Холмистое газонефтяное месторождение

Холмистое месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 150 км к юго-востоку от пос. Харампур и 156 км к востоку от пос. Вынгапуровский.

Месторождение открыто в 1988 г., опытно-промышленная разработка начата в 2006 году. В этом же году построен и введен в эксплуатацию нефтепровод протяженностью 191 км до обустроенного Ярайнерского месторождения. Объекты инфраструктуры в районе практически отсутствуют, дорожная сеть представлена зимниками, выступающими в качестве межпромысловых дорог.

Тектонически площадь месторождения находится на границе Центральной Западно-Сибирской складчатой области и Ямало-Тазовского блока, в области герцинской консолидации фундамента. Ближайшие разрабатываемые месторождения - Равнинное, Чатылькинское, Фестивальное, Харампурское (рисунок 1.1).

По геологическому строению месторождение характеризуется как многопластовое, сложнопостроенное, имеющее большой этаж нефтегазоносности. Выявленные залежи имеют сложное строение и, кроме структурного плана, контролируются литологическими и тектоническими экранами.

По объему запасов нефти Холмистое место-рождение относится к категории мелких. Промышленные запасы нефти и свободного газа приурочены к отложениям васюганской свиты верхней юры (пласты Ю₁^1-2 и Ю₁³), вартовской свиты (пласты АП₃, АП₉ и АП₁₁) и покурской свиты (пласты ПК₁₆, ПК₁₇, П₁₈, ПК₂₀ и ПК₂₀²) нижнего мела [3].

По характеру насыщения залежи пластов являются нефтяными (Ю₁³, Ю₁^1-2, АП₁₁, АП₉), нефтяными с газовой шапкой (АП₃, ПК₁₈) и газовыми (ПК₂₀², ПК₁₆, ПК₁₇, ПК₂₀ и). Основные объемы запасов нефти приурочены к нижнему (базисному) объекту Ю₁ (пласты Ю₁^1-2 и Ю₁³).

Рисунок 1.1 - Обзорная схема Холмистого месторождения

1.1.1 Физико-литологические свойства продуктивных пластов горизонта Ю₁

Горизонт вскрыт 14 разведочными и 24 эксплуатационными скважинами. Отложения продуктивных пластов Ю₁¹, Ю₁² и Ю₁³ имеют сложное литологическое строение, обусловленное переслаиванием терригенных пород. Текстура алевритопесчаных пород - субгоризонтальная, пологоволнистая, линзовидно-волнистая, неяснослоистая, нарушенная интенсивной биотурбацией и конседиментацией оползания. Прослои аргиллитов преимущественно массивные с редкими линзами алевритового материала и мелкими скоплениями пирита.

Породы-коллекторы сложены полимиктовыми песчаниками средне- и мелкозернистыми, алевритистыми и алевролитами мелко- и крупнозернистыми, песчаными. Медианный диаметр зерен коллекторов изменяется от 0.072 до 0.284 мм, отсортированность по П. Траску - от хорошей до средней (1.09-1.82) [3].

Цемент алеврито-песчаных пород глинистый, каолинитового состава с примесью гидрослюдисто-хлоритовых минералов, содержание пелитовой фракции от 4 до 11 % (рисунок 1.2). Тип цемента - пленочно-поровый, поровый, реже кварц-регенерационный.

Рисунок 1.2 - Среднее содержание глинистых минералов в цементе песчаных пород пласта Ю₁^1-2

В пласте повсеместно встречаются карбонатизированные прослои, внутри пласта - прослои углей толщиной до 2 м, что говорит о различных фациальных обстановках при формировании отложений.

Пласт имеет повсеместное распространение и общую толщину от 9.2 до 31.6 м. Эффективная толщина пласта изменяется в пределах от 6.8 до 24.8 м и в среднем составляет 13.4 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0.6 до 18.5 м (таблица 1.1).

Отложения пласта Ю₁^1-2 перекрываются аргиллитами марьяновской свиты. На рисунке 1.3 (а, б, в) представлены распределения физических параметров пласта Ю₁^1-2 Холмистого месторождения. Определения открытой пористости распределены в диапазоне от 2.3 до 20.2 % с преобладанием пород с пористостью 16.3 %. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0.01 до 377 мкм², модальное значение проницаемости 44.5 мкм². Остаточная водонасыщенность варьирует от 0.162 до 0.783 д. ед. (среднее значение 0.324 д. ед.) [4].

Таблица 1.1 - Характеристики толщин и неоднородности продуктивности пласта Ю₁^1-2

Среди пород пласта Ю₁^1-2 по результатам исследований керна преобладают породы III, VI и V классов коллекторов (по А. А. Ханину).

В пределах продуктивного пласта Ю₁^1-2 выделяются две залежи: основная и южная.

Основная залежь - пластово-сводовая, тектонически экранированная и осложнена зоной нарушений сдвигового характера, которая представляет серию амплитудных дизъюнктивов, простирающихся в меридиональном направлении и расположенных под углом приблизительно в 45° к направлению оси горизонтального сдвига.

Водонефтяной контакт по залежи наклонный, абсолютные отметки (а. о.) варьируют в пределах от - 2779 до - 2786 м с погружением в восточной части до а. о. - 2786-2791 м.

Рисунок 1.3 - Распределение открытой пористости (а), газопроницаемости (б), остаточной водонасыщенности (в) по керну пласта Ю₁^1-2 (коллекторы - красная линия)

Залежь имеет обширную водонефтяную зону (ВИЗ) - 83 % от всей площади залежи. Чисто нефтяные зоны (ЧНЗ) небольшие, одна из них контролируется наличием мощной глинистой перемычки, расположенной в подошве пласта Ю₁². На площади развития этой линзы пласты Ю₁^1-2 и Ю₁³ являются гидродинамически несвязанными. Контур залежи контролируется рядом разрывных нарушений. В пределах контура нефтеносности залежь имеет размеры 12.6 х 11.4 км, высота залежи 30 м.

На большей части залежи пласты ЮД Ю,2, Ю(3 связаны между собой гидродинамически, то есть являются единым резервуаром.

Пласты испытаны в 12 разведочных и 13 эксплуатационных скважинах. Опробован 21 объект, в том числе 5 объектов с совместным испытанием пластов Ю₁¹ и Ю₁². В эксплуатационной колонне опробовано 15 объектов, в открытом стволе - 3 объекта.

Нижележащим пластом является пласт Ю₁³ (таблица 1.2).

Таблица 1.2 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов горизонта Ю₁

В процессе испытания получены следующие результаты:

- притоки нефти, нефти с газом в 9 объектах;

- притоки нефти с пластовой водой в 14 объектах;

- притоки пластовой воды в 9 объектах;

- приток не получен в одном объекте.

Дебиты нефти варьируют от 3.0 до 239.0 м³/сут (скважина 121PL).

Термобарические условия типовые: давление гидростатическое, температура пластовая 92 °C. Нефти маловязкие, легкие, с повышенным газосодержанием (335 м³/т), сернистые и парафинистые.

Карта равных нефтенасыщенных толщин пластов обьекта Ю₁ представлена на рисунке 1.4. Схематический геологический разрез объекта Ю₁ приведен на рисунке 1.5.

Рисунок 1.4 -Карта нефтенасыщенных толщин объекта Ю1

Рисунок 1.5 - Схематический геологический разрез объекта Ю₁ Холмистого месторождения по линии II - II

ВЫВОДЫ

1. Холмистое газонефтяное месторождение - мелкое по запасам нефти и газа, многопластовое, сложное по геологическому строению.

2. На основном горизонте Ю₁ выявлена нефтяная залежь пластов Ю₁^1-2 и Ю₁³.

3. Нефти залежей объекта Ю₁ Холмистого месторождения являются маловязкими, легкими, предельно насыщенными: давление насыщения (Р_нас) равно 287 атм., что близко к начальному пластовому давлению (289 атм.). Залежи пластово-сводовые и тектонически ограниченные.

4. В целом месторождение имеет благоприятную геолого-физическую характеристику

1. Прорыв воды через негерметичность в обсадной колонне (рисунок 2.1). Наиболее широко используемые методы устранения прорыва воды в обсадной колонне включают либо цементирование, либо использование ремонтных накладок (пластырей).. Однако, в случае точечных или «нитевидных» прорывов эти методы не так успешны, поскольку цемент плохо проникает в мелкие трещины. Очень часто цемент заполняет небольшие трещины, но даже незначительные механические воздействия снова приводят к их возникновению.

Гелевые обработки (с использованием полиакриламида (ПАА) и других полимеров) лишены этих недостатков. Правильно выбранные гелеобразующие составы легко проникают в маленькие трещины и породу вокруг них. В данном случае гелевая обработка направлена на то, чтобы остановить поток из пористой среды вокруг обсадной колонны, а не на то, чтобы изолировать саму трещину. Обводнение продукции скважин происходит не закачиваемой водой и исключает возможность планирования закачки водоизоляционных составов со стороны нагнетательной скважины. Этот источник обводнения является наиболее простым при борьбе с избыточным водопроявлением.

2. Заколонные перетоки (рисунок 2.2). Проблема заколонного перетока обычно решается цементацией, при условии, что канал, по которому происходит переток, не слишком узкий. В этом случае лучшим методом является обработка гелевыми составами, поскольку гель хорошо проникает в узкие трещины. Способность геля выдерживать депрессию уменьшается с увеличением ширины трещины, поэтому использовать гелевые составы для обработки широких трещин нецелесообразно. Иногда после закачки гелевых составов (для обработки узких трещин) проводят обычную цементацию с целью заполнения широких трещин и предотвращения вымывания геля. В случае, когда депрессия превышает 6-8 атм, предпочтительнее использование геланта вместо готового геля (под гелантом понимается состав, гелирующийся после закачки в пласт).

Рисунок 2.1 - Негерметичность в обсадной колонне

Рисунок 2.2 - Заколонные перетоки

Это обусловлено тремя причинами:

* сужение потока в узких трещинах за колонной препятствует более глубокому проникновению готового геля в породу;

* гелант легко вторгается в проницаемую матрицу горной породы, находящейся рядом с заколонным каналом, в то время как гель не в состоянии проникнуть в породу на значительно расстояние;

* при достаточно высокой депрессии на пласт готовый гель, закачанный в породу, будет вымываться легче, чем гель, образовавшийся in situ.

Наличие заколонного перетока в добывающей скважине также исключает борьбу с избыточным водопроявлением путем закачки в нагнетательную скважину водоизолирующего состава ввиду того, что обводнение происходит пластовой водой. В то же время наличие заколонного перетока в нагнетательной скважине позволяет эффективно закачивать водоизолирующие составы [1]. В этом случае к закачиваемым реагентам предъявляются повышенные требования в части «жесткости» образующегося потокоотклоняющиго состава.

3. Прорыв воды по высокопроницаемому каналу без внутрипластовых перетоков (рисунок 2.3). В этом случае источником воды может являться активная законтурная вода или нагнетательная скважина. Во втором случае для снижения объема попутно-добываемой воды и увеличения охвата пласта заводнением возможна закачка потокоотклоняющих составов в нагнетательные скважины. Использование осадко-гелеобразующих составов имеет два неоспоримых преимущества перед цементными обработками:

1. Гели могут проникать в поры горных пород, в то время как цемент и другие схожие блокирующие агенты будут отфильтровываться на их поверхности. Цементы (включая «тонкодисперсный цемент») не могут проникать на значительные расстояния в пористую среду или песчаники при проницаемости породы меньше 10 мД, кроме тех случаев, когда в породе присутствуют трещины, имеет место расчлененность или высокая депрессия на пласт. Экранируемая зона не будет достаточно заизолирована, если цемент плохо прилипает к породе (из-за химической несовместимости или механических воздействий).

2. Гель может проникать и закупоривать узкие заколонные каналы.

Дизайн обработки нагнетательной скважины существенно отличается для случая радиальной фильтрации нагнетаемой воды по высокопроницаемому каналу и линейной фильтрации (трещина, матрица) в условиях наличия трещины (ГРП и т.д.).

Рисунок 2.3 - Обводнение по высокопроницаемому каналу без внутрипластовых перетоков

4. Двумерное конусообразование после операции гидроразрыва (рисунок 2.4). При проведении гидроразрыва скважина часто дает трещины в водонасыщенные зоны, что вызывает значительный рост обводненности. Использование гелей позволяет снизить приток воды по трещине. В основе подобных гелевых обработок лежит способность геля к снижению проницаемости по воде в значительно большей степени, чем по нефти (непропорциональное снижение проницаемости). Ввиду того, что в призабойной зоне нагнетательной скважины практически отсутствуют нефтенасыщенные интервалы, то водоизоляция гелевыми составами для решения проблемы двумерного конусообразования возможна только в добывающей скважине [6].

Рисунок 2.4 - Двумерное конусообразовани

5. Отдельные трещины, образующие каналы между нагнетательной и добывающей скважинами (рисунок 2.5). Гелевые обработки в данный момент являются самым эффективным средством борьбы с образованием каналов фильтрации воды через трещины. За исключением узких трещин, продавка уже готовых гелей имеет преимущество перед традиционными гелевыми обработками. Это объясняется тем, что во время традиционных обработок гелант - жидкий структурообразующий раствор - фильтруется в пласт как через пористую породу, так и через трещины. После остановки закачки гелеобразование в пласте приводит к формированию неподвижного геля. Во время нагнетания геланта скорости жидкости в трещине обычно достаточно высоки, и сила вязкости преобладает над гравитацией. Соответственно, для малообъемных обработок гелевый фронт слабо меняется из-за гравитации во время закачки геля [8]. Однако после того, как закачка останавливается, небольшая (1 %) разница в плотности между гелантом и вытесненными пластовыми флюидами позволяет гравитации быстро дренировать гелант, по крайней мере, из верхней части трещины. Обычно время образования геля трудно тщательно проконтролировать, чтобы предотвратить гравитационное разделение в период между закачкой геланта и образованием геля.

Рисунок 2.5 - Трещины между нагнетательной и добывающей скважиной

Альтернатива традиционным гелевым обработкам - использование сформировавшихся (готовых) гелей, которые можно продавливать через трещины. Так как эти гели в 103 -106 раз более вязкие, чем геланты, гравитационное разделение в них гораздо меньше.

Изолирующие свойства геля на основе ПАА, сшитого ацетатом Cr(III), зависят от объема и времени закачки, ширины и длины трещины. Во время продавливания геля через трещину он концентрируется (или дегидратируется). Во время течения в трещине степень дегидратации гелей изменяется обратно пропорционально квадратному корню времени. Этот факт позволяет спрогнозировать проникновение геля по трещине.

Система естественных трещин, проходящих через водоносный пласт (рисунок 2.6). Полимерные и гелевые обработки добывающих скважинах часто характеризуются высокой успешностью, но низкой длительностью эффекта. Как правило обработки проводятся с целью ограничения притока воды через естественные трещины из нижележащих водоносных пластов, обеспечивающих мощный водонапорный режим.

Рисунок 2.6 - Трещины или разломы, проходящие через водоносный пласт (вертикальная скважина)

Отмечено, что дополнительная добыча нефти, длительность эффекта не зависят от массы и природы закачанного полимера, структурного положения и типа заканчивания скважины, уровня жидкости до обработки.

При освоении скважины гель из ствола выносится обратно на поверхность. При правильном проектировании гель в разломе или трещине остается на месте, т.к. ширина трещины намного меньше, чем диаметр ствола скважины (градиент давления, необходимый для движения сформированного геля, меняется обратно квадрату ширины трещины или диаметру трубки).

Прорыв воды по высокопроницаемому каналу с внутрипластовыми перетоками. Перетоки имеют место между разнопроницаемыми пропластками, не разделенными непроницаемыми перемычками. Как указывалось выше, в отсутствии перетоков с обводнением можно справиться достаточно легко (рисунок 2.7). И напротив, неэффективно обрабатывать промытые каналы между нагнетательной и добывающей скважинами в нетрещиноватых пластах, если флюид может перетекать из одной зоны в другую. В подобной ситуации попытки модификации профиля притока или приемистости в прискважинной зоне не дают желаемого эффекта вследствие перетоков в удаленных зонах пласта [2].

Вариантами решения проблемы избыточного притока воды по этому маршруту является глубокопроникающие обработки межскважинного пространства и традиционное полимерное заводнение.

Рисунок 2.7 - Обводнившийся пропласток с внутрипластовыми перетоками

Таким образом, в порядке увеличения сложности проведения работ, направленных на ликвидацию бесполезной циркуляции нагнетаемлой воды, представлены основные типы маршрута продвижения воды. Для выбора объектов воздействия потокоотклоняющими составами необходимо руководствоваться комплексом технологических и геологических критериев. Методология проведения аналитической работы по изоляции водонасыщенных интервалов со стороны нагнетательных скважин структурно должна состоять из трех этапов:

1. Обоснование выбора участка. На этом этапе выделяются участки, проблемы разработки которых можно решить при внедрении мероприятий по ограничению объемов попутно добываемой воды.

2. Анализ причин обводнения. На этом этапе обосновывается причина обводнения продукции скважин за счет нагнетаемой воды. Уточняются границы участков воздействия.

3. Идентификация типов обводнения продукции скважин по характеру движения закачиваемой воды в призабойной зоне. Выделяются: трещина (суперколлектор), неоднородный по проницаемости пласт без межпластовых перетоков, неоднородный пласт с межпластовыми перетоками, однородный пласт без межпластовых перетоков, однородный пласт с межпластовыми перетоками.

2.2 Технологические требования к дизайну обработки в зависимости от маршрута продвижения воды

Закачиваемые полимеры (полимеры ППА) способны проникать в матрицу пористой среды достаточно глубоко (на 15 м и более). Эти жидкости могут быть как ньютоновскими, в частности это растворы мономера, которые затем полимеризуются с образованием полимера в пласте, так и неньютоновскими, такими как растворы полимера, которые могут сшиваться.

Важной задачей при закачке потокоотклоняющих составов является установление глубины, на которую гелеобразующий состав может проникать в трещиноватые зоны или по матрице в пласт с различной проницаемостью в условиях отсутствия трещин при неограниченной закачке. Следует разделять линейную (по трещинам) и радиальную (по матрице) фильтрации.

Приведенные ниже зависимости для оценки размещения геля по продуктивному разрезу получены для следующих допущениях:

* закачиваются ньютоновские жидкости (т.е. раствор мономера до образования геля) при смешивающемся вытеснении воды из ряда параллельных линейных кернов, имеющих одинаковую длину и общий вход (объемная модель пласта);

* керны имеют различные проницаемости, но каждый является однородным и не содержит подвижной нефти;

* вытеснение имеет поршневой характер;

* жидкости несжимаемы, не существует адсорбции или рассеяния, образование геля имеет низкую скорость относительно процесса размещения.

При линейном потоке, когда закачиваемая жидкость достигает выхода (L_t) в наиболее проницаемом керне, степень проникновения (L_pi/L_t) в керн с меньшей проницаемостью составит:

(2.1)

где m - пористость;

F_r - фактор сопротивления;

k - проницаемость;

индексы 1 и i - высоко и низкопроницаемый пропластки, соответственно.

Фактор сопротивления (F_r): отношение подвижности воды к подвижности геля (k/м)_вод/(k/м)_{заг.пол}. ? вязкость загущающегося полимера по отношению к воде. Под загущающим полимером подразумевается частично сшитый или линейный полимер, но не плотный трехмерный гель.

Подразумевается, что фактор сопротивления (F_r) не зависит от проницаемости (k). В то же время считается, что при снижении проницаемости фактор сопротивления увеличивается. Описанные выше допущения примен...