Файл: 1 геологический раздел 1 Краткаяхарактеристикагеологическогостроенияразрабатываемых месторождений пао Сургутнефтегаз.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 78
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ВВЕДЕНИЕ
В последние годы в России существенно увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений. Как показывает практика наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий.
Применяемая система заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительным темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды.
В связи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона.
В данной работе было рассмотрено применение нестационарного заводнения при разработке Быстринского месторождения.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз»
Добывающие мощности компании ПАО «Сургутнефтегаз» сконцентрированы в Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком автономных округах и Республике Саха (Якутия).
Геологическое строение месторождений Западной и Восточной Сибири на территории работ ПАО «Сургутнефтегаз» преобладают пластовые сводовые и литологически экранированные типы залежей. Реже встречаются массивные
, тектонически экранированные и структурно-литологические.
В районе деятельности ПАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири коллекторы практически всех выявленных залежей представлены песчаниками и алевролитами (пласты АС4-10, БС1-4, БС10-11, БС14-23, ЮС1-4) преимущественно с поровым, терригенным, трещинно-поровым типом коллектора, кроме пласта ЮС0, представленного битуминозными аргиллитами с трещинным и трещинно-кавернозным типом коллектора. Характеризуются значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу.
На Рогожниковском месторождении пласты ВК1, ЮК2–3 и ЮК4 также представлены песчаниками, алевролитами, и алевролитовыми глинами с прослоями угля. Пласты ЮК0, ЮК1 представлены битуминизированными и карбонатизированными глубоководными отложениями с высокой расчлененностью и сильной литологической неоднородностью по разрезу. Отложения Тр представлены вулканогенными эффузивными образованиями кислого, редко – среднего состава с подчиненными прослоями терригенных отложений с терригенным, поровым типом коллектора.
На Талаканском месторождении Восточной Сибири продуктивный пласт О-1 представлен доломитами, известковистыми доломитами и известняками доломитизированными с небольшими долями ангидритов с высокой зональной и послойной неоднородностью, большой расчлененностью и сложной структурой трещинно-кавернозно-порового коллектора.
Коллектор продуктивного пласта В10 Алинского месторождения представлен переслаиванием песчаников разнозернистых кварцевых с глинистым цементом, алевролитов, аргиллитов и гравелитистых песчаников с поровым типом коллектора.
Коллекторы пласта P2uI и P1k1 Ненецкого месторождения (НАО) представлены песчаниками с карбонатно-глинистым цементом, пласта P1k2 – известняками глинистыми с прослойками мергелей, пласта P1a-s – водорослеорганогенными известняками.
Все продуктивные пласты неоднородны, что оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа, на характер фильтрации жидкостей и газа и, соответственно, на обоснование технологий разработки залежей.
Характеристика пластовых флюидов Западной Сибири
В пределах Западной Сибири свойства нефти в условиях пласта отличаются многообразием как по степени газонасыщенности, так и по физическим свойствам. Так, в частности, газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 27–30 м3/т до 120–180 м3/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6–8 МПа до 19–22 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 0,6–1,0 мПа·с до 8–10 мПа·с. Как правило, для многопластовых месторождений реализуется «классическая» модель изменения характеристик нефти: с ростом глубины возрастает газонасыщенность пластовых флюидов, снижаются плотность и вязкость продукции скважин.
Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 827–916 кг/м3 (в среднем 875 кг/м3, т.е. сравнительно легкая по технологической классификации)характеризуется как средневязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 5,5 до 104 мПа·с при среднем значении 25 мПа·с), сернистая (содержание серы от 0,39 до 2,5% при среднем значении 1,2% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,76 до 6,61% при среднем значении 3,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 1,19 до 14,93% при среднем значении 7,2% масс.), выход светлых фракций до 350 °С около 50%.
В качестве наиболее «заметных» микрокомпонентов в нефти содержится ванадий (от 16 до 60 г/т) и никель (от 6 до 19 г/т).
Растворенный (нефтяной) газ выраженного метанового типа (концентрация метана 75–5% объемных) – с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот – в среднем не более 3%
объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах – значительно ниже 20 мг/м3).
Пластовые воды двух основных химических типов: хлориднокальциевые и гидрокарбонатно-натриевые. Минерализация вод низкая (в среднем 10–30 г/л), основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, кальция, магния, гидрокарбоната. В условиях пласта воды насыщены газом метанового типа (концентрация метана – более 95%).
Характеристика пластовых флюидов Восточной Сибири
К настоящему времени промышленная эксплуатация месторождений и поисковые работы ведутся в Республике Саха (Якутия). В качестве особенностей изученных месторождений следует отметить аномально низкие пластовые температуры (11–17 °С) и низкие пластовые давления.
Пластовые нефти в условиях залегания имеют относительно высокую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 60 м3/т до 100 м3/т, соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6,9 МПа до 9,9 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,4 мПа·сдо 6,6 мПа·с.
Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 831–862 кг/м3 (в среднем 842 кг/м3, т.е. легкая по технологической классификации), характеризуется как маловязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 8,4 до 36 мПа·с при среднем значении 12,8 мПа·с), преимущественно малосернистая (содержание серы от 0,10 до 0,72% при среднем значении 0,49% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,50 до 4,04% при среднем значении 2,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 2,89 до 21,90% при среднем значении 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С – около 48–50%. По результатам рентгенофлюоресцентного анализа содержание ванадия и никеля в нефти не превышает 5 г/т.
Особенностью дегазированной нефти осинского горизонта Талаканского месторождения является присутствие в ее составе легкокипящих серосодержащих компонентов.
Растворенный (нефтяной) газ метанового типа (концентрация метана 58–78% объемных) с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот – в среднем не более 2% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах – значительно ниже 20 мг/м3). Содержание гелия в растворенном газе редко превосходит пороговое значение – 0,005% объема.
Пластовые воды карбонатных отложений представлены рассолами с минерализацией около 400 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет 1240–1300 кг/м3, средняя плотность в условиях пласта около 1280 кг/м3. Средняя газонасыщенность пластовых вод составляет в среднем 0,36 м3/м3.
Состав водорастворенного газа преимущественно метановый, с высоким содержанием тяжелых углеводородов. Вязкость воды в условиях пласта и на поверхности аномально высокая (2,2–2,9 мПа·с) в связи с высокой минерализацией и низкой пластовой температурой.
Характеристика пластовых флюидов Ненецкого автономного округа (НАО)
В пределах поисковых и разведываемых лицензионных участков ПАО «Сургутнефтегаз» пластовые нефти (пермские отложения – уфимский,ассельско-сакмарский и кунгурский ярусы) в условиях залегания имеют относительно низкую степень газонасыщенности:
газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 22 м3/т до 40 м3/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается с 5,3 МПа до 7,6 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,8 мПа·сдо 8,8 мПа·с.
По данным испытания разведочных скважин, нефть девона имеет ряд аномальных свойств: при газовом факторе около 150–170 м3/т нефть в условиях пласта сравнительно вязкая (около 4,8 мПа·с), с давлением насыщения 20-23 МПа. Пробы дегазированной нефти из интервалов вскрытия девона показали аномально высокую температуру застывания (45-46 °С и выше 52 °С), что связано с высоким содержанием парафина (до 40% и более). 16
Дегазированная нефть (пермские отложения – уфимский,
ассельскосакмарский и кунгурский ярусы) в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 840–900 кг/м3 (в зависимости от района расположения скважин), характеризуется как маловязкая и средней вязкости (вязкость при 20 °С колеблется от 4,0 до 16 мПа·с при среднем значении около 12 мПа·с), преимущественно сернистая (содержание серы от 0,15 до 2,85% при среднем значении около 0,8% масс.), парафинистая (содержание парафина от 2,87 до 6,07% при среднем значении 4,5% масс.) преимущественно смолистая (содержание силикагелевых смол от 1,93 до 18,31% при среднем значении около 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С от 40 до 69%.
Пластовые воды представлены рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией около 165 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет в среднем 1 115 кг/м3, средняя плотность в условиях пласта – около 1 114 кг/м3.
1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Быстринском месторождении
Таблица 1 – Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения
| Параметры | Пласты | ||||
| АС7 | АС8 | АС9 | БС1 | ||
| Средняяглубиназалеганиякровли,м | 1878 | 1887 | 1903 | 2027 | |
| Типзалежи | пластово-сводовый | пластово-сводовый,литолог.-огранич.,структ.-литолог. | |||
| Типколлектора | поровый | ||||
| Средняяобщаятолщина,м | 5,7 | 16,1 | 14,1 | 5,4 | |
| Средняягазонасыщеннаятолщина,м | 3,3 | 5,7 | 4,3 | – | |
| Средняяэффективнаянефтенасыщеннаятолщина,м | 2,9 | 6,6 | 3,7 | 3,2 | |
| Средняяэффективнаяводонасыщеннаятолщина,м | 2,6 | 3,5 | 4,0 | 3,0 | |
| Коэффициентпористости,долиед. | 0,25 | 0,23 | 0,25 | 0,27 | |
| КоэффициентнефтенасыщенностиЧНЗ,долиед. | 0,53 | 0,49 | 0,53 | 0,68 | |
| КоэффициентнефтенасыщенностиВНЗ,долиед. | 0,44 | 0,46 | 0,52 | 0,54 | |
| Коэффициентнефтенасыщенностипласта,долиед. | 0,52 | 0,49 | 0,53 | 0,66 | |
| Коэффициентгазонасыщенностигазовойшапки,долиед. | 0,62 | 0,52 | 0,76 | – | |
| Проницаемость,10–3мкм2 | 70 | 60 | 105 | 673 | |
| Коэффициентпесчанистости,долиед. | 0,7 | 0,6 | 0,3 | 0,6 | |
| Расчлененность,ед. | 1,9 | 4,7 | 3,2 | 1,3 | |
| Начальнаяпластоваятемпература,оС | 56 | 57 | 58 | 61 | |
| Начальноепластовоедавление,МПа | 18,8 | 18,8 | 19,0 | 20,7 | |
| Вязкостьгазавпластовыхусловиях,мПа·с | 0,016 | 0,016 | 0,016 | – | |
| Вязкостьнефтивпластовыхусловиях,мПа·с | 4,27 | 3,63 | 4,70 | 4,95 | |
| Плотностьнефтивпластовыхусловиях,т/м3 | 0,794 | 0,797 | 0,859 | 0,829 | |