Разработка месторождений нефти на острове Сахалин

 

 

Содержание

 

 

 

 

Введение

 

Разработка месторождений нефти на острове Сахалин началась еще в середине прошлого века с постепенным повышением объемов добычи и привлечением новейших технологий, полученных путем содружества российских и зарубежных компаний.

Отличительной чертой месторождений Сахалина является не только высокая фильтрационная способность и нефтеотдача, но и технологически выгодное сочетание запасов нефти и газа в пределах одного месторождения. Большинство месторождений Сахалина имеют достаточно обширную историю разведки, освоения и разработку и ни одну из них нельзя назвать простой. Всевозможные приемы нефтедобычи, направленные на повышение объемов добычи за всю историю работы на месторождении Монги, претерпевали различные изменения.

Нефтегазоконденсатное месторождение Монги на суше о-ва Сахалин является одним из самых крупных. Оно расположено в пределах восточного погружения Дагинской антиклинальной зоны и приурочено к интенсивно нарушенной брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания. Монгинская структура имеет сложное складчато-блоковое строение: семь главных разно амплитудных сбросов северо-восточного простирания разбивают ее на 12 основных тектонических блоков и являются экранами для залежей нефти и газа.

На основании вышеизложенного целью курсового проекта является разработка рекомендаций по освоению остаточных запасов нефти на месторождении Монги методом бурения второго ствола с учетом получения наибольшего эффекта по сравнению с другими методами интенсификации добычи, опираясь также на опыт других месторождений.

Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие задачи:

1. подробно рассмотреть геолого-физическую характеристику месторождения;
2. проанализировать состояние разработки месторождения;
3. провести анализ существующих технологических положений по бурению второго ствола для интенсификации добычи нефти;
4. разработать рекомендации по их совершенствованию;
5. определить расчетным методом параметры конструкции второго ствола скважины;
6. выявить условия применения оборудования и расходных материалов для бурения второго ствола.

Объектом исследования выступают скважины месторождения Монги. Предметом исследования является технология конструкции второго ствола на месторождении Монги.

 

1. Геологическая часть

 

1. Общие сведения о месторождении Монги

 

Нефтегазоконденсатное месторождение Монги расположено на побережье Ныйского залива Охотского моря в Ногликском районе Сахалинской области, в 40 км от районного поселка Ноглики и в 170 км от г. Оха. Входит в состав Дагинской антиклинальной свиты [2].

Рисунок 1. Карта генетических типов нефти Северного Сахалина

 

Месторождение Монги входит в состав Дагинской антиклинальной зоны Охотской НГП, имеет сложное складчато-блоковое строение. Дизьюнктивными нарушениями сбросового характера месторождение разбито на 14 блоков разной величины. Залежи нефти и газа приурочены к отдельным тектоническим блокам. Всего выявлено 78 залежей: 25 нефтяных, 22 газоконденсатных, 28 газоконденсатнонефтяных (с газовой шапкой) и 3 нефтегазоконденсатных (с нефтяной оторочкой). Нефти месторождения Монги характеризуются изменчивостью свойств по разрезу и постоянством по площади. Общим для нефти всех залежей является низкая смолистость (1,1-3,5%) и малое содержание серы (0,1-0,2%). С увеличением глубины плотность нефти уменьшается от 0,9 до 0,837 г/см3. Более половины запасов залежей месторождения Монги разрабатываются с поддержанием пластового давления путем приконтурного и законтурного заводнения. Основной способ эксплуатации скважин – компрессорный газлифт. Достигнутые коэффициенты нефтеотдачи составляют – 0,11-0,48. Лицензия на разработку месторождения Монги принадлежит компании ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». По степени промышленной освоенности относится к разрабатываемым. Степень выработанности месторождения по нефти – 72,28%, по газу – 49%.

Начало изученности геологического строения района положено в 1908 году маршрутными исследованиями Н.Н. Тихоновича. Вплоть до 1965 года здесь проводились лишь региональные исследования: геологическая съемка 1:100000 в 1950 году, гравиразведка масштаба 1:100000 в 1951 году, маршрутные электроразведочные работы в 1952-54 годах. По результатам этих исследований перспективы нефтегазоносности района положительно не оценивались из-за отсутствия благоприятных условий. В 1956-57 годах в пределах акватории Дагинского залива и в прибрежной части суши было проведено ВЭЗ (вертикальное электрозондирование), по материалам которого отмечен подъем горизонтов в южном направлении.

В 1963-64 годах район охвачен гравиметрическими работами в масштабе 1:25000. По результатам работ гравитационное поле здесь выражено высоко градиентной зоной с постепенным убыванием силы тяжести в восточном направлении. Пересчет исходного поля позволил выделить Монгинский максимум и максимум в устье реки Томи. Материалы детальной гравиметрической съемки обобщены тематической партией в 1970 году.

В 1971 году в районе проводилась геологическая съемка масштаба 1:25000. На фоне моноклинального падения пород в восточном направлении отмечены многочисленные продольные, поперечные и диагональные разрывные нарушения. 

Некоторые из них нашли подтверждение последующими работами, в частности, сброс 3, к которому приурочены выходы термических вод. Работами установлено, что Монгинский локальный максимум обусловлен приподнятым блоком в толще неогеновых отложениях.

В 1972-73 годах на основании результатов детальных гравиметрических работ начаты поисковые сейсморазведочные работы. Были отработаны сейсмопрофили 15, 16 и 27, выявившие несогласное залегание Дагинских отложений с вышележащими и антиклинальный перегиб в них.

В 1973-74 годах сейсморазведочные работы на площади были продолжены. Задачей этих работ являлась подготовка Монгинской антиклинальной складки к разведочному бурению. В результате работ была построена структурная схема по условному сейсмическому горизонту, послужившая основой для заложения первой поисковой скважины и началом бурения уже в апреле месяце 1975 года. Одновременно с началом буровых работ на площади продолжались сейсморазведочные работы.

При испытании в скважине 1 (1976 г.) песчаного горизонта в отложения Дагинской свиты, залегающего на глубину 2176 – 2185 м, получен мощный фонтан нефти с дебитом 200 т. в сутки и, следовательно, было открыто новое месторождение на территории суши острова. И не только было открыто новое месторождение, но и установлена высокая продуктивность отложений Дагинской свиты, что послужило основанием для развития принципиально нового направления геологоразведочных работ [5].

Бурение первых поисковых и разведочных скважин производилось Северо-Сахалинским управлением буровых работ. Затем, для ускорения ввода месторождения в промышленное освоение, было принято решение о концентрации буровых работ, и площадь разделили на три участка, где вели бурение скважин одновременно Северо-Сахалинское, Тунгорское и Ногликское управление буровых работ.

 

2. Литолого-стратиграфический разрез месторождения

 

Глубоким бурением вскрыты отложения олигоцена – верхнего миоцен-плиоцена. Промышленная нефтегазоносность установлена в Дагинских отложениях миоценового возраста, где выделено 19 продуктивных горизонтов. Дагинская свита перекрыта преимущественно глинистыми отложениями Окобыкайской свиты, которая служит региональной покрышкой.

Месторождение относится к одному из наиболее изученных на суше о-ва Сахалин. Из 102 поисковых и разведочных скважин, пробуренных на месторождении, керн отобран в 54. Детальное изучение керна позволило разделить породы-коллекторы основных продуктивных горизонтов на слои, представленные определенной ассоциацией близких по гранулометрическому составу литологических разностей пород, получивших название тип коллектора. Основное отличие терригенных природных резервуаров данного месторождения заключается в наличии естественных природных границ, связанных не с глинистыми разделами, а с резкими изменениями литолого-физических характеристик [7].

По комплексу промыслово-геофизических данных IV горизонт выделяется во всех пробуренных скважинах и прослеживается по всей площади месторождения. Кровля этого горизонта отделена от вышележащего III горизонта хорошо выдержанным глинистым разделом толщиной от 8 до 38 м. Подошва горизонта четко отбивается по переходу к глинистому разделу, прослеживающемуся по всем скважинам, вскрывшим V горизонт.

Породы горизонта содержат 70-95 % обломочного материала. В соответствии с классификацией В.Д. Шутова (1972) они относятся к мезомиктовым кварцевым песчаникам. В составе обломочной части минеральных компонентов преимущественно развиты кварц (56-64 %) и полевые шпаты (15-29 %). Обломки пород составляют 10-22 %. Цемент глинистый с примесью сидерита. В порах отмечается хлорит, каолинит, кальцит и пирит.

Разрез IV горизонта представлен главным образом средне-, мелкозернистыми песчаниками, участками разнозернистыми, глинисто-алевритовыми, реже алевритоглинистыми и алевритистыми, слабосцементированными, массивными с редкими прослоями алевритов и глин. К подошве горизонта песчаники сменяются песчано-глинистыми алевролитами, слабосцементированными, с прослоями крепких алевролитов с карбонатным цементом. Изменение толщин не имеет выраженного тренда. Толщина горизонта варьирует от 20 до 60 м [4].

Горизонт достаточно полно изучен по керну: пористость определялась по 511, проницаемость – по 245 и гранулометрический состав – по 419 образцам. Высокий процент выноса керна позволил детально изучить не только физико-литологическую характеристику коллекторских свойств горизонта, но и выявить характер их изменения по разрезу. По результатам исследования керна в пределах отдельных блоков были построены кернограммы (Рисунок 2).

 

Рисунок 2. Характеристика литологического горизонта

 

В разрезе IV горизонта наблюдается два слоя, представленных (от подошвы к кровле) естественными ассоциациями близких по гранулометрическому составу и физическим свойствам литологических разностей (литотипов) пород. Подошва горизонта (II литотип) образована чередованием алевролито-песчаников с песчано-глинистыми и глинисто-песчаными алевролитами и мелкозернистых алевритово-глинистых песчаников. I литотип (чаще кровля пласта) сложен переслаиванием мелко- и среднезернистых алевритово-глинистых песчаников с чистыми песчаниками.

В результате анализа кернограмм было выявлено, что внутри горизонтов наблюдается ступенчатое ухудшение фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве, причем I литотип характеризуется лучшими свойствами, чем II литотип. Среднее значение открытой пористости, определенной по керну, для пород I литотипа составляет 20,8, II – 19,0 %. Среднее значение проницаемости для I литотипа – 204 ×10-3, II – 20 × 10-3 мкм2. При переходе от одного литотипа к другому проницаемость варьирует более значительно, чем пористость. Методом корреляционного анализа [10] было установлено, что основным литологическим параметром, влияющим на коллекторские свойства пород IV горизонта, является медианный размер зерен Md, отражающий степень сортировки зерен. Выявленная статистическая связь между проницаемостью и медианным размером зерен довольно тесная – коэффициент корреляции r равен 0,85. Связь между Md и пористостью слабее (r=0,59).

 

3. Тектоническое строение месторождения

 

Геолого-структурные условия района месторождения определяются сложным сочетанием разнопорядочных положительных и отрицательных структур и интенсивным развитием разрывов.

В общетектоническом плане месторождение приурочено к далекому восточному погружению Сахалинского антиклинория, характеризующегося несоответствием структурных планов нутовского-окобыкайского и дагинского-мачигарского комплексов отложений. Наиболее существенное различие в структурных планах отмечается на восточных крыльях Дагинской и Луньско-Набильской антиклинарных зон, где широкое развитие получили погребенные и полупогребенные структуры.

Оформление современного структурного плана связано с сахалинской фазой складчатости (поздний плиоцен-плейстоцен), завершивший орогенный этап, начавшийся в средне-миоценовое время. 

В пределах района нахождения месторождения расположено восточное крыло и южное переклинальным погружение крупного Дагинского поднятия, в составе которого выделяются антиклинальные зоны: Дагинская, Катанглийская, Имчинская и Паркатинская. Монгинское месторождение входит в состав Дагинской антиклинальной зоны и является наиболее крупным локальным складчатым сооружением. По результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения это сложно построенная асимметричная антиклинальная складка субмеридионального простирания, погребенная под отложениями окобыкайско-нутовского стратиграфического комплекса, моноклинально падающего на северо-восток. Размеры ее 13,6 2,5 км [3].

Складка характеризуется короткой северной и протяженной южной переклиналиями. Складка имеет сложное складчато-блоковое строение. Дизъюнктивными нарушениями сбросового характера диагонального и субширотного простирания она разбита на 14 блоков разной величины, каждый северный из которых опущен относительно южного. Блоки I-IVа наиболее приподнятые, гипсометрия V-X блоков почти одинакова вследствие несогласного характера сбросов, блоки XI, XII – опущенные.

Всего на месторождении выявлено 15 разрывов, из них только один проведен по построениям, два подсечены в одной, остальные в трех и более скважинах, по которым построены карты поверхностей смесителей.

Характерной особенностью разрывов является увеличение амплитуды с глубиной, что свидетельствует о конседиментационном характере их образования. Из всех разрывов на поверхность выходят только два, остальные затухают, в основном, в окобыкайских глинистых отложениях и некоторые – в нутовских. Сбросы отделяют южную часть структуры от центральной, сброс центральную от северной и ограничивает залежи на западном крыле. Положение разрывов, ограничивающих залежи, в пространстве, установлено достоверно. В пределах продуктивной части разреза разрывы проводящие, так как приведены в контакт песчаные горизонты. Региональным экраном служит мощная толща глинистых окобыкаских отложений, покрывающая структуру.