Отчет по практике по добыче нефти и газа

- забойные   давления   в   высоко   и   низкопродуктивных   скважинах   примерно 
одинаковы, следовательно, технические причины не являются основными;

• проводимость пласта в районе высокодебитных скважин выше, чем в районе 
  низкодебитных,  следовательно,  одной из  основных причин является неоднородность 
  геологического строения;
• широкий диапазон удельных дебитов нефти, при учете ранее перечисленных

факторов  указывает  на недостаточно  высокую  эффективность  реализуемой  системы разработки.

Таким образом, определены две основные причины существенного  различия в производительности скважин:

• неоднородность геологического строения,

• не достаточно высокая эффективность реализуемой системы разработки. 
  Более детальный анализ нефтепромысловой информации показал следующее.

В пределах объекта  АС12 выделено четыре нефтеносных пласта - АС12², ACj2³⁽¹'⁾, АС₁₂³⁽²⁾, АС₁₂³⁽³⁾.

Пласты состоят из дискретных песчано-аккумулятивных тел (ПАТ). Эффективная толщина на периферии ПАТ кратно меньше, чем в центральной части. В связи с этим, гидродинамическая связь между ПАТ практически отсутствует.

Всего выделено следующее количество ПАТ:

ACi2² - 2, ACi2³⁽¹⁾- 9, АС₁₂³⁽²⁾- 7, ACi₂³⁽³⁾- 5.

Границы ПАТ показаны на картах нефтенасыщенных толщин в  графических приложениях.

Анализ геолого-промыслового материала показывает, что нефтенасыщенная толщина в границах отдельных ПАТ изменяется в среднем от 0.6 м на периферии до 7.5 в центральной части. В границах ПАТ располагается от 2 до 26 скважин, в среднем - 9. С максимальными дебитами нефти скважины эксплуатируются в центральных частях ПАТ (1 - 48.9 т/сут, в среднем - 16.5 т/сут), на периферии дебиты скважин по нефти 0.02 - 4.2 т/сут, в среднем - 0.5 т/сут. С наибольшей приемистостью работают нагнетательные скважины расположенные в центральных частях ПАТ (70 - 384 м³/сут, в среднем - 206 м /сут), на периферии приемистость 2.2 -38 м /сут, в среднем -38 м /сут.

Из промыслового материала  видно, что в тех случаях когда  нагнетательные и зависимые от них добывающие скважины находятся в различных ПАТ производительность добывающих скважин значительно ниже потенциальной.

3.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза

В основу стратиграфического расчленения района положены "Региональные стратиграфические схемы мезозойских  и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины", принятые на пятом Тюменском межведомственном стратиграфическом совещании в 1990 г., утвержденные МСК СССР в январе 1991 г.

Западно-Чигоринское месторождение  расположено в зоне сочленения Фроловской мегавпадины и Сургутского свода. Стратиграфический разрез в пределах данного месторождения соответствует стратиграфическому разрезу Фроловского нефтегазоносного района.

На Западно-Чигоринском  месторождении вскрыты юрские, меловые  и кайнозойские отложения осадочного чехла.

Доюрское основание вскрыто  в двух скважинах на соседней Айпимской  площади: в скв. 7 и скв. 4008.

В скв. 7 (инт. 3414-3415 м) керн представлен кварцевыми порфиритами, в верхней части выветрелыми и пелитизированными (инт. 3290-3330 м) /описание керна В.С.Бочкарева/. В скв. 4008 керн в инт. 3469-3475 м представлен гранит- порфиром (по результатам изучения в шлифе под микроскопом); в инт. 3377-3384 м керн макроскопически представлен белесовато- зеленовато- серой кристаллической породой со следами выветривания, под микроскопом эта порода диагностируется как аплит /описание Е.П. Кропотовой/. Вероятно, что она генетически связана с ниже залегающими гранит-порфирами, являясь их краевыми фациями и образуясь в результате кристаллизации остатков магмы.

На выветрелых палеозойских образованиях, относящихся к консолидированному фундаменту, залегает осадочный чехол, общая мощность которого составляет в пределах месторождений 3150-3350 м.

В основании чехла  залегают отложения заводоуковской серии (нижняя-средняя юра) мощностью  около 450 м. В ее составе выделяются горелая (плинсбах-аален) и тюменская (аален-низы келловея) свиты.

Горелая свита вскрыта скв. 7 и скв. 4008 Айпимского месторождения. В разрезе присутствуют радомская и тогурская глинисто- битуминозные пачки и заглинизированные пласты ЮС 10-ЮС11.

Тюменская свита имеет мощность около 350 м, характеризуется углисто-песчано-глинистым  составом.   В  составе  свиты  залегают  песчаные  пласты  ЮС2-9,  которые

обладают линзовидным  строением и низкими коллекторскими свойствами. Лишь пласты ЮС2-3, залегающие в кровле свиты, имеют коллекторские свойства промышленных классов и относительно устойчивое площадное распространение. К верхней части тюменской свиты приурочен отражающий горизонт Тю2. Более глубокие отражающие горизонты связаны с отложениями средней и нижней юры, границей раздела которых является ОГ ТюЮ.

Накопление нижне- среднеюрских отложений происходило в условиях плоских приморских равнин, на которые  в отдельные промежутки времени  ингрессировало море (плинсбах, тоар, аален, байос). Следы морских трансгрессий фиксируются в разрезе устойчивыми глинистыми пачками: тогурской, радомской, баграсской. Пласты ЮС2-3 связаны с инициально-трансгрессивными слоями глобальной келловейской трансгрессии, благодаря которой осадконакопление в келловее-поздней юре Западной Сибири происходило в глубоководных морских условиях. Эти отложения объединяются в абалакскую (келловей-кимеридж) и баженовскую (волжский ярус) свиты.

Абалакская свита имеет мощность 30-35 м и сложена темно-серыми и черными глинами с включением глауконита и прослоями известково-сидеритовых стяжений, известковых алевролитов и обильными остатками морской фауны и микрофауны, позволяющими датировать возраст свиты келловей-кимериджем.

Баженовская свита охватывает стратиграфический диапазон волжский ярус-берриас. Свита имеет мощность 25-30 м и сложена черными и буроватыми битуминозными глинами с прослоями радиоляритов и глинистых известняков. Породы имеют тонко- и микрослоистое строение. Накопление битуминозных пелитовых осадков, слагающих баженовскую свиту, происходило в условиях морского глубоководья (200-400 м) при дефиците терригенного осадочного материала. Пачка является региональным репером. С отложениями баженовской свиты связан динамически хорошо выраженный отражающий горизонт Б.

Баженовская свита является нижним, наиболее трансгрессивным элементом 
позднеюрско-неокомского         регионального седиментационного         суперцикла

трансгрессивно- регрессивного  типа. Глубоководная ванна, сформировавшаяся в поздней юре, заполнялась неокомскими осадками от перифирии к центру бассейна, чем и обусловлена наклонная мегаструктура неокомской осадочной толщи.

В неокоме в  пределах района работ выделяются ахская и черкашинская свиты, включающие  песчаные  пласты  и  маркирующие  трансгрессивные  глинистые  пачки,

имеющие большое  значение для сейсмологической корреляций разрезов Ахская свита (берриас-валанжин-готерив) имеет мощность 90-450 м и сложена преимущественно глинами с невыдержанными по простиранию песчаными пластами БС1, БС2-3 и ачимовской толщи. Глины темно-серые и зеленовато-серые, от тонкоотмученных до алевритистых и алевритовых с остатками водорослей, слюдой, стяжениями пирита, редким и мелким углистым детритом, остатками раковин двухстворок, аммонитов. Песчаники средне- мелкозернистые, алевритовые, светло-серые, содержат углистый детрит, слюду, слоистость- линзовидная, косая и горизонтальная. В песчаных фракциях пласт БС2-3 вскрыт в скв.З, 5, 4008, 4021. Пласт БС1 как коллектор на площади работ не установлен.

Ачимовская  толща в песчаных фациях вскрыта в скв. 5, 6, 7, 9, 4004, 4006, 4008, 4009, 4012, 4020, 4027, 4036, где выявлены породы коллекторы. Согласно скважинной корреляции на месторождении выделяются песчаные линзы, индексируемые как Ач1-Ач2, предположительно соответствующие по возрасту шельфовым пластам БС4-6. Для пород ачимовской толщи характерно обилие флюидальных и подводно-оползневых текстур, свидетельствующее о связи ачимовских песчаных тел с мутьевыми потоками и подводными оползнями. Песчаники ачимовской толщи содержат большое количество слюды, глиняные окатыши.

Согласно региональной стратиграфической схеме неокома  Западной Сибири (1990 г.) возраст ахской свиты берриас-готерив.

В составе ахской свиты  на Западно-Чигоринском месторождении  выделяется субрегиональный маркирующий  горизонт Нбс1- глинистая пимская  пачка, залегающая в кровле свиты. Пачка является устойчивым репером при геологических и сейсмостратиграфических построениях. К подошве пимской пачки приурочен отражающий горизонт Нбс1.

Черкашинская  свита (готерив-баррем) согласно залегает на ахской свите и является регрессивной частью пимского субрегионального седиментационного цикла. В составе свиты на Западно-Чигоринском месторождении выделяются песчаные пласты АС5-6, АС7-8, АС9, АС 10, АС11, АС 12, разделенные глинистыми пачками мелководно-морского генезиса. Песчаные пласты имеют незначительные мощности (менее 10 м) и линзовидное строение. К западу от Айпимского поднятия нижние пласты (АС 12, АС11) имеют клиноформное строение и последовательно глинизируются. Мощность черкашинской свиты составляет 240-520 м.

Алымская  свита аптского возраста трансгрессивно перекрывает черкашинскую свиту. Имеет преимущественно глинистый состав. Глины темно-серые, плотные, слюдистые, алевритистые.  В нижней части отмечаются прослои алевролитов серых, темно-серых, плотных, обычно линзовидно-слоистых. В кровле свиты выделяется глинистый кошайский МГ. С ним связан опорный отражающий горизонт М. Мощность алымской свиты 180-200 м.

На алымской свите согласно (регрессивно) залегает викуловская  свита, имеющая преимущественно  песчаный состав. Мощность свиты 250-280 м, в кровле ее выделяется песчаный горизонт ВК1. По палинологическим данным возраст викуловской свиты принят аптским.

Ханты-Мансийская свита (альб) трансгрессивно перекрывает викуловскую и сложена глинами (нижняя подсвита), переслаиванием глин и песчаников (верхняя подсвита). Мощность свиты около 300 м- это нижняя трансгрессивная часть хантымансийско-уватскогорегиоциклита.

Уватская  свита (альб-сеноман) сложена преимущественно песчаниками субконтинентального генезиса. Мощность свиты 300 м. В кровле свиты залегает песчаный горизонт ПК 1.

Вышележащая глинисто-кремнистая толща верхнего мела- палеогена играет роль 
регионального флюидоупора. В ее составе снизу вверх выделяются кузнецовская, 
березовская, ганькинская, талицкая, люлинворская, тавдинская свиты. Общая мощность 
толщи превышает 800 м. К основанию толщи приурочен опорный отражающий

горизонт Г.

В свою очередь  она перекрывается осадками континентального палеогена (некрасовская серия) и четвертичными отложениями мощностью 30-80 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Подсчет геологических  запасов нефти объекта АС12 Западно-Чигоринского месторождения выполнены с использованием трехмерной цифровой геологической модели созданной институтом СургутНИПИнефть с применением программ Petrel фирмы Sclumberger.

Основной исходной информацией  при построении геологической модели являлись координаты скважин, инклинометрия, кривые параметров Кп, Кнн, Кпр, структурные модели построенные в модуле CPS.

Куб литологии  строился методом Sequential Indicator Simulation с учётом изменения песчанистости по площади. Далее по прослоям коллекторов распространялись свойства пористости, проницаемости, нефтенасыщенности.

Исходя из степени  изменчивости структурного плана и  плотности геолого-геофизических наблюдений, расстояние между узлами сетки по осям X и Y составили 100 м, расстояние между узлами сетки по оси Z было взято 0.2-0.3 м.

Положение продуктивных пластов в трехмерном пространстве показано на рис. 3.1.

Размер модели - 20 965 230 узлов (181x286x405).

При создании гидродинамической  модели объекта АС12 была предпринята  попытка 
ремасштабирования геологической модели. Результаты оказались неудовлетворительными, так как не сохранялась основная особенность объекта - высокая расчлененность. В итоге было принято решение использовать в качестве геологической основы раздельно модели каждого из пластов (АС12², АС12³⁽¹⁾,АС12³⁽²⁾, АС12³⁽³⁾) выделенных в границах объекта АС12 при подсчете запасов без ремасштабирования. Эффект совместной эксплуатации пластов сохранен путем задания, в качестве исходных режимов работы скважин забойных давлений приведенных на середину пласта.

Размеры геолого-технологических  моделей:

• пласта ACi₂² - 4 514 400 узлов (181x286x88),
• пласта ACi2³⁽¹⁾ - 5 745 600 узлов (181x286x112),
• пласта ACi₂³⁽²⁾ - 3 437 100 узлов (181x286x67),
• пласта ACi₂³⁽³⁾ - 7 079 400 узлов (181x286x138).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ Обоснование выделения эксплуатационных объектов

На Западно-Чигоринском  месторождении выделено 5 нефтеносных  пластов АС12-2, ACi2-3(i), ACi2-3(2), ACi2-3(3), ЮСо.

Геолого-физическая характеристика пластов приведена в табл. 6.1.1.

Коллекторские свойства пластов и физико-химические свойства флюидов горизонта АС12 близки.