Гидродинамические исследования скважин на Северо-Хоседаюском месторождении

ВВЕДЕНИЕ

Под гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС) понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным  программам: замер с помощью глубинных  приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени  и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая  обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках - параметрах пластов и скважин и т д.

Гидродинамические исследования скважин на Северо-Хоседаюском месторождении  проводились двумя методами: установившихся отборов (построение индикаторных диаграмм) и восстановления забойного давления (КВД).

Гидродинамическими исследованиями на Северо-Хоседаюском месторождении  охвачен практически весь фонд поисково-разведочных  скважин, в большей степени методом  установившихся отборов, в меньшей  – восстановлением забойного  давления.

Регистрация восстановления забойного давления в открытом стволе в процессе бурения скважины осуществлялась при помощи глубинного манометра, входящего  в компоновку испытательного инструмента  КИИ-146. Испытание скважин пластоиспытателями проводилось не только в известных  продуктивных интервалах, но и в  интервалах неопределенной продуктивности.

В общем комплексе проблем  разработки месторождений углеводородов  важное место занимает начальная  и текущая информация о параметрах пласта - сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого-промысловых  условиях, добывных возможностях скважин  и др. Объем такой информации о  параметрах пласта весьма обширен.

Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и  косвенные методы, основанные на интерпретации  результатов исследований скважин  геолого-геофизических исследований, лабораторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых  флюидов при различных условиях, данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС.

Гидродинамические исследования скважин направлены на решение следующих  задач:

- измерение дебитов (приемистости) скважин и определение природы флюидов и их физических свойств;

- измерение и регистрация во времени забойных и пластовых давлений, температур, скоростей потоков и плотности флюидов с помощью глубинных приборов (датчиков) и комплексов;

- определение параметров пластов - гидропроводности в призабойной и удаленных зонах пласта, скин-фактора, коэффициентов продуктивности (фильтрационных сопротивлений) скважин; пространственного распределения коллекторов, типа пласта коллектора (его деформационных свойств), положения экранов, сбросов и границ (зон пласта), взаимодействия скважин; распределения давления в пласте, типов фильтрационных потоков и законов фильтрации в пласте и других параметров - по результатам обработки и интерпретации данных измерений и регистрации давлений и дебитов различными типами и видами ГДИС,

- оценка полученных результатов, и исходных замеренных данных.

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Северо-Хоседаюское нефтяное месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской  области в 250 км восточнее-северо-восточнее административного центра г. Нарьян-Мара – крупного речного и морского порта на Крайнем северо-востоке Европейской части России.

Ближайший к месторождению  населённый пункт – посёлок Хорейвер, находится в 60 км к юго-западу. Железнодорожные станции – г.Инта и г.Усинск – расположены на расстоянии около 200 км юго-западнее месторождения.

Нефтепровод, построенный  до Харьягинского месторождения, подключен  к магистральному нефтепроводу «Ярославль-Ухта»  и связывает центр Европейской  части России с Возейским и  Усинским нефтяными месторождениями, разрабатываемыми ОАО «Лукойл-Коми».

В географическом отношении  месторождение приурочено к северо-восточной  окраине Восточно-Европейской равнины, в центральной части Большеземельской тундры в Хорейверской впадине и  находится за Полярным кругом.

Местность представляет собой  типичную для тундры безлесную ландшафтную  зону субарктического пояса с  характерной мохово-лишайниковой растительностью, низкорослыми травами, карликовыми (до 0,8 м) деревьями, и редкими кустарниками на тундрово-глеевых почвах.

Это слабохолмистая моренная равнина (абсолютные отметки 115 ÷ 170 м) с незначительным понижением гипсометрического уровня в юго-западном направлении. Преобладающими формами рельефа являются холмы (максимальные отметки до 179 м), увалы и моренные гряды «Мусюры», вытянутые преимущественно в юго-западном направлении, чередующиеся межгрядовыми понижениями и озерными котловинами.

Поверхность характеризуется  сильной заболоченностью (около 40 % площади). Болота, в основном, труднопроходимые, глубиной 1,0 ÷ 1,5 м.

Гидрографическую сеть составляют реки и ручьи: на юго-западе река Колва (приток Усы) и ее притоки Серьер, Лапкосе, Ябтосе; на северо-востоке - Ярейяха, Порчтовис (притоки р. Морейю). Территория изобилует озерами, наиболее крупные  из них Порчто, Большой и Малый  Изъяты. Замерзают реки и озера  во второй половине октября, а вскрываются  в конце мая.

Климат района субарктический с избыточным увлажнением, с холодной продолжительной зимой (средняя  температура января от -16 до -20°С) и  коротким прохладным летом (средняя  температура июля от +8 до +12°С). Среднегодовая  температура воздуха составляет от -3 до -6°С. Среднегодовое количество осадков 400 ÷ 500 мм. Снежный покров устанавливается в начале октября, а сходит в конце мая – начале июня.

На площади развита  островная многолетняя мерзлота, глубина которой составляет 250 ÷ 350 м. На дневной поверхности нередко встречаются термокарстовые проявления, возникающие в результате вытаивания подземного льда. Глубина сезонного оттаивания мерзлоты 0,8 ÷ 2,5 м.

Коренное население ненцы  и коми занимаются оленеводством, рыбным и пушным промыслом.

Дорожная сеть на площади  отсутствует. Перемещение грузов и  персонала возможно гусеничным и  автотранспортом в зимнее время  и вертолетами круглый год. Бетонная дорога с асфальтовым покрытием  соединяет г.Усинск и пос.Харьяга.

На территории месторождения  имеют место и другие полезные ископаемые, такие как пески, песчано-гравийные  смеси и глины, используемые как  строительные материалы.

1.2 Тектоника и стратиграфия  разреза

Северо-Хоседаюское месторождение  расположено в пределах Колвависовского  нефтегазоносного района (НГР), входящего  в состав Хорейверской нефтегазоносной  области (НГО).

Осадочный чехол пробуренными скважинами вскрыт на максимальную глубину  3910 м и представлен отложениями палеозойской, мезозойской и кайнозойской групп. Стратиграфическое описание разреза приводится по данным подсчета запасов, выполненного в 1990 г. ПГО «Архангельскгеология».

Палеозойская группа (PZ). Отложения палеозойской группы залегают на верхнепротерозойском фундаменте, залегающем в районе месторождения  на глубине более 5,5 км. Они изучены бурением в объеме силурийской, девонской, каменноугольной и пермской систем.Силурийская система (S). В пределах Северо–Хоседаюского месторождения вскрываются только отложения верхнего отдела.

Девонская система (D). Франский ярус (D₃f) выделяется в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов. Нижний подъярус представлен тиманским горизонтом, средний – саргаевским и доманиковым горизонтами, верхний подъярус – ветласянским, сирачойским, евлановским и ливенским горизонтами.

Каменноугольная система (С). Отложения каменноугольной системы  представлены нижним, средним и верхним  отделами.

Пермская система (Р). Система  представлена отложениями нижнего  и верхнего отделов.

Мезозойская группа (MZ).

Триасовая система (Т). Нижний отдел (Т₁) чаркабожская свита (Т₁čв) отложения свиты залегают со стратиграфическим региональным размывом на верхнепермских отложениях. Разрез сложен глинами с прослоями песчаников и алевролитов.

Песчаники и алевролиты зеленовато-серые, иногда буровато-серые, полимиктовые, слабосцементированные, косослоистые, с присутствием по напластованию  чешуек мусковита и биотита, с  прослоями гравия и гальки.

Глины красновато-коричневые, монтмориллонитового состава, не слоистые и неясно слоистые, слюдистые, неизвестковистые, с редкими растительными отпечатками. Иногда глины зеленовато-серые (в  нижней части разреза), неясно-тонкослоистые  за счет ориентированного распределения  гидрослюдисто-хлоритового материала.

Толщина чаркабожских отложений  – 244 ÷ 278 м.

Юрская система (J). Нижний+ средний отделы (J₁₊₂) нижне-среднеюрский отделы сложены песком кварцевым, светло-серым, почти белым, мелкозернистым, слюдистым, горизонтально- и линзовидно-косослоистым, с тонкими прослойками и линзами глины, с редкими прослоями угля, с включениями гравия, реже валунов. Глины в зависимости от содержания углефицированных растительных остатков меняют окраску от серого до коричневого. Толщина – 167 ÷ 183 м.

Меловая система (К). Меловая система представлена нижним отделом. Нижнюю часть разреза слагают серые и зеленовато-серые (глауконитовые) глины и глинистые алевролиты, тонкослоистые, с прослоями опоковидных пород, с включениями хорошо окатанной гальки известняков и песчаников, с морской фауной. В верхней части развиты алевриты, пески и песчаники с подчиненными прослоями глин, содержащих растительный детрит, пыльцу и споры. Пески и алевролиты серовато-зеленые, глинистые, глауконитовые, с каолинитовым цементом, с обилием растительного детрита по плоскостям напластования, с прослоями и линзами угля. Толщина – 307 ÷ 337 м.

Кайнозойская группа – (KZ)

Четвертичная система  – (Q). Четвертичные отложения с размывом залегают на породах нижнемелового возраста. Представлены песками, супесями, глинами и суглинками с прослоями скоплений валунов. Пески разнозернистые, в основном, кварцевые с включениями гравия и гальки. Суглинки темно-серые, плотные, песчанистые, с детритом пелеципод. Осадки в нижней части разреза представлены моренно-ледниковыми образованиями, а в верхней части разреза - озерно-аллювиальными и эоловыми образованиями. Толщина – 240 ÷ 300 м.

В тектоническом отношении  Северо-Хоседаюское месторождение  приурочено к одноименной структуре, расположенной в центральной  части Хорейверской впадины –  структуры I порядка в составе  Печорской синеклизы.

Хорейверская впадина ограничена на западе Колвинским мегавалом, на востоке – валом Сорокина. Границы её с этими структурными элементами проходят вдоль Восточно-Колвинского и Варандейского глубинных разломов.

Фундаментом является верхнепротерозойский складчато-метаморфический комплекс. Осадочный чехол имеет мощность 3980 ÷ 6600 м, в пределах Северо-Хоседаюской площади – 5500 м.

По поверхности фундамента и нижнему структурному этажу (ордовикско-нижнедевонские отложения) Северо-Хоседаюская площадь  находится в пределах Большеземельского  свода, который расчленен тектоническими нарушениями субмеридионального и  северо-западного простирания на отдельные более мелкие блоки. Вершина  свода находится в районе Сандивейской структуры. Вверх по разрезу свод теряет свою амплитуду и размеры. Влияние древнего Большеземельского  свода во многом определило современную  структуру Хорейверской впадины, выразившееся в длительных стратиграфических  перерывах и глубоких по амплитуде  размывах на рубежах формирования всех структурных этажей.

По верхнедевонским и  вышележащим горизонтам в составе  Хорейверской впадины в качестве структур второго порядка выделяются Сандивейское поднятие (центральная  и южная часть впадины), Садаягинская ступень (северо-восток), Салюкинский  вал (на юге), Адзьвавомская (юго-восток) и Чернореченская депрессии (северо-запад).

1.3 Начальное состояние  продуктивных пластов

Подсчет запасов нефти  Северо-Хоседаюского месторождения  был выполнен в 1989-90 гг. Производственным геологическим объединением «Архангельскгеология»  на базе 16 поисково-разведочных скважин, вскрывших продуктивные отложения  фаменского яруса. Результаты подсчета были утверждены ГКЗ СССР (протокол № 10915, 1990 г.) по категориям С1 и С2 в следующих количествах:

Категория С1: геологические  – 55535 тыс.т;

                         извлекаемые – 22214 тыс.т. 

Категория С2: геологические  – 1805 тыс.т;

                         извлекаемые – 722 тыс.т.

Запасы категории С2 были выделены при утверждении запасов  ГКЗ в северной части залежи, не охарактеризованной данными глубокого  бурения, между скв.№№ 4 и 26. Соотношение  утвержденных запасов нефти категории  С1 к категории С2 на месторождении  составляет 97%, месторождение подготовлено к промышленной эксплуатации.

Надо отметить, что подсчет  запасов был выполнен по продуктивному  пласту D₃f₂, приуроченному к верхнему отделу франского яруса. Позже, в результате уточнения стратиграфической привязки горизонтов, уточнения этапов формирования рифогенной толщи и её фациального анализа, индексация продуктивного пласта и его стратиграфическая принадлежность были изменены. В Госбалансе пласт учтен как D₃fm III+IV фаменского яруса. Состояние запасов нефти на 01.01.2009 г. по месторождению представлено в таблице 1.1

Утвержденные ГКЗ по категориям С1 и С2 запасы продуктивного пласта D₃fm III+IV(D₃f₂) числятся на Госбалансе РФ по состоянию на 01.01.2009 г. Остаточные запасы категории С1 (за вычетом добычи 39 тыс.т) составляют 55496/22175 тыс.т.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Северо-Хоседаюского месторождения представлена в таблице 1.2

Таблица 1.1 - Состояние запасов нефти  на 01.01.2009 г.

Таблица 1.2 – Геолого–физическая характеристика продуктивного пласта

Продолжение таблицы 1.2

1.4 Состав и свойства  пород продуктивных пластов

Пласт D₃fm III-IV приурочен к рифогенным известнякам кровли нижнефаменского подъяруса и подошвы средне-верхнефаменского подъяруса, охарактеризован керном в 14 скважинах. Продуктивная толща представляет собой чередование известняков пористых, кавернозно-пористых, участками пористо-кавернозных и плотных, неравномерно трещиноватых. Коллекторами служат известняки водорослевые сферово-сгустковые и сгустково-сферовые, сгустково-комковатые, комковатые и строматолитовые, в подчиненном количестве включающие прослои известняков органогенно-обломочно-детритовых, тонкозернистых, участками онколитовых. Породы неравномерно перекристаллизованные, кальцитизированные, слабо доломитизированные, слабо глинистые (содержание нерастворимой примеси до 2 ÷ 3%), включают стилолиты, заполненные светло-коричневым битумом.

Лучшими коллекторскими свойствами обладают известняки водорослевые сферово-сгуствовые, сгустково-комковатые, комковатые, имеющие  высокую первичную пористость, что  послужило причиной для развития в них наиболее интенсивного выщелачивания. Данные разности известняков на 80 ÷ 90 % состоят из форменных компонентов, в различной степени гранулированных, перекристаллизованных. Сферы расположены, в основном, внутри сгустков. Сгустки и комочки состоят из пелитоморфного и тонкозернистого кальцита, отсортированы по размерам. Размер комков в мелкокомковатых разностях составляет 0,3 ÷ 0,5 мм, в крупнокомковатых - 0,5 ÷ 1,0 мм. Цементирующим материалом (10 ÷ 15%) служит кальцит разнокристаллический (от микро- до мелкокристаллического и средне-крупнокристаллический), участками кальцит и доломит. Типы цемента крустификационный и поровый.

Пустотное пространство представлено порами, кавернами и трещинами. Поры внутриформенные, межформенные и межкристаллические, округлой, овальной, изометричной, удлиненной, лапчатой, неправильной, сложной формы, сообщаются тонкими или расширенными выщелачиванием каналами. Размер пор  в сгустковых разностях известняков 0,02 ÷ 1,0 мм, в комковатых — 0,05 ÷ 1,0 мм, размер каверн – 1,0 ÷ 3,0 до 5 мм. Вторичные поры и каверны выщелачивания соединены открытыми трещинами шириной 15 ÷ 18 микрон. Трещины имеют повсеместное распространение, различную интенсивность развития и ориентировку, расширены выщелачиванием, вдоль их полостей развиты каверны. Наличие трещиноватости способствовало созданию участками сложных типов коллекторов: трещино-порового, трещино-каверного-порового и т.д.

В неэффективной части  пласта распространены известняки водорослевые сферово-сгустковые, сгустково-комковатые с базальным цементом (от 25% до 35%), детритово-шламовые, также известняки водорослево-пелитоморфные со сферами, комками, органогенным детритом и шламом. Известняки в разной степени глинистые, на периферийных участках с тонкими  прослоями аргиллитов известковистых, плотные с тонкими и мелкими  порами, редкими кавернами, расположенными в цементе изолированно друг от друга, участками трещиноватые, неравномерно перекристаллизованные и доломитизированные, кальцитизированные. Трещины осложнены  выщелачиванием, заполнены кальцитом  или темным глинистым материалом.

Покрышкой пласта служат плотные  глинисто-карбонатные отложения  средне-позднефаменского возраста, представленные известняками глинистыми, пятнисто-доломитизированными, с тонкими прослоями доломитов  и аргиллитов.

2. Состояние разработки месторождения

2.1 Текущее состояние разработки месторождения

Данные взяты из документа  «Проект пробной эксплуатации Северо-Хоседаюского месторождения». Настоящий проект пробной эксплуатации выполнен в связи с предстоящим вводом пребывающего в консервации Северо-Хоседаюского месторождения в разработку согласно выданной ООО «СК «Русвьетпетро» 08.09.2008 г. лицензии  НРМ № 00688 НР. При выполнении работы в качестве геологической основы приняты запасы, подсчитанные комплексной геологической экспедицией «Архангельскгеология» в 1990 г.

Северо-Хоседаюское месторождение, открытое в 1984 г. скв.1, в промышленную разработку не вводилось и до настоящего времени пребывает в консервации. Всего за период опытной эксплуатации скв.1, осуществлявшейся с 1984 г  по 1993 г  , из пласта D₃fm III+IV добыто  39 тыс.т безводной нефти.

Всего на месторождении  пробурено 19 скважин, из них 8 поисковых (скв.№№ 1, 2, 3, 4, 7, 11, 12, 33), 10 разведочных (скв.№№ 10, 18, 19, 21, 23, 24, 5, 14, 22, 26) и одна оценочная, законченная строительством позже остальных (скв.№ 30). Из общего числа скважин , 11 единиц (скв.№№ 1, 2, 3, 4, 5, 11, 12, 14, 22, 26, 33) или 58% пробуренного фонда, ликвидированы по различным  причинам. Остальные скважины находятся  в консервации (скв.№№ 7, 10, 18, 19, 21, 23, 24, 30).

2.2 Анализ режима разработки залежей

На дату составления  проекта пробной эксплуатации Северо-Хоседаюское  месторождение не разрабатывается. В период с 1983 по 1995 г.г. с целью поисков залежей углеводородов в отложениях перми-карбона, девона и силура, было пробурено 19 скважин. В настоящее время на месторождении 11 скважин ликвидированы, как выполнившие свое назначение и по техническим причинам, 8 скважин находятся в консервации. В период с 1984 г. по 1993 г. в опытной эксплуатации находилась одна скважина. За этот период по скв.№ 1 отобрано 39 тыс.т нефти. Эксплуатация проводилась с целью изучения режима нефтяной залежи, эксплуатационных характеристик, изменения устьевых и пластовых давлений. Перед вводом в опытную эксплуатацию были проведены гидродинамические исследования на скважине для определения продуктивности. Исследование на трех режимах прямого хода на штуцерах диаметрами 25, 3, 5 мм, результаты представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Результаты исследований скв.№ 1 в 1984 г.

В мае 1989 г. были проведены текущие исследования скв.№ 1 на трех режимах прямого хода на штуцерах диаметрами 7, 9, 12 мм. Основные результаты исследования на продуктивность приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Результаты исследований скв.№ 1 в 1989 г.

продолжалась до 1993 г. Среднесуточный дебит нефти составлял 30,13 м³/сут при диаметре штуцера 3 мм, при этом буферное и затрубное давления соответствовали 3,4 и 3,6 МПа.

В настоящей работе ввод Северо-Хоседаюского месторождения  в разработку предполагает как вывод  скважин из консервации, так и  бурение новых добывающих скважин:

• в 2010 г. рекомендуется вывод из консервации 8 скважин с дебитом продукции 65 м³/сут. Кроме того намечается бурение 15 наклонных и одной вертикальной скважины с дебитом 70 ÷ 160 м³/сут;
• в 2011 г. предлагается бурение разведочной скв.№ 35, с целью уточнения геологического строения в северной части залежи, горизонтальной скв.№ 1301, двух вертикальных скв.№№ 1501, 11301 и 6 наклонных скважин. Дебит жидкости по скважинам предполагается на уровне 60 ÷ 120 м³/сут;
• в 2012 г. рекомендуется к бурению 8 наклонно-направленных скважин и одна вертикальная скв.№ 11201 с дебитом 60 ÷ 100 м³/сут;
• в 2013 г. намечается бурение 7 наклонных скважин и одной вертикальной скв.№ 1801 с дебитом 60 ÷ 100 м³/сут;
• в 2014 г. планируется пробурить 8 наклонных скважин и одну вертикальную скв.№ 1701 с дебитом 60 ÷ 90 м³/сут;
• в 2015 г. намечается бурение 7 наклонных и одной вертикальной скв.№ 1601 с дебитом 60 ÷ 80 м³/сут;
• в 2016 г. рекомендуется бурение 9-ти наклонных и одной вертикальной скв.№ 1901 с дебитом 60 ÷ 80 м³/сут;
• в 2017 г. планируется пробурить 5 наклонных скважин с дебитом 60 м³/сут.

Продуктивный  пласт Северо-Хоседаюского месторождения  характеризуется относительно большой  глубина залегания, низким газосодержанием, значительной разницей между пластовым  давлением и давлением насыщения  нефти газом. Для оценки возможности  фонтанирования скважин приведён расчёт фонтанного способа подъёма продукции, при различных давлениях на буфере скважин и обводнённости добываемой продукции в интервале 0 ÷ 100 %. Расчёт представлен в таблице 2.3 с рисунком 2.1. При расчетах характеристик фонтанирования диаметр насосно-компрессорных труб принят равным 73 мм и предполагается, что фонтанный лифт спущен до верхнего интервала перфорации продуктивного пласта. Исходя из проведенного расчета на безводной нефти и буферном давлении 1 МПа, скважины будут фонтанировать при забойном давлении до 25,4 МПа.

     Таблица 2.3 – Определение давления фонтанирования