Основные геолого-физические параметры пластов
Курсовой проект
по дисциплине «Скважинная добыча нефти»
на тему «Эффективность обработок призабойной зоны пласта на Мамонтовском месторождении»
Выполнил Зарипов С.Р. студент группы НР 06-3
Проверил Фоминых О.В. ассистент кафедры РЭНГМ
Тюмень 2010 г.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................... 3
1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ.............................................. 6
1.1. Географическое расположение....................................................... 6
1.2. Климат ............................................................................................ 8
1.3. Ландшафты...................................................................................... 9
1.4. Почвенно-грунтовая характеристика.......................................... 10
1.5. История освоения месторождения…………………………………. 11
1.6.Характеристика инфраструктуры района………………….………. 13
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ..................................................................... 15
2.1 Геологическая характеристика месторождения........................... 15
2.2.Свойства пластовых жидкостей и газов........................................ 26
2.3.Особенности геолого-физического строения горизонта БС101-3... 32
3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА.............................. 29
3.1.Проектирование кислотной ванны............................................... 33
3.2.Расчет СКО.................................................................................... 35
3.3. Расчет кислотной ванны............................................................... 37
3.4. Термокислотные обработки ПЗС................................................. 40
3.5. Расчет термокислотной обработки.............................................. 43
3.6.Вызов притока и освоения скважин……………………………… 48
3.7.Анализ эффективности проведения СКО………………………… 53
4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ......................................................................................... 54
5. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ................................. 56
ВВЕДЕНИЕ
Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных физических, химических, механических, гидродинамических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время ее разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.п. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.
Составной частью геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин, являются методы воздействия на призабойную зону пласта, целью которых является увеличение добывных возможностей скважин. Применение их обусловлено тем, что процессы вскрытия и освоение пластов, мероприятия, связанные с ремонтом скважин, выполняются с использованием водных глинистых растворов или водных растворов солей. Это приводит к кольматации порового пространства коллектора твердой фазой растворов, проникновению фильтратов в прискважинную зону, набуханию глинистых составляющих коллектора, образованию стойких малоподвижных систем нефть-вода с высоким градиентом сдвига.
Следствием названных изменений, происходящих в призабойной зоне пласта, является снижение продуктивности скважин, а в ряде случаев невозможность вызова притока нефти, уменьшение действующей толщины пласта, сокращение периода фонтанной эксплуатации скважины, снижение технико-экономических показателей механизированных способов добычи нефти.
Среди используемых методов воздействия доминирующее положение занимают физико-химические методы, в частности, кислотные обработки. К преимуществам кислотных обработок следует отнести простоту технологических решений, доступность используемых материалов, низкие эксплуатационные затраты на проведение работ.
Проведен значительный объем работ по совершенствованию кислотных композиций и технологии их применения в нашей стране и за рубежом. В результате проведенных исследований разработан широкий перечень кислотных композиций и технологических приемов их использования.
Многообразие видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применение тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения в значительной степени зависит от того, насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения
На промыслах ОАО «Юганскнефтегаз» кислотные обработки призабойной зоны пласта получили широкое распространение и составляют более 80% от всего объема работ по воздействию на призабойную зону пласта.
Основное назначение методов воздействия на ПЗП или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от засоряющих частиц (смол, асфальтенов, парафинов, глины, солей, продуктов коррозии), а также за счет расширения их диаметров и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.
В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы ПЗП с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на ПЗП является солянокислотная обработка (СКО), которая в НГДУ «Мамонтовнефть» нашла широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и благоприятных условий для ее проведения.
Из методов кислотного воздействия наибольшее применение нашли солянокислотная, глинистая обработки и обработка ПЗП ацетоновыми растворами этих кислот.
Кислотные обработки эффективны. После их проведения дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин возрастает во много раз, что ведет к росту добычи нефти в целом по НГДУ «Мамонтовнефть».
1.ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1.Географическое расположение
Мамонтовское месторождение располагается в центральной части Среднеобской низменности Западно-Сибирской равнины. Территория месторождения расположена на левобережье р.Оби в междуречье Большого Югана и Большого Салыма и занимает часть бассейна р.Большой Балык, находящихся на Среднеобской низменности. Северная часть площади месторождения занята поймой р.Оби.
В административном отношении оно находится в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшими крупными населенными пунктами являются города Нефтеюганск и Пыть-Ях. Последний расположен в центральной части территории месторождения на растоянии 50км от г.Нефтеюганска. По территории месторождения проходит железная дорога Тюмень-Сургут. Пыть-Ях является крупной железнодорожной станцией. Населенные пункты связаны между собой дорогами с асфальтобетонным покрытием. Перевозка грузов осуществляется железнодорожным и автомобильным транспортом, в летнее время используется водный транспорт.
Рис.1.1.Обзорная карта месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»
Рис. 1.2. Обзорная карта района работ
1 Конитлорское 11 Быстринское 21 Ай-пимское
2 Сорымское 12 Усть-Балыкское 22 Нижнесортымское
3 Русскинское 13 Правдинское 23 Тром-Еганское
4 Савуйское 14 Тундринское 24 Равенское
5 Яунлорское 15 Салымское 25 Кустовское
6 Федоровское 16 Маслиховское 26 Когалымское
7 Родниковское 17 Вачимское 27 Ю.-Конитлорское
8 В.-Cургутское 18 Лянторское 28 С.-Юрьевское
9 Мамонтовское 19 Алехинское 29 З.-Конинское
10 З.+Ю.-Сургутское 20 Камынское 30 Ларнинское
31 Ю.-Ягунское
1.2.Климат
Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Наиболее важными факторами формирования климата являются перенос воздушных масс с запада и влияние континента. Взаимодействие двух противоположных факторов придает циркуляции атмосферы над рассматриваемой территорией быструю смену циклонов и антициклонов, способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам.
Район месторождения относится к I Д климатическому поясу. Климатические условия резко континентальные, характеризуются суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом, короткими переходными сезонами весной и осенью, резкими колебаниями температур в течение года, месяца и даже суток.
Среднегодовая температура воздуха -3,10С, среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца января -220С, а самого жаркого - июля +170С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь -550С, абсолютный максимум - на июнь +340С. Осадков в районе выпадает много. В теплый период с апреля по октябрь 467 мм, в холодные месяцы с ноября по март 209 мм. Годовая сумма осадков 676 мм.
Соответственно держится высокая влажность воздуха, средняя относительная влажность меняется от 66 до 82 %. В течение года преобладают ветра западного направления. Среднегодовая скорость ветра- 4,9 м/с, средняя за январь - 4,9 м/с, а за июль- 4,5 м/с.
1.3.Ландшафты
На территории распространены следующие типы ландшафтов:
-суходольные участки;
-заболоченные участки;
-болота;
-озера;
-поймы рек и ручьев.
Суходольные участки приурочены к склонам долин рек и ручьев, их общая площадь- 212км2.
Мощность торфа с моховым покрытием на заболоченных участках составляет 0,3-0,6м. Торфа различной степени разложения, плотности и водонасыщенности.
Основную роль в составе современного озерно-болотного комплекса играют торфяники, представленные верховыми переходными и низинными типами залежей. Верховые залежи имеют наибольшее распространение и максимальную мощность до 6 м. Низинный тип залежи имеет ограниченное распространение и встречается в поймах.
Минеральное дно болот сложено преимущественно суглинками с прослоями супеси и песка. Ложе озер - торфяное или подстилается растительными взвесями (на болотах) и глинистыми грунтами, изредка песчаными грунтами (на суходолах и поймах).
Пойменная фация представлена в основном суглинками, супесями, в меньшей степени - песками.
1.4.Почвенно-грунтовая характеристика
Грунты на территории месторождения представлены следующими типами:
-суглинок от полутвердого до текучепластичного, местами с прослойками песка, ожелезненный
-супесь пластичная с тонкими прослойками песка
-песок от мелкого до пылеватого, средней плотности насыщенный водой
-глина тугопластичная, слабозаторфованная.
На основании торфяной залежи залегают суглинки. Суглинки местами с примесью органических веществ, местами заторфованные. Мощность слоев суглинка 0,8-14,0м. Мощность слоев супеси колеблется от 0,4 до 5,6м, реже до 8,0м. Глины имеют мощность 0,7-4,3м.
Верхнечетвертичные аллювиальные отложения представлены глинистыми грунтами различного показателя текучести. В зоне аэрации глинистые грунты желтовато-серые, сильно ожелезнены (в виде конкреций, прослоек), ниже уровня грунтовых вод - голубовато-серые. На участках, где аллювиальные отложения перекрыты болотными, глинистые грунты заторфованы и имеют текучепластичный показатель текучести.
Для рассматриваемого района наиболее характерны подзолистые почвы на сравнительно возвышенных участках, торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. Различные виды аллювиальных почв развиты в речных долинах и террасах. Для подзолистых почв материнской породой служат супеси, суглинки, пески, характерно низкое содержание гумуса, кислая реакция, высокая обменная кислотность. Почвы в сельскохозяйственном отношении низкопродуктивны.
Торфяные почвы подразделяются на торфяно-глеевые холодные, торфянистые и маломощные торфяные холодные почвы. Широкое распространение этих почв объясняется в основном избыточным увлажнением, мощным моховым покровом, суглинистым составом почвообразующих пород и залесенностью территории (в меньшей степени).
Современные отложения представлены торфами сфагнового состава, реже гипнового и шейхцериево-пушициевого, различной степени разложения. Болота согласно принятой классификации сложены торфом 1, 2 и реже 3-а, 3-б типов. Участки, сложенные торфом 3-го типа, приурочены к грядово-мочажинному микроландшафту, а их мощность зависит от размеров мочажин. Так при ширине мочажины до 40 м мощность торфа 0,5 м, при ширине до 200 м - 1,0 м, при ширине до 650 м - 1,5 м.
1.5. История освоения месторождения
Мамонтовское нефтяное месторождение, открытое в 1965 году и разрабатываемое с 1970 года, является одним из крупнейших месторождений Западной Сибири. Это второе после Самотлора месторождение пол уровню максимальной добычи нефти 35,2 млн. т (1986г.). По этому показателю Мамонтовское месторождение превосходит Варьеганское в 1,9 раз, Талинское- в 2,6 раза, Суторминское – в 3,1 раза, Лянторское –3,4 раза. За период эксплуатации из недр Мамонтовского месторождения извлечено нефти больше, чем из указанных выше 4 месторождений, вместе взятых.
История освоения Мамонтовского месторождения характеризуется правильной стратегией разработки. Основная направленность - непрерывное совершенствование системы разработки, начиная от мало интенсивных систем, с целью максимального извлечения всех запасов и стабилизации добычи нефти. Это удалось обеспечить.
Для сравнения укажем, что в 1990г. по крупнейшим месторождениям Западной Сибири добыча нефти по сравнению с их максимальным уровнем составляла: по Самотлору –41%, Федоровскому –48%, Варьеганскому –36%, Мамонтовскому –70% при сопоставимом показателе отбора извлекаемых запасов нефти. По величине среднего дебита нефти (26 т/сут).
Мамонтовское месторождение превосходит в 1990 г. все остальные крупнейшие месторождения, включая Самотлор.
Мамонтовское месторождение введено в разработку в 1970 г. на основании технологической схемы, составленной ВНИИ. Основными принципами его разработки на первом этапе было:
выделение для разбуривания одного (базисного) горизонта Б10. Все остальные пласты отнесены к возвратным;
применение редкой сетки скважин 750*750 м (56га/скв);
система разработки блоковая трехрядная. Ширина блока 3,3 км, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего 900 м, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду 600 м;
на одну добывающую скважину приходились очень большие удельные извлекаемые запасы нефти – более 0,5 млн.т/скв.
По техсхеме ВНИИ предпологалось пробурить 775 и обеспечить уровень добычи нефти 13,8 млн.т.
Указанный подход, предусматривающий применение на первом этапе редкой сетки, большой ширины блока и умеренно активной системы заводнения, заложил прочные основы для длительной планомерной работы геологической службы НГДУ Мамонтовнефть, Объединения Юганскнефтегаз и СибНИИНП по поиску и внедрению наиболее адаптированной к геологическим условиям системы разработки. Этот подход выгодно отличается от примененного позже неоправданного стремления разбурить сложные рискованные месторождения (типа Суторминского, Орехово-Ермаковского) сразу плотными сетками с максимальным выделением числа самостоятельных объектов разработки.
В процессе эксплуатации месторождения неоднократно пересматривались как запасы нефти, так и проектные решения по разработке эксплуатационных объектов.
Первоначально запасы нефти Мамонтовского месторождения были утверждены ГКЗ СССР 26 августа 1967 года (протокол № 5213). Следующий подсчет запасов нефти Мамонтовского месторождения был произведен в 1979 году. Представленные в документе запасы нефти были рассмотрены и утверждены ГКЗ СССР 26 октября 1980 года (протокол № 8609).
В настоящее время Мамонтовское месторождение разрабатывается в соответствии с технологической схемой составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР СССР в 1983 году (протокол № 1024 от 18 мая) и дополнительной запиской к данной технологической схеме по уточнению проектных решений по горизонту БС10ТСП, утвержденной ЦКР Главтюменьнефтегаза (протокол № 8 от 20.02.87г.)
В 1990 году ЦКР Главтюменьнефтегаза рассмотрело разработку СибНИИНП по уточнению проектных показателей разработки и по вопросу бурения дополнительных уплотняющих скважин на Мамонтовском месторождении (протокол № 161 от 13.04.90г.) и рекомендовало выполнить переоценку запасов нефти по Мамонтовскому месторождению и на базе уточненных запасов нефти составить проект разработки.
1.6.Характеристика инфраструктуры района
Район относится к малонаселенным (менее 1 человека на 1 км2). Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное их занятие - охота, рыболовство, звероводство и сельское хозяйство. В последнее время большими темпами, кроме нефтедобывающей отрасли, развиваются энергетическая, лесная, лесоперерабатывающая, строительная, планируется развитие легкой промышленности. Ближайшим от месторождения наиболее крупным населенным пунктом является г. Нефтеюганск (100 тыс. жителей) с речным портом и аэропортом, принимающим все виды современных самолетов. Железная дорога в 50 км от города (ст. Островная). В непосредственной близости от месторождения расположен поселок городского типа - Мамонтово и город Пыть-Ях. Населенные пункты связаны между собой и с месторождением дорогами с асфальтобетонным и грунтово-лежневым покрытием. Из-за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо. Перевозка грузов осуществляется автомобильным, водным и воздушным видами транспорта, а также по железной дороге.
Вблизи месторождения проходят газопровод Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровод Нижневартовск - Усть-Балык - Омск.
Источником электроснабжения района является объединенная энергосистема Урала, в которую входят Сургутская ГРЭС-1 и ГРЭС-11, а также Тюменская ТЭЦ-1 и 2. Электроснабжение месторождения осуществляется от подстанций Пыть-Ях, Мамонтово, Лунная, Очимкинская, МГКС, КНС-18 и далее по ВЛ-35 кв на промысловой подстанции. Поселок Мамонтово питается от ПС-35/6 кв мощностью 8 МВт.
2.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1.Геологическая характеристика месторождения
Мамонтовское месторождение расположено в 40 км к юго-востоку от Нефтеюганска. Характеризуется большой площадью нефтеносности, сложным географическим строением, многопластовостью, сосредоточением около половины запасов в водонефтяных зонах и низко проницаемых коллекторах. Плотность запасов на единицу площади втрое меньше, чем, например, на Самотлоре, и в 1,5 раза меньше, чем на Усть-Балыкской площади (объект Б1-5). Отмечается значительная концентрация запасов (85%) в одном из пластов. Месторождение характеризуется многоэтапностью освоения.
Верхний продуктивный пласт А4 залегает под мощной толщей аргиллитов алымской свиты, являющееся региональной покрышкой. В песчаной фракции пласт А4 развит на всей площади месторождения, нефтенасыщен в сводовой наиболее приподнятой части структуры. Основная часть залежи вытянута в северо-западном направлении. Ее размеры по внешнему контуру нефтеносности 28*14 км. Севернее выделена небольшая самостоятельная залежь размером 8*3,5км., отделенная от основной неглубоким прогибом.
Пласт А4 практически по всей площади вскрыт скважинами горизонта Б10-11. Для пласта А4 характерна значительная литологическая неоднородность, проявляющаяся в значительной прерывистости пласта по
площади и разрезу. В пределах залежи выявлено 21 полное площадное замещение песчаников непроницаемыми разностями пород, вскрытые одной или несколькими скважинами. В целом залежь нефти пластовая сводовая, осложненная зонами замещения.
Общая толщина пласта колеблется от 8 до 28 метров. В песчаной фракции пласт развит в виде отдельных линз и полу линз а также длинных вытянутых в северном направлении, крупных песчаных тел типа русловых врезов. В пределах этих врезов пласт слабо расчленен и имеет эффективную толщину до 10-14 метров. Переход от такого типа развития коллекторов к зонам малых толщин и полного замещения пласта пласта сравнительно быстрый.
Пласт А5-6 отделен от верхнего глинистым разделом толщиной до 20 метров. В северном направлении глинистая перемычка постепенно опесчанивается до практически полного слияния пластов А4 и А5-6.
Общая толщина пласта А5-6 составляет 30-70 метров. Небольшая песчанистость приурочена к подошвенной части (пласт А6). Верхняя часть (пласт А5) в песчаной фракции развита не повсеместно.
Прослои имеют преимущественно линзовидную, полулинзовидную форму. Песчаники нижней части пласта А5-6 более выдержаны по площади и имеют невысокую расчлененность. ВНК в большинстве скважин вскрыт в нижней монолитной части пласта А5-6.
Залежь нефти состоит из трех частей. Основная залежь имеет размеры 18*11 км, северо-запада и запада к ней примыкают две небольших залежи, отделенные неглубокими перегибами, размером 8*4 и 3*2 км. Залежи имеют извилистые контуры, обусловленные малыми углами наклона структуры и литологической изменчивостью пласта.
Все три залежи полностью подстилаются водой. Неконтактные участки залежи встречаются только в верхних прослоях пласта А5-6.
Пласт Б8 залегает на глубине 2275 м под толщей сарманских глин, являющейся надежной покрышкой для залежи. Размеры залежи 12*7 км, контуры ее слабо извилисты. Общая толщина пласта 9,6 м, эффективная 5,8 м. Нефтенасыщена только верхняя часть пласта, залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщеная толщина достигает в центральной части залежи 12 м. При этом нефтенасыщеные прослои отделены от водонасыщеной части пласта выдержанными непроницаемыми прослоями. Зон литологического замещения в пределах залежи не отмечается.
Севернее основной залежи скважинами горизонта Б10-11 вскрыта небольшая (5*1,5 км) залежь в пласте Б8, нефтенасыщенная толщина пласта достигает 8 м при среднем значении 4,1 м.
Основным обьектом разработки месторождения является горизонт Б10-11. Горизонт Б10-11 состоит из ряда крупных и мелких пластов и прослоев, частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами.
Продуктивные пласты.
Продуктивные пласты на месторождения относятся к группе «А» - А4, А5-6 и «Б» - Б6, Б8, Б10, Б11. Залежи находятся на глубине 1900…2500м, характеризуются нормальными значениями пластовых давлений и температур (19,5…24,8 Мпа и 63…80Т) и относятся к пластово - сводовому типу. Коллекторы среднепроницаемые среднепродуктивные –дебит жидкости 20…110 т/сут, Пластовые нефти маловязкие –3…5 мПа*с незначительным газосодержанием –36…56 м3/т, давлением насыщения –7,3…9,1 Мпа, Нефти –сернистые, парафинистые, смолистые.
К подошве осадочного чехла приурочен отражающий горизонт "А", характеризующий рельеф по поверхности доюрских образований.
| 1 - песчаники; 2 - глинистые породы; 3 - алевролиты; 4 - аргиллиты битуминозные; 5 - пласты нефте- или газонасыщенные |
| Рис. 2.1. Сводный стратиграфический разрез нефтегазоносного района |
По характеру взаимоотношения проницаемых и непроницаемых прослоев в целом по пласту АС были выделены 4 типа строения разреза (рис. 2.2).
Рис.2.2.Типы геологического разреза пласта АС Мамонтовского месторождения
Основные характеристики и параметры залежей продуктивных пластов Мамонтовского месторождения приведены в таблице 2.1.
| горизонт |
| БС 04.04 |
366 367 368 3204П 369 370 371 372 491
Рис. 2.3. Геологический разрез по линии скважин 366 - 367 - 368 - 3204П - 369 - 370 - 371 - 372 - 491 Мамонтовское месторождение. Пласт АС.
| горизонт |
| БС 04.04 |
 горизонт |
| БС 04.04 |
| горизонт |
| БС 08.04 |
392 393 394 5К 395 396 397 398 399 400 401
Рис. 2.4. Геологический разрез по линии скважин 392 - 393 - 394 -5К - 395 - 396 - 397 - 398 - 399 - 400 – 401 Мамонтовское месторождение.
Пласт АС.
Таблица 2.2
Основные размеры залежей
| А 4 | А5-6 | Б8 | Б10 | |
| Размеры залежи, км. | 28*14 | 18*11 | 12*7 | 47*30 |
В таблице 2.2 представлены средние значения геолого-физических параметров пластов Мамонтовского месторождения.
Таким образом, рассматриваемый набор залежей является типичным для первого – второго этапов освоения западносибирского нефтяного региона и представлен традиционными коллекторами.
Кратко рассмотрим особенности геологического строения основного месторождения НГДУ Мамонтовнефть.
Мамонтовское месторождение расположено в 40 км к юго-востоку от Нефтеюганска. Характеризуется большой площадью нефтеносности, сложным геологическим строением, многопластовостью, сосредоточением около половины запасов в водонефтяных зонах и низкопроницаемых коллекторах. Плотность запасов на единицу площади втрое меньше, чем, например, на Самотлоре и в 1,5 раза меньше, чем на Усть-Балыкской площади ( объект Б 1-5). Отмечается значительная концентрация запасов (85%) в одном из пластов. Месторождение характеризуется многоэтапностью освоения.
Промышленно нефтеносны пласты А4, А5-6, Б8, Б10,Б11. Пласт А4 залегает на глубине 1900м. Залежь, занимает в пласте около 40% площади месторождения. Отличается небольшой толщиной (менее 4м), низкой песчанистостью, значительной зональной неоднородностью. В пределах залежи выявлено более 20 участков полного замещения песчаников непроницаемыми разностями пород. Третья часть песчаных пропластков имеет резко ухудшенные свойства (aсп-0,5 и половина пропластков –менее 0,6 ). Проницаемость по геофизике 0,030 мкм2 толщина первого песчаного прослоя 1,3 м. Залежь представляет трудности для разработки из-за значительной неоднородности. Пласт А5-6 отделен от верхнего пласта А 4 глинистой толщей до 20 м. В северном направлении перемычка опесчанивается до полного слияния пластов. Залежь занимает 15% площади месторождения. В пласте А5-6 имеются три самостоятельные залежи. Основная из них имеет размеры 11*18 км. С северо-запада и с запада к ней примыкают две небольшие залежи, отделенные небольшими перегибами. Все залежи полностью подстилаются водой. Строение водонефтяных зон неблагоприятное для разработки. Верхняя часть пласта (нефтяная) имеет линзовидное и полулинзовидное строение. Нижняя часть (водоносная) имеет монолитное строение и невысокую расчлененность. Эффективная толщина пласта 26 м, из них нефтенасыщено 30%. Толщина первого проницаемого прослоя –3 м. Степень нефтенасыщения пониженная 0,54 , проницаемость 0,120 мкм2. Большая часть запасов относится к контактным, в связи с чем залежь имеет весьма неблагоприятную характеристику обводнения и ожидаемую нефтеотдачу.
Таблица 2.3
Основные геолого-физические параметры пластов.
| Показатели | Средние значения по пластам | |||
| А 4 | А5-6 | Б101 | Б102-3 | |
| Общая толщина | 21,757 | 49,682 | 21,569 | 9,2 |
| Нефтенасыщенная толщина | 8,172 | 17,228 | 10,813 | 1,3 |
| Эффективная толщина | 8,18 | 29,441 | 10,906 | 1,3 |
| Непроницаемый раздел | 20,24 | 10,662 | 7,9 | |
| Коэффициент песчанистости | 0,371 | 0,592 | 0,513 | 0,139 |
| Проницаемость (Эфф.Т.) | 95,092 | 292,105 | 628,37 | 10,9 |
| Расчлененность | 3,085 | 8,158 | ||
| Пористость (Эфф.Т.) | 21,31 | 23,76 | 23,116 | 18,025 |
| Пористость (Неф.Т.) | 21,311 | 23,392 | 2,969 | 18,025 |
| Проницаемость (Неф.Т.) | 95,107 | 245,031 | 23,185 | 10,9 |
| Пористость (Вод.Т.) | 19,8 | 24,305 | 633,61 | |
| Проницаемость (Вод.Т.) | 6,3 | 365,247 | ||
| Коэфф. песчанистости (Неф.Т.) | 0,469 | 0,515 | 20,8 | 0,31 |
| Коэфф. расчлененности (Неф.Т.) | 3,085 | 5,914 | 55,5 | |
| Начальная нефтенасыщенность % | 0,824 | |||
| Вязкость пластовой нефти мПа*с | 4,14 | 5,48 | 2,938 | 3,01 |
| Глубина м. | ||||
| Пластовая температура 0С | ||||
| Проектный уровень КИН | 0,34 | 0,27 | 0,5 | 0,38 |
Основным объектом разработки на Мамонтовском месторождении является горизонт Б10. Залегает на глубине 2450 м, имеет залежи пластовосводового типа. Состоит из пластов Б010, Б1-210 (в том числе монолитной части Б1-210мон) и тонкослоистых песчаников Б1-210тсп и Б310 частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами. Наличие столь сложного строения осложняет выработку запасов из многопластового объекта. Водонефтяная зона занимает 31% площади объекта.
Пласт Б010 расположен на 15 площади горизонта Б10, имеет небольшую толщину 2,4 м. Вскрыт на северо-западе площади, отделен от пласта Б1-210 глинистым разделом до 6…8м толщиной. Зона развития пласта Б010 имеет вид узкой полосы (до 5 км ) с двумя заливообразными выступами. Контуры имеют сложную конфигурацию.
Основная трудность извлечения запасов пласта Б10 связана с малой нефтенасыщенной толщиной, нерентабельной для самостоятельного разбуривания.
Пласт Б1-210 распространен на 80% площади месторождения и содержит ¾ запасов горизонта Б10. Отличается высокой проницаемостью (0,240мкм2 ) и песчанистостью (0,79). Толщина первого проницаемого прослоя 3,2 м. Начальная нефтенасыщенность 0,72. На водонефтяную зону приходится 30% площади залежи. Объект имеет невысокую прерывистость.
Пласт Б310 занимает 30% площади месторождения и содержит 20% запасов горизонта Б10. Распространен в западной части месторождения. Имеет такую же толщину, как пласт Б1-2 10, но проницаемость его вдвое ниже. Перекрываются пласты Б1-2 10 и Б310 в плане лишь на 10% площади горизонта и имеют в этой зоне ухудшенные коллекторские свойства. Водонефтяная зона занимает в пласте Б310 1/3 часть площади. Таким образом в пластах Б1-210 и Б310 содержится наиболее активные запасы нефти по месторождению.
Пласт Б1-210тсп залегает на 11% площади месторождения. Содержит трудноизвлекаемые запасы. Имеет сложное линзовидное строение. Залегает в подошве пласта Б1-210мон. Четкого раздела от монолитной части не имеется линзы плохо коррелируются даже в соседних скважинах. Имеют низкую проницаемость и нефтенасыщенность. Толщина первого песчаного прослоя 1,5м; песчанистость по разрезу 0,4. Совместная разработка пласта с монолитом неэффективна. Бурение раздельных скважин на объект Б10тсп экономически имеет невысокую рентабельность.
Пласт Б11 распространен на 11% площади месторождения. Отделяется от горизонта Б10 выдержанным глинистым разделом. Залежь массивного типа. Выделяется два песчаных ритма. К верхнему, толщиной 9…10м, приурочена залежь нефти. Нижний водоносный ритм отделен от верхнего невыдержанным глинистым разделом толщиной 3…4 м.
Таким образом, продуктивные пласты Мамонтовского месторождения представлены широким спектром характеристик, требующих применения гибких и эффективных систем разработки для эффективного извлечения запасов.
2.2. Свойства пластовых жидкостей и газов
В целях изучения физико-химических свойств нефти и газа на Мамонтовском месторождении проведен большой объем исследований поверхностных и глубинных проб в специализированных лабораториях Главтюменгеологии, институтов Гипротюменнефтегаз, СибНИИНП, производственного объединения «Юганскнефтегаз».
Нефти Мамонтовского месторождения относятся к маловязким, вязкость-3…5мПа*с с незначительным газосодержанием 36-56 м3/сут, давлением насыщения 7,3-9,1Мпа. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. В таблицах 2.1.3-2.1.5 приведены основные физико-химические свойства нефти
Таблица 2.3
Свойства пластовой нефти.
| Параметры | Пласты | ||||
| А4 | А5-6 | Б8 | Б10 | Б11 | |
| Давление насыщения газом Рн, кгс/см2 | |||||
| Газосодержание R м3/т | 41,7 | 42,3 | 41,5 | 60,5 | 60,5 |
| Рабочий газовый фактор при условиях сепарации м3/т | - | 32,5 | 34,4 | 51,7 | 48,24 |
| Объемный коэффициент | 1,117 | 1,113 | 1,099 | 1,178 | 1,189 |
| Плотность нефти г/см3 | 0,824 | 0,825 | 0,841 | 0,799 | 0,795 |
| Вязкость нефти сП | 4,14 | 4,85 | 5,14 | 2,44 | 2,2 |
| Температура насыщения парафином С0 | 29,7 | 29,6 | 38,5 | 30,3 | 30,3 |
Таблица 2.4
Анализ контрольных проб нефти
| Место | Показатели | ||||
| Вода % | Хлор мг/л | Соли % | Мех. примеси | Вязкость | |
| УПСВ | 0,03 | 0,04 | 16,87 | ||
| ДНС 7 | 0,97 | 0,16 | 18,82 |
Таблица 2.5
Анализ нефти на газосодержание
| Место | Показатели | |||||
| Ратм | T,0 С | Vпробы ,мл | Vгаза , мл | Vнефти, мл | Плотность по воздуху | |
| ДНС-7 | 1,898 | |||||
| УПСВ | 1,759 |
2.3.Особенности геолого-физического строения горизонта БС101-3