Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

I. Общая часть

1.1 Географо -экономическая и эксплуатационная характеристика месторождения Барса-Гельмез

1.2 Краткая история геолого - геофизического изучения месторождения Барса-Гельмез

1.3 Геологическое строение месторождения Барса-Гельмез

II. Специальная часть

2.1 Промыслово-геофизические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

2.2 Промыслово-геофизические исследования для решения задач капитального ремонта скважин

2.3 Использование акустических и радиометрических методов контроля качества сцепления цементажа обсаженной колонны

2.4 Общие сведения о процессе крепления скважин и задачи, стоящие перед геофизическими методами контроля

2.5 Акустический метод контроля

2.6 Аппаратура акустического метода контроля

2.7 Новая методика акустической цементометрии

III. Проектная часть

3.1 Геотермические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений

3.2 Особенности высокочувствительной термометрии при исследовании действующих скважин месторождения Барса-Гельмез

3.3 Исследование технического состояния обсадной колонны методом высокочувствительной термометрии

3.4 Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения

3.5 Применение методов термометрии для определения интервалов пластов, обводнённых нагнетаемой водой

3.6 Методика интерпретации термометрии газовых скважин

3.7 Оценка характера насыщения сложных коллекторов по результатам термического каротажа

3.8 Выбор оптимальной скорости движения скважинного прибора при регистрации термограмм

3.9 Влияние химического состава пластовых вод на показания резистивиметра

3.10 Возможности термокондуктивных дебитомеров при исследовании скважин

3.11 Получение интегральных и дифференциальных профилей приемистости

3.12 Выделение интервалов негерметичности обсадной колонны в скважине

3.13 Задачи, решаемые компенсированным термокондуктивным дебитомером жидкости

3.14 Технические условия на подготовку скважин для проведения промыслово-геофизических исследований и других работ приборами на кабеле в действующих скважинах

4. Технико-экономические показатели проектируемых работ

5. Мероприятия по охране окружающей среды

5.1 Мероприятия на стадии разведки месторождения

5.2 Мероприятия при разработке

5.3 Водоохранные мероприятия

6. Охрана труда и техника безопасности

Заключение

Список литературы



Введение

В 1933 г. на нефтяных месторождениях Небитдаг, Челекен и Барса-Гельмез небольшая группа электроразведчиков, возглавляемая иностранным специалистом, провела простейшей зондовой геофизические измерения в скважинах. Хотя возможности единственного в то время способа электрического каротажа были невелики, он положил начало новой, быстропрогрессирующей области прикладной геофизики - геофизическим исследованиям скважин.

Трудно переоценить роль этих исследований в развитии технологии проводки скважин, в решении геологических задач поисково-разведочного бурения, в разработке нефтегазовых месторождении. В каждой из этих областей промысловая геофизика оказалась тем важным элементом, который способствовал быстрому прогрессу. В частности, специалисты, исследующие историю развития глубокого и сверхглубокого бурения, обнаруживают прямую связь между совершенствованием геофизических методов и возрастанием освоенных глубин бурения.

В настоящее время геофизические исследования скважин в Туркменистане располагают внушительным арсеналом технических средств и позволяют решать многие геологические и технические задачи. В ряду этих задач центральное место принадлежит изучению геологического разреза бурящихся скважин. Именно в этой области промысловая геофизика оперирует множеством методов исследований и находит самое широкое применение в повседневной поисково-разведочной работе.

С первых же дней организации глубокой разведки в Юго-Западной Туркмении действует разветвленная промыслово-геофизическая служба. Объемы каротажных работ возрастают из года в год, причем не только из-за роста объемов бурения. Развитие промысловой геофизики идет также в направлении расширения комплекса методов ГИС, круга решаемых геологических и технологических задач. Существует мнение, что геологическая эффективность ГИС тесно связана с количеством методов каротажа, входящих в комплекс исследований. Это мнение далеко не бесспорно. скважина цементаж термокондуктивный дебитомер

Однако факты свидетельствуют, что в последнее десятилетие число методов, составляющих обязательный комплекс ГИС в Юго - Западной Туркмении, почти удвоилось и, видимо , будет продолжать расти. Такое прогрессивное и, в целом, положительное явление содержит и теневые стороны. Например, постепенно утрачиваются такие привлекательные стороны каротажа, как оперативность, несложность выполнения, небольшие затраты времени и незначительная стоимость исследований. Возрастающая громоздкость и трудоемкость каротажных работ, как показывает опыт, не всегда компенсируется надежностью конечных результатов: обилие разнообразной информации нередко не облегчает, а, наоборот, затрудняет получение однозначного вывода, порождает нечеткость и расплывчатость заключительных формулировок. Изучения многолетней практики показывает, что нередки случаи, когда при интерпретации диаграмм ГИС материалы тех или иных видов каротажа вообще не используются или применяются как проверочное, дублирующее средство.

В специальных немногочисленных публикациях, посвященных анализу эффективности ГИС, обычно рассматривается результативность всего комплекс методов в целом. Оценивается качество геофизических заключений, их совпадаемость с результатами опробования скважин, возможность количественных определений. При этом геологическая эффективность каждого метода каротажа в отдельности почти никогда не устанавливается. Эту задачу можно попытаться решить, анализируя обширный фактический материал, полученный в ходе разведки старейшего в Туркмении нефтяного месторождения Барса-Гельмез. За многолетний период поисково-разведочных работ на площади Барса-Гельмез буровые и геофизические предприятия Туркменистана накопили весьма разнообразные и достаточно полные данные: обширный керновый материал, результаты геофизических измерений, сведения о продуктивности объекта разведки в каждой из пробуренных скважин, лабораторные анализы. Эти и другие данные позволили к настоящему времени составить детальное представления о геологическом разреза месторождения, особенно в интервалах залегания нефтеносных пластов, получить количественную оценку важнейших коллекторских свойств проницаемых горизонтов, оценить степень нефтенасыщенности пород на разных участках месторождения, уточнить ряд их физических констант и характеристик. Необходимо отметить, что полнота и точность проведенных исследований оказались достаточно высокими, что позволило успешно оценить запасы нефти по этому старейшему месторождению и обоснованно утвердить их в ГКЗ Туркменистана.

Что же касается определения эффективности геофизики, то для этой цели накопленный материал оказался очень ценным. Результаты ее не во всем согласуются с общепринятым мнением. Однако для специалистов, работавших на Барса-Гельмезе, они не оказались неожиданными. Во всяком случае, проведенное исследование с очевидностью убеждает, что такие категории, как “ необходимость и достаточность “, “полнота и оптимальность”, которые не применяются пока при оценке промыслово-геофизической информации, должны занять свое место.

Основные выводы работы справедливы для условий, сходных с описанными. Исследования подобного рода могут быть проведены на любых месторождениях с любыми типами геологических разрезов. Их результаты найдут применение не только в оптимизации геофизических исследований скважин, но и могут четка определить наиболее верное направление развития методов промысловой геофизики в данном регионе.



Глава 1. Геологическая часть

1.1 Географо -экономическая и эксплуатационная характеристика месторождения Барса-Гельмез

Общие сведения о месторождении

Месторождение Барса-Гельмез расположено в 42 км к юго - востоку от г. Небитдага и рядом с одноименным городом Барса-Гельмез. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке широтного простирания. Длина складки составляет 7км, ширина-3км. Системой многочисленных разрывных нарушений складка разбита на ряд обособленных тектонических блоков, среди которых выделено три основных: Западный, Центральный (Клин) и Южный.

Впервые в 1881 г. геологические исследования на месторождении провел А. Коншин и пришел к выводу, что площадь перспективна на нефть. Позже, в 1885г. изучая геологические особенности месторождения Ф. Фон Кошкуль высказал аналогичную мысль. Затем площадь Барса-Гельмез и прилегающую территорию изучали А. Али-Заде, И. Н. Алифан, К. К. Бабенко, Н. Бекмурадов, К. Богданович, И, М. Губкин, В.,В. Денисевич, К.П. Калицкий, В. А. Киров, С. А Ковальский, Ю.А.Косыгин, М Лан, Ф. Маевский, К. Машрыков, В. Б. Порфирьев, И.И. Цуканов, Л. Я. Шварц, Т. В. Шварц и др

В 1913 г. К. П. Калицкий составил геологическую карту в масштабе 1:10000. В 1936г. В. А. Кировым произведена детальная геологическая съемка Барса-Гельмезской складки в масштабе 1:4200. С 1936 по 1938 гг. проведены почти все известные к тому времени модификаций геофизических исследований, которые из-за сложности тектонических условий не дали однозначного решения. И только сейсмические исследования MOB, проведенные в 1941-1945 гг., позволили оконтурить Барса-Гельмезскую складку. Сейсморазведочные (КМПВ) работы 1949--1952 гг., поставленные с целью детализации тектонического строения, дали возможность уточнись направление осевой линии, выявить антиклинальную складку широтного простирания. Бурение скважин на Барса-Гельмезе начали в 1884 г. по заданию управления Среднеазиатской железной дороги.

Инженеры А. Закиров и в. Акопян пробурили до 1897г. 3 скважин (80--250 м). Скважины заложили на южном крыле складки в районе выходов нефтеносных пластов апшеронских отложений. При пробном тартании в одной из скважин получили притоки нефти с дебитом 0,5--5 т/сут. Буровые работы возобновили в 1937 г. с целью поисков залежей в разрезе апшеронских, акчагыльских и красноцветных отложений. До 1938 г. пробурили 8 скважин ударный способом в основном на северном крыле. Скважины, пробуренные на апшерон-акчагыльских отложениях, подтвердили продуктивность этих отложений.

Первые доказательства промышленной нефтеносности красноцветной толщи получили в 1939 г. в процессе бурения разведочной скважины 15. Скважина, заложенная в юго - восточной части складки начала фонтанировать нефтью с дебитом 35 т/сут. Получение нефти из красноцветной толщи послужило дальнейшим толчком для развития поисково- разведочных работ на нефть и газ на складке Барса-Гельмез. В 1943 г., наряду с разведочным, приступили к эксплуатационному бурению.

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения апшеронского, акчагыльского ярусов и красноцветной толщи; к последней приурочены основные залежи нефти. Мощность красноцветной толщи составляет 1800 метров. Нефтенасыщенные пласты продуктивной толщи представлены чередованием песчано-глинистых отложений. Красноцветная толща подразделяется на два отдела: верхний -мощностью 1250м и нижний--мощностью 240м. Количество и мощность глин увеличивается к низам разреза представлены, в основном, слабоцементированными песками с редкими прослоями глин и плотных песчаников, общая мощность которых не превышает 20% от всей мощности разреза.

Краткая эксплуатационная характеристика месторождения Барса-Гельмез

Барса-Гельмезское месторождение разрабатывалось и в настоящее время доразрабатывается без подержания пластового давления. Опытная закачка воды и газа в горизонты апшерона не дала положительных результатов и была прекращена. Основными причинами, обусловившими отсутствие эффективности мероприятий по поддержанию пластового давления, явились низкая приемистость скважин, высокая обводненность залежи, наличие за трубной циркуляции и сообщаемости объектов по многим скважинам.

Высокая обводненность залежей обусловила большие удельные расходы закачиваемой воды и способствовала ее проскальзыванию вследствие высокой относительной проницаемости. Естественно внедрение воды в залежь способствовало стабилизации пластовых давлений и, следовательно, наиболее полному использованию энергии пластов при существующих темпах отбора. При закачке же рабочего агента в пласты создавались искусственные барьеры, препятствующие уходу части закачиваемой воды за контур.

Наличие затрубной циркуляции по ряду скважин приводило к нерегулируемому внедрению воды и большим ее потерям. Из-за отсутствия компрессоров на высокое рабочее давления закачка газа осуществлялась лишь по горизонтам апшерона. Однако и здесь положительных результатов не было получено. В процессе закачки имели место прорывы газа к забоям эксплуатационных скважин.

Результаты проведенной опытной закачки были учтены при разработке анаголичных залежей на новых месторождениях Котурдепе и Барсагельмес. В настоящее время все залежи характеризуются значительной обводненностью (от 70% до 98--99% ) и неограниченными отборами жидкости; текущие коэффициенты нефтеотдачи высоки. В связи с этим осуществление работ по подержанию пластовых давлений в залежах в настоящее время нецелесообразно. Месторождение обводняется высокоминерализованными контурными водами хлоркальциевого типа, а также глубинными маломинерализованными водами, поступающими по тектоническим нарушениям.

Основным режимом дренирования в настоящее время по большинству горизонтов является водонапорный, о чем свидетельствуют высокие текущие коэффициенты нефтеотдачи и постоянство пластовых давлений во времени. По некоторым горизонтам проявлялся в начальный период разработки режим растворенного газа, а в последующим, по мере падения пластового давления, темп падения замедлялся, и режим этих горизонтов перешел в смешанный, а затем - в водонапорный.

С целью правильного определения наиболее рациональных путей доразработки месторождения произведено уточнение остаточных извлекаемых запасов нефти по объектам и участкам в целом. Учитывая, что все залежи эксплуатируются глубиннонасосным способам при низкой эффективности геолого-технических мероприятий и не требуют доразбуривания, характеризуются устойчивой зависимостью изменения дебита от суммарного отбора воды и жидкости, были применены статические методы подсчета запасов.

Общий отбор нефти по объектам и участкам с учетом анализа текущего состояния разработки (темпы отбора нефти, дебиты на одну скважину, режимы дренирования, физико-химические свойства пластов-коллекторов и нефти) дает основание считать, что точность определения остаточных запасов удовлетворительна.

Более половины фонда эксплуатационных скважин сосредоточено в горизонтах западного участка, который и обеспечивает основную долю добываемой из месторождения нефти. Так, например, текущие отборы нефти за 2011 г. по каждому участку составили соответственно 8.4%; 12.8%; 7,5% от остаточных извлекаемых запасов. Учитывая, что с течением времени темпы отбора нефти будут снижаться вследствие дальнейшего истощения залежей и выбытия скважин из эксплуатации, сроки отбора остаточных извлекаемых запасов ориентировочно составляют 20, 23 и 31 лет.

Для выявления эффективности промышленного внедрения форсированного отбора жидкости с точки зрения увеличения конечной нефтеотдачи был произведен анализ работы отдельных скважин, оборудованных электропогружными насосами. В качестве критерия эффективности принимали изменение процентного соотношения нефти и воды в добываемой продукции.

При двукратном увеличении отбора жидкости (от 200 до 400 и от 250 до 500 т/сутки) снижения процента воды в продукции скважин не было установлено. Следовательно, форсированный отбор жидкости необходимо рассматривать лишь как мероприятие, повышающее текущий уровень добычи нефти. Стабильность обводненности продукции при форсированных отборах объясняется характером поступления воды в скважины, которые обводняются контурными, тектоническими и промежуточными водами.

Фонд скважин месторождения Барса-Гельмез характеризуется низкими средними дебитами нефти при относительно больших дебитах жидкости и высокой обводненности продукции (в среднем 90%, а по многим скважинам 95--98% и более), что обуславливает высокую среднюю себестоимость добываемой нефти.

На месторождении имеется большой фонд обводненных, истощенных и пробкообразующих скважин, дебиты нефти по которым не превышают 1 т/сутки. Продолжение эксплуатации таких скважин экономически нецелесообразно. В связи с этим в порядке пересмотра фонда скважин следует рассмотреть вопрос о прекращении эксплуатации их на данном объекте, ликвидации или возврате их на вышележащие объекты. К ухудшению конечных показателей разработки ( суммарный отбор нефти и конечная нефтеотдача ) это не приведет, так как в условиях значительно переуплотненной сетки скважин запасы оставляемых объектов могут быть отобраны как имеющимся фондом скважин, так и за счет возврата скважин с нижележащих горизонтов. Полученная при осуществлении данного мероприятия экономия на эксплуатационных затратах может быть направлена на проведение других, более эффективных мероприятий, за счет чего может быть получена дополнительная добыча нефти при лучших экономических показателях.

В ближайшее время необходимо разработать инструкцию, устанавливающую пределы рентабельности эксплуатации единичной скважины с учетом конкретных условий (сорт и качество нефти, условия эксплуатации скважин и транспорта продукции и др.) Необходимо отметить, что на месторождении Барса-Гельмез при осуществлении ремонтно -изоляционных работ и возврате скважин производится детальное изучения разреза и выявление отдельных недренированных линз и прослоев с обязательным их вскрытием.

Это способствует, в ряде случаев, улучшению работы скважин, а также более полной выработке запасов нефти из вскрытого разреза. Такое мероприятие может быть рекомендовано для других месторождений подобного типа, вступивших в позднюю стадию разработки.

Выводы и предложения по рациональной до разработке
нефтяных залежей месторождения Барса-Гельмез.

Барса-Гельмезское нефтяное месторождение среди других месторождений Туркмении характеризуется длительным периодам эксплуатации (70 лет) и находится в наиболее поздней стадии разработки. Все горизонты месторождения дают продукцию с высокой обводненностью (доходящей до 98--99%) и с низкими дебитами скважин (от 0.5 до 2 т/сутки) при низкой эффективности геологотехнических мероприятий. Текущий коэффициент нефтеотдачи в целом по месторождению достиг 51,5%, а конечный коэффициент нефтеотдачи составит 60,0%. Эксплуатационный фонд месторождения включает 433 скважины. Большинство из них эксплуатируется глубинно-насосным способом. Более 80% фонда скважин работает со среднесуточными дебитами нефти менее 1 т, что значительно ниже среднего по месторождению. При увеличении темпов отбора жидкости абсолютное количество добываемой нефти увеличивается, однако процентное содержание нефти остается постоянным.

Для повышения технико-экономических показателей разработки месторождения Барса-Гельмез и достижения ожидаемой конечной нефтеотдачи необходимо:

а) вывести из эксплуатации (ликвидировать или возвратить) на данном этапе разработки низкодебитных скважин;

б) для выработки остаточных извлекаемых запасов осуществлять возвраты скважин с нижележащих горизонтов;

в) для увеличения темпов отбора нефти и сокращения сроков до разработки эксплуатацию скважин необходимо осуществлять при полной загрузке глубинонасосного оборудования;

г) в процессе дальнейшей до разработки месторождения установить экономические критерии по ликвидации скважин.

1.2 Краткая история геолого - геофизического изучения месторождения Барса-Гельмез

На протяжении многолетних буровых работ на Барса-Гельмезском месторождении геофизические исследования скважин не оставались неизменными. Совершенствовался комплекс методов каротажа, менялся подход к интерпретации получаемых данных, переоценивалась геологическая эффективность отдельных видов ГИС. Вес период разведки месторождения можно условно разделить на несколько этапов, различающихся как по объему бурения, так и по используемому набору методов ГИС и приемам интерпретации.

Первый этап включает в себя 1936- 1941 гг. и характеризуется ограниченным объемом бурения (2 - 5 скважины в год ), лишь в 1941 г. отмечается некоторое его увеличение. Комплекс ГИС представлен в этот период обычным методом стандартного каротажа. Выделение эффективных мощностей проводилось по нечетному набору качественных признаков, причем при повышении соленосности бурового раствора решение задачи резко осложнялось снижением информативности кривых КС.

Второй этап включает в себя 1941 - 1956 гг. и характеризуется ростом количества бурения (20 - 25 скважины в год). Комплекс ГИС представлен в этот период обычным методами стандартной, радиоактивный, боковой каротажи, микрокаротаж (СК, РК, БК, МК), в ряде скважин проведены замеры акустического каротажа (АК). Боковой каротаж проводился аппаратурой БК-З и ТБК. Что касается вопроса интерпретации данных, то отличительной чертой этого этапа является последовательное изучение особенностей разреза и выработке различных методов ГИС для решения той или иной геологической задачи.

Выделение эффективных мощностей проводилось по нечетному набору качественных признаков, причем при повышении соленосности бурового раствора решение задачи резко осложнялось снижением информативности кривых СП и ДС. При определении пористости использовались самые различные подходы оценки Кп : по сопротивлению зоны проникновения и неизменной части пласта, по величине ?t на кривой АК. При этом полное отсутствие петрофизических исследований изучаемого разреза обусловило использование только осредненных теоретических зависимостей, что несомненно снижало точность определений. В этот период предпринимались попытки оценить пористость по абсолютным величинам вторичной гамма-активности. Однако низкое метрологическое обеспечение метода НГК и недостаточная изученность литологических особенностей разреза не позволили получить результаты достаточной точности. При оценке характера насыщения часто использовались результаты опробования аналогичных пластов. Делаются попытки оценить насыщенность по характеру проникновения и по соотношениям величин пористости, рассчитанных по различным методам ГИС. Расчет коэффициента газонасыщенности не проводился.

Третий этап включает в себя 1956-1969 гг. Объем бурения составляет 7-8 скважин в год. Комплекс промыслово-геофизических исследований, в основном, остается прежним. Вместе с тем, появляются замеры БМК, отдельные записи затуханию. Боковой каротаж проводился аппаратурой АБК-Т, индукционный - ПИК и АИК-3. Накопления данных по исследованию скважин геофизическими методами и опыт их обработки на первом этапе позволили составлять более надежные заключения по скважинам. Выделение эффективных мощностей проводилось по более четкому набору качественных признаков. Попытки использовать комплекс БК-БМК в графическом варианте для выделения проницаемых интервалов затрудняются переходом на запись кривых БК в логарифмическом масштабе, в то время как аппаратура КМБК позволяет записать кривую бокового микрокаротажа только в линейном масштабе.

Подход к оценке пористости, в основном, остается прежним, однако материалы радиоактивного каротажа для этой цели уже не используются. Определения характера насыщения в этот период проводилось по всему комплексу ГИС с привлечением опыта исследования прежних скважин. Для этой цели используются и соотношения величин пористости, полученных различными методами, и характер проникновения, и результаты проведения, ОПН, однако, в ряде случаев указывается на низкую информативность этого прямого метода, его противоречивые показания. Несмотря на то, что в целом по второму этапу накоплен значительный опыт разведки месторождения, отсутствие петрофизических зависимостей и четкого взгляда на информативность различных методов ГИС несколько ограничивали повышение эффективности заключений.

Четвертый этап - 1990-1995гг. - период незначительно возобновление объемов и темпов бурения (2-3 скважин в год ). Исследования скважин геофизическими методами несколько изменились. Из комплекса ГИС полностью исключен микрокаротаж, в ряде скважин не проводился радиоактивный каротаж. Вместе с тем, почти во всех скважинах проводился боковой каротаж. Возросло количество замеров методом индукционного каротажа (аппаратуа АИК-4, в 1991 г. -АИК-М ). Отличительной особенностью периода является значительный объем проведенных петрофизических исследований. В результате этого получено достаточно полное представление о строении и свойствах пород, слагающих основной продуктивный горизонт, построен ряд петрофизических зависимостей, повышающих точность перехода от геофизических величин к петрофизическим параметрам пласта.

В частности, были получены зависимости Рп =ѓ ( Кп ), Рн = ѓ ( Кв ), ?t = ѓ ( Кп ).

Последняя получена для условий, максимально приближенных к пластовым. Статическая обработка всего накопленного материала, а также опытно-методические работы по обоснования подсчетных параметров и оценке информативности методов ГИС подняли исследование месторождения геофизическими методами на качественно новый уровень.

Получены некоторые количественных критерии выделение коллекторов, значительно конкретизирован подход к решению геологических задач по материалам ГИС. Результаты этого этапа определили сегодняшний подход к использованию комплекса ГИС.

1.3 Геологическое строение месторождения Барса-Гельмез

Стратиграфия

На поверхности Барса-Гельмезского месторождение обнажаются отложения четвертичного и апшеронского возраста, выступающие в виде отдельных возвышенностей. Пробуренным скважинами вскрыты на полную мощность отложения апшеронского, акчагыльского ярусов и на неполную мощность отложения красноцветной толщи.

Красноцветная толща расчленяется на нижний и верхний отделы.. Нижний красноцвет сложен в основном уплотненными, пестроцветными глинами, алевролитами с чередованием отдельных пластов песчаника и песка. Глинистые породы в разрезе составляют 50%. Песчаники, пески серые, буровато-серые, разнозернистые, известковистые, Плотные, иногда с включением глинистой гальки и гравийных конгломератов, приуроченных главным образом к нижней части разреза. При этом подошва красноцвета не вскрыта. В составе нижнего красноцвета была обнаружена переотложенная микрофауна фораминифер плохой сохранности из родов: Elphidium, Nonion, Globigerina, Miliolina, Anomalina, Bulimina и другие. Вскрытая мощность нижнего красноцвета 550 м. Верхний красноцвет. Отложения верхнего красноцвета более песчанистые, чем в нижнем красноцвете, представлены чередованием песков, песчаников и глин. Глинистость разреза составляет 40-45%. Кровля разреза определяется по смене песчаных образований содержащих переотложенные фораминиферы из родов: Globigerinа, Globotruncana, Nodosaria, Cibicides, Stensioina, глинами, в которых встречена акчагыльская микрофауна из родов: Candona, Cytherissa, Cyprideis, Ilyocypris, Limnocythere, Caspiolla, Trachyleberis, Caspiocypris, Loxoconcha.

Мощность верхнего красноцвета около 1700 м. Общая вскрытая мощность красноцветной толщи в небитдагском разрезе 2200 м.

Отложения акчагыльского яруса вскрыты на полную мощность и сложены серыми, буровато- серыми, тонкослоистыми глинами, алевролитами и частыми прослоями тонкозернистых, серых, желтовато-серых песков и песчаников. Нижний акчагыл мощностью около 30 м представлен тонкослоистыми глинами с однообразной фауной фораминифер и остракод: Cassidulina, Cibicides, Bolivina, Candona, Liventalina, Limnocythere.

Средний акчагыл мощностью 150 м сложен в основном разнозернистыми песками, песчаниками с отдельными пропластками разноцветных глин. Здесь встречаются переотложенные фораминиферы. Верхний акчагыл мощностью 80- 120 м представлен глинами, алевролитами и песчаникам с фауной: Leptocythere picturata (Liv.), L. saljanica (Liv.), Loxoconcha eichwaldi Liv., Caspiocypris sp.

Увеличение мощности наблюдается в западном направлении. Общая мощность акчагыла колеблется в пределах 200- 300 м.

По литологическому составу и фауне разрез апшеронского яруса подразделен на нижний, средний и верхний подъярусы.

Нижний апшерон представлен в основном желтовато-серыми, бурыми, черными, слоистыми, алевритистыми, известковистыми глинами с прослойками песчаников и Средний апшерон залегает на размытой поверхности нижележащих слоев нижнего апшерона и сложен глинами с прослойками песчаников с богатой фауной остракод:.Мощность-300м.

Верхний апшерон представлен мощными пеечано-глинистыми образованиями мощностью 150 м.

Общая мощность апшеронского яруса (по данным Л. П. Марковой) колеблется от 580 до 800 м. Увеличение мощности отложений апшеронского яруса наблюдается в западном направлении. Выше по разрезу трансгрессивно на верхнеапшеронских отложениях залегает бакинский ярус, у основания которого имеются галечники, пески и песчаники. Остальная часть разреза сложена глинами, песками, песчаниками, суглинками. Кроме того, здесь развиты палеонтологически охарактеризованные отложения хазарского, хвалынского и новокаспийского горизонтов. Общая мощности четвертичных осадков составляет 400--500 м.

Тектоника

Барса-Гельмезская складка с размерами 5х8 км представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания, осложненную многочисленными дизъюнктивными нарушениями. В пределах складки выделены различные тектонические блоки.

Северное крыло. Оно осложнено серией сбросов СЗ-ЮВ простирания; образует ступенчато опущенные участки с востока на запад. Нарушением широтного простирания северное крыло отделяется от сводовой части структуры и опущено в среднем на 150 м. Сводовая часть структуры отделена от южного крыла нарушениями СЗ-ЮВ простирания значительной амплитуды, по которым она приподнята на 400 м. Следует отметить, что данный участок мало освещен бурением.

Восточная периклиналь на севере и юге осложнена нарушениями широтного простирания, которые увязываются с главным Кызылкумским сбросом.

Грабен представляет собой опущенный участок относительно северного и южного крыльев и сводовой части структуры. Грабен опущен на 200 и 1200 м по региональным сбросам, падающим на юг и север соответственно. В свою очередь,, грабен также осложнен компенсационными сбросами широтного и СЗ-ЮВ простирания с относительно незначительными амплитудами.

Западное крыло приподнято по системе сбросов широтного простирания, падающих на север, в среднем более чем на 100 м и относительно грабена и сводовой части опущено на 400 м. Западное крыло имеет крутые углы наклона пород (до 45°) и падает да юг с широтным проступанием. Сбросы, отделяющиеся от главного сброса, и ограничивающие грабен от южного крыла, на западной периклинали затухают. Южная периклиналь, выявленная сейсморазведкой, ступенчато увязывается со складкой Боядаг, северная часть которой хорошо освещена бурением. В пределах складки интенсивно развиты тектонические нарушения, региональные и локальные.

Нефтегазоносность.

На месторождении Барса-Гельмез в разрезе акчагыльского и апшеронского ярусов и красноцветной толщи установлено более 15 продуктивных горизонтов, нефтеносность которых весьма изменчива по площади. Внутри горизонтов, содержащих большое количество пластов- коллекторов, выделяются более мелкие пропластки. Залежи горизонтов пластовые, сводовые, тектонически экранированные, редко, литологически экранированные.

В разрезе отложений апшеронского яруса выделяются 12 горизонта (А, Б, В, Г, Д, Ж, З, И, Й, К, Л, М). Залежи стратиграфически относятся к среднему и нижнему отделу апшеронского яруса и приурочены к песчаным пластам, количество и мощности которых непостоянны по площади. В отдельных участках месторождения верхняя часть горизонта М размыта. Мощность коллекторов изменяется от 5 до 10 м с максимальной нефтенасыщенностью более 15 м.

Залежь литерных горизонтов апшерона имеет небольшую площадь распространения, а горизонт А относительно большую и протягивается полосой на северо-запад, расширяясь в этом же направлении.

Промышленная нефтеносность апшеронского яруса (горизонт А) впервые установлена в 1941 г. в скважине 5, где при опробовании интервала 448--453 м получили приток нефти с дебитом 7,2 т/сут и воды 2,4 м3/сут. Дебиты нефти из горизонтов апшеронского яруса небольшие и колеблятся от 5 до 25 т/сут.

Горизонт А. Залежь горизонта наиболее выдержана по простиранию и прослеживается на северном крыле Южного и Центрального Барса-Гельмеза; Мощность коллекторов колеблется от 5 до 15 м с увеличением их на Центральном Барса-Гельмезе: Максимальная нефтенасыщенностью мощность--10 м и приурочена в основном к одному пласту коллектору. Промышленная нефтеносность установлена в 1944г. в скважине 9 на Южном Барса-Гельмезе притока нефти 11 т/сут, а на Центральном участке--в скважине 13 (9 т/сут).

Горизонт Б+В. Нефтеносность горизонта доказана в 1944г, в скважине 19 (Центральный Небитдаг), где при опробовании обнаружили приток нефти - 1,5 т/сут и воды 3,2 м3/сут. Горизонт приурочен к наиболее изменчивой части разреза апшеронских отложений, где некоторые пропластки замещаются глинами. Мощность горизонта изменяемей от 10 до 15 м, уменьшаясь к востоку. Максимальная нефтенасыщенная мощность -25 м.

Горизонт Г. Залежи нефти горизонта распространены в грабене и на северном крыле Южного Барса-Гельмеза, а также охватывают западную часть Центрального Барса-Гельмеза. Разрез горизонта представлен мощными песками (до 15 м) с чередованием глинистых пропластков (от 3 до 6 м) где максимальная. нефтенасыщенность доходит до 20 м. При опробовании скважины 12 добыли приток нефти - 7 т/сут и воды - 5,4 м3/сут.

В верхней части горизонта выделены многочислнные прослойки промышленно-продуктивных пропластков с прослаиванием глин. Нефтенасыщенные мощности этих горизонт увеличиваются на северном крыле по мере погружения пород (пластов) в западном направлении. Максимальная площадь распространения залежей установлена в горизонте Г; по мере увеличения глубины залегания площадь распространений залежей уменьшается.

Горизонты Д. Залежи этих горизонтов обнаружены на северном крыле. Разрез горизонтов представлен 120 - 140 метровой песчаной пачкой редкими и маломощными прослоями глин. Максимальная нефтенасьщенная мощность достигает 150м. Промышленная нефтеносность горизонта впервые доказана на Центральном Барса-Гельмезе в 1942 г. в скважине 14 (фонтанный приток 29 т/сут. Промышленная нефтеносность горизонтов на в 1945 г. в скважине 17 на Южном Барса-Гельмезе. Залежи горизонтов аналогично распространены по площади как и предыдущие, и имеют максимальную мощность нефтенасышения - 25м. Разрез горизонтов представлен 50-метровой пачкой переслаивающихся песков и глин с преобладанием первых. Мощность горизонтов по площади выдержана а на отдельных участках Южного Барса-Гельмеза горизонт Д полностью выклинивается.

Горизонт Ж. нефтеносны на Центральном и Южном Барса-Гельмезе. Для горизонта Ж площадь распространения залежей относительно больше, чем для горизонта З, разрез глинистый. Общая мощность горизонтов составляет 70 м при нефтенасыщенной мощности 15 м. В 1947 г. в скважине 31 доказана нефтеносность этих горизонтов, получены притоки нефти с дебитом 18 т/сут и воды 12 м3/сут (Южный Барса-Гельмез).

Горизонт З. Промышленная нефтеносность установлена в 1946 г в скв. 28, где при опробовании получено 16 т/сут безводной нефти. Залежи нефти охватывают северное крыло Южного Барса-Гельмеза и повышенную часть блоков Центрального Барса-Гельмеза. Максимальная нефтенасыщенная мощность горизонта составляет 450 м при общей мощности 14 м.

Горизонты И+К отделяются от вышележащих горизонтов глинистым пропластком мощностью 15--20 м. Разделом между горизонтами И и К служат глинистые про-пластки различной мощности, что иногда затрудняет их разделение на отдельные горизонты. Промышленная нефтеносность обоих горизонтов установлена только на северном крыле Центрального Барса-Гельмеза (скв. 17, 21). Общая мощность горизонтов составляет 80--120 м, эффективная нефтенасыщенная -30 м.

Горизонты Л+М представляют песчаные пласты с маломощными прослоями глин и отделяются друг от, друга 20-30 м глинами, мощность каждого горизонта - 40-50 м. Промышленная нефтеносность горизонтов доказана в скв. 45 в 1947 г. (дебит нефти 9,2 т/сут, воды 9,3 м3/сут). Нефтяные залежи этих горизонтов распространены по всему северному крылу Западного Барса-Гельмеза. На Центральном Барса-Гельмезе горизонты непродуктивны.

В пределах акчагыльского яруса, в его нижней части установлено три водоносных горизонта, имеющих номенклатуру сверху вниз: II, IIа, IIв.

На Южном Барса-Гельмезе, в его восточной части, продуктивный разрез нижнеакчагыльских отложений представлен глинами и лишь к западу появляются песчаные прослои, количество которых значительно увеличивается на Западном участке.

Промышленная нефтеносность единственного горизонта НК7 нижнего красноцвета установлена только на южном крыле Западного Барса-Гельмеза. Незначительные притоки обводненной нефти получили в пределах северного крыла Западного Барса-Гельмеза в свода структуры. Эти скважины в основном расположены вблизи регионального сброса, или же непосредственно на своде.

Горизонт НК7 представлен 30-метровой пачкой переслаивающихся песков и глин. В разрезе горизонта в основной выделяются два песчаных пласта. В юго-восточной части выделяется третий песчаный пласт. Общая мощность горизонту изменяется or 15 до 25 м, эффективная - от 5 до 10м. Максимальная мощность нефтенасыщения равна 12 м.

Коллекторские свойства пород

Разрез продуктивных горизонтов плиоценовых отложений Барса-Гельмеза сложен мощными пластами песчаных, в меньшей степени - алевритовых пород, разделенных глинистыми образованиями. При этом количество алевритовых пластов несколько увеличивается в объеме верхнего плиоцена и нижнего отдела красноцвеной толщи. Продуктивные горизонты месторождения Барса-Гельмез представлены, в основном, чередованием песков, алевритов, песчаников, алевролитов и глин. Пески серые, мелко и среднезернистые, слюдистые, слабокарбонатные. Структура породы пелитовая, текстура беспорядочная, иногда микрослоистая.

Песчаники серые, тонко-мелкозернистые, иногда разнозернистые, неслоистые, крепкие, известковистые. По минералогическому составу песчаники являются полимиктовыми.

Тип цементации в большинстве случаев смешанный, но в редких случаях контактовый и базальный.

Алевриты и алевролиты серые, зеленовато-серые, слюдистые, известковистые, часто глинистые. По гранулометрическому составу - плохо отсортированные. Тип цементации базальный, реже контактовый.

Глинистые породы составляют значительную часть разреза. Они почти всегда алевритистые, слоистые, неясно или тонко -слоистые, известковистые. Цвет их серый, коричневый. Структура пород пелитовая, алевропелитовая, текстура беспорядочная, реже ориентированная.

Коллекторами нефти и газа служат главным образом слабоуплотненные разности песчано-алевритовых пород, среднее значение открытой пористости которых по горизонтам отдельных участков месторождения колеблется в пределах 18,3--30,7% (часто встречается - 20-24%); карбонатность изменяется в интервале 5-20% (часто 1--13%) средняя ёмкость песчаников и алевролитов изменяется в пределах 6,6--14,4%.

По площади месторождения отмечается некоторый рост емкости коллекторов от периферийных участков структуры к ее своду .Так, средняя пористость всех песчаных пород (коллекторов и неколлекторов) красноцветной, толщи Центрального (присводового) участка равна 18,8%. Южного-16,4 и Западного-- 15,8%. В то же время содержание карбонатного вещества несколько увеличивается в указанных пределах, что свидетельствует о тесной зависимости между пористостью и известковистостью пород-коллекторов плиоценовых отложений.

Среднее значение пористости по горизонтам составляет 16--19 % , а на отдельных участках оно достигает 26%. Пористость песчаников и алевролитов несколько ниже, чем песков, и составляет 6--15%. Среднее значение проницаемости пород-коллекторов по данным лабораторных исследований составляет 214 мДарси.

В целом по месторождению Барса-Гельмез емкостная ступень составляет 390 м на 1%, что позволяет прогнозировать наличие гранулярных типов коллекторов промышленного значения на глубинах 5400-5700 м.

Геотермическая характеристика

Впервые В. Н. Мамиэсеновым и (1947) была предпринята попытка выяснить геотермические особенности Барса-Гельмезского месторождения. В результате исследования авторы пришли к выводу, что сравнительно высокие значения геотермической ступени на отдельных участках месторождения связаны с застойностью подземных вод. В 1951 г. В. И. Айвазянц обобщил около 80 замеров температур в эксплуатационных скважинах. Отмечено возрастание температур с гипсометрической глубиной, а также наличие различных значений температур для одних и тех же глубин залегания пластов.

Другой крупной обобщающей работой по геотермии месторождения являются исследований Ш. Кекилов (1952). Он считает, что основную роль в распределении тепла по площади структуры и по ее разрезу играют выходящие по зонам разрывов с глубины хлоридно-гидрокарбонато-натриевые воды, создающие отдельные участки местных тепловых аномалий. Им же отмечается прямолинейная зависимость изменения температур с глубиной.

Приведенные данные по месторождению свидетельствуют об, увеличении геотермической ступени и уменьшении геотермического градиента с глубиной. Средние значения геотермического градиента нижнекрасноцветных, верхнеекрасноцветных, акчагыльских, апшеронских отложений составляют 1,33; 2,08; 2,25 и 2,42°С/100 м соответственно.

Анализ геотермических условий месторождения показывает, что влияние гидрогеологического фактора в распределении тепла по площади имеет место лишь в верхней части разреза. глубины 1500м влияние гидрогеологического фактора резко снижается, и геотермическая ступень в интервале глубин 2000-2500 м составляет 81,9 м/°С. Наибольшая прогретость складки дает возможность предполагать близость кровли мезозойских отложений, что является наиболее перспективным на нефть и газ.

Гидрогеохимические особенности флюидов

Исследованы подземные воды апшеронского, акчагыльского ярусов верхней и нижней части красноцветной толщи Южного и Центрального Барса-Гельмеза.

К ашперонским отложениям Южного Барса-Гельмеза приурочены воды ХК типа с минерализацией 20-89 г/л. Значения коэффициента метаморфизации изменяются в пределах 0,75-0,93.

На западном погружении участка в горизонтах А и Б залeгают рассолы ХК типа с минерализацией до 115 г/л. По площади распространения горизонтов увеличение минерализации метаморфизации вод происходит с запада на восток и к северу от зоны крупных нарушений.

В акчагыльских отложениях (горизонты II, IIa, IIв,) распространены воды ХК, ХМ и ГКН типов. ХК воды Южного Барса-Гельмеза имеют минерализацию 25-129 г/л, ХМ типа - 22-40 и ГКН-25-35 г/л. На Центральном участке воды распространены преимущественно ХК типа с минерализацией 28-180 г/л.

В верхней части красноцветной толщи (горизонты III - VIII) встречены воды ХК, ХМ, ГКН типа с минерализацией соответственно 80-120, 26-53, 31-38 г/л. На Центральном Барса-Гельмезе воды ХК типа (26-230 г/л). Наименее минерализованные воды приурочены к присбросовой зоне, по мере удаления от которой на север и восток соленость увеличивается и тип изменяется от ГКН к ХК. С глубиной распространенность вод ГКН типа возрастает.

Пластовые воды нижней части красноцветной толщи изучены на нефтеносном южном крыле складки. Здесь в основном распространены воды ХМ и ГКН типов с небольшой минерализацией (25-45 г/л). Локальными участками встречаются и воды ХК типа с минерализацией 120 г/л и выше.

Общая минерализация вод по разрезу от горизонта I до горизонта IV изменяется незакономерно, но можно отметить тенденцию ее уменьшения. От горизонта V к низам отложений она закономерно уменьшается от 152 до 18 г/л. В наибольших количествах среди анионов содержатся ионы хлора, сульфаты и бикарбонаты; в большей части разреза они содержатся в долях процента, увеличиваясь в водах нижнего красноцвета до 5% мг экв/л. Содержание кальция и магния с глубиной уменьшается с одновременным увеличением концентрации натрия.

Детальное исследование газов и нефтей месторождения проведено В.В. Шиховым (1942), впервые выделившим две группы нефтей, связанных с определенными особенностями геологического строения нефть нафтенового типа на Центральном Барса-Гельмезе и в верхних пластах Южного участка, и более метановую - преимущественно в нижних частях разреза. Газы месторождения относятся к категории «сухих» - содержание метана изменяется (по средним данным) от 86 до 94%. На Южном участке утяжеляются газы с глубиной, но состав изменяется не плавно, а скачкообразно. Метан в максимальных концентрациях содержится в газах Горизонтов А (до 92% ), Ж и З (до 94%) горизонтов.

Сопоставление свойств нефтей двух участков, залегающих в одном и тех же стратиграфических комплексах, показывает, что нефти Центрального Барса-Гельмеза (за исключением горизонта IIа) имеют более высокий удельный вес и преимущественно нафтеновый или нафтенометановый в целом характерно увеличение содержания в нефтях парафина с глубиной от следов до 6-7%.

Нефти месторождения отличаются значительным разнообразием. По своим товарным и химическим свойствам они могут быть разделены на беспарафинистые с преобладанием нафтеновых углеводородов (Центральный Барса-Гельмез), слабопарафинистые (верхние горизонты Южного Барса-Гельмеза по Г включительно) и высокопарафинистые (горизонты Ж и НК). Содержание сери не превышает 0,854--0,906 /см, вязкость около 3 спуаз.

Перспективы нефтегазоносности месторождения связны с невскрытой частью разреза нижнего красноцвета южного крыла и подстилающими отложениями.



Глава 2. Специальная часть

2.1 Промыслово-геофизические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

Нефтяные и нефтегазовые месторождения на поздней стадии разработки характеризуются высокой степенью обводнённости продукции, снижением дебитов по нефти, практическим отсутствием фонтанного фонда скважин. При использовании системы заводнения минерализация попутно добываемых вод резко различается по толщинам пластов и площади месторождения. Эти особенности требуют применения комплекса новых технологий для контроля выработки продуктивных залежей.

Наиболее полная информация для этого обеспечивается проведением различных комплексов геофизических исследований в процессе эксплуатации месторождений. Основной задачей геофизического контроля является определение закономерностей выработки залежей по толщинам пластов и площади месторождения и в конечном итоге выявление невыработанных нефтегазонасыщенных участков залежей. На некоторых месторождениях и отложениях Западного Туркменистана, в том числе Барса-Гельмез, из-за неблагоприятных для ГИС геолого - технических условий (низкая минерализация пластовых вод, применение системы заводнения пластовых и морской воды) решение этой задачи выдвигает немало сложных проблем.

К настоящему времени создана система геофизического контроля за разработкой месторождений, позволяющая с применением ранее известных, новых и уникальных технологий, разработанных местными геофизиками, решать поставленную задачу. Система включает необходимый набор исследований, их периодичность, охват исследованиями фонда скважин. При контроле разработки на месторождении Барса-Гельмез решаются следующие задачи:

- определение источников обводнения;

- определение текущих положений ВНК, ГНК и ГВК;

- определение текущего насыщения разрабатываемых продуктивных пластов;

- определение гидродинамических параметров пластов;

- определение технического состояния обсадных колонн, цементного камня и скважинного оборудования;

- контроль за перфорацией;

- площадной анализ геолого - геофизической информации.

Определение источников обводнения

Максимальный объем составляют исследования в добывающих скважинах по определению профилей притока флюидов. Методы изучения притока включают в себя замеры ГК, локации муфт, манометрии, термометрии, шумометрии, резистивиметрии, термокондуктивного дебитомера, механической расходометрии и ультрозвуковых исследований. Комплекс позволяет оценить работу пласта по перфорированной толщине и выделить притока нефти, воды, газа. Исследования проводятся комплексной аппаратурой Гранит за один спуск. По результатам исследований устанавливаются основные закономерности выработки залежей по толщине, интервалы прохождения нагнетаемой и законтурной воды.

Ежегодный объем исследований составляет порядка 250 скважин - операций.

Гидродинамические исследования

Традиционно широко используются при разработке месторождений гидродинамические методы контроля за энергетическим состоянием залежей: регистрация кривых восстановления давления, восстановления уровней и притока. В практике работ на месторождении Барса-Гельмез основными получаемыми параметрами являются забойное и пластовое давление, дебит скважины, коэффициенты продуктивности, скин - фактор. Выбор видов исследований зависит от категории и конструкции скважин. Гидродинамические параметры, перечисленные выше, наиболее точно определяются по кривым КВД в фонтанных и газлифтных скважинах. По кривым восстановления уровня и кривым притока точность определяемых параметров значительно ниже. С достаточной точностью определяются дебит, коэффициент продуктивности.

Гидродинамические исследования наиболее информативны при использовании технологии, разработанной в ЗАО "НТФ ПЕРФОТЕХ", при контроле за разработкой многопластовых залежей, эксплуатируемых единым фильтром. Одновременная регистрация дебитов (расходов) и забойных давлений над каждым интервалом перфорации (снятие попластовых индикаторных диаграмм) позволяет получить для каждого пласта дебит, коэффициент продуктивности, пластовое давление и в конечном итоге при использовании дополнительных методов промысловой геофизики коэффициенты охвата выработкой и заводнением.

...