|
0.5
|
|
|
максимум
|
0.592
|
|
|
среднее
|
0.542
|
|
|
Рис. 4.3.1 Общая геометрия геологической модели пласта Ю11
Рис.4.3.2 Подсчетный план по пласту Ю11
На рис. 4.3.3 представлена карта эффективных нефтенасыщенных толщин
Рис. 4.3.3 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин по геологической модели
Все представленные трехмерные геологические модели построены с шагом по XY 50 метров. Размерность участков моделирования определена исходя из возможности сохранения законтурной зоны 1-1.5 км, обеспечивающей моделирование водонапорного режима.
Для ремасштабирования участков геологических моделей по вертикали использованы следующие методы:
1) Равномерное регулярное выделение слоев: Ач4, Ю11, Ю2,
2) Неравномерное регулярное выделение слоев: Ач4, Ю11, Ю2.
Пласт Ю1 . Выделение слоев осуществлялось на основании геолого-статистических разрезов. Графически процедура выделения слоев фильтрационной модели приведена на рис. 4.3.3, схема выделения слоев представлена в таблице 4.3.2.
В результате процедуры ремасштабирования из 50 слоев геологической модели путем объединения, получены 16 слоев трехмерной фильтрационной модели.
Рис. 4.3.3 Геолого-статистические разрезы. Пласт Ю11
Рис. 4.3.4 Трехмерная сеточная аппроксимация пласта Ач4 (начальная нефтенасыщенность).
Рис. 4.3.5 Трехмерная сеточная аппроксимация пласта Ю11 (начальная нефтенасыщенность).
Рис. 4.3.5 Трехмерная сеточная аппроксимация пласта Ю2 (начальная нефтенасыщенности).
В таблице 4.3.2 представлено сопоставление запасов углеводородов рассчитанных по геологической модели и в фильтрационной модели.
Таблица 4.3.2
Сопоставление запасов углеводородов рассчитанных по геологической модели и в фильтрационной модели
|
Пласт
|
Залежь
|
Запасы нефти, тыс т.
|
Расх-е, %
|
Запасы газа, млн. м3
|
Расх-е, %
|
Запасы конденсата тыс.т
|
Расх-е, %
|
|
|
|
Геол. Модель
|
Фильтр, модель
|
|
Геол. модель
|
Фильтр, модель
|
|
Геол. модель
|
Фильтр, модель
|
|
|
|
Ач4
|
1
|
25349
|
25662
|
1.2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
Ю11
|
1
|
35006
|
35025
|
0.05
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
Ю2
|
1
|
13945
|
13526
|
3.0
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
Как видно из представленной таблицы, расхождения в запасах подсчитанных в геологической и фильтрационной моделях не превышают 3.5%, указанных в Регламенте по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00), что свидетельствует о правильности построения трехмерной модели и последующей процедуры разукрупнения, для построения гидродинамической модели.
Построенная, таким образом, трехмерная геологическая модель может служить основой для построения гидродинамической модели, а также базой для проектирования и подготовки программы геолого-технологических мероприятий по повышению эффективности разработки.
4.4 Результаты расчетов динамики показателей по вариантам
Объект Ач4
Вариант 1 (рекомендуемый).
· Система разработки - площадная 5-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 34,8 га/скв.
· Фонд скважин всего - 9, в том числе 5 добывающих и 4 нагнетательных.
· Фонд скважин к бурению - 8, в том числе 4 добывающих и 4 нагнетательных.
· Ввод разведочной скважины №467.
· Способ эксплуатации - механизированный.
· Количество ГТМ и МУН - 147 скважино-операций.
· Проектные уровни:
добычи нефти - 19,9 тыс.т.;
добычи жидкости - 22,5 тыс.т.;
закачки воды - 35,0 тыс. м3.
· Накопленные показатели:
добычи нефти - 283,4 тыс.т.;
добычи жидкости - 713,6 тыс.т.;
добычи растворенного газа - 36,8 млн. м3;
закачки воды - 920,3 тыс. м3.
· КИН - 0,218 д. ед.
· Отбор от НИЗ - 101,2 %
· Срок разработки - 47 лет
Вариант 2.
· Система разработки - площадная 5-точечная с расстоянием между скважинами 600 м с избирательной заменой наклонно-направленных скважин на горизонтальные. Плотность сетки скважин - 34,8 га/скв.
· Фонд скважин всего - 5, в том числе 3 добывающих (из них 2 - горизонтальных) и 2 нагнетательных.
· Фонд скважин к бурению - 4, в том числе 2 добывающих (из них 2 - горизонтальных) и 2 нагнетательных.
· Ввод разведочной скважины №467.
· Способ эксплуатации - механизированный.
· Количество ГТМ и МУН - 41 скважино-операция.
· Проектные уровни:
добычи нефти - 28,5 тыс.т.;
добычи жидкости - 30,7 тыс.т.;
закачки воды - 50,4 тыс. м3.
· Накопленные показатели:
добычи нефти - 256,6 тыс.т.;
добычи жидкости - 571,2 тыс.т.;
добычи растворенного газа - 33,4 млн. м3;
закачки воды - 710,0 тыс. м3.
· КИН - 0,197 д. ед.
· Отбор от НИЗ - 91,6 %.
· Срок разработки - 34 года.
Вариант 3.
· Система разработки - площадная 7-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 31,4 га/скв.
· Фонд скважин всего - 10, в том числе 6 добывающих и 4 нагнетательных.
· Фонд скважин к бурению - 9, в том числе 6 добывающих и 3 нагнетательных.
· Ввод разведочной скважины №467.
· Способ эксплуатации - механизированный.
· Количество ГТМ и МУН - 128 скважино-операций.
· Проектные уровни:
добычи нефти - 26,6 тыс.т.;
добычи жидкости - 29,3 тыс.т.;
закачки воды - 49,8 тыс. м3.
· Накопленные показатели:
добычи нефти - 278,6 тыс.т.;
добычи жидкости - 614,9 тыс.т.;
добычи растворенного газа - 36,2 млн. м3;
закачки воды - 788,0 тыс. м3.
· КИН - 0,214 д. ед.
· Отбор от НИЗ - 99,5%.
· Срок разработки - 40 лет.
Объект Ю11+Ю2
Вариант 1.
· Система разработки - площадная 5-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 31,1 га/скв.
· Фонд скважин всего - 10, в том числе 5 добывающих и 5 нагнетательных.
· Фонд скважин к бурению - 10, в том числе 5 добывающих и 5 нагнетательных.
· Ввод проектной скважины w3.
· Способ эксплуатации - механизированный.
· Количество ГТМ и МУН - 129 скважино-операций.
· Проектные уровни:
добычи нефти - 92,5 тыс.т.;
добычи жидкости - 106,2 тыс.т.;
закачки воды - 122,1 тыс. м3.
· Накопленные показатели:
добычи нефти - 720,7 тыс.т.;
добычи жидкости - 1772,6 тыс.т.;
добычи растворенного газа - 111,0 млн. м3;
закачки воды - 2115,9 тыс. м3.
· КИН - 0,341 д. ед.
· Отбор от НИЗ - 97,1 %.
· Срок разработки - 38 лет.
Вариант 2 (рекомендуемый)
· Система разработки - площадная 5-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 24,5 га/скв.
· Фонд скважин всего - 10, в том числе 5 добывающих и 5 нагнетательных.
· Фонд скважин к бурению - 10, в том числе 5 добывающих и 5 нагнетательных.
· Ввод проектной скважины w3.
· Способ эксплуатации - механизированный.
· Количество ГТМ и МУН - 132 скважино-операции. Предусматривает зарезку 3-х боковых стволов.
· Проектные уровни:
добычи нефти - 92,3 тыс.т.;
добычи жидкости - 106,2 тыс.т.;
закачки воды - 122,0 тыс. м3.
· Накопленные показатели:
добычи нефти - 762,1 тыс.т.;
добычи жидкости - 1901,1 тыс.т.;
добычи растворенного газа - 117,4 млн. м3;
закачки воды - 2302,9 тыс. м3.
· КИН - 0,360 д. ед.
· Отбор от НИЗ - 102,7 %
· Срок разработки - 36 лет.
Вариант 3.
· Система разработки - площадная 7-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 31,1 га/скв.
· Фонд скважин всего - 10, в том числе 7 добывающих и 3 нагнетательных.
· Фонд скважин к бурению - 10, в том числе 7 добывающих и 3 нагнетательных.
· Ввод проектной скважины w3.
· Способ эксплуатации - механизированный.
· Количество ГТМ и МУН - 139 скважино-операций.
· Проектные уровни:
добычи нефти - 59,6 тыс.т.;
добычи жидкости - 73,2 тыс.т.;
закачки воды - 126,6 тыс. м3.
· Накопленные показатели:
добычи нефти - 718,5 тыс.т.;
добычи жидкости - 1712,0 тыс.т.;
добычи растворенного газа - 110,6 млн. м3;
закачки воды - 2312,0 тыс. м3.
· КИН - 0,340 д. ед.
· Отбор от НИЗ -96,8 %.
Срок разработки - 43 года.
4.5 Характеристика утвержденных вариантов разработки по объектам Ю11+Ю2 и Ач4
Таблица 4.5.1
Сопоставление расчетных вариантов разработки. Объект Ю11+Ю2.
В Приложении 1 (Рис.1 и Рис.2) приведено сопоставление основных вариантов разработки по объекты объект Ю11+Ю2.
Таблица 4.5.2
Сопоставление расчетных вариантов разработки. Объект Ач4.
Литература
1. Проект опытно-промышленной разработки залежей ПК18, БП2, БП52, БП62, БП63, Ач4, Ю11, Ю2 Северо-Комсомольского месторождения. ТФ ОАО «ЦГЭ», Тюмень 2007г.
/
