Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

Введение.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК), является областью стратегических интересов  России. Он оказывает влияние на формирование отношений в налогообложении, внешнеторговой, валютной и социальных сферах.

Политика нефтегазодобывающих  предприятий связана с интенсивным вовлечением в разработку новых и уже разрабатываемых месторождений. Эффективность разработки зависит от свойств продуктивных пластов. В Ханты – Мансийском автономном округе большинство месторождений разрабатывается уже более 10 лет, то извлечение углеводородного сырья стало очень трудным. Для увеличения добычи углеводородного сырья на предприятиях применяют различные методы, такие как химическое, теплофизическое и механизированное воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП).

На предприятиях ОАО «Юганскнефтегаз» интенсивно используется механизированный способ воздействия на ПЗП, в частности гидроразрыв пласта.

В данной работе будут рассмотрено применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность.

1. Орография района работ

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного  округа Тюменской области.

Район работ  удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км   к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Приобская площадь  северной своей частью расположена  в пределах Обской поймы - молодой  аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

 Гидрографическая  сеть представлена протокой Малый  Салым, которая протекает в  субширотном направлении в северной  части площади и на этом  участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной  зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5⁰ С). Абсолютный минимум -52⁰ С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +17⁰ С), абсолютный максимум  +33⁰ С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые  почвы на сравнительно возвышенных  участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится  в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0⁰ С.

На сопредельных территориях (на Приобском месторождении  мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м  (Лянторское месторождение ). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к  площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.

1. Общие сведения о месторождении.

Приобское нефтяное месторождение  открыто в 1982 г. в результате бурения  и испытания разведочной скважины 151.

Месторождение расположено к северо-западу от Салымского и Приразломного месторождений.

Запасы нефти и растворенного газа выявлены в 11 продуктивных пластах: А³₁₂, А^1-2₁₂, А⁰₁₂, А^2-4₁₂, А¹₁₁, А⁰₁₁, А^2-3₁₀, А¹₁₀, А⁰₁₀, А₉, А₇ и утверждены в ГКЗ СССР – протокол 10581 от 27.12.88 г.

Балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, по категории С₁ составляют 1827,8 млн.т., извлекаемые 565,0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым.

В 1989 г. тематической партией «ЮНГ»  подсчитаны запасы категории С₁, расположенные в охранной зоне и в соответствии с решением ГКЗ СССР (протокол №10581 от 27.12.88 г.), переведены в забалансовые в объеме 426,5 млн.т. Извлекаемые запасы в природоохранной зоне составили 120,1 млн.т.

Балансовые запасы нефти категории  С₂ составляют 524073 тыс. т., извлекаемые – 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,093.

Приобское месторождение имеет  ряд характерных особенностей:

• крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;
• труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;
• по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части. В этой связи возникают осложнения, связанные с обустройством правобережья для ОАО «Юганскнефтегаз»;
• наличие рыбоохранных зон шириной 1-2 км;
• строение продуктивных пластов сложное, средняя толщина проницаемого прослоя 0,4-0,8 м, проницаемость – 1-40* 10^-3 мкм² (1-40 мД);
• все залежи нефти литологически экранированные;
• удельные притоки составляют 0,67-2,3 м³/сут. м;

притоки нефти в разведочных  скважинах получены после интенсификации при низких динамических уровнях 700-1890 м.

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА

МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Стратиграфия месторождения.

      Геологический разрез  Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000 м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

      Доюрские образования (Pz). В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650 м.

      Юрская система (J). Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J₁₊₂), абалакская и баженовская свиты (J₃).

     Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450 м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973 м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит.

      Абалакская  свита, сложена темносерыми до  черного цвета, участками известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

      Отложения  баженовской свиты, представлены  темно-серыми, почти черными, битуминозными  аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

      Меловая система (K). Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами.

      В составе нижнего  отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

      Нижняя часть ахской  свиты (K₁^g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

      В верхней части  ахской свиты выделяется выдержанная  пачка тонкоотмученных, темно-серых,  приближающихся к серым пимских  глин.

      Общая толщина  свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415 м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС₁-БС₁₂.

      Разрез черкашинской  свиты (K₁^g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС₇, АС₉, АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂. Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.

      Выше залегают  темно-серые до черных глины  алымской свиты (K_1a), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240 м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

      Викуловская свита (K₁^a-al) состоит из двух подсвит. Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.

      Ханты-Мансийская свита (K₁^a-₂^s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.

      Уватская свита (K₂^s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.

      Берцовская свита (K₂^k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмориллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.

      Ганькинская свита (K₂^mP₁^d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82 м.

      Палеогеновая  система (P₂). Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.

      Талицкая свита,  сложена толщей глин темно-серых,  участками алевритистых. Встречаются  перитизированные растительные  остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.

      Люлинворская свита,  представлена глинами желтовато-зеленными,  в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.

      Тавдинская свита,  завершающая разрез морского  палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.

      Атлымская свита,  сложена континентальными аллювиально-морскими  отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно  кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.

      Новомихайловская  свита - представлена неравномерным  переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами  и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.

      Туртасская свита  состоит из глин и алевролитов  зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.

      Четвертичная  система (Q). Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м [1].

2.2. Тектоническое строение.

      Приобская структура  располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

      Современный структурный  план доюрского основания изучен  по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

      По отражающему  горизонту «Дб», приуроченному к  кровле быстринской пачки прослеживаются  Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скважины 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скважины 606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие [13].

2.3. Характеристика геологического строения.

      Геологический разрез  Приобского нефтяного месторождения вскрыт до глубины 3190 м (скважина15 ХМ).

      Разрез в стратиграфическом  отношении представлен терригенными  отложениями юрской, палеогеновой  и четвертичной систем.

      Объектом изучения  являются осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, с которыми связана промышленная нефтегазоносность.

      Продуктивными являются  нижнемеловые отложения готеривбарремского  возраста - пласты АС³₁₂, АС^1-2₁₂, АС⁰₁₂, АС^2-4₁₁, АС¹₁₁ ,АС⁰₁₁,АС^2-3₁₀, АС¹₁₀, АС⁰₁₀, АС₉, АС₇.

      Проницаемые породы имеют простирание северо-восточное и субмеридиональное. Практически для всех пластов характерно увеличение суммарных эффективных толщин, коэффициента песчанистости к центральным частям зон развития коллекторов.

Однако улучшение коллекторских  свойств происходит в восточном (для пластов горизонта АС₁₂) и северо-восточном (для пластов горизонта АС₁₁) направлениях.

      Все залежи нефти  на Приобском месторождении литологически  экранированные [4].

           Пласт А³₁₂. Средняя глубина залегания - 2695 м. В пределах пласта выявлено 5 залежей нефти, которые в виде цепочки песчаных линзовидных тел имеют северо-восточное простирание. Общая толщина пласта колеблется от 3,2 до 37 м. Наблюдается тенденция увеличения толщин в каждой песчаной линзе в северо-восточном направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в среднем составляет 4,4 м. В разрезе пласта А³₁₂ выделяется от 3 до 14 прослоев коллектора. Коэффициент расчлененности равен 5, коэффициент песчанистости - 0,49. Проницаемость пласта по данным исследования керна очень низкая и составляет всего 4,8 мД.

      Пласт  А^1-2₁₂. Средняя глубина залегания - 2673 м. В пределах пласта выделено две залежи: основная и залежь в районе скважины 419. Основная залежь самая крупная на месторождении имеет размеры 45х25 км и высоту 176 м. Пласт представлен в виде мощного субмеридионально - вытянутого линзовидного песчаного тела. Общая толщина пласта изменяется от 17 до 75 м, уменьшаясь в западном направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 11,3 м. Пласт А^1-2₁₂ имеет самую высокую расчлененность, которая равняется 10. Коэффициент песчанистости составляет 0,40. Проницаемость пласта по керну очень низкая - 5,4 мД.

      Пласт  А⁰₁₂. Средняя  глубина залегания - 2639 м. В пределах пласта, который имеет ту же зону простирания, но меньше по размеру, чем пласт А^1-2₁₂ , выделяют две залежи нефти. Основная залежь имеет размеры 41х14 км и представляет собой линзообразное тело. Общая толщина пласта уменьшается от 38 до 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 27,0 до 0,6 м (скважина 255), при среднем значении 6,1 м. Пласт А⁰₁₂ наиболее изменчив по толщине. Средний коэффициент расчлененности равен 7, средний коэффициент песчанистости - 0,28. 72,2 % толщины пласта составляют пропластки с толщиной менее 1 м. Проницаемость пласта по данным исследования керна составляет всего 4,8 мД. Покрышка горизонта А⁰₁₂ представлена толщей глинистых пород до 60 и более метров.

      Пласт  А^2-4₁₁. Средняя глубина залегания - 2572 м. Пласт имеет очень сложное строение. Формирование пород-коллекторов происходило большей частью в условиях шельфового мелководья при активной деятельности моря. В пределах пласта выделено 7 залежей нефти. Общая толщина пласта увеличивается на северо-восток до 78,6 м (скважина 246). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 11,0 м в том же направлении. Среднее значение нефтенасыщенной толщины - 3,6 м. Средняя величина коэффициента песчанистости - 0,13, коэффициент расчлененности - 5. Пропластки толщиной менее 1 м составляют 79,4 %. Проницаемость пласта по геофизическим данным составляет 8 мД, по керну - 16 мД.

      Пласт  А¹₁₁. Средняя глубина залегания пласта - 2469 м. Основная залежь в виде широкой полосы имеет северо-восточное простирание. Кроме того, в районе разведочной скважины 151 выделена залежь в виде песчаной линзы. К пласту АС¹₁₁ приурочена вторая по значению залежь нефти, которая имеет размеры 48х15 км, высота - 112 м. Общая толщина пласта составляет 20-30 м, увеличиваясь до 47 м (скважина 246) на северо-восток. Эффективные нефтенасыщенные толщины имеют тенденцию к увеличению на северо-восток до 41,6 м в скважине 246, при среднем значении 10,6 м. Коэффициент расчлененности составляет 8. Пласт АС¹₁₁ имеет самые высокие значения коэффициента песчанистости - 0,47 и проницаемости по керну - 47 мД.

      Пласт  А⁰₁₁. Средняя глубина залегания пласта - 2464 м. Пласт представлен в виде линз, приуроченных к погружным участкам присводовой части и имеющих незначительную зону развития. В пределах пласта выделены две залежи нефти в районе скважин 409 и 172. Общая толщина пласта меняется от 8,6 до 22,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,8 м. Средний коэффициент расчлененности - 4.

      Пласт  АС^2-3₁₀. Средняя глубина залегания - 2591 м. В пределах пласта выявлено три залежи нефти: основная залежь и залежи в районе скважин 243 и 295. Наиболее значимая по запасам основная залежь имеет размеры 31х11 км, высота - 292 м. Пласт представлен в виде линзовидных песчаных тел, приуроченных к западному погружению структуры. Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 64,0 м (скважина 295). Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 6,6 м, изменяясь от 0,8 (скважина 180) до 15,6 м (скважина 181). Средний коэффициент песчанистости - 0,33. Коэффициент проницаемости по геофизическим данным - 18 мД.

      Пласт  АС¹₁₀. Средняя глубина залегания пласта - 2502 м. Пласт развит в центральной части, локальные участки коллекторов прослеживаются и в северной части изучаемой площади (район скважина 255, 330, 420). В пределах пласта выделено две залежи: основная и в районе разведочной скважины 420. Размеры основной залежи 38х13 км, высота до 120 м. Общая толщина пласта имеет тенденцию увеличения в западном направлении от 6 до 33 м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 3,5 м. Средний коэффициент песчанистости - 0,30, коэффициент расчлененности - 4,0, проницаемость по данным исследования керна - 19 мД.

      Пласт  АС⁰₁₀. Средняя глубина залегания пласта - 2470 м. От нижележащего пласта АС¹₁₀ пласт АС⁰₁₀ отделяется глинистой перемычкой со средней толщиной 25-30 м. Покрышка из глинистых пород над горизонтом АС₁₀ имеет толщину 10-60 м, увеличиваясь с востока на запад. Пласт представлен тремя небольшими залежами в виде субмеридиально–вытянутых песчаных линз. Общая толщина пласта увеличивается на север от 5,6 до 14,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,6 до 4,0 м и в среднем составляет - 2,8 м. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,27, имеет тенденцию увеличения в южном направлении. Коэффициент расчлененности - 4; проницаемость, принятая по аналогии, составляет 19 мД.

      Пласт  АС₉. Средняя глубина залегания - 2450 м. Пласт имеет ограниченное распространение. В пределах пласта выявлено пять небольших залежей нефти. Общая толщина нефти изменяется от 11,2 до 26,4 м, эффективная нефтенасыщенная от 0,4 до 7,2 м и в среднем составляет 4,6 м. Средний коэффициент песчанистости составляет 0,24, коэффициент расчлененности - 5. Проницаемость принята по аналогии и составляет всего 5 мД.

      Пласт  АС₇. Средняя глубина пласта - 2328 м. Пласт представлен набором песчаных линз, расположенных в северо-восточном направлении. В пределах пласта выделено 5 залежей нефти. Основная залежь имеет размеры 46х8,5 км, высота - до 91 м и расположена с юго-запада на северо-восток (южная граница проведена условно). Общая толщина пласта изменяется от 7 до 17 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта от 1,2 до 7,8 м, в среднем составляет 3,5 м. Средний коэффициент песчанистости - 0,30; коэффициент расчлененности - 4; проницаемость, принятая по аналогии, составляет 19 мД [4].

Основные показатели неоднородности продуктивных пластов  приведены в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1.

Основные показатели неоднородности продуктивных пластов Приобского месторождения (по данным ГлавТюменьГеологии).

- коэффициент песчанистости, рассчитанный  для проницаемой части пласта, т.е. от кровли верхнего проницаемого  пропластка до подошвы нижнего  проницаемого пропластка в продуктивном пласте.

Геолого-физическая характеристика пластов.                                                               Таблица 2.3.2.