Значительный период разработки многих, крупных месторождений нефти и газа, определяющих в свое время топливно-экономическую политику страны, привёл к
|
Скачать 3.64 Mb.
|
| ВВедение Значительный период разработки многих, крупных месторождений нефти и газа, определяющих в свое время топливно-экономическую политику страны, привёл к значительным изменениям в геолого-технологических условиях строительства и эксплуатации скважин. Западно-Сибирский нефтегазоносный комплекс занимал и сегодня занимает одно из ведущих мест в добычи нефти и газа. Так, только запасы газа в отложениях сеномана Большого Уренгоя составляют по категории B более 3∙106 млн. м3, а по категории C – 5∙106 млн. м3. Большие перспективы связывают с освоением и разработкой коллекторов Ачимовской и Тюменской свит, запасы которых превышают запасы сеноманского и неокомского комплексов вместе взятых. Тем не менее, доля “старых”, разрабатываемых сегодня месторождений в структуре топливно-энергетического баланса страны занимает не последнее место. В месте с тем отмечается увеличение трудноизвлекаемых запасов – по Башкортостану и Татарстану до 80%, от остаточных извлекаемых, около 50 % по Западной Сибири. Снижаются дебиты скважин – у каждой второй скважины коллекторные свойства снижены вдвое, у каждой десятой примерно на 90 %. Скважины производительностью 2-3 т./сут. Работают на грани рентабельности. По газовым месторождениям картина не лучше. Выработка запасов, например на Медвежьем газоконденсатном месторождении составляет 77%, пластовое давление снизилось с 11,7 МПа до 3 МПа и ниже. Истощение активных запасов углеводородов на разрабатываемых месторождениях, сложность геолого-технологических условий освоения вновь-вводимых в разработку залежей требует постоянного совершенствования и создания новых технологий, технических средств с целью максимального использования потенциальных возможностей каждой скважины, каждого продуктивного объекта. Реализация изложенного невозможно без выявления причинно-следственных связей между параметрами процесса бурения скважины и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) вскрываемых продуктивных пластов. Многочисленными исследованиями Российских и зарубежных учёных (О.К. Ангелопуло, Б.А. Андерсон, Г.А. Бабалян, В.С. Баранов, В.Д. Городнов, Т.С. Кисельман, Э.К. Кистер, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов, Н.И. Крысин, Я.М. Курбанов, М.И. Липкес, У.Д. Мамаджанов, В.И. Матицин, В.П. Овчинников, А.И. Пеньков, В.Н. Поляков, П.А. Ребиндер, В.И. Рябченко, Р.И. Шищенко, L. Astrell, R. Churchwell, F. Darwies, D. Gramer, A. Hinds, G. Webstrer, P. Zimmerman и другие) установлено, что наиболее значимо влияние на ФЕС коллекторов, представленных тиррегенными отложениями с большим содержанием глинистых включений оказывает тип применяемой промывочной жидкости и показатели её физико-механических свойств. Созданы и широко внедрены буровые растворы различных типов, с различными соотношениями и видами добавок, реагентов и т.д. Несмотря на это проблема обеспечения качества вскрытия продуктивных пластов и сегодня остаётся актуальной. Фактическая производительность скважин не отвечает потенциальным возможностям пласта, увеличивается число используемых методов интенсификации притока пластового флюида в скважину. Учитывая изложенное, в данной монографии сделана попытка обобщить результаты имеющихся исследований, в том числе и собственных, представить их широкому кругу исследователей, предложить производственным организациям новые виды промывочных жидкостей, их рецептуры. Их внедрение способствует обеспечению максимально возможной сохранности естественных коллекторских свойств, вскрываемых бурением продуктивных пластов и в конечном итоге повышению добывных возможностей скважин. 1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных горизонтов Уренгойской группы месторождений ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 1.1 Условия залегания и физико-механические свойства продуктивных пластов Уренгойский нефтегазовый район является одним из крупных и наиболее изученных нефтегазовых регионов севера Тюменской области. Возрастной диапазон достаточно широк, промышленные скопления углеводородов обнаружены в отложениях от сеномана до средней юры включительно. Имеющиеся геолого-физические материалы дают возможность для выделения в разрезе ряда нефтегазоносных комплексов, отличающихся глубиной залегания, характером распределения пластовых давлений, соотношением залежей в разрезе, их генезисом, характером насыщения и наличием выдержанных флюидоупоров, разделяющих выделенные комплексы. В разрезе платформенного чехла выделяются следующие перспективные нефтегазоносные комплексы: нижне-среднеюрский, неокомский, сеноманский. На сегодня интересы производственных организаций ОАО “Уренгойгаздобыча”,“Ямбурггазодобыча”,“Роспанинтернешнл” и других большей своей частью связаны с освоением сеноманского, нижне-среднеюрского и неокомского комплексов. Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс Месторождениями, где вскрыты нижнее-среднеюрские отложения, являются Ен-Яхинское, Уренгойское, Юбилейное, Западно-Табъяхинская, Табъяха-Таркинская, Восточно-Медвежья площади [1]. На всех площадях при вскрытии этого комплекса получены прямые признаки их высокой перспективности в отношении нефтегазоносности, а на ряде площадей открыты даже залежи углеводородов (Уренгойское, Юбилейное, Береговое, Тазовское месторождения). Комплекс представлен преимущественно континентальными отложениями береговой, ягельной, котухинской и тюменской свит. Образования комплекса характеризуются большой литологической изменчивостью, как по площади, так и по разрезу, породы-коллекторы обладают весьма низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Нижнеюрские отложения более “мористые”, чем среднеюрские и пласты песчаников в них более выдержанные по площади. Они примыкают к выступам фундамента с выклиниванием. Углеводороды залегают в трещиновато-поровом фундаменте. Имеют слабо выясненные закономерности распространения и тенденцию к ухудшению коллекторских свойств с глубиной. К среднеюрским отложениям приурочены тюменская, васюганская и георгиевская свиты. Тюменская свита представлена чередованием песчаников, крепко сцементированных алевролитов и плотных аргиллитов. Для пород характерно обилие обугленных растительных остатков, часто наблюдается сидеризация, встречаются включения пирита. В основании свиты залегают брегчии, конгломераты, гравеллиты. Георгиевская свита, сложенная темно-серыми, почти черными глинами, слабо алевролитистыми с включениями глауконита. Васюганская свита представлена, главным образом, глинистыми и глинисто-алевролитовыми породами с редкими маломощными, не выдержанными по площади песчано-алевролитовыми пластами. Глины – от темно-серых до черных, алевритистые, слюдистые с включениями сидерита, плотные, крепкие. Верхнеюрские нефтегазоносные пласты относительно просты по строению и характеризуются устойчивостью глинистой покрышки Кембридж-берриасовского возраста (до 200 м). Западная литологическая граница характеризуется исчезновением пласта из разреза за счёт полной глинизации и замещения васюганской свиты на абалакскую. В пределах Уренгойского и Ямбурского нефтегазоносных районов основные залежи углеводородов приурочены к верхней части тюменской свиты, где повсеместно выделяют пласт ЮГ2 и менее выдержанный пласт ЮГ3, сходный с ним по литологическому и геологическому строению. Так на Уренгойском месторождении выявлены три залежи в пластах ЮГ2 и ЮГ3. Глубины залегания от 3657 до 4004 м. Пластовое давление от 58,4 до 70,4 МПа, температура от 108 оС до 112 оС. Залежь ЮГ3 литологическая, расположена на западном склоне Уренгойского вала в районе седловины между Центрально-Уренгойским и Северо-Уренгойским куполовидными поднятиями. Дебиты нефти от 6,6 до 35,3 м3/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина 9,4-25,0 м, пористость 14 %. Промышленная нефтегазоносность пласта ЮГ2 на Уренгойском месторождении доказана в пределах Центрально-Уренгойского и Уренгойского поднятий. Пласт состоит из трёх разобщённых линзовидных тел, каждый из которых содержит самостоятельную залежь. Залежи приурочены к сводной части поднятий. Дебиты газа сепарации изменяются от 0,7 до 45,39 тыс. м3/сут, конденсата от 1,01 до 13,46 м3/сут, нефти от 0,172 до 23,3 м3/сут. Пористость – 14-16 %, эффективные толщины изменяются от 3 до 15 м. Залежь характеризуется аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности, достигающим 1,8. Нефти из верхней части тюменской свиты малосернистые, малосмолистые ( смол силикагелиевых не более 2 %, асфальтены отсутствуют), высокопарафиные (более 6 %). Потенциальное содержание фракция, выкипающих при температуре 200 оС и 350 оС, составляет 45,8 % и 74,6 %, соответственно. На Юбилейном месторождении при испытании скважины № 1001 из интервала 3442-3458 м, в пласте ЮГ2 открыта нефтяная залежь, получен фонтан нефти дебитом 13,16 м3/сут. На ближайших площадях Западно-Табъяхинской, Восточно-Медвежьем, Ен-Яхинском месторождении, при испытании отложений тюменской свиты получены признаки нефтегазоносности в виде газопроявлений и пленок нефти. Покрышкой комплекса служат глинистые отложения абалакской и баженовской свит. На площадях, по данным сейсморазведочных работ, выделена “рукавообразная” зона, характеризующаяся аномальным поведением сейсмической записи, вероятно, соответствующая эрозионным палеорезам, представленными глинисто-углисто-песчаными образованиями палеорусел. Учитывая структурный фактор, предположена наличие двух залежей в отложениях тюменской свиты – в районе скважины №1, и в юго-восточной части песцового поднятия. Предполагаемые залежи – структурно-литологические, по насыщению – нефтяные. Перспективные ресурсы нефти – 7,7 млн. т. В пределах Надымской, Нижнее-Обской, Часельской зон породы коллектора также относятся к трещиновато-поровому типу. Существование поровых коллекторов маловероятно из-за значительных глубин залегания пластов и сильного уплотнения пород. Породы-коллекторы отличаются большой литологической изменчивостью и обладают очень низким ФЕС. Пористость изменяется в пределах от 6 % до 18 %, проницаемость от 0,1 до 70.10-3 мкм2. На Новопортовском месторождении открыты газоконденсатные залежи в пластах ЮГ21 и ЮГ22, глубина залегания 1950-2070 м. Дебиты изменяются от 42,6 до 117 тыс. м3/сут. Получены притоки нефти дебитом от 2,2 до 38,3 м3/сут. Залежь пласта ЮГ3 вскрыта на глубинах 1951-2111м. Получен приток нефти дебитом от 3,6 до 14 м3/сут. Залежь газоконденсатонефтяная. Пласты представлены песчаниками и алевролитами пористостью от 10 % до 20 %, проницаемостью от 2 до 65.10-3 мкм2.Пластовое давление изменяется от 19,9 до 21,1 МПа, температура от 61 оС до 64 оС. Залежь пласта ЮТ4 вскрыта на глубине 1989-2088 м. Залежь газоконденсатонефтяная. Приток газа дебитом от 30 до 100 тыс. м3/сут, нефти дебитом от 0,9 до 22,6 м3/сут. Пластовое давление изменяется от 21,3 до 26,5 МПа, температура от 66 оС до 68 оС. Залежь пласта ЮТ5 газоконденсатонефтяная расположена на глубине 2060-2116 м. Установлен приток газа дебитом от 112,6 тыс. м3/сут и нефти дебитом от 0,9 м3/сут. Пластовое давление изменяется от 20,4 до 26,0 МПа, температура от 62 оС до 68 оС. Пласты ЮТ4 и ЮТ5 сложены песчаниками и алевролитами с низким ФЕС. Пористость изменяется от 10 % до 15 %, проницаемостью от 5 до 10.10-3 мкм2. Газоконденсатная залежь открыта и в отложениях нижней юры. Притоки газа составляют от 26,7 до 138,8 тыс. м3/сут. Пластовое давление 25,5 МПа, температура 79 оС. На Тазовском месторождении газоконденсатная залежь открыта в пласте ЮТ2-5 (средняя юра). Интервал залегания 3701-3817 м. Дебит газа составил 16,5 тыс. м3/сут, пластовое давление 43 МПа, температура 98 оС. В юрском комплексе Бованенковского месторождения установлены залежи в Малышевском (ЮТ2;ЮТ3), вымском (ЮТ6;ЮТ7) и джангодском (ЮТ12) горизонтах. Проницаемые пласты характеризуются сложным строением, значительной литологической неоднородностью, низким ФЕС. Все залежи имеют аномально-высокие пластовые давления. В частности, залежи пласта ЮТ2 вскрыты на глубине от 2500 до 2880 м. Пласт сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Дебиты газа составили от 24,5 до 39,1 тыс. м3/сут, конденсата от 6,72 до 11,6 м3/сут, пластовое давление 42,2 МПа, температура порядка 94 оС. Залежи плата ЮТ3 вскрыты на глубине 2520-2825 м. Дебиты газа изменяются от 210,4 до 407,3 тыс. м3/сут, пластовое давление от 43,4 до 48,3 МПа, температура от 96 оС до 105 оС. Общая толщина пласта ЮТ7 от 5 до 30 м. Залежь пластовая, сводовая. Глубина залегания – 2937-3000 м. Дебиты газа изменяются от 149,6 до 165,6 тыс. м3/сут. Пластовое давление 48,2 МПа, температура 110 оС. Залежь пласта ЮТ12 установлена в интервале 3180-3200 м. Дебит газа составил 76,9 тыс. м3/сут. Пластовое давление 49,1 МПа, температура 110 оС. Притоки газа, конденсата, нефти были получены и на Ен-Яхинском месторождении из отложений тюменской свиты. Интервалы залегания – от 3848 до 5390 м. Дебит газа составил 2,3 тыс. м3/сут. Пластовое давление от 66,4 до 86,7 МПа температура от 110 оС до 148 оС. Таким образом при проведении работ по вскрытию нижнее- и среднеюрских отложений выявлено повсеместное наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД), которые выделяются с глубины около 2000 м. и охватывают отложения нижнего мела, верхней, средней и нижней юры. Максимальные коэффициенты аномальности наблюдаются в интервалах залегания баженовской, абалакской свит, а также подстилающих их отложениях. Максимальная величина пластового давления 86,7 МПа зарегистрирована в отложениях тюменской свиты Ен-Яхинского месторождения, в скважине 561, интервал 5200-5247 м. Неокомский нефтегазоносный комплекс Является основным объектом поиска и разведки залежей углеводородов на севере Западной Сибири. По характерным особенностям геологического строения комплекс делится на два подкомплекса: верхний, содержащий пластово-сводовые залежи в шельфовых пластах группы БУ80 – БУ11 и структурно-литологические, литологические залежи в пластах склоновой формации БУ12 – БУ18, и нижний, объединяющий сложнопостроенные алеврито-песчаные линзы ачимовской толщи. Нижний подкомплекс Ачимовские отложения представлены переслаиванием пачек аргиллитов и алевролитов, среди которых выделяются песчано-алевритовые тела, достигающие по толщине десятки метров. Песчаные тела имеют обычно линзовидный характер и залегают в основании сортымской свиты. Ачимовский нефтегазоносный комплекс в настоящее время является главным объектом исследований на севере Тюменской области. О наличии полезных углеводородов в ачимовских отложениях стало известно лишь в 1998-1999 годах, когда при открытии Северо-Самбургского нефтяного месторождения был получен приток нефти с глубины 4000м [1]. Наиболее концентрированный многопластовый, чечевицеобразный тип ачимовской толщи сформировался в глубоководной Уренгойской котловине. Этот тип, являясь наиболее продуктивным, соединил в одну огромнейшую полосу месторождения ачимовской толщи берриас-нижневаланжинского пакета [2]. Ачимовская толща в стратиграфическом диапазоне тяготеет к низам глинистых свит или их аналогов, залегающих на баженовской свите. Общими условиями осадконакопления ачимовской толщи явилось открытое море, постоянно расширяющийся морской бассейн с регрессивной тенденцией вдоль Енисея и мощным воздыманием восток-юго-восточного обрамления, включая Забайкалье. Так по типам разрезов и текстурным особенностям ачимовской толщи в пределах морского бассейна выделяют три крупные области осадконакопления: внешняя – мелководная, внутренняя – глубоководная, с глинистыми фациями и внутренняя – турбидитная. Глубина баженовского моря и воздымание восточного дальнего обрамления предопределило формирование ачимовских песчаников на фоне его дальнейшего углубления. При этом в Уренгойской котловине сконцентрировались наибольшее число песчаников с чечевицеобразным залеганием [3]. Ачимовские отложения характеризуются сложной морфологией коллекторов внутри песчаных тел. Неоднородность песчаного тела, а соответственно, и распределение коллекторов внутри него, обусловлены особенностями вторичных процессов. Вторичные процессы в ачимовских песчаниках обладают специфическими чертами. Из всех продуктивных пород Западной Сибири ачимовские песчаники имеют самый малый размер обломочного материала, в среднем 0,13 мм. В составе цемента песчаника присутствуют зеленоватые выделения слоистых силикатов. Слоистые силикаты представлены железистыми хлоритами с примесью гидрослюд. Тип цементизации плёночный и порово-плёночный. Пленки прерывисты и изменчивы по толщине, но часто полностью окаймляют обломочные зерна. Пленки оказывают дополнительное аммортизирующее действие на уплотнение песчаника. Ачимовские песчаники содержат большое количество карбонатов, средневзвешенное количество которых составляет 11 %. Карбонаты представлены кальцитом, доломитом, иногда сидеритом. В богатых карбонатами породах соотношение кальцита и доломита оставляет 2:1. При мощности песчаных тел менее 10 м, интенсивная карбонизация часто захватывает весь пласт. В особенности это отмечается в участках ачимовских пластов, которые непосредственно контактирует с богатым органическим веществом – баженовскими отложениями. Внутри дифференцированных пластов, породы богатые карбонатами, распределяются неравномерно. Наиболее сильно карбонизированы верхняя и нижняя часть пласта, но богатые карбонатами разности могут встречаться и в любой части пласта. Образование карбонатов полностью связано с вторичными процессами. Они не являются результатом перекристаллизации обломков фауны, так как ачимовские пески, из-за многократного переотложения, таких обломков не содержат. Главным фактором интенсивной карбонизации является залегание песчаных тел внутри, намного превосходящих их по мощности, глинистой толщи. Существенный вклад в образование карбонатов вносит СО2 из баженовских свит, абалакских, тюменских отложений, а также пород фундамента. С карбонизацией ачимовских песчаников связана их трещиноватость. Микротрещины (секущие и согласные) встречаются в любых карбонизированных песчаниках [4]. Промышленная нефтегазоностность ачимовской толщи связана в основном с трещинопоровыми коллекторами и вторичными коллекторами порового типа, которые также приурочены к зонам развития трещинопоровых коллекторов. Выделяются четыре линзы, содержащие промышленные залежи углеводородов. Наиболее крупным резервуаром, в пределах Уренгойского месторождения, содержащим основной объём запасов углеводородов является пласт Ач3-4, имеющий размеры 100 х 28 км и достигающий максимальной толщины порядка 50 м. Он прослеживается в сводовой части всего Центрально-Уренгойского локального поднятия, а также охватывает часть Восточно-Уренгойского поднятия и западный склон Ево-Яхинского локального поднятия. Выше по разрезу залегают пласты Ач1 и Ач2. Они уступают по размеру пластам Ач3-4 и Ач5 и распространены только на западном склоне Северо-Уренгойского поднятия. К востоку, в районе Восточного-Уренгойского поднятия, появляются пласты Ач6 и Ач60. Все залежи ачимовской толщи характеризуются аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом аномальности до 1,7. Дебиты газа сепарации от нескольких десятков до сотен тысяч м3/сут. Потенциальное содержание конденсата 250-500 г/м3. Замеренные пластовые температуры составляют 99-110 оС. При испытании отложений ачимовской толщи получены признаки нефтегазоносности в виде газопроявлений и пленок нефти на ближайших площадях и месторождениях: Западно-Табъяхинской, Восточно-Медвежьей, Ен-Яхинском, Юбилейном. Оценка перспективных ресурсов по залежам ачимовской толщи составляет: газа – 471,3 млрд. м3, конденсата – 94 млн. т. |
Похожие:
 |
Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием... |
|
Реферат по дисциплине “Геология, поиск и разведка нгм” на тему: «Залежи... Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России |
 |
Стандарт организации Для подсчета запасов нефти, проектирования разработки и контроля за разработкой нефтяных месторождений необходимо исследование рvt... |
|
Программа учебной практики по бурению Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых; Геология нефти и газа |
|
Рабочая программа дисциплины Компьютерные технологии в геологии Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых; Геология нефти и газа |
|
22. Финансовое право в период гражданский войны. (1918-1920гг.) Отказ от рыночных отношений привел к развалу финансовой системы. Руководство страны ставило своей целью переход к непосредственному... |
|
Свод правил подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки... Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-фз "О техническом... |
|
Инструкция по оформлению письма-запроса на практику для предприятия... И. М. Губкина просит принять студента факультета разработки нефтяных и газовых месторождений, кафедры разработки и эксплуатации газовых... |
|
1. Технологическая часть Выбор системы газоснабжения Значительный рост добычи газа существенно изменит топливный баланс страна. Если в 1950 году удельный вес газового топлива занимал... |
|
Фгбоу во «ЗабГУ» Факультет горный Кафедра подземной разработки месторождений полезных ископаемых Вскрытие и подготовка месторождений скальных руд при разработке способом подземного (шахтного) выщелачивания (ШВ) |
|
Ежеквартальный отчет открытое акционерное общество по геологии, поискам,... Открытое акционерное общество по геологии, поискам, разведке и добыче нефти и газа «Печоранефть» |
|
Содержание Введение Общие сведения о районе Геологическая часть Обоснование... Их промышленное освоение должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр как по... |
|
Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство... Роительство в условиях вечной мерзлоты и контроль выполнения работ распространяется на магистральные и промысловые стальные трубопроводы... |
|
М. Ю. Киреев Приказ №146 от 30. 08. 16 Спортивной стрельбой занимаются во многих странах мира сотни миллионов людей: мужчины, женщины, дети. Значит стрельба интересна,... |
|
Публичныйдокла д муниципального бюджетного общеобразовательного учреждения Качество образования – один из ключевых факторов, определяющих развитие страны и судьбу ее граждан на ближайшее десятилетие |
|
Пояснительная записка настоящая программа предназначена для подготовки... Программа предназначена для подготовки и переподготовки (повышения квалификации) рабочих по профессии «Оператор по добыче нефти и... |