Применения гидроразрыва пласта на Варьёганском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны.

Ускорение научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и, в частности интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны предлагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти.

На современном этапе сокращается число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции.

Вновь открываемые и разрабатываемые месторождения запасов нефти имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми.

В таких условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.

За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, которые с данный момент достаточно хорошо отработаны и широко применяются на промыслах.

Целью данного дипломного проекта является наглядное изображение эффективности применения гидроразрыва пласта на Варьёганском месторождении.

Учитывается влияние данного метода на объекты БВ₈^0-1 и БВ₁₀ Варьёганского месторождения, осложнения при проведении ГРП, а также повышение эффективности применения ГРП и предупреждение преждевременного запесочивания.

На примере рассмотрены несколько скважин на которых провели гидроразрыв пласта. В процессе ГРП во время прохождения проппантовой пачки в интервале перфорации был получен СТОП. В результате анализа неудавшегося ГРП даны рекомендации по повышению эффективности применения ГРП.

Рассмотрены технологические требования и параметры, возможность применения гидроразрыва пласта в данных условиях, рассчитана экономическая эффективность.

В дипломной проекте имеется описание основных опасностей и вредностей при проведении гидравлического разрыва пласта и охраны окружающей среды.



1.Общая часть

Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 140 км северо-восточнее г. Нижневартовск. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению расположены разрабатываемые Северо-Варьеганское (с севера), Тагринское (с севера), Ваньеганское (с юга), Ай-Еганское (с юга) месторождения (рис. 1.1).

Площадь представляет собой платообразную возвышенную слаборасчлененную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 66 до 77 м в южной части и от 72 до 87 м в северной части.

Район месторождения покрыт густой сетью рек. Основной водной артерией является река Аган, пересекающая площадь в центральной части с востока на запад. В южной части протекает река Негу-Ягун, в западной и восточной частях - реки Агри-Еган и Логж-Ягун. Скорости течения рек до 0,5 м/с. Район изобилует большим количеством озер. Наиболее крупное из них - Сымтулор, расположенное в центральной части месторождения (площадь 4,5 км²). Значительная часть территории покрыта труднопроходимыми болотами.

Растительный мир представлен в основном смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат резко континентальный. Зима суровая и снежная с метелями и заносами. Лето короткое, но довольно теплое. Весна и осень продолжительные, часто холодные. Среднегодовая температура - 3,2°С - 2,6°С. Самый холодный месяц - январь (до -40-45°С и ниже), самый теплый - июль (до + 30°С).



Рис. 1.1. Обзорная карта района

По количеству атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднегодовое количество осадков в виде дождя и мокрого снега составляет 500 мм.

Ледостав на реках начинается в октябре, ледоход - во второй половине мая. Толщина льда на озерах 50-80 см, иногда до 1 метра. Высота снежного покрова достигает 1,5 метров. Господствующее направление ветра летом северо-восточное, зимой - юго-западное.

В основу стратиграфического расчленения разреза положены Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины, изложенные в материалах IV и V Межведомственных региональных стратиграфических совещаний (г. Тюмень, 1976 г. и 1990 г.) и утвержденные МСК СССР соответственно в 1978 и 1991 г.г.

Разрез района подразделяется на два структурно-формационных комплекса: доюрские складчатые образования и мезозойско-кайнозоский осадочный чехол.

Доюрские образования.

Породы палеозойского фундамента вскрыты на площади работ скважинами 5Р, 33b, 34П, 952Р. Максимальная вскрытая толщина составляет 206 м (скв. 33b). Согласно описанию керна (скв. 952Р), фундамент сложен сланцами хлоритовыми темно-зелеными, массивными, с зеркалами скольжения, базальтами миндалекаменными, черными, туфами эффузивов основного состава.

В кровле палеозоя выделяются так называемые коры выветривания - преимущественно карбонатные и терригенно-карбонатные отложения пермо-триаса, толщиной до 40 м.

Юрская система.

Отложения системы имеют повсеместное распространение, несогласно залегают на породах палеозойского комплекса и представлены тремя отделами Нижний отдел.

Породы нижнеюрского возраста объединены в котухтинскую свиту (плинсбах - ранний аален). Образование осадков происходило в прибрежно-морской и мелководно-морской обстановках, что отражено в разрезе чередованием серых и зеленовато-серых песчаников, алевролитов и уплотненных глинистых разностей.

В объеме свиты выделяются две подсвиты - нижняя и верхняя. Разрезы подсвит завершают глинистые пачки, носящие названия тогурской и радомской. Сложены пачки аргиллитами темно-серыми с включениями субпесчаных слоев. Указанные пачки являются зональными покрышками для пластов ЮВ₁₁ и ЮВ₁₀ соответственно. В зонах стратиграфически несогласного залегания свиты на выступах пород фундамента могут встречаться прослои гравеллитов. Развитие пород нижней подсвиты связывается с наиболее погруженными участками палеобассейна. Толщина свиты оценивается в 80-190 м.

Средний отдел.

Отложения среднего отдела выделяются в тюменскую свиту (аален - ранний келловей) и представлены неравномерным чередованием песчано-глинистых разностей и прослоев углей. Генезис осадков - преимущественно континентальный, что подтверждается повсеместными и обильными включениями углистого детрита, обломков древесины и остатков корней растений.

Аргиллиты темно-серые, участками коричневатые, местами алевритистые, средней крепости, плитчатые, с рассеянным углистым детритом, изредка с прослойками бурого угля. Встречаются прослои алевролита и песчаника, наблюдаются включения кальцита.

Песчаники светло-серые до серых, участками коричневато-серые, тонко- и мелкозернистые, реже средне- и крупнозернистые, в разной степени карбонатные, глинистые, слюдистые, участками тонкослоистые за счет наличия слоев темноцветов. Присутствуют включения кальцита.

Алевролиты светло-серые, тонкозернистые, слоистые, глинистые.

Свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты, в стратиграфическом диапазоне которых индексируются, соответственно, пласты ЮВ₇-ЮВ₉, ЮВ₅-ЮВ₆, ЮВ₂-ЮВ₄. Толщина отложений тюменской свиты на площади работ изменяется от 300 до 370 м.

Верхний отдел.

Отложения верхнего отдела с трансгрессивным несогласием перекрывают осадки тюменской свиты. Они представлены морскими образованиями васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита (поздний келловей - оксфорд) подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита опознается в разрезе по своему преимущественно глинистому составу, отвечающему максимуму трансгрессии моря в келловейское время, представлена аргиллитами серовато-коричневыми со значительным присутствием органики, а также с прослоями песчаного материала и вкраплениями пирита. Толщины подсвиты 25-30 м.

Верхняя подсвита является по своему составу существенно песчаной и включает в себя горизонт ЮВ₁ общей толщиной порядка 40-50 м, который, в свою очередь, достаточно уверенно подразделяются на песчаные пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁², разделенные глинистой перемычкой толщиной до 4-5 м и залегающим над ней слоем угля толщиной 1-2 м.

Горизонт ЮВ₁ сложен песчаниками и алевролитами с глинисто-карбонатным цементом с подчиненными прослоями аргиллитов. Гранулометрическая характеристика песчаных разностей горизонта ухудшается вниз по разрезу: пласт ЮВ₁² характеризуется более тонкозернистой структурой по сравнению с пластом ЮВ₁¹, что отражается на снижении его коллекторских свойств (пористости и проницаемости).

Общая толщина васюганской свиты составляет 90-110 м.

Георгиевская свита (киммеридж) развита повсеместно и при толщине от 1 до 6 м представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными со слабым зеленоватым оттенком. Помимо включений глауконита, отмечается обилие остатков фауны. Как репер уверенно выделяется во вмещающих отложениях ярко выраженным максимумом проводимости на кривой индукционного каротажа.

Баженовская свита (волжский ярус - берриас) имеет распространение на большей части территории Западно-Сибирского бассейна и играет роль суперрегиональной покрышки для юрского комплекса осадков.

Разрез свиты представлен черными и буровато-черными уплотненными аргиллитами, тонкоотмученными, массивными и плитчатыми. Отмечаются многочисленные остатки моллюсков и рыб. Условия накопления осадков относительно глубоководные.

По промыслово-геофизическим данным объект однозначно выделяется в разрезе аномально высокими значениями сопротивлений на кривых КС, а также резким максимумом по данным радиоактивного (гамма) каротажа.

Контрастные акустические свойства пород баженовской свиты позволяют использовать ее в качестве регионального сейсмического репера, который традиционно называется отражающим горизонтом Б.

Данные сейсморазведки и бурения позволяет говорить о наличии на площади работ зон, в которых разрез свиты и прилегающих к ней отложений носит аномальный характер.

Толщина баженовской свиты изменяется от 3 до 30 м.

Меловая система.

Отложения системы представлены нижним и верхним отделами.

Нижний отдел.

В стратиграфическом диапазоне, соответствующем нижнему отделу, развит полифациальный комплекс осадочных образований, традиционно объединяемый в неокомский нефтегазоносный комплекс. Отложения неокома района работ тяготеют к Вэнгапуровскому типу разреза и включают в себя осадки мегионской и вартовской свит.

Мегионская свита (берриас - ранний валанжин) представлена осадками морского генезиса и подразделяется на ряд пачек.

Подачимовская пачка находится в основании разреза и сложена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми. Ее объем оценивается в 4-20 м.

Ачимовская пачка сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые и светло-серые, известковистые, разнозернистые отмечаются включения слюды и углистого детрита. Алевролиты серые, темно-серые, уплотненные. Аргиллиты темно-серые, плотные с линзовидной и прерывистой слоистостью.

Формирование пород пачки в условиях транзита терригенного материала с краевых частей шельфа вниз по его склону к подножью определило ее сложное строение, выраженное в резкой изменчивости типов осадков по латерали и вертикали, а также их толщин. В пределах изученной бурением части площади толщина пачки не превышает 12 м.

Следующая по положению в разрезе пачка мегионской свиты занимает объем между ачимовским пластом БВ₂₂ и подошвой пласта БВ₀. Она представлена аргиллитоподобными глинами с линзами песчаного материала.

Верхняя часть свиты сложена ритмичным чередованием песчано-алевролитовых пластов, относящихся к группе БВ₈-БВ₁₀. Указанные пласты представляют собой достаточно хорошо выдержанные по площади и толщине объекты преимущественно песчаного состава. Между собой они разделяются повсеместно распространенными пачками глин, толщина которых находится в пределах 10 м. Средняя толщина верхней пачки составляет 150-170 м. Цикличный характер ее разреза отражает процесс осадконакопления в шельфовой части морского бассейна в условиях, когда масштабы прогибания его дна не компенсировались объемами поступающего терригенного материала.

Завершает разрез свиты глинистая пачка толщиной 7-12 м, являющаяся региональным стратиграфическим репером, а также покрышкой для крупного нефтегазоносного резервуара горизонта БВ₈.

Общая толщина свиты изменяется от 360 м до 420 м.

Вартовская свита (валанжин - ранний апт) занимает значительный объем в разрезе изучаемой площади, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин и подразделяется на подсвиты.

Нижняя подсвита имеет, в свою очередь, четырехчленное строение. В ее основании обособляется пачка песчано-алевролитовых пород средней толщиной 50 м, в объеме которой выделяется нефтегазонасыщенные пласты БВ₆ и БВ₇.

Выше залегает 15-метровая пачка аргиллитоподобных глин, серых и темно-серых, прослоями зелено-цветных. Ее можно рассматривать в качестве субрегионального репера, который фиксирует максимум морской трансгрессии на рассматриваемой территории и завершает, соответственно, относительно крупный цикл осадконакопления.

Третья пачка объединяет песчаные пласты БВ₀ - БВ₅ и разделяющие их глинистые перемычки. Пласты БВ₁, БВ₄ и БВ₅ нефтегазонасыщенны. Общая толщина пачки выдержана на уровне 130 м.

Завершает разрез нижней подсвиты пачка аргиллитоподобных глин от серых до темно-серых, оскольчатых, с прослоями зеленоцветов. Эта глинистая пачка, в силу своего широкого распространения, также является достаточно надежным субрегиональным репером.

Средняя подсвита (валанжин - баррем) характеризуется по литологическому составу неравномерным чередованием песчаных и глинистых слоев. Пласты песчаников, выделяемые в этой части свиты, индексируются как пласты группы АВ (АВ₂ - АВ₈). Глины разреза подсвиты отличаются присутствием большого количества разностей зеленовато-серого и зеленого цветов. В верхней части они кирпично-красные и имеют комковатую структуру.

Верхняя подсвита (ранний апт) является аналогом алымской свиты Широкого Приобья. Представлена неравномерным чередованием слабовыдержанных по толщине пачек зеленых и зеленовато-серых комковатых глин и зеленовато-серых песчаников, выделяемых как пласт АВ₁.

Общая толщина вартовской свиты изменяется от 360 до 395 м.

Нижняя и средняя подсвиты покурской свиты (поздний апт-альб) завершают разрез нижнего мела, согласно перекрывая осадки вартовской свиты.

Нижняя толща (апт) представлена преимущественно серыми с буроватым оттенком слабосцементированными алевролитами и песчаниками с прослоями темно-серых с зеленоватым оттенком слабоуплотненных, комковатых глин, иногда углистых. Характерно присутствие растительного детрита, остатков растений и корневых систем. Отмечаются пласты бурых углей.

Средняя толща (альб) сложена крупными пачками серых, темно-серых с буроватым оттенком тонкоотмученных алевритистых, иногда углистых глин, чередующихся в сложном сочетании с серыми уплотненными песками, песчаниками и алевролитами. Широко распространен углистый детрит и остатки растений, встречаются пласты бурых углей.

В разрезе покурской свиты выделяются песчаные резервуары пластов группы ПК, нижний из которых на площади работ газоносен. Общая толщина покурской свиты 870-974 м.

Верхний отдел.

Верхнемеловые отложения выделяются в объеме верхней подсвиты покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Верхняя подсвита покурской свиты (сеноман) представлена неравномерным, линзовидным переслаиванием алевролитов, песчаников слабосцементированных, песков с глинами. Отмечаются прослои конгломератов в виде глинистых и сидеритовых окатышей. На Варьеганском месторождении отложения подсвиты содержат крупную по размерам массивную залежь газа, покрышкой для которой являются глины кузнецовской свиты.

К кровле покурской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Г.

Вышележащие отложения сформированы в обстановке относительно глубоководного морского бассейна.

Кузнецовская свита (турон - ранний коньяк) сложена серыми и зеленовато-серыми тонкоотмученными глинами толщиной около 30 м.

Березовская свита (коньяк - кампан) делится на две подсвиты. Нижняя представлена опоками серыми, голубовато-серыми и глинами темно-серыми до черных. С ее кровлей связан опорный сейсмический горизонт С. Верхняя подсвита сложена глинами серыми и зеленовато-серыми, слабоалевролитистыми.

Общая толщина свиты составляет 100-190 м.

Ганькинская свита (маастрихт - дат) завершает разрез отложений меловой системы и сложена глинами серыми, с зеленоватым оттенком, известковистыми, с прослоями известковистых алевролитов и мергелей.

Толщина свиты меняется от 130 м до 170 м.

Палеогеновая система.

Палеогеновые (без датского яруса) осадки представлены образованиями морского и континентального генезиса. Морские отложения подразделяются на талицкую, люлинворскую и тавдинскую свиты. Отложения континентального генезиса выделяют в атлымскую, новомихайловскую и туртасскую свиты.

Талицкая свита (палеоцен) представлена глинами. Глины темно-серые, почти черные, плотные, однородные местами алевритистые, с мелкими линзами алевролитов серых, зеленовато-серых, кварцевого и кварц-глауконитового состава. Толщина свиты изменяется от 30 до 90 м.

Люлинворская свита (эоцен) подразделяется на три подсвиты.

Нижняя подсвита сложена опоками серыми, пепельно-серыми, глинами опоковидными с прослоями кварц-глауконитовых песчаников.

Средняя подсвита представлена, в основном, глинами и опоками. Глины серые, с зеленоватым оттенком, плотные, опоковидные, алевритовые с неотчетливой слоистостью. Опоки серые, прослои диатомитовых глин, иногда переходящих в диатомиты с раковистым изломом.

Верхняя подсвита сложена глинами. Глины зеленовато-серые, тонкоотмученные, изредка слабоопоковидные, с прослоями глинистых алевритов.

Общая толщина свиты порядка 250 м.

Тавдинская свита (поздний эоцен - ранний олигоцен) представлена глинами серовато-зелеными, жирными на ощупь, слоистыми, нередко алевритистыми, с прослоями сидеритов и тонкими линзами серых и светло-серых песков. В глинах встречаются остатки раковин пелеципод и лингул, а также остатки рыб в виде чешуек. Общая толщина свиты порядка 100 м.

Атлымская свита (олигоцен) сложена песками светло-серыми, коричневато-серыми, слюдистыми с прослоями лигнитизированных глин. Отложения свиты частично размыты. Толщина свиты до 10 м.

Новомихайловская свита (олигоцен) представлена чередованием глин серых, буровато-серых со светло-серыми песками, с прослоями бурых углей и лигнитов. Много углистого детрита, обломков лигнитизированной древесины. Отложения развиты, в основном, на склонах Новоагинского поднятия.

Туртасская свита (олигоцен) сложена глинами, алевролитами зеленовато-серыми, тонкослоистыми с прослоями диатомитов и кварц-глауконитовых тонкозернистых песков.

Отложения свиты на изучаемой территории практически размыты.

Четвертичная система.

Четвертичные отложения озерно-болотного и аллювиального генезиса, с размывом залегают на отложениях атлымской и новомихайловской свит. Литологический состав разнообразен. Нижняя часть характеризуется наличием грубозернистых песков с включениями гравия, гальки, а иногда и валунов. Выше по разрезу породы существенно глинизируются и представляют сложную смесь суглинков, глин, супесей и песков.

На водоразделах отмечается частое переслаивание покровных суглинков с толщами торфяников. Аллювиальные отложения речных долин различного порядка сложены песчано-глинистыми толщами. Толщина отложений до 100 м.



2. Тектоника

В строении Западно-Сибирской плиты большинством исследователей выделяется три структурно-формационных комплекса (этажа).

Формирование нижнего из них закончилось в палеозое и отвечает геосинклинальному этапу развития. Этаж представлен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Рассматриваемые отложения слагают складчатый фундамент плиты.

Промежуточный структурный этаж соответствует отложениям пермо-триасового возраста, характеризует собой парагеосинклинальный этап в истории формирования плиты и сложен слабометаморфизованными и сложно дислоцированными породами.

Нижние два комплекса изучены к настоящему времени, в основном, геофизическими (сейсмическими, гравиметрическими и магнитометрическими) методами разведки. Данные о бурении, об их строении и составе носят единичный характер.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей спокойно залегающих мезозойско-кайнозойских осадочных песчано-глинистых образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол, изучен наиболее полно.

В соответствии с тектонической картой центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н.И., Подсосова Л.Л., 1998 г.), представленной на рисунке 2.1, район работ расположен в пределах Варьеганского поднятия и зоны, расположенной к востоку от него.

Варьеганское поднятие, как крупный положительный структурный элемент III порядка, занимает центральную, наиболее приподнятую часть Варьеганского мегавала. Варьеганский мегавал, представляя собой контрастную структуру II порядка с явно выраженной, вытянутой в направлении с юга на север, линейной формой и размерами 110 20-30 км.

Южная часть мегавала осложнена Ваньеганским поднятием, северная - Северо-Варьеганским поднятием. Первый из указанных элементов по кровлеюрских отложений (отражающий горизонт Б) находится ниже Варьеганской структуры на 165 км, Северо-Варьеганское поднятие гипсометрически ниже ее на 255 м. Это указывает на то, что в целом Варьеганский вал погружается в северном направлении ориентировочно на 90 м.

На структурной карте по горизонту Б, полученной путем обобщения материалов площадных сейсмических работ и бурения (Туманов Н.Н. и др., 1988 г.), Варьеганское поднятие в границах замкнутой сейсмоизогипсы- 2525 м имеет облик брахиантиклинальной складки с размерами 30 12-15 км и амплитудой 175 м. Углы наклона поверхности Б в периклинальных зонах не превышают 1, на крыльях структуры составляют в среднем 2-230, достигая на отдельных участках 330-4. Сводовая часть поднятия по изолинии - 2375 м характеризуется линейно вытянутой формой и размерами 12,5 км 0,5-4,0 км. Северная часть на уровне а. о. -2350 м осложнена изометричным куполом размерами 2,5 1,5 км.

Данные сейсморазведки и бурения по вышележащим геологическим границам нижнего и верхнего мела позволяют говорить о том, что в направлении снизу вверх происходит выполаживание структурного плана, при этом сохраняются местоположение поднятия в плане и его общая форма.

Процесс выполаживания фиксируется последовательным уменьшением амплитуды структуры, но указанное изменение происходит менее интенсивно, чем это зафиксировано для расположенных юго-западнее структур Нижневартовского свода. Достаточно отметить, что на уровне покурской свиты Варьеганское локальное поднятие сохраняет сравнительно высокий уровень амплитуды порядка 80 м.



Рис.2. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н.И., Подсосова Л.Л., 1998 г.)

Анализ изменения толщин, заключенных между опорными сейсмическими границами осадочного разреза, показывает, что практически до готеривского времени в районе современного Варьеганского поднятия преобладали процессы прогибания бассейна средней или высокой интенсивности, заметных положительных элементов в рельефе не наблюдалось.

Активизация тектонических явлений положительного знака стала устойчиво проявляться с аптского времени и продолжалась до неоген-четвертичного, включительно. В этот промежуток времени произошло формирование современного облика Варьеганского поднятия. Начиная с палеогена, темпы роста составили как минимум 50 % от наблюдаемой ныне амплитуды

2.1 Характеристика продуктивных пластов

2.1.1 Расчлененность и толщины продуктивных пластов

В предыдущем подсчете запасов Варьеганского месторождения (СибНИИНП, 1988 г.) оценка запасов УВ была произведена по 19 продуктивным объектам, занимающим интервал разреза толщиной порядка 2000 м от средней юры (пласт ЮВ₂ тюменской свиты) до сеномана: пласты - ЮВ₂, ЮВ₁², ЮВ₁¹, БВ₂₂, БВ₁₀, БВ₉, БВ₈², БВ₈¹, БВ₈⁰, БВ₇, БВ₆, БВ₅, БВ₄, БВ₄⁰, АВ_7-8, АВ_5-6, АВ₄, ПК и сеноман.

По данным эксплуатационного бурения отмечалась достоверность прослеживания продуктивных пластов по площади месторождения. В условиях проявления циклической седиментации, характерной для верхнеюрского и мелового интервалов разреза, песчано-алевролитовые пласты групп «АВ», «БВ» и ЮВ₁ проявляют в целом высокую устойчивость, как в отношении опознавания границ, так и литологического строения.

Экспертами также отмечалось, что ряд подсчетных объектов имеет достаточно сложную внутреннюю структуру, которая позволяет вполне надежно выделять в их объемах более дробные, самостоятельные элементы. Детальная корреляция внутри крупных по общей толщине (до 30-40 м) пластов позволила бы, по их мнению, построить более точные модели резервуаров и содержащихся в них залежей и объективнее оценить запасы УВ.

В данной дипломном проекте в качестве исходной геологической модели изучаемых объектов принимаются результаты расчленения и корреляции разрезов скважин, выполненные специалистами ООО “Гео Дейта Консалтинг” в подсчете запасов (2002 г).

Ранее рассматривавшийся как единый, пласт ЮВ₁² разделен на две самостоятельные части ЮВ₁^2а и ЮВ₁^2б, которые обеспечены всеми необходимыми для оценки запасов построениями.

Указанная детализация осуществлена с целью создания менее противоречивой, чем ранее, модели нефтегазоконденсатного объекта.

Детализация начиналась с уточнения каркаса, представляемого реперными (глинистыми) пластами регионального и локального характера.

В качестве региональных реперов для пластов группы ЮВ были выбраны глинистые отложения баженовской и георгиевской свит, для пластов БВ_9-10 - сейсмический горизонт ДБ9, для пластов горизонта БВ₈ - глинистые отложения самотлорской свиты, для пластов БВ_6-7 - глины урьевской пачки, для пластов БВ_4-5 - глины покачевской пачки, как наиболее отвечающие требованиям и более близкие относительно изучаемых пластов. В качестве локальных реперов приняты глинистые разделы между выделенными пластами, хорошо прослеживающиеся на площади месторождения.

С целью выявления закономерностей развития продуктивных пластов применялся метод построений геолого-статистических разрезов (ГСР), характеризующий изменение относительной доли коллектора в продуктивной толще.

Использование метода позволило установить первичный статистический уровень построения геологической модели: проследить (идентифицировать) геологические границы пластов и выявить значительные неоднородности продуктивного разреза как по площади, так и по разрезу.

На основании ГСР были выделены скважины-стратотипы с четко выраженными границами пластов. Эти скважины образовали опорную сеть для разбивок по всему эксплуатационному фонду, определения численности и объемов выделяемых объектов.

Проверка качества выделенных границ продуктивных пластов осуществлялась с помощью ритмостратиграфического метода корреляции, т. к. результаты анализа по керну и ГИС указывают, что разрез продуктивных пластов имеет четко выраженное циклическое строение, представленное трансгрессивными (проциклитами), регрессивными рециклитами и регрессивно-трансгрессивными (репроциклитами) сериями отложений.

Исходные геолого-физические характеристики нефтесодержащих эксплуатационных объектов представлены в таблице 2.1.

Характеристика толщин продуктивных пластов приведена в таблице 2.2.

2.1.2 Основные фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов

На керновом материале 73 скважин Варьеганского месторождения (32 разведочных и 41 эксплуатационных) выполнен стандартный комплекс массовых исследований керна, включающий определение пористости по керосину и воде, проницаемости, остаточной нефтенасыщенности, водоудерживающей способности методом центрифугирования, карбонатности и гранулометрического состава.

В 2000 г на месторождении пробурена оценочная скважина № 115 c отбором изолированного керна. Основным назначением комплекса исследований по ней было определение литологических, геофизических и коллекторских характеристик пород в пластах групп “АВ”, “БВ”, юрских отложений.

Характеристика утвержденного варианта разработки

Первая технологическая схема эксплуатации и обустройства опытно-промышленного участка Варьеганского месторождения составлена институтом Гипротюменнефтегаз в 1973 г. и утверждена бюро Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений (ЦКР) в январе 1974 г. (протокол № 383 от 18 января 1974г.)

В схеме выбран участок для первоочередного эксплуатационного разбуривания месторождения и выделено два объекта разработки: Б₁₀ и Б⁸ с бурением на каждый объект самостоятельных сеток скважин.

Общее количество запроектированных скважин - 123, в том числе эксплуатационных - 94, нагнетательных - 29. Для изучения геолого-промысловой характеристики пласта Ю₁ предлагалось пробурить четыре скважины и десять скважин - на верхние пласты.

Ориентировочный уровень добычи нефти после разбуривания участка принят равным 4 млн. т.

Опытно-промышленная эксплуатация начата на месторождении в 1974 г. разведочной скважиной № 2 (пласт БВ₆).

В связи с тем, что при опробовании разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в сводовой части месторождения, выявились газовые шапки, возникла необходимость в новой технологической схеме разработки первоочередного участка.

Такая схема была составлена СибНИИНП и утверждена на бюро ЦКР (протокол № 408 от 26 августа 1975 г.).

В технологической схеме разработки первоочередного участка приняты следующие решения:

- воздержаться от бурения скважин в пределах контура газоносности залежей;

- выделить в разрезе месторождения четыре объекта разработки: БВ_9-10, БВ₈, БВ_6-7, БВ_4-5 с бурением на каждый объект самостоятельных скважин;

- скважины каждого объекта размещать по равномерной треугольной сетке, с расстоянием между ними 600 м;

- сохранить ранее утвержденный максимальный уровень добычи нефти - 4 млн. т.;

- проектные скважины размещаются на западном и восточном участках месторождения. Общее их количество составляет 132 единицы;

- для поддержания пластового давления предлагалось организовать внутриконтурное и законтурное заводнение. На западном участке предлагалось выбрать скважины из числа пробуренных для организации барьерного заводнения.

В 1976 г. СибНИИНП составлена технологическая схема разработки Варьеганского месторождения в целом.

В указанной технологической схеме рассмотрен один вариант разработки, предусматривающий выделение четырех основных объектов разработки: БВ₉, БВ₈², БВ₇, БВ₆. Бурение скважин объекта Б₉ предусматривалось проводить до вскрытия пластов БВ₁₀ и ЮВ₁, скважин объекта БВ₈² - до вскрытия пласта БВ₁₀, скважин объекта БВ₆ - до вскрытия пласта БВ₇. Залежи пластов ЮВ₁, БВ₁₀, БВ₈¹, БВ₈⁰, БВ₄, БВ₅ рассматривались как возвратные объекты разработки.

Разработка подгазовой зоны месторождения отодвигалась на последующий период, после уточнения контуров газоносности и создания условий для утилизации попутного газа.

Скважины размещались по ранее принятой сетке 600х600 м. Нагнетательные скважины предлагалось размещать в центральной части месторождения вдоль внешнего контура газоносности, на периклинальных участках - разрезающими рядами поперек длинной оси структуры.

Максимальный годовой отбор нефти принят равным 11 млн.т. Максимальный годовой уровень закачки - 25,23 млн. м³.

Общий фонд проектных скважин - 1059, в том числе добывающих - 611, нагнетательных - 272, резервных - 176 (20 % от числа скважин основного фонда).

В 1978 г. в связи с завершением разведки месторождения и утверждением запасов нефти и газа ГКЗ СССР СибНИИНП составил новую технологическую схему разработки месторождения, утвержденную ЦКР в мае 1978 г. (протокол № 588 от 16 мая 1978 г.).

По данной технологической схеме на месторождении выделено пять эксплуатационных объектов БВ₆, БВ₇, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀-ЮВ₁.

По первым четырем объектам предусмотрено внутриконтурное заводнение с разрезанием залежей на блоки и с трехрядным размещением добывающих скважин в блоках по сетке 600х600 м. Кроме того, по объекту БВ₆ запроектировано барьерное заводнение (впоследствии барьерное заводнение начато также и по объектам БВ₇ и БВ₈²).

По объекту БВ₁₀-ЮВ₁ запроектировано разбуривание залежей по квадратной сетке, с расстоянием между соседними скважинами - 600 м. Система поддержания пластового давления по этому объекту - площадное заводнение по девятиточечной схеме.

Пласты БВ₄⁰, БВ₄, БВ₅, БВ₈⁰, БВ₈¹ рассматривались как возвратные объекты.

Проектный уровень добычи нефти определен по месторождению в 13 млн.т. (с удержанием его в течение 1981-1985 гг. включительно). Проектный уровень добычи жидкости - 19,1 млн. т, максимальный годовой объем закачки воды - 33,3 млн.м³.

Общее число проектных скважин определено в 1414 единиц, в том числе 965 эксплуатационных, 403 - нагнетательных и 46 резервных.

Основным способом эксплуатации скважин определен механизированный (газлифтный и насосный).

В 1980 г. СибНИИНП составлена технологическая схема разработки пластов БВ_4-5 Варьеганского месторождения, утвержденная ЦКР в 1981 г. (протокол № 905 от 18 марта 1981 г.).

По утвержденному варианту разработка объекта БВ_4-5 предусматривается квадратной сеткой скважин с расстоянием между ними 600 м. Система поддержания пластового давления - площадная девятиточечная.

Общий фонд скважин объекта Б_4-5 определен в 272 единицы, в том числе добывающих - 175, нагнетательных - 48, резервных - 45, газодобывающих - четыре.

Проектный уровень добычи нефти по объекту составил 1,95 млн.т. В сумме по месторождению по данным предыдущих технологических схем он составил 14,1 млн.т.

Проектный уровень добычи жидкости по месторождению по этим же данным - 21,37 млн.т. (1987 г.), максимальный объем закачки воды - 38,4 млн.м³.

В процессе эксплуатации месторождения создано несколько проектных документов, что было обусловлено как неодновременностью ввода объектов в разработку, так и необходимостью корректировки основных проектных решений в связи с накоплением геолого-промысловой информации. Кроме того, в процессе освоения месторождения, начиная с 1985 г., ежегодно разрабатывались геолого-технические мероприятия, в которых, наряду с реализацией проектных решений, предусматривалось совершенствование систем разработки и повышение эффективности использования проектного фонда скважин.

Технологическая схема разработки Варьеганского месторождения утверждена на ЦКР Миннефтепрома (протокол № 1183 от 18.02.1986 г.) со следующими принципиальными положениями:

-проектный уровень добычи нефти-21,0 млн. т /год;

-проектный уровень добычи жидкости-59,5 млн. т/ год;

-максимальный объем закачки воды-100,4 млн. м³ /год;

-выделение 11 эксплуатационных объектов (БВ₄+БВ₄⁰, БВ₅, БВ₆,? БВ₇, БВ₈⁰+БВ₈¹, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁², ЮВ₂);

-дальнейшее развитие утвержденных блоков трехрядных систем в сочетании с законтурным заводнением по объектам БВ₆,? БВ₇, БВ₈², БВ₉ (сетка 600*600 м), в том числе по объектам БВ₆, ?БВ₇, БВ₈² в сочетании с барьерным заводнением;

-реализация утвержденных площадных девятиточечных систем (сетка 600*600 м) в сочетании с барьерным заводнением по объектам БВ₄+БВ₄⁰, БВ₅, ЮВ₁¹, ЮВ₁²;

-внедрение трехрядной блоковой системы (сетка 400*400 м) по объекту

БВ₈⁰+БВ₈¹ с усилением системы воздействия на пласт БВ₈⁰ путем вскрытия его в 218 самостоятельных нагнетательных скважинах и в 204 скважинах - совместно с БВ₈¹ с переходом на очагово-избирательную систему;

-внедрение площадных пятиточечных систем по объекту ЮВ₂ (сетка 400*400 м) и объекту Б₁₀ (сетка 600*600 м);

-общий проектный фонд скважин 3595, в том числе 1898 добывающих, 1268 нагнетательных, 376 резервных, 31 газодобывающая и 22 пьезометрические и контрольные скважины;

-давление па устье нагнетательных скважин по объектам БВ₄+БВ₄⁰, БВ₅, БВ₆,? БВ₇, БВ₈², БВ₉ - 130 кгс/см², по объектам БВ₈⁰+БВ₈¹, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁², ЮВ₂ -180 кгс/см²;

-применение фонтанного, насосного и газлифтного способов эксплуатации скважин.

Далее разработка месторождения велась согласно «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Варьеганского месторождения», утвержденной ЦКР Миннефтегазпрома (протокол № 1377 от 30.05.1990г.).

Начальные балансовые запасы нефти, конденсата, свободного газа и конечные КИН как по месторождению в целом, так и по отдельным залежам утверждены Протоколом ГКЗ в марте 1990 г.

В Дополнительной записке к Технологической схеме разработки Варьеганского месторождения с учетом сложившегося состояния разработки месторождения уточнены геолого-физические параметры пластов, проектные технологические показатели разработки и даны рекомендации в отношении совместной эксплуатации горизонтов БВ₈⁰ и БВ₈¹, ЮВ₁¹ и ЮВ₁², бурения уплотняющих скважин и расширения масштабов применения газлифтного способа эксплуатации. Выделены 10 эксплуатационных объектов, на которые запроектированы следующие системы разработки:

БВ₄ - площадная девятиточечная + барьерное заводнение (600х600м);

БВ₅ - площадная девятиточечная + барьерное заводнение (600х600м);

БВ₆ - трехрядная + барьерное заводнение (600х600м);

БВ₇ - трехрядная + барьерное заводнение (600х600м);

БВ₈⁰+БВ₈¹ - трехрядная (400х400м);

БВ₈² - трехрядная + барьерное заводнение (600х600м);

БВ₉ - трехрядная (600х600м);

БВ₁₀ - площадная пятиточечная (600х600м);

ЮВ₁¹+ЮВ₁² - площадная девятиточечная + барьерное заводнение (600х600м);

ЮВ₂ - площадная пятиточечная (400х400м);

Проектный фонд скважин - 3395 (в том числе 2015 добывающих, 1322 - нагнетательных, 53 специальные и 205 резервных).

Запроектирована снижающаяся добыча нефти: в целом по месторождению с 10954,1 тыс. т в 1989г до 1837,6 тыс.т в 2000г при росте обводненности с 74 до 95,9%.

В 1998 г. ВНИИнефть составлен последний проектный документ на разработку: «Проект разработки Варьеганского месторождения», утвержденный ЦКР в 1998 г. (протокол № 2270 от 18.06.98 г.), и принят в качестве анализа разработки и мер по совершенствованию систем разработки продуктивных объектов Варьеганского месторождения, который в настоящее время является рабочим проектным документом.

Составление настоящего проекта разработки вызвано необходимостью уточнения проектных уровней добычи нефти (как по отдельным эксплуатационным объектам, так и по месторождению в целом). Большинство решений последнего проектного документа (1989 г.) не выполнены, что обусловлено влиянием следующих трех основных факторов, которые являются основополагающими как для месторождения, так и для отдельных объектов (в порядке значимости):

1) отставанием фактического фонда добывающих и нагнетательных скважин от проектного (особенно действующего фонда скважин), что связано с меньшими фактическими объемами бурения и большим по сравнению с проектом количеством бездействующих скважин;

2) меньшими по сравнению с проектными коэффициентами эксплуатации;

3) запаздыванием с переводом фонтанных скважин на механизированную добычу (газлифт, ЭЦН).

Основные решения и рекомендации проектного документа заключается в следующем:

На базе комплексного геолого-промыслового изучения Варьеганского месторождения, с учетом сложившейся истории и фактического состояния его разработки, выделены следующие эксплуатационные объекты Б₄, Б₅, Б₆, Б₇, Б₈⁰+Б₈¹, Б₈², Б₉, Б₁₀, Ю₁¹+Ю₁², Ю₂, А_7-8, ачимовская пачка.

Первоочередной задачей дальнейшей эксплуатации Варьеганского месторождения являются вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти, что обуславливает необходимость бурения новых добывающих и нагнетательных скважин и более эффективное использование существующего фонда (проведение восстановительных работ по бездействующим скважинам).

При прогнозе технико-экономических показателей как по отдельным объектам, так и по месторождению в целом рассмотрено два варианта разработки, отличающиеся темпами ввода новых скважин и объемом восстановительных работ по бездействующему фонду, включающих изоляцию обводненных интервалов, установление и замену подземного оборудования для механизированной добычи, ликвидацию негерметичности эксплуатационных колонн и затрубной циркуляции и др.

Проектный фонд новых добывающих и нагнетательных скважин, предназначенных для бурения - 842 единицы (486 добывающих и 356 нагнетательных). Проектное количество скважин, подлежащих восстановлению - 300 добывающих и 207 нагнетательных.

Коэффициент эксплуатации новых скважин принят равным 0,45; по переходящему фонду для добывающих скважин - 0,9 и для нагнетательных скважин - 0,7.

Технологический критерий для отключения добывающих скважин из эксплуатации - достижение 98 % обводненности продукции.

Новые нагнетательные скважины рекомендуется первоначально эксплуатировать в качестве добывающих (не менее 1 - 1,5 лет).

В связи со значительными фактическими объемами закачанной воды и значительным превышением текущих пластовых давлений над начальными значениями по месторождению предлагается сократить общие объемы закачиваемой воды и упорядочить закачку по объектам, исходя из 110 - 120 % ежегодной компенсации отбора жидкости в пластовых условиях (на потери нагнетаемой воды запланировано 20 % общего объема). При этом необходимо полностью использовать подтоварную воду в качестве рабочего агента для закачки в пласты. При условии выполнения проектных решений по отборам жидкости сточные воды будут на 80 % обеспечивать планируемые объемы закачки.

Для каждого из объектов рассмотрены следующие системы разработки.

По объектам Б₆, Б₇, Б₈², Б₉ - трехрядная блоковая система, которая на дату составления настоящего проектного документа практически полностью реализована. Поэтому основные запланированные мероприятия связаны с восстановлением бездействующего фонда и бурением отдельных добывающих скважин для повышения эффективности выработки запасов на отдельных участках.

По объектам Б₄, Б₅ - площадная девятиточечная, по объекту Б₁₀ - площадная пятиточечная система. В настоящее время указанные системы на перечисленных объектах реализованы лишь частично, поэтому по этим объектам предусмотрено бурение новых добывающих и нагнетательных скважин и восстановление бездействующего фонда.

По объектам Б₈⁰ + Б₈¹ и Ю₁¹+Ю₁² предусмотрена двухстадийная схема, что обусловлено наличием значительных площадей, практически неохваченных разработкой, на которых размещен основной проектный фонд.

По объекту Б₈⁰ + Б₈¹ в качестве исходной заложена трехрядная блоковая система. В дальнейшем, по мере выработки запасов и продвижения фронта вытеснения предлагается перенести линию нагнетания на первые ряды добывающих скважин, а в центральном ряду осуществить бурение уплотняющих добывающих скважин.

По объекту Ю₁¹ + Ю₁² основное бурение запланировано на нижний горизонт, в частности на центральную его часть, отличающуюся ухудшенными геолого-физическими характеристиками и в настоящее время практически не разбуренную. Первоначально предполагается формирование девятиточечной площадной системы с последующим ее преобразованием в однорядную за счет перевода отдельных добывающих скважин под закачку и бурения дополнительных уплотняющих добывающих и нагнетательных скважин.

По объектам Ю₂, А_7-8 и ачимовской пачки - площадная пятиточечная система с плотностью сетки 25 га/скв.

максимальный уровень добычи нефти - 2238,6 тыс. т. достигается в 2008 году;

максимальный уровень добычи жидкости - 20360 тыс. т. достигается в 2010 году;

максимальный уровень закачки воды - 26154 тыс. м³ достигается в 2009 году;

утвержденный ГКЗ конечный КИН (0,305 для месторождения в целом).

Динамика основных прогнозных показателей разработки по Варьеганскому месторождению приведена на рисунке 2.2.



Рис. 2.2. Динамика основных прогнозных показателей разработки по Варьеганскому месторождению

С целью более рационального использования существующего фонда рекомендуется следующее:

1) перевод на выше- или нижележащие объекты высокообводненных бездействующих добывающих скважин, дальнейшая эксплуатация которых на данном объекте не предполагается (в случае нецелесообразности изоляции в них обводненных пропластков и продолжения добычи нефти из еще не выработанных интервалов). Указанные скважины располагаются чаще в первых рядах от линии нагнетания и могут иметь на других объектах более благоприятные условия для эксплуатации;

2) при общем требовании раздельной разработки объектов в отдельных случаях допустимы приобщение пластов и совместная эксплуатация нескольких объектов при условии сопоставимости геолого-физических характеристик продуктивных пластов в разрезе скважины;

3) в связи с высокими удельными расходами газа осуществление на месторождении газлифтной эксплуатации в настоящее время оказалось экономически нецелесообразным из-за высоких удельных расходов газа. Поэтому рекомендуется при необходимости скважины газлифтного фонда переводить на эксплуатацию ЭЦН.

Для повышения эффективности разработки и улучшения выработки извлекаемых запасов нефти имеются определенные резервы такие, как: проведение гидроразрывов на низкопродуктивные коллектора; вибровоздействие на пласт и призабойную зону; форсированный отбор жидкости; проведение геолого-технических мероприятий по ограничению водопритоков; использование технологий воздействия, обеспечивающих изменение направления потоков жидкости в пластах; совершенствование технологий первичного и вторичного вскрытия и освоения скважин низкопродуктивных пластов; совершенствование технологий смены насосов и рецептуры растворов «глушения»; отработка технологии освоения скважин низкопродуктивных объектов под нагнетание воды и поддержания их стабильной приемистости.

Опыт применения указанных мероприятий на Варьеганском месторождении либо очень ограничен, либо отсутствует, поэтому без проведения опытно-промышленных работ рекомендовать массовое их внедрение невозможно. Кроме того, все эти мероприятия являются лишь дополнительным средством для повышения эффективности выработки запасов; применение их целесообразно только в сочетании с проведением масштабных работ по восстановлению на месторождении действующего фонда скважин и регулярной системы заводнения.

Характеристика фонда скважин

Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1968 году, введено в разработку в 1974 году разведочной скважиной № 2 (объект БВ₆).

В разработке находятся 9 объектов, содержащих как нефтегазовые, так и нефтяные залежи: БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈^0-1, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀, ЮВ₁^1-2.

Промышленное разбуривание месторождения началось в 1976 году с высокопродуктивных объектов БВ₆, БВ₇, БВ₈² и БВ₉, основной объем буровых работ по которым приходится на период 1980 - 1985 г.г. Вторая волна производства буровых работ приходится на период 1984-1991 г.г., когда был осуществлен ввод в разработку менее продуктивных объектов БВ₈^0-1 и БВ₁₀. Именно на этих двух объектах, а также на объекте ЮВ₁^1-2 сосредоточены основные объемы буровых работ в настоящее время. Динамика бурения и ввода скважин на месторождении приводится на рисунке 2.3.

Рис. 2.3. Динамика ввода новых скважин на Варьеганском месторождении

Согласно утвержденному варианту «Анализа разработки…», на основании которого ведется разработка месторождения последние 2 года, проектный фонд составляют 3354 скважины.

...