Файл: Геологии дипломный проектработа тема работы Геофизические исследования в процессе бурения на Ярегском нефте титановом.docx
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 673
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
8 С отражает условия полного насыщения нефти растворенным газом. В начальный период разработки на естественном режиме при бурении скважин и опробовании пласта часто наблюдались обильные газопроявления, достигавшие иногда 60-100 тыс.м3/сут (скв. 146 и 258 на шахтном поле 3 и др.)
В настоящее время в результате снижения пластового давления на участке шахтной разработки Ярегского месторождения пластовая нефть почти полностью дегазирована.
Предварительный анализ геологических последствий шахтной разработки Ярегского месторождения показывает, что в результате длительного (с 1939 года) осушения шахтными выработками продуктивного пласта III в среднедевонском резервуаре Ухтинской складки сформировалась и поддерживается огромная депрессионная воронка со вскрытой поверхностью фильтрации около 2254 тыс.м2 (суммарная площадь дренирования пласта пробуренными скважинами и подземными выработками). В центральной зоне депрессионной воронки на шахтных полях 1.и 2
длиной 11 км и шириной до 4 км (северо-восточные крылья Ярегской и Южно- Ярегской структур) пластовое давление на начальной отметке ВНК минус 60 м упало до 0.1 МПа и возрастает на утвержденном активном контуре залежи на северо- востоке до 0.2-0.4 МПа и до 1.8-1.99 МПа на юго-восточном ее окончании в районе Вежавожской площади, удаленной на 25-26 км от центра. Влияние депрессионной воронки распространяется на резервуар III пласта в пределах всей Ухтинской складки (поровый объем резервуара более 11 млрд. м3). Предполагается, что под влиянием усиливающегося гидродинамического напора ВНК на активном контуре
залежи поднимается, а в центральной зоне депрессионной воронки опускается, в соответствии с явлением наклона контактов впервые открытом и описанном В.П.Савченко. Попарное сравнение данных, наиболее близко расположенных друг к другу, но пробуренных в разные годы скважин показывает, что скорость вертикального смещения контакта может достигать 0.5-1 м/год.
В пределах Лыаельской площади приведенное пластовое давление на отметке минус 60 м изменяется на начало 1988 г. от 0.2 МПа на северо-западной границе до
1.74 МПа на южной, а на Вежавожской увеличивается до 1.99 МПа. При этом изменяется распределение изобар: вместо постепенного увеличения значений на склоне депрессионной воронки на Вежавожской площади намечается локальный максимум. Изменение тенденции распределения пластового давления на Вежавожской площади могло возникнуть, предположительно, вследствие разъединения Вежавожской части залежи III пласта (туда входит и крайняя южная часть Лыаельской площади) от основной части прорывом пластовых вод в локальном прогибе в районе скважины 6н. Поскольку скважина 6н бурилась в 1938 году, а Вежавожская площадь разбуривалась в 1987 году, то разрезание залежи должно было произойти после 1938 года, но до 1987 года. В таком случае, на Вежавожской площади (и южном окончании Лыаельской) можно проектировать независимую систему разработки.
С другой стороны, ситуация, когда залежь оказывается в локальном максимуме
приведенных пластовых давлений, может привести к началу процесса ее рассеивания
(разрушения). Хотя масштабы такого процесса скорее всего незначительны, все же необходимо изучить его применительно к Вежавожской площади.
Для оценки изменений в положении ВНК и распределении запасов по площади потребуется бурение нескольких оценочных скважин и постановка специальных тематических исследований. Весьма перспективными для разработки могут оказаться исследования и промысловые эксперименты в области использования энергии напора краевых вод на активном контуре и искуственно стимулируемого (через создание депрессионной воронки) режима «стягивания», что может способствовать повышению эффективности работ по отбору нефти до 1.5-3 раз по сравнению с достигнутой на опытно-промышленном участке I-очереди Лыаельской площади.
Залежь нефти в песчаниках пласта II связана с песчано-глинистыми отложениями верхней части разреза пашийского горизонта, несогласно залегающими на породах туфодиабазовой толщи, а в местах их отсутствия на более древних образованиях вплоть до фундамента. Толщина верхней песчано-глинистой пачки в среднем около 14 м (от 4 до 22 м), отложения развиты на всей площади месторождения.
Пласт II толщиной в среднем 4-8 м наиболее полно представлен на северо- и северо-западе месторождения, где толщина его увеличивается до 13 м. К северу от месторождения, на Водненском выступе, он залегает непосредственно на породах фундамента. На Лыаельской площади толщина верхней пачки (пласт II) около 7 м, на Вежавожской – от 4 до 16 м. Общая толщина выделяющегося в кровле пачки пласта
II не превышает здесь 6-8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина до 4 м.
Песчаники пласта II на площади месторождения, а в ряде мест на западе, северо-западе и северо-востоке за его контуром, повсеместно, но весьма неравномерно пропитаны или насыщены нефтью. Среднее весовое содержание нефти изменяется от 0.22% до 5.53% при обычном содержании 1-2 %. Однако, при испытаниях целого ряда скважин (скв. 44, 46, 47, 50, 129, 172, 177, 234, 236, 237) в разных частях месторождения были получены лишь незначительные притоки нефти (максимальный дебит до 5 м3 за 17 час. в скв. 46) или проявления в виде пленок.
Скважины практически безводные (до 0.3 м3/сут), нефть почти полностью дегазированная.
Нефть пласта II преимущественно тяжелая (от 0.901 до 0.94 г/см3), безпарафинистая (следы), сернистая (0.49-1 %), высокосмолистая (акцизных смол 47- 49 %). Однако, на погруженных участках Ярегской и Лыаельской площадей известны притоки более легких (0.893 г/см3) и менее вязких нефтей.
На Ухтинской складке промышленно нефтеносным II пласт является на Чибьюском месторождении, расположенном частично в черте застройки г. Ухты, в 13 км к востоку от Ярегского месторождения. Чибьюское месторождение открыто в 1930 году и к 1957 году отработано на естественном режиме. Накопленный объем добычи на месторождении составил 562 тыс.т нефти плотностью
0.878 г/м3.
Залежь нефти в песчаниках пласта А связана с отложениями тиманского горизонта. Пласт выделяется в подошве верхнекыновских слоев в средней части разреза кыновско-саргаевской глинистой толщи-покрышки. Пласт выражен обычно прослоями мелко- и тонкозернистых глинистых песчаников, и алевролитов. Песчаники слагают в большинстве случаев до 50 % разреза. Толщина пласта на Ярегской площади от 3 до 16 м, Лыаельской – до 9 м. На Вежавожской площади толщина пласта А изменяется от 0.8 до 6.2 м, а толщина пропитанных нефтью песчаников в разрезе пласта от 0 до 5.4 м. Пласт развит на всей площади месторождения, однако, в своде Ярегской структуры выходит непосредственно под четвертичные отложения и характеризуется здесь как водоносный.
Небольшие, но частые выбросы метана из пласта А и вмещающих его тиманских аргиллитоподобных глин имели место при бурении многих скважин на месторождении и реже за его пределами. Испытания пласта проведены в 27 скважинах, но лишь в 8 из них вместе с водой получены незначительные притоки нефти. Так, в скв. 187 (Лыаельская площадь), где пласт А имеет эффективную толщину 0.6 м, при желонировании за 6 час дебит нефти был определен в 0.4 т/сут и воды более 1 м3/сут. Нефть легкая, светлая, газированная.
На Вежавожской площади, где песчанистость пласта А возрастает, испытаны 6 скважин. В 4 скважинах (скв. 706, 711, 723, 735) из пласта получены притоки нефти с
водой дебитом от 0.04 т/сут (воды 0.35 м3/сут) в скв. 735 до 0.41 т/сут (воды 2.6 м3/сут) в скв. 706. Все скважины расположены
В настоящее время в результате снижения пластового давления на участке шахтной разработки Ярегского месторождения пластовая нефть почти полностью дегазирована.
Предварительный анализ геологических последствий шахтной разработки Ярегского месторождения показывает, что в результате длительного (с 1939 года) осушения шахтными выработками продуктивного пласта III в среднедевонском резервуаре Ухтинской складки сформировалась и поддерживается огромная депрессионная воронка со вскрытой поверхностью фильтрации около 2254 тыс.м2 (суммарная площадь дренирования пласта пробуренными скважинами и подземными выработками). В центральной зоне депрессионной воронки на шахтных полях 1.и 2
длиной 11 км и шириной до 4 км (северо-восточные крылья Ярегской и Южно- Ярегской структур) пластовое давление на начальной отметке ВНК минус 60 м упало до 0.1 МПа и возрастает на утвержденном активном контуре залежи на северо- востоке до 0.2-0.4 МПа и до 1.8-1.99 МПа на юго-восточном ее окончании в районе Вежавожской площади, удаленной на 25-26 км от центра. Влияние депрессионной воронки распространяется на резервуар III пласта в пределах всей Ухтинской складки (поровый объем резервуара более 11 млрд. м3). Предполагается, что под влиянием усиливающегося гидродинамического напора ВНК на активном контуре
залежи поднимается, а в центральной зоне депрессионной воронки опускается, в соответствии с явлением наклона контактов впервые открытом и описанном В.П.Савченко. Попарное сравнение данных, наиболее близко расположенных друг к другу, но пробуренных в разные годы скважин показывает, что скорость вертикального смещения контакта может достигать 0.5-1 м/год.
В пределах Лыаельской площади приведенное пластовое давление на отметке минус 60 м изменяется на начало 1988 г. от 0.2 МПа на северо-западной границе до
1.74 МПа на южной, а на Вежавожской увеличивается до 1.99 МПа. При этом изменяется распределение изобар: вместо постепенного увеличения значений на склоне депрессионной воронки на Вежавожской площади намечается локальный максимум. Изменение тенденции распределения пластового давления на Вежавожской площади могло возникнуть, предположительно, вследствие разъединения Вежавожской части залежи III пласта (туда входит и крайняя южная часть Лыаельской площади) от основной части прорывом пластовых вод в локальном прогибе в районе скважины 6н. Поскольку скважина 6н бурилась в 1938 году, а Вежавожская площадь разбуривалась в 1987 году, то разрезание залежи должно было произойти после 1938 года, но до 1987 года. В таком случае, на Вежавожской площади (и южном окончании Лыаельской) можно проектировать независимую систему разработки.
С другой стороны, ситуация, когда залежь оказывается в локальном максимуме
приведенных пластовых давлений, может привести к началу процесса ее рассеивания
(разрушения). Хотя масштабы такого процесса скорее всего незначительны, все же необходимо изучить его применительно к Вежавожской площади.
Для оценки изменений в положении ВНК и распределении запасов по площади потребуется бурение нескольких оценочных скважин и постановка специальных тематических исследований. Весьма перспективными для разработки могут оказаться исследования и промысловые эксперименты в области использования энергии напора краевых вод на активном контуре и искуственно стимулируемого (через создание депрессионной воронки) режима «стягивания», что может способствовать повышению эффективности работ по отбору нефти до 1.5-3 раз по сравнению с достигнутой на опытно-промышленном участке I-очереди Лыаельской площади.
Залежь нефти в песчаниках пласта II связана с песчано-глинистыми отложениями верхней части разреза пашийского горизонта, несогласно залегающими на породах туфодиабазовой толщи, а в местах их отсутствия на более древних образованиях вплоть до фундамента. Толщина верхней песчано-глинистой пачки в среднем около 14 м (от 4 до 22 м), отложения развиты на всей площади месторождения.
Пласт II толщиной в среднем 4-8 м наиболее полно представлен на северо- и северо-западе месторождения, где толщина его увеличивается до 13 м. К северу от месторождения, на Водненском выступе, он залегает непосредственно на породах фундамента. На Лыаельской площади толщина верхней пачки (пласт II) около 7 м, на Вежавожской – от 4 до 16 м. Общая толщина выделяющегося в кровле пачки пласта
II не превышает здесь 6-8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина до 4 м.
Песчаники пласта II на площади месторождения, а в ряде мест на западе, северо-западе и северо-востоке за его контуром, повсеместно, но весьма неравномерно пропитаны или насыщены нефтью. Среднее весовое содержание нефти изменяется от 0.22% до 5.53% при обычном содержании 1-2 %. Однако, при испытаниях целого ряда скважин (скв. 44, 46, 47, 50, 129, 172, 177, 234, 236, 237) в разных частях месторождения были получены лишь незначительные притоки нефти (максимальный дебит до 5 м3 за 17 час. в скв. 46) или проявления в виде пленок.
Скважины практически безводные (до 0.3 м3/сут), нефть почти полностью дегазированная.
Нефть пласта II преимущественно тяжелая (от 0.901 до 0.94 г/см3), безпарафинистая (следы), сернистая (0.49-1 %), высокосмолистая (акцизных смол 47- 49 %). Однако, на погруженных участках Ярегской и Лыаельской площадей известны притоки более легких (0.893 г/см3) и менее вязких нефтей.
На Ухтинской складке промышленно нефтеносным II пласт является на Чибьюском месторождении, расположенном частично в черте застройки г. Ухты, в 13 км к востоку от Ярегского месторождения. Чибьюское месторождение открыто в 1930 году и к 1957 году отработано на естественном режиме. Накопленный объем добычи на месторождении составил 562 тыс.т нефти плотностью
0.878 г/м3.
Залежь нефти в песчаниках пласта А связана с отложениями тиманского горизонта. Пласт выделяется в подошве верхнекыновских слоев в средней части разреза кыновско-саргаевской глинистой толщи-покрышки. Пласт выражен обычно прослоями мелко- и тонкозернистых глинистых песчаников, и алевролитов. Песчаники слагают в большинстве случаев до 50 % разреза. Толщина пласта на Ярегской площади от 3 до 16 м, Лыаельской – до 9 м. На Вежавожской площади толщина пласта А изменяется от 0.8 до 6.2 м, а толщина пропитанных нефтью песчаников в разрезе пласта от 0 до 5.4 м. Пласт развит на всей площади месторождения, однако, в своде Ярегской структуры выходит непосредственно под четвертичные отложения и характеризуется здесь как водоносный.
Небольшие, но частые выбросы метана из пласта А и вмещающих его тиманских аргиллитоподобных глин имели место при бурении многих скважин на месторождении и реже за его пределами. Испытания пласта проведены в 27 скважинах, но лишь в 8 из них вместе с водой получены незначительные притоки нефти. Так, в скв. 187 (Лыаельская площадь), где пласт А имеет эффективную толщину 0.6 м, при желонировании за 6 час дебит нефти был определен в 0.4 т/сут и воды более 1 м3/сут. Нефть легкая, светлая, газированная.
На Вежавожской площади, где песчанистость пласта А возрастает, испытаны 6 скважин. В 4 скважинах (скв. 706, 711, 723, 735) из пласта получены притоки нефти с
водой дебитом от 0.04 т/сут (воды 0.35 м3/сут) в скв. 735 до 0.41 т/сут (воды 2.6 м3/сут) в скв. 706. Все скважины расположены