Разработка месторождений нефти на острове Сахалин

 

4. Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов

 

Ногликский район богат поверхностными нефтегазопроявлениями, поэтому он издавна привлекал внимание исследователей. Поверхностные проявления в виде выходов нефти, газа и закированных пород и «асфальтовых» озер установлены в широком стратиграфическом диапазоне от нижнемиоценовых до позднемиоценовых образований, но, в основном, приурочены к отложениям Дагинской и Окобыкайской свит.

Наиболее распространены поверхностные нефтегазопроявления в южной части района, где образования Дагинской свиты, приближены к дневной поверхности и частично эродированы.

Впервые промышленные притоки нефти в районе получены в 1922 году японскими предпринимателями на Катанглийской площади. Разведка и эксплуатация нефтяных залежей Катанглийского месторождения советскими специалистами начата в 1932 году. После Охинского, Катанглийское месторождение является одним из старейших на Сахалине.

До конца 60-х годов в результате разведочных работ, проводившихся в районе в незначительных объемах, были вскрыты еще два месторождения – Уйглекутское и Лысая Сопка. Впоследствии эти три площади объединены в единое Катанглийское месторождение.

С увеличением объемов геологопоисковых и разведочных работ в районе открыт ряд месторождений [10].

В настоящее время их в районе 14, включая Монгинское месторождение. Причем 13 из них расположены на суше и одно, Чайвинское на шельфе Охотского моря.

Месторождения имеют сложное боковое строение, за исключением, Чайвинского морского, в пределах которого разрывных нарушений не выявлено. Они содержат различное количество продуктивных горизонтов и блоков.

Самое крупное в районе газоконденсатонефтяное месторождение Монги. Оно самое крупное не только в районе, но и на территории суши Сахалина.

Непосредственно на площади Монги поверхностных нефтегазопроявлений не обнаружено. Материалами бурения установлена нефтегазоносность отложений Дагинской свиты. В ее разрезе выявлено 17 продуктивных горизонтов – II, III, IV, V, VIб, VII, VIII, IX, X, XII, XIII, XVI, XIX, XX, XXI, XXII.

По генетическим и морфологическим характеристикам ловушки, согласно классификации А.А. Бакирова, относятся к классу структурных. К группе, приуроченных к антиклинальной структуре, к подгруппе сводовых, к виду сложенных разрывными нарушениями, с характерными типами залежей тектонически-экранированных (блоковых).

Залежи нефти и газа на месторождении весьма разнообразны по форме и генетическим особенностям. По сложности геологического строения относятся ко II группе. По степени заполнения ловушек углеводородами выделяются:

а) полнопластовые

б) неполнопластовые

в) массивно-пластовые

По характеру и фазовому состоянию углеводородов залежи разделяются на: нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные (с газовой шапкой) и нефтегазоконденсатные (с нефтяной оторочкой).

Таким образом, на месторождении 78 залежей.

Из 78 залежей – 25 нефтяных, 22 газоконденсатных (с газовой шапкой), 3 нефтегазоконденсатных (с нефтяной оторочкой). Все три залежи с нефтяной оторочкой содержатся во II горизонте.

Основными продуктивными горизонтами являются II, III, IV, VI. Характерная их особенность – приуроченность залежей к массивно-просторным резервуарам X, IX, VIII, VII, V блоках. Объясняется это тем, что по сбросам контактируют песчаные горизонты и сбросы не являются экранами. В тех частях разреза, где контактируют насыщенные горизонты, в соседнем блоке они также насыщены.

Границы раздела продуктивных отложений по характеру насыщения моделируются как поверхности контактов нефти, газа, воды.

Мощность переходной зоны очень мала и практически отсутствует. Контактные поверхности газа и нефти, нефти и воды, газа и воды, в основном, горизонтальные. Исключением является массивно-пластовый резервуар (II-VI горизонты в блоках X, IX, VIII, VII), поверхности газонефтяного и водонефтяного контактов имеют сложную, необычайную форму. Они вогнутые, приподнятые с крыльев и более низкие в повышенной части. Такие контакты называют «чашеобразные». Эта форма контакта впервые на Сахалине выявлена на месторождении Монги.

Продуктивные горизонты приурочены к Дагинской свите, отложения которой обладают лучшими емкостно-фильтрационными свойствами в сравнении с отложениями Окобыкайской свиты

Толщины горизонтов на месторождении Монги изменяется в широких пределах. Как уже отмечалось толщина Дагинской свиты в целом увеличивается с юга на север от 1100 до 1900 м. Это происходит за счёт наращивания толщин всех слагающих её песчаных горизонтов и глинистых разделов. Достигнув максимальных значений в VI блоке, толщины постепенно уменьшаются в направлении к своду. Далее на север наблюдается сокращение толщин горизонтов. Наращивание толщин чётко прослеживается и в направлении с северо-востока на юго-запад. Ниже приводится характеристика изменения толщин глинистых разделов в основной продуктивной толще разреза.

 

 

2. Расчетно-технологическая часть.

 

2.1. Текущее состояние разработки месторождения Монги

 

На 01.01.2014 г. разработка проводится на 6 газоконденсатных залежах, которые объединены в 2 эксплуатационных объекта. Суммарная добыча нефти на месторождении на 01.01.2014 г. составила 315 млн. м3, воды – 12,9 тыс. т. Текущая нефтеотдача от разрабатываемых залежей достигает 25 - 64 % от прогнозируемых запасов месторождения. Остаточные запасы нефти по месторождению по состоянию на 01.01.2014 г. составляют 456 млн. м3.

Запасы нефти, которые подсчитаны при помощи объемного метода, насчитывают 316 млн. м3. Залегание кровли продуктивного пласта 2430 м (отм. абс). Мощность залежи в максимальной отметке достигает 10м. А толщина средневзвешенной нефтенасыщенной по площади залежи не превышает 4,5 м. По типу залежь относится к неполнопластовой, тектонически экранированной, подстилаемой под всей площадью водой. Величина средней пористости составляет 27 %.

В месторождении высоко содержание конденсата, являющегося попутным продуктом. На начальном условии разработки объемы его потенциального содержания достигало 315 г/м3. Данная залежь описывалась газоконденсатной характеристикой по тому же принципу, что и остальные месторождения Сахалина, составленной в соответствии с экспериментальными данными, номограммами для построения кривых потерь насыщенного и стабильного конденсата и изменениями потенциального содержания в пластовом газе. При практическом освоении объемы отобранного конденсата оказались значительно ниже полученных статистических данных. Максимальный объем добычи был достигнут в 2004г.

 

2.2. Аварии и осложнения в работе нефтегазодобывающих скважин

 

При бурении скважин возникает вероятность возникновения разного рода осложнений, например, обвал породы, поглощение промывочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.

Причина обвалов пород происходит по причине их неустойчивости. К характерным признакам обвалов относят следующие признаки:

• значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;
• резкое повышение вязкости промывочной жидкости;
• вынос большого количества обломков обвалившихся пород и т. п.

Явление поглощения промывочной жидкости выражается в полном или частичном поглощении жидкости, закачиваемой в скважину, пластом. Данное явление характерно в случае прохождения пластов, которая отличается высокой степенью пористости и проницаемости, если величина пластового давления опускается ниже, чем величина давления столба промывочной жидкости в скважине.

Диапазон интенсивности поглощения весьма обширен. Для предупреждения поглощения применяют следующие методы [8]:

• промывка облегченными жидкостями;
• ликвидация закупорки каналов, поглощающей жидкость с применением добавок инертных наполнителей – асбеста, слюды, рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки быстросхватывающихся смесей и т. д.);
• повышение качества структурно-механических свойств промывочной жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т. п.).

В случае проходки скважины сквозь пласты, отличающиеся высоким давлением, которое превышает давление промывочной жидкости. Действие напора воды приводит к ее переливу или фонтанированию, а действие напора нефти или газа – к непрерывному фонтанированию или периодическим выбросам.

Одной из серьёзных проблем является прихват бурильного инструмента, возникающий под воздействием следующих причин:

• образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения;
• заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород, при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.

Помимо осложнений при проходке скважины возникает вероятность аварии, которые в классическом понимании разделяются на четыре группы:

• аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате перегрузки и т. д.);
• аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу; срыв резьбы труб, замков и переводников и т. д.);
• аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или корпуса и т. д.);
• аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т.д.).

Бурение вертикальных скважин проводится различными способами, но при использовании вращательного способа велика частота самопроизвольного искривления скважин, т. е. отклонения их ствола от вертикального. Если искривление при проходке вертикальных скважин возникает, то это может привести к возникновению ряда проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т. д. [1]

 

2.3. Технология восстановления бездействующих скважин бурением вторых стволов

 

Метод зарезки и бурения второго ствола представляет собой один из перспективных методов доразработки залежей, который относятся к стратегии рационального использования запасов нефти при разработке месторождений на последних стадиях.

Если требуется зарезка и бурение второго ствола, обязательно тщательное исследование вскрываемых пластов с привлечением всех известных методов. Выгодное отличие рассматриваемого метода от известных заключается не только во вводе в эксплуатацию данной конкретной скважины, но и в детальном изучении текущего состояния разрабатываемых пластов и решать следующие задачи [9]:

• определение положения, текущего ВНК в разрабатываемых объектах;
• оценка текущего состояния полноты нефтеизвлечения;
• внесение коррективов в предшествующую разработку и выявление отдельных целиков нефти;
• выявления объектов эксплуатации, которые были пропущены при предшествующей разработки;
• восстановления сетки скважин для пластов, которые подвержены методами техногенного воздействия, для создания равномерной сетки в пределах разрабатываемого объекта, что имеет большое значение для повышения эффективности процессов воздействия на залежи.

Выбор места (глубины) вскрытия «окна» в колонне производится с учетом таких факторов как: конструкция скважины, угол искривления её ствола, наличие цементного кольца за колонной, характер залегающих пород за, наличие водоносных горизонтов и состояние колонны.

Если в скважине пройдены две или несколько колонн место для вскрытия «окна» выбирается на такой глубине, чтоб возможно было вскрытие одной колонной. На практике вскрытие «окон» приурочено к интервалам, которые слагают глинистые породы. Если «окна» вскрывать в толще слабосцементированных песков, песчаников и в условиях отсутствия за колонной цементного кольца, велика вероятность того, что произойдет размыв и осыпание пород, приводящие к обвалам, прихвату инструментов под «окном», а иногда даже к потере ствола скважины. Если «окно» вскрывается в толще, сложенной крепкими и часто перемежающимися мягкими и крепкими породами, то приходится проходить второй ствол не обходя, особенно когда бурение ведётся при полном поглощении промывочной жидкости. Получившиеся в результате скважины малопроизводительны из-за нарушений призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины основным стволом [1].

Перед тем, как спустить отклонитель колонна обследуется при помощи печати, диаметр которой должен быть на 10 – 12 мм меньше внутреннего диаметра колонны. Затем спускаются шаблон, для установления возможности спуска отклонителя. Затем при помощи локатора муфт или гидравлического расширителя определяют место нахождения двух или трёх муфт обсадной колонны, между которыми будет вскрыто «окно».

Если после бурения второго ствола планом работ предусматривается спуск «хвостовика», а не сплошной колонны, то по окончании срока твердения цемента колонну необходимо испытать на герметичность.

 

2.4. Оборудование и инструмент для бурения вторых стволов скважин