Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации

 

 

ВВЕДЕНИЕ.

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно  влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт. Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности , поэтому , наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений , одним из которых является Приобское месторождение ( по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России ) .

Балансовые запасы нефти в данном месторождении, 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.

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 0бщие сведения о районе  месторождения

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Район удален на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийск, и на 100 км от города Нефтеюганск. В настоящее время район относится к числу наиболее экономиически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объемов геолого-разведочных работ. Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, Приразломное, Правдинское. К югу-востоку от месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепровод 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 30-35 м. Южная часть площади тяготеет плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции.

 

1.2 Стратиграфия и тектоника

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (долее 3000 м) терригенных отложений осадочного чехла мезокайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания. В разрезе доюрской толщи выделяются два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелатами и метаморфизованными известняками.

Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс составляет менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной 650 м. Юрская система предстовлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

В ее составе выделяются тюменская, абалокская и баженовская свиты. 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 представлена темно-серыми, почти темными аргиллитами плотными, массивными, алевритистыми, местами известковистыми глауконитовыми остатками раковин пелиципод; белемнитов, образовавшимися в условиях нормального морского режима. В основании встречаются песчаники, алевролиты, оолитовые сидериты. Толщина свиты 17-32 м.

Баженовская свита сложена в основном аргиллитами темно-серыми, почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых, прослоями массивными, битуминозными, слюдистыми с очень подчиненными значением известняков и мергелей. Для разрезов свиты характерна следующая закономерность - в верхней части чаще встречаются бурые породы, в средней черные, а в нижней карбонатные или породы с аутигенным кремнеземом. Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, обугленного растительного детрита и фауны аммонитов, пелиципод, фараминифер, и радиолярий.

 Залегание пород баженовской свиты почти горизонтальное и кровля ее четко фиксируется на Приобской площади, мощность свиты составляет 26-38 м. Меловая система на территории Приобского месторождения развита повсеместно и представлена двумя отделами нижним и верхним.

Нижний отдел представлен ахской, черкашинской. алымской, викуловской и ханты-мансийской свитами.

 Этаж нефтегазоносности на Приобском месторождении охватывает толщу осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км, но все же основ-ные запасы нефти на месторождении сосредоточены в отложениях неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400 м).

При подсчете запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов- АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0, АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.

Пачка продуктивных пластай АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В ее составе выделено три пласта АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4- до 10 метров.

Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2750 метров и является литологической экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8 до 1,4 м. Дебиты нефти составляют от 1,02 мЗ/сутки до 7,5 мЗ/сутки при Нд=1327 метров. Открытая пористость изменяется от 15 до 20%, нефтенасыщенность от 0,49 до 0,84; песчанистость от 0,017 до 0,57; вскрытые нефтенасыщенные толщины от 0,6 м до 32,4 м. Размер литологически экранированной залежи составляют 25,2x7,5км, высота 126 м. Залежь АС12/3 в районе скважины 241 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов.

Дебиты нефти не велики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 мЗ/сут. Размеры залежи 18x8,5, высота 70 м.

Залежь пласта АС12/3 вскрыта на глубинах 2632-2672 м и представляет со-бой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры.

Нефтенасыщенные толщины, как и предыдущих залежах, максимальное на востоке 6 м и минимальное на западе 1 м. В скважине 234 при испытании интервала 2646-2656 м приток нефти 13,9 мЗ/сут. при Нд=1329м. Размеры залежи 8,5x4 км, высота 40 м, тип и литологический, экранированный.Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м3 .Приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода всего 5,2 м между ними. С трех сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи и восточную. Дебиты нефти изменяются от 1мЗ/сут при Нд до 26 мЗ/сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры литологической экранированной залежи 45x25 км, высота 176 м. В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи в районе скв. 4Х-М (7,5x7 км, высотой 7 м) и в районе скв. 330 (11x4,5, высотой 9 м). Обе залежи литологического экранированого типа.

Пласт АС12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41x14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от 1 мЗ/сут при динамических уровнях до 48 мЗ/сут (8 мм штуцер). Небольшая изолированная залежь выявлена в районе скв. 331, размеры ее 5x4,2 км, высота 21 м.

Дебит нефти 2,5 мЗ/сут при динамическом уровне 1932 м. Покрышка горизонта АС12/0 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС11, в состав которых входят АС11/0, АС11/1, АС11/2, АС11/3. АС11/4.

Три последних объединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади.

В зонах развития коллекторов, тяготеющих присводовым участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до78,6 м в скв.246).

На юге-востоке (скв. 151) этот горизонт представлен лишь пластом АС 11/2, в центральной части скв. 262 - пластом АС11/3, на севере скв. 246-24 7 - пластом АС11/2-4. выделено восемь небольших по размерам и по площадям отдельных залежей в пласте АС 12/2-4, вскрытых 1-2 скважинами каждая. Дебиты в диапазоне от 0,4 скв. 252 до25,5 мЗ/сут при динамических уровнях 801-1284 м. Основная залежь АС11/1 является второй по значению в пределах месторождения. Пласт АС 11/1 развит в присводовой части вилообразного поднятия субмеридиального простирания, осложняющего моноклиналь. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации,а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 4-8x15 км, высота 112 м. Дебит изменяется от 2,4-6 мЗ/сут при динамическом уровне 1195 м до 118 м/сут через 8 мм штуцер. Имеется линзовидная залежь в районе скв. 151 (5x3,2 км, высотой 7м).Пласт АС 11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8x5,5км, вторая 4,7x4,1 м. Обе залежи литологический экранированного типа имеют нефтенасыщенные толщины от 2 до 4 м. Характеризуются притоками нефти от 4- до 14- мЗ/сут.

Горизонт АС 10 вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС10/2-3, АС10/1, АС10/0. Основная залежь АС10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи литологический экранированный, размеры 31x11 км, высотой до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Небольшие литологический экранированные залежи зафиксированные в районах скважин 243(8x3,5 км) и 295(9,7х 4 км).Нефтенасыщенные толщины 1,6 - 8,4 м. Дебиты нефти 5,7-8,4 мЗ/сут. При динамическом уровне 1248 м.

В пределах зон развития пласта АС10/1 в песчаных фациях выделены четыре залежи. Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492м. Размеры залежи 38x13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м.

Безводные притоки нефти составили от 2,9 при динамическом уровне 1064м до 6,4 мЗ/сут переливом на 2 мм штуцере.

В районе скважин 255, 420, 330 выявлены литологический кранированные залежи небольших размеров (6x4 км) с нефтенасыщенными толщинами от 0,8 до 5,2 км. Завершает разрез пачки пластов АС10, продуктивный пласт АС10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридианального простирания.

Залежь АС10/0 в районе скважины 242 литологический экранированная. Дебит нефти составляет 4,9-9 мЗ/сут при динамических уровнях 1261-1312м.

Размеры 15 х 4,5 км, высота до 58 м. Залежь АС10/0 в районе скв. 239 размерами 9x5 км, высотой 63 м. Нефтенасыщенные толщины от 1,6 до 2,4 м, дебиты 2,2-6,5 мЗ/сут. В районе скд. 180 литологический экранированная залежь размерами 6,2 х 4,5 км. Нефтенасыщенная толщина 2,6 м. Дебит 25.9 мЗ/сут. При динамическом уровне 1070м.

Горизонт АС9 имеет ограниченное распространение и представлен о биде отдельных фациальных зон, располагающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения. На востоке месторождения выявлены три небольших (6хЗ,6км) залежи в районе скв.406, 411, 408. Все залежи литологический экранированные. Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет очень мозаичную картину во размещении нефтеносных полей.

 

1.3 Характеристика продуктивных  пластов.

Для продуктивных пластов неокомского возраста Приобского месторождения характерны следующие общие черты:

1. Состав алеврито-песчаных пород аркозовый, кварцполевошпатовый.
2. Поровый, пленочный, порова-пленочный цемент, по составу глинистый, реже карбонатно-глинистый.
3. Преимущественно мелкозернистый гранулометрический состав песчаников.
4. Тип коллекторов - поровый.

Горизонт АС12 представлен неравномерным довольно тонким чередованием песчаников и алевролитов с прослоями уплотненных глин.

Нередки и прослои карбонатных пород или песчано-алевролитовых разностей с кальцитовым цементом. Содержание песчаной фракции по пластам горизонта составляет 37-40%.

В обломочной части пород коллекторов горизонта АС и наблюдается преобладание кварца (43,4-46,4%) над полевыми пшатами (40-45,5%) при небольшом количестве обломков пород (10,4-13%), представленных кварцевыми, кремнистыми разностями, эффузивами и сланцами. В глинистом цементе наблюдается довольно значительное содержание каолинита (47,4%). Содержание хлорита 34%, гидрослюды 18,4%.

Породы-коллектора пласта АС3 представлены цепочкой песчаных линзовидных тел северо-восточного простирания. Коэффициент песчанистости пласта имеет тенденцию увеличиваться в северо-восточном направлении и колеблется от 0,004 до 0,7 (в среднем 0,29). Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14 (Крср=5). Средне здешенная по толщине средняя величина открытой пористости равна 17,5%, проницаемость 0,001мкм2, остаточная водонасыщенность 58,9%, карбонатность 3,05%. Породы-коллекторы пласта АС121-3 как известно занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде мощного субмеридионального вытянутого линзовидного песчаного тела. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,04 до 0,63, составляя в среднем 0.29. Коэффициент расчленености увеличивается с повышением величины эффективной толщины пласта и изменяется в пределах от 1 до 33 (Крср=10).