Новый метод поддержания пластового давления на Гремихинском месторождении

По тектонической схеме в отложениях пермской и каменноугольной системах прослеживается ряд других структурных отложений.

Свод складки пологий. Углы падения изменяются от 60 на юго-западе до 110 на северо-восточном крыле. Углы падения на северо-западной переклинали от 50 0 до 10.Дизьюнктивные нарушения отсутствуют.

В геологическом строении участвуют отложения протерозойской группы (рифейский и вендский комплексы), девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования.

В нижнем карбоне нефтеносность приурочена к нижней части тульского (Тл-I, Тл-II) горизонтов. В среднем карбоне продуктивными пластами являются башкирские отложения и прослои пористых известняков верейского горизонтов (В-I, В-II, В-III).

В отложениях карбона на Гремихинском месторождении выявлены три залежи нефти: в тульском и бобриковском горизонтах (стратиграфически объединены в единый комплекс - яснополянский надгоризонт), в башкирском ярусе и в верейском горизонте.

Залежи тульского и бобриковского горизонтов залегают на глубине 1200-1400 м. Залежь имеет изменчивый литологический состав коллекторов. Нефтенасыщенные пласты разделены непроницаемыми прослоями.

Пласт Бб-III имеет прерывистое строение, толщина его изменяется от 4,6 до 14 м. Пласты Бб-II и Бб-III прослеживаются во всех скважинах вскрывшими нижний карбон, толщина их меняется от 0,8 до 4 м.

В тульском горизонте промышленная нефтеносность приурочена двумя пластами Тл-I, Тл-II. Эффективная толщина Тл-I составляет от 0,8 до 3,8 м; Тл-II - от 1 до 7,6 м. Непроницаемый прослой между пластами Тл-I и Тл-II резко меняет свою толщину от 0,4 до 4 м (возможны с его полным выклиниванием).

Породы бобриковского и тульского горизонтов терригенные и сложены песчаниками, алевритами и аргиллитами. Песчаники - мелкозернистые, глинистые, известниковистые. Алевриты - глинистые, с включениями линз песчаника и обуглившихся растений.

Залежь нефти башкирского яруса А4 залегает на глубине 1075-1234 м. Породы башкирского яруса карбонатные порово-трещинные представляют собой известняки (содержание СаСО3 составляет 89,2-99,6%) органогенно-обломочные, лишенные либо содержащие в очень небольших количествах какие-либо минеральные примеси. Среди этих известняков выделяются две структурные группы: известняки шламовые и известняки детритовые и биоморфнодетритовые.

Известняки шламовые и детритово-шламовые слагают плотные пачки и прослои и распределены по всему разрезу пласта. Это светло-серые, почти белые плотные породы, 60-80% которых составляют тонкие (менее 0,1 мм) гранулированные обломки и комочки, представляющие собой неопределенные обломки органических остатков. Наряду с ними присутствуют отдельные камеры фораминифер, обломки водорослей и др. Цемент-пелитоморфный либо микрозернистый кальцит; тип цементации базальный либо порово-базальный.

Часто известняки рассекаются стилолитами, реже - трещинами. Стилолиты тонкие, мелкозубчатые, чаще всего заполнены глинисто-битумным веществом, по которому рассеяны микроскопления пирита. Ширина шва изменчива: 0,015-0,80 мм. Швы часто сопровождаются жилами кальцита, развивающимися по трещинам, параллельным шву; иногда от шва отходят тонкие (шириной 0,02 мм) извилистые трещинки, заполненные нефтью. Вертикальные трещины в этих породах редки. Шламовые известняки чаще всего не содержат нефти. Она присутствует лишь в примазках по редким трещинам.

1.3 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

пластовый давление закачка месторождение

Литологически породы пласта башкирского горизонта образованы не равномерным переслаиванием (с содержанием CaCO3 до 99,6%) светло-серых органогенно-облачных, плотных трещиноватых и пористых известняков.

В разрезе объект представлен переслаиванием карбонатных порово-трещиных коллекторов с незначительным содержанием каверн и плотных со слабо-зернистыми обломочными карбонатными частицами органического происхождения размером с 0,1 - 1,2 мм; диаметры поровых каналов меняются от 0,08 до 0,4 мм. Цементом пород служит кальций, составляющий 5-7 5 от общего объема пород. Местами по напластованию степень цементации, усиливаясь до базальтовой, приводит к полному замещению коллекторов на плотные непроницаемые породы. Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередование проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными неколлекторскими слоями. Некоторое представление об этой особенности можно получить из геологического профиля продуктивного пласта А4 башкирского яруса.

По своим фильтрационно-емкостным свойствам этот пласт подразделяется на три части - верхнюю, среднюю и нижнюю.

Верхняя пачка объекта представлена переслаиванием сравнительно тонких (0,5-2,0 м), относительно хорошо выдержанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов (плотных известняков) толщиной 1,0-3,0 м. Общая толщина верхней части 15,0 - 18,0 М. Количество пластов-коллекторов здесь меняется по площади от 0,5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину около 6,7 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов соответственно равны 18% и 0,062 мкм2. Нефть этой части характеризуется высокой плотностью (0,92 г./см3), очень малой газонасыщенностью (менее 2,0 м3/т) и высокой вязкостью (до 200 мПа * с в пластовых условиях). Запасы нефти верхней части объекта составляют около 28% от общих. Отделена верхняя часть объекта от средней части плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной от 2,0 до 3,3 м.

Средняя и нижняя части пласта А4 также представлены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно большей толщины (от 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных пластов в разрезе равно 6 в средней части и 4 - в нижней: общая их толщина около 22,0 м, а нефтенасыщенная - 18,2 м. Разделяющий плотный слой между средней и нижней частями имеет толщину от 1,1 до 3,6 м.

Отличительной особенностью средней и нижней частей объекта является зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны, гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой - сложный характер их сообщности.

Средние значения пористости и проницаемости коллекторов этих частей пласта А4 сравнительно высокие и соответственно равны 22% и 0,083-0,149 мкм2. Наиболее проницаемыми и сравнительно высокопористыми коллекторами являются породы нижнего объекта. Они сложены раковинными песчаниками с очень слабым развитием цементов.

Ухудшение поровой составляющей коллекторов матрицы пласта А4 обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхней части объекта. Вместе с тем в них же наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, выраженная развитием горизонтально, вертикально и наклонно направленных трещин, которые осложняют строение гранулярных коллекторов и одновременно изменяют их фильтрационно-емкостные характеристики. Замеренная по кернам густота трещин меняется от 0,15 до 0,71 1/см, плотность их 0,9 - 8,4 1/см2, ширина от 0,02 до 2-3 мм. Трещины в разной степени кальцинированны, нередко частично или полностью заполнены нефтью.

С трещиноватостью связано и образование кавернозности; размеры каверн достигают 2-3 см.

Трещины служат проводящими и соединительными путями гидродинамического взаимодействия разобщенных поровых коллекторов, особенно в верхней части пласта А4. Коллекторские свойства пород представлены в таблице 1

Таблица 1. Коллекторские свойства пород

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды.

 

Нефть Гремихинского месторождения является тяжелой. Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 912 кг/м3 до 924 кг/м3, в среднем составляет 917 кг/м. Содержание селикагелевых смол меняется от 9,48 до 26,7% масс, асфальтенов - 1,33 - 8,8% масс. Содержание парафина изменяется от следов до 6,7% по весу. Содержание серы составляет до 3% по весу, то есть нефть высокосернистая. Нефть характеризуется низкими температурами застывания. Начало кипения нефти колеблется от 63 до 104°С. Общий выход светлых нефтепродуктов до 350°С находится в интервале 55 - 70%. Основные параметры и состав нефти даны в таблице 3

Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (до 81%), общее содержание углеводородов равно 14% по объему. Содержание сероводорода - 0,27% по объему, а содержание гелия достигает 0,115%, содержание Соз -1,31%, а Н2 - 0,026%. Относительная плотность растворенного газа лежит в интервале 1,063 - 1,483 кг/м3.

По химическому составу пластовая вода относится к хлоркальциевому типу с высокой минерализацией и метаморфизацией и плотностью 1150-1170 кг/мЗ. В водах яснополянского надгоризонта присутствует йод (4,2-14,8 мг/л) и бром (333-599 мг/л). Основные параметры базового объекта пласта А-4 представлены в таблице 2

Кроме перечисленных в таблице 4 растворенные газы месторождения содержат пропан, бутан, пентан. Теплотворная способность низкая, в пределах 1600 ккал/м3, газ не может использоваться как топливо.

По химическому составу пластовая вода относиться к хлоркальциевому типу с высокой минерализацией и метаморфизацией и удельным весом 1,15 - 1,17 г./см3.

1.5 Нефтегазоносность.

Промышленная залежь, относящаяся к категории В и С1 - находится в терригенных отложениях тульского горизонта и карбонатных отложениях башкирского яруса. Верейское и бобриковское отнесены к категории С2. 95% (79,6 млн. тонн) запасов нефти находится в промышленной категории В+С1, содержащейся в залежи башкирского яруса. Причем к категории С1 относится верхняя часть башкирского горизонта т.к. там находится сравнительно тонкие низко проницаемые пласты. Запасы нефти в этой части составляют 28%. К категории В относятся средняя и нижняя части пласта т.к. здесь находятся наиболее проницаемые и сравнительно высокопористые пласты - 72%. К балансовым запасам газа относится только гелий (его запасы составляют не менее 500 тыс. м3 который находится в пласте А4 башкирского яруса и является объектом разработки.

Дата утверждения запасов - май 1990 г.

 

1.6 Осложняющие факторы

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхне-Камской впадине, расположенной восточнее Татарского свода. Структура представляет собой антиклиналь с очень пологим сводом с уклоном на северо-запад. Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В целом геологический разрез является типичным для Удмуртии.

 

 

 

2. Технологическая часть

2.1 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

На Гремихинском месторождении, согласно технологической схемы [7], выделено 3 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III).

По состоянию на 01.01.2004 г. на месторождении числится 955 скважин (88,9% от проектного фонда на указанную дату). Из них 552 добывающие (480 действующих), 139 нагнетательных (130 действующих), 55 специальных, 195 законсервированные и 14 ликвидированных скважин. В том числе пробурено 18 поглощающих скважин. По объектам разработки распределение фонда следующее:

I - 47 (46 добывающих);

II - 652 (476 добывающих, 139 нагнетательных, 37 специальных);

III - 29 (29 добывающих);

Характеристика фонда скважин по назначению приведена в таблице 6.

На Гремихинском месторождении 2 типа размера скважин: диаметром эксплуатационной колонны 146 мм - добывающие и диаметром 168 мм - нагнетательные, которые до этого эксплуатировались как добывающие на начальной стадии разработки месторождения. Конструкция обоих типов скважин наклонно-направленная.

2.2 Анализ эффективности применяемых методов воздействия на залежь

Система ППД организована только на II объект. До 01.07.2003 г. осуществлялась циклическая закачка пара и воды по технологиям ИДТВ(П), ТЦВП, утвержденным технологической схемой 1991 г. С 01.07.2003 г., согласно принятому ОАО «Сиданко» варианту 2.1. развития Гремихинского месторождения, применение этих технологий прекращено по экономическим причинам; организуется закачка сточной (32 нагнетательных) и теплой воды с температурой на забое не менее 35?С (112 нагнетательных) с реконструкцией КНС, ДНС и системы обвязки УПГ.

На всех объектах Гремихинского месторождения технологической схемой 1991 года [8] предусматриваются тепловые методы воздействия на залежь.

- по базовому объекту А4 применение технологии ИДТВ с последующим переходом на технологию «Больших треугольников» с сокращением количества используемых паронагнетательных скважин с 244 до 109 шт.;

- ввод в промышленную разработку залежи нефти яснополянского надгоризонта с применением теплоциклического воздействия на пласт с начала разработки и холодного заводнения (с 2000 г.);

- промышленная разработка верейской залежи осуществляется на естественном режиме с теплоциклическим воздействием на пласт через фонд добывающих скважин;

В действительности же термические методы воздействия были реализованы только на II (башкирском) объекте.

Создание и внедрение новых технологий (ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП) было непосредственно связано с решением проблемы разработки Гремихинского месторождения с вязкостью нефти от 90 до 180 мПас и глубиной залегания 1100-1200 метров и одновременным поддержанием пластового давления.

Башкирский объект.

Для рассмотрения эффективности применявшихся методов воздействия на пласт с позиции обеспечения ППД залежь была разбита на 6 блоков (рис. 1):

Блок 1 - ПТВ (15 нагн.);

Блок 2- ИДТВ (П) (25 нагн.);

Блоки 3 и 4 - система ППД отсутствует;

Блок 5 - ТЦВП - УЭ и ПТВ (26 нагн.);

Блок 6 - ТЦВП - УЭ (24 нагн.).

Накопленная компенсация жидкости в поровых объемах по выделенным блокам представлена в таблице 8 (данные рассчитаны программой OFM 2002, Edition1.1).

Следует констатировать, что удовлетворительные объемы компенсации наблюдаются по блоку 2 и в меньшей степени по блоку 6. Закачка по этим блокам организована с середины 80-х; разность компенсаций связана с различием применявшихся технологий. Блоки 1 (с 2000 г.) и 5 (с 1995 г.) характеризуются чрезвычайно низкими уровнями компенсации, блоки 3 и 4 не охвачены воздействием.