Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов.
Введение
ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Усть-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание Ачимовской толщи (БС
16-22). Особенностью разработки месторождения является то, что вводимые в эксплуатацию добывающие и нагнетательные скважины характеризуются низкими дебитами и приемистостью, тем самым не обеспечивая плановый отбор продукции.
Основным является эксплуатационный объект БС16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС16-22 можно отнести - к V классу. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
Характеристика месторождения.
ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
1.1. Географическое расположение.
Усть-Балыкское месторождение расположено на границе Сургутского и Нефтеюганского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области около г. Нефтеюганск, входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области, относится к Западно-Сибирской провинции.
Климат района - резко континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Характерная особенность района - наличие многолетнемерзлых пород.
На западе и востоке площади встречаются болота преимущественно торфяного типа. Растительность района представлена сплошным лесом с преобладанием хвойных пород (кедр, ель, сосна, лиственница).
История освоения месторождения.
ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Месторождение было открыто в 1961 году, введено в разработку в 1964 году. Начальные запасы нефти оцениваются до 100 млн. тонн. Усть-Балыкское месторождение по запасам относится к категории крупных, а по геологическому строению – к сложным. Работы проводит ООО «РН-Юганскнефтегаз», базирующиеся соответственно городе Нефтеюганске. По уровню годовой добычи нефти 1235 тыс.т в 2000 году месторождение занимает 6 место в «Роснефть-Юганскнефтегаз». Фактический дебит скважин по нефти – 8 т/сут на 40% ниже среднего по объединению.
С 2002 г. разработка месторождения осуществляется на основе проектного документа «Анализ разработки Усть-Балыкского месторождения», утвержденного Центральной комиссией по разработке горючих полезных ископаемых Минэнерго России (протокол от 16.01.2003 г. № 2957). Этот проектный документ был утвержден со следующими основными положениями: для объекта БС16-22 - площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 400 х 400 м; для объекта АС4-6 - блочно-замкнутая система воздействия, для объекта АС7-8 - организация приконтурного заводнения с рядной системой размещения скважин. На Ачимовской толще с 1991 года, в массово применялся гидроразрыв пластов, что привело к значительной интенсификации добычи нефти по сравнению с проектной.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов.
ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента. На Усть-Балыкской площади палеозойские отложения вскрыты на глубине 2784 - 3300 м, толщина коры выветривания на Усть-Балыкской площади составляет от 9 до 100 м. Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.
Из всех свит систем осадочного чехла подробно рассмотрим только Ахскую свиту меловой системы, к которой относятся интересующие нас пласты Ач1, Ач2 и Ач3, так как тема данного дипломного проекта раскрывается применительно к этим пластам.
Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним [1]. Нижний отдел включает в себя породы пяти свит (снизу вверх): Ахскую, Черкашинскую, Алымскую, Викуловскую и Ханты-Мансийскую. К верхнему отделу меловой системы относятся уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Отложения ахской свиты формировались в области морского осадконакопления. В основании свиты залегает нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно-серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки 10 - 50 м.
В районе Усть-Балыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя, средняя и верхняя. Их отделяют друг от друга и от отложений баженовской свиты три хорошо прослеживаемые глинистые пачки.
Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. Наиболее хорошо
ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
выдерживаются песчаные прослои в средней песчано-алевритовой пачке. В первой и третьей пачках песчаники зачастую глинизируются. Наблюдается закономерное уменьшение мощностей пачек в западном направлении.
Средняя глинистая пачка ахской свиты представлена большей своей частью аргиллитами серыми и темно-серыми, средней крепости, алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов серых средне- и крупнозернистых, средней крепости, с незначительной примесью углистого материала.
Верхняя песчано-глинистая толща сложена преимущественно аргиллитами серыми, иногда с голубоватым оттенком, плотными, массивными, иногда тонкогоризонтальнослоистыми.
Характерным является то, что в западном и северо-западном направлениях происходит постепенное замещение песчаников алевролитами и алевритистыми глинами.
Ахская свита заканчивается характерной пачкой темно-серых аргиллитов, тонкоотмученных, уплотненных, содержащих богатый комплекс фораминифер. Эта пачка аргиллитов, вошедшая в унифицированную стратиграфическую схему под названием «пимской». В целом толщина ахской свиты на Усть-Балыкском месторождении составляет 499 - 695 м. Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м.
Тектоника. В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Усть-Балыкской мегаседловине.
Район Усть-Балыкской площади занимает наиболее высокое
ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
гипсометрическое положение среди окружающих площадей. Центральное поднятие Усть-Балыкского месторождения приурочено к горстообразному выступу фундамента, формирование которого происходило в условиях сильного бокового сжатия.
Мобильные блоки фундамента в центральной части Усть-Балыкского выступа сформировались в области разгрузки сжимающих тектонических напряжений.
В породах фундамента здесь широко развиты зоны разуплотнения, зоны разломов, плоскости которых в значительной степени наклонены.
Вследствие этого, в присводовой части Усть-Балыкского палеоподнятия сформировалась область дробления, многочисленны разломы, плоскости которых в значительной степени наклонены.
Ачимовская толща имеет клиноформное строение. Пласты «падают» с востока на запад с амплитудой 300 - 400 м, выполаживаясь вверх по разрезу. Залежи нефти контролируются структурно-литологическим фактором. Разломы в центральном куполе и юго-восточной части сохраняются по всем пластам ачимовской пачки, хотя амплитуда их уменьшается. Стратиграфический диапазон тектонической раздробленности весьма широк - от низов ачимовской пачки до сеномана.
Наблюдаемая по данным сейсморазведки 2Д, 3Д и данным ГИС высокая дислоцированность пород фундамента и осадочного чехла, включая меловые отложения, дает основания предположить, что последняя тектоническая активизация изучаемой территории проходила в постмеловое время [2].
Нефтегазоносность месторождения. На Усть-Балыкском месторождении нефтегазоносными являются юрские и нижнемеловые отложения.
ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
Всего в разрезе выделяется десять продуктивных пластов, находящихся на балансе РГФ. Залежи пластов АС
4, АС
5-6, АС
7, АЧ
1, АЧ
2, АЧ
3 находятся в промышленной разработке. Залежи пластов БС
92, БС
101, ЮС0 и ЮС
2 нуждаются в доразведке.
В таблице 1.1 представлены краткие сведения о залежах Усть-Балыкского месторождения.
Залежь пласта Ач3. Пласт распространен по всей площади месторождения и содержит 18% балансовых и 8% извлекаемых запасов ачимовской толщи. Подошва нефти отбивается по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на отметках от 2578 до 2809 с перепадом 231 м, что подтверждается результатами испытания. Также, как и для АЧ2, ВНК пласта АЧ3 отбивается неравномерно.
Таблица 1.1 - Краткие сведения о залежах Усть-Балыкского месторождения
Пласт
| Средняя глубина, м
| Площадь залежи, км2
| Количество вскрывших скважин
| Тип залежи
| Тип коллектора
|
АС4
|
|
|
| пластовая-сводовая
| терригенный-поровый
|
АС5-6
|
|
|
| пластовая-сводовая
| терригенный-поровый
|
АС7
|
|
|
| пластовая-сводовая
| терригенный-поровый
|
БС92
|
|
|
| структурно-литологическая
| терригенный-поровый
|
БС101
|
|
|
| структурно-литологическая
| терригенный-поровый
|
АЧ1
|
|
|
| структурно-литологическая
| терригенный-поровый
|
АЧ2
|
|
|
| структурно-литологическая
| терригенный-поровый
|
АЧ3
|
|
|
| структурно-литологическая
| терригенный-поровый
|
ЮС0
|
|
|
| литологическая
| -
|
ЮС2
|
|
|
| структурно-литологическая
| терригенный-поровый
|
Залежь пласта АЧ2. Залежь пласта АЧ2 имеет наибольшие размеры по площади нефтеносности и содержит 73% балансовых и 83% извлекаемых запасов всей ачимовской толщи. Пласт АЧ2 расположен в диапазоне
ПР 21.03.01. 1/6.181.2016.
|
абсолютных отметок от 2496 м до 2723 м. Водонефтяной контакт отслеживается в залежи весьма условно и лежит в интервале 2720 - 2725 м.
Залежь пласта Ач1. Пласт АЧ1 содержит 8% балансовых и 9% извлекаемых запасов нефти от общих запасов ачимовской толщи. Водонефтяная зона в пласте АЧ1 не обнаружена. Подошва нефтяных пропластков отбита по данным ГИС в диапазоне абсолютных отметок от 2616 до 2716 м.
В таблице 1.2 представлены статистические показатели по толщинам ачимовских пачек. Статистические показатели неоднородности приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.2 - Характеристики толщин продуктивных пластов группы АЧ1-3
Параметры
| Минимальное значение
| Максимальное значение
| Среднее значение
| Среднеквадратичное отклонение
| Коэффициент вариации
|
БC16 (АЧ1)
|
Общая толщина, м
| 0,6
| 103,5
| 28,1
| 13,0
| 0,5
|
Эффективная толщина, м
| 0,6
| 24,8
| 4,5
| 3,3
| 0,7
|
Нефтенасыщенная толщина, м
| 0,4
| 24,8
| 4,5
| 3,3
| 0,7
|
БC17-20 (АЧ2)
|
Общая толщина, м
| 9,4
| 137,3
| 63,6
| 18,5
| 0,3
|
Эффективная толщина, м
| 1,0
| 49,0
| 18,4
| 7,6
| 0,4
|
Нефтенасыщенная толщина, м
| 0,8
| 45,0
| 18,0
| 7,5
| 0,4
|
БC21-22 (АЧ3)
|
Общая толщина, м
| 2,0
| 137,2
| 40,7
| 21,5
| 0,5
|
Эффективная толщина, м
| 0,8
| 36,4
| 8,1
| 5,0
| 0,6
|
Нефтенасыщенная толщина, м
| 0,4
| 27,2
| 7,2
| 4,2
| 0,6
|
Таблица 1.3 - Статистические показатели характеристик неоднородности продуктивных пластов группы АЧ1-3
ПР 21.03.01. 1/6.158.2016.
| Параметры
| Минимальное значение
| Максимальное значение
| Среднее значение
| Среднеквадра тичное отклонение
| Коэффициент вариации
|
БC16 (Ач1)
|
Коэффициент песчанистости
| 0,00
| 1,00
| 0,05
| 0,10
| 1,9
|
Коэффициент расчлененности
| 1,00
| 17,00
| 2,43
| 1,70
| 0,7
|
Толщина проницаемого прослоя, м
| 0,53
| 9,60
| 2,02
| 1,31
| 0,6
|
Коэффициент макронеоднородности
| 0,10
| 1,88
| 0,66
| 0,33
| 0,5
|
БC17-20 (Ач2)
|
Коэффициент песчанистости
| 0,00
| 0,70
| 0,30
| 0,13
| 0,4
|
Коэффициент расчлененности
| 1,00
| 28,00
| 10,70
| 4,66
| 0,4
|
Толщина проницаемого прослоя,м
| 0,65
| 5,20
| 1,80
| 0,58
| 0,3
|
Коэффициент макронеоднородности
| 0,19
| 1,54
| 0,60
| 0,17
| 0,3
|
БC21-22 (АЧ3)
|
Коэффициент песчанистости
| 0,00
| 1,00
| 0,22
| 0,15
| 0,7
|
Коэффициент расчлененности
| 1,00
| 25,00
| 5,59
| 3,20
| 0,6
|
Толщина проницаемого прослоя,м
| 0,50
| 7,40
| 1,52
| 0,61
| 0,4
|
Коэффициент макронеоднородности
| 0,14
| 2,00
| 0,74
| 0,23
| 0,3
|