Файл: Борьба с газовыми гидратами в стволе скважины при эксплуатации нефтяных скважин на Ванкорском месторождении.docx
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 473
Скачиваний: 16
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Общие сведения о месторождении
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
1.2. Тектоника и общий структурный план месторождения
2. Долганский продуктивный уровень
2.1. Геологическая модель пласта Дл-I-III
2.2. Свойства флюидов пласта Дл-I-III
2.3 Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов
4.1 Теоретические основы борьбы с гидратообразованием и гидратотложением
4.2 Ингибиторы гидратообразования
4.3 Ингибиторы гидратоотложения
5.1 Современные ингибиторы гидратообразования
2. Долганский продуктивный уровень
В кровельной части долганской свиты выделяются три песчаных тела Дл-I, Дл-II, Дл-III, объединяющиеся в продуктивные пласты Дл-I-III. Песчаные тела формировались в условиях прибрежного подвижного бассейнового мелководья и имеют отчетливо трансгрессивную природу, для них характерна глинизация по латерали. При медленном развитии трансгрессии образовывались покровные пески, состоящие из прилегающих друг к другу бароподобных тел. Они, в свою очередь, образованы в результате перемыва и пере отложения трансгрессирующим морем существовавших здесь ранее песчаных осадков конусов выноса или морского края дельтового комплекса (гребень внешнего края подводной равнины). Верхняя часть разреза характеризуется повышенным содержанием глинистого материала и ухудшенными коллекторскими свойствами.
Пласты разделяются между собой аргиллитами темно-серого, почти черного цвета, тонкой косой (до 15-20° в скважине Вн-10) и горизонтальной слоистостью, образованной прослоями алевритового материала, хрупкими, слюдистыми, с редкими раковинами двустворчатых моллюсков (скважина Вн-13, глубина 1025,2-1040,0 м). Толщина их варьирует от 1 м до 8-10 м. Особенности фациального и литологического состава пластов, невыдержанность глинистых пачек, разделяющих пласты, свидетельствуют о гидродинамически едином резервуаре, что подтверждается одинаковым положением ГВК.
Общая толщина пластов Дл-I-III изменяется от 17,5 м до 65,6 м в скважинах 634 и Вн-8, соответственно. Эффективные мощности пластов в скважинах меняются в пределах 5,8 - 47,7 м (160 и Вн-8). Пласты характеризуются высокой расчлененностью и неоднородностью, обусловленной условиями осадконакопления. Отсутствие коллектора в северо-западной части, прогнозированное по данным скважины СВн-3, не подтвердилось дальнейшим бурением. Коэффициент песчанистости в среднем 0,61, изменяется от 0,19 до 0,90 в скважинах Вз-65 и Вз-13 соответственно. Коэффициент расчлененности пластов в среднем 5,8.
Перекрываются пласты Дл-I-III морскими аргиллитами и алевролитами дорожковской свиты. Аргиллиты светло-серые, серые, мягкие, хрупкие, массивные, иногда слоистые, образованные прослоями алевролита светло-серого, плотного. В аргиллитах встречаются мелкие и крупные известковые раковины двухстворчатых моллюсков, глауконит.
Алевролиты серые, иногда с зеленоватым оттенком, глинистые, от крепких до слабо литифицированных разностей (размываются в воде, растираются при надавливании), содержат тонкие прослои черного глинистого материала.
Залежь пластов Дл-I-III газовая, пластовая, сводовая. ГВК принят на абсолютной отметке –978,6 м. Размеры залежи 29,5 x 11,6 км, площадь газоносности составляет 230,7 км2, высота 60,4 м. Эффективная газонасыщенная толщина в скважинах изменяется от 3,1 м (скв. 168) до 38,5 м (скв. Вн-8), составляя в среднем по залежи 12 м.
В кровле долганской свиты выделяются три песчаных пласта-коллектора Дл-I, Дл-II, Дл-III, объединяющиеся в продуктивный пласт-коллектор Дл-I-III. Песчаные тела формировались в условиях прибрежного подвижного бассейнового мелководья и имеют отчетливо трансгрессивную природу, для них характерна глинизация по латерали. Литологический состав пластов, невыдержанность разделяющих их покрышек приводят к гидродинамическому единству резервуара, что подтверждается единым ГВК.
Керновый материал из пласта Дл-I-III отобран из скважин 112, 149, 159, 164, 184, 358; Вн-10, 12, 13, 14, 14а, 17, 7; СВн-1, 2, 3, 4.
Коллектор в пласте Дл-I-III состоит из слабосцементированных до рыхлых средне и мелкозернистых песчаников, и алевролитов, что подтверждается фотографиями керна
Рис. 3. Состав керна пласта ДЛ 1-3
Минералогический состав пород полевошпатово-кварцевый: кварца – 60-62 %, полевых шпатов – 33-36 %, причем преобладают калиевые полевые шпаты (микроклин) – 32-35 %, плагиоклазов немного – до 1-2 %, обломков пород – 1-5 %. Встречаются окисленные зерна глауконита, хлорита, в виде изогнутых листочков слюда. Цемент по минералогическому составу хлорит-каолинит-гидрослюдистый, реже карбонатный; по типу пленочный, поровый, контактовый и базальный.
По гранулометрическому составу в пластах-коллекторах преобладают зерна песчаной и алевритовой фракции, в покрышках – алевритовой и глинистой фракции. Зерна полуокатанные, средне и плохо отсортированные. Сумма песчаной фракции в породах-коллекторах варьирует от 10 до 70%, алевритовой – от 20 до 90 %, глинистой – от 6 до 14 %, карбонатность – от 0,2 до 9,6% (Рис. 2.).
Рис. 4. Гистограмма суммарного количества фракций пласта Дл-I-III
Открытая пористость пород-коллекторов изменяется от 20,8 до 36,4 %, проницаемость – от 3 до 4650 х 10-15 м2.
Пласт Дл-I-III перекрывается морскими аргиллитами и алевролитами дорожковской свиты. По гранулометрическому анализу в алевролитах покрышки содержится: фракции 0,1-0,01 – 60-76 %; <0,01 – 22-30 %; 0,25-0,1 – 2-9 %. В целом открытая пористость пород алевролитов покрышки меняется от 1,8 (184) до 19,3 (СВн-2). Покрышка неоднородная – проницаемость варьирует в пределах 0,001 – 8,9 х10-15 м2 (184, СВн-2).
Рис. 5. Структурная карта кровли коллектора пластовДл I-III. 2008г.
Рис. 6. Структурная карта кровли коллектора пластовДл I-III. 2014г.
2.1. Геологическая модель пласта Дл-I-III
Геологическая модель пласта пластаДл-I-III построена с использованием карт кровли и подошвы пласта. Горизонтальная размерность ячеек 100х100 м, по вертикали модель разделена на 100 слоев с толщиной ячеек 0,45 м.
Построение куба литологии осуществлялось методом последовательного индикаторного моделирования (SIS), где глинистым интервалам было присвоено значение 0, а песчаным -1, с дальнейшим выделением в них карбонатизированного песчаника.
Распространение пористости выполнено методом Гауссовского моделирования (Sequental Gaussian simulation) с использованием данных интерпретации ГИС [3].
Распределение проницаемости по объекту осуществлено при помощи Гауссовского распределения (Gaussian random function simulation) с использованием алгоритма Collocatedco-kriging. Проницаемость в неколлекторе приравнивалась значению, рассчитанному из граничной пористости по формуле связи Кпр=f(Кп), полученной по данным керна.
Значение остаточной водонасыщенности было рассчитано, используя формулу зависимости Кво=f(Кпр), полученную по данным керна. Эта же формула используется в построении модели для построения куба насыщения Кг=1-Кво. Данная зависимость построена по данным капиллярометрических характеристик пород, полученных методом полупроницаемой мембраны, по данным шести скважин с керном.
Рис. 7 Геологическая и ремасштабированная модель пласта Дл-I-III
2.2. Свойства флюидов пласта Дл-I-III
Зависимости объемного коэффициента и вязкости газа от давления представлены на рисунке.
Рис. 8. Зависимость вязкости и объемного коэффициента газа от давления для пласта Дл-I-III.
Объемный коэффициент воды пласта Дл-I-III составляет 1.012.
Вязкость воды в пластовых условиях составляет 1 мПа*с.
Сжимаемость горной породы в пластовых условиях составляет 0.0003 Мпа.
Плотности флюидов пласта Дл-I-III составляют:
-
газ: 0.708 кг/м³; -
вода: 1007 кг/м³.
| Газонасыщенность, доли ед. | ОФП газа, принятые для моделирования, доли ед. | ОФП воды, принятые для моделирования, доли ед. | Капиллярное давление, МПа |
| 0.0000 | 0.0000 | 0.7500 | 0.0000 |
| 0.1000 | 0.0010 | 0.6134 | 0.0000 |
| 0.2000 | 0.0180 | 0.2754 | 0.0000 |
| 0.3000 | 0.1190 | 0.0769 | 0.0000 |
| 0.4000 | 0.3380 | 0.0108 | 0.0000 |
| 0.5000 | 0.6990 | 0.0001 | 0.0000 |
| 0.5430 | 0.9000 | 0.0000 | 0.0000 |
Таблица 3. ОФП в системе «газ-вода», принятые для моделирования пласта Дл-I-III