Обратная связь
|
Общие сведения о районе работ Содержание
Введение___________________________________________________________3
1. Геологический раздел______________________________________________4
1.1 Общие сведения о районе работ_____________________________________8
1.2 Стратиграфия____________________________________________________10
1.3 Тектоника_______________________________________________________8
1.4 Нефтегазоводоностность __________________________________________9
ВВЕДЕНИЕ
Поисковые работы в пределах Майской площади были начаты в 1971 году бурением скважины 390Р расположенной на южном крыле Майского локального поднятия и по результатам испытания скважины была открыта залежь нефти не промышленного значения в горизонте Ю1 (келловей-оксфорд).
В 2004-05 гг. были проведёны площадные сейсморазведочные работы МОГТ 2D, позволившие уточнить строение Майской площади. В 2005 г. на Майском локальном поднятии в районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р была пробурена оценочная скважина 392Р. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи в пласте Ю14-15 (тюменская свита) и пласте Ю13-4 (васюганская свита). Полученные результаты ранее проведенных работ и периода 2004-05 г.г. дали основание впервые провести оценку запасов Майского нефтяного месторождения с постановкой их на баланс. В зимний сезон 2005 - 2006 г на месторождении были проведены дополнительные работы (сейсморазведочные МОГТ-2D и бурение скважин 393Р).[5].
В результате получена качественно новая информация, которая позволила провести переинтерпретацию ГИС скважины-первооткрывательницы (№ 392Р). На данный момент месторождение слабо разведано, отсутствует достаточный объём исходных данных для составления технологической схемы разработки. Поэтому на первом этапе эксплуатации ведется наиболее детальное изучение всех особенностей геологического строения, характеристики резервуара и флюидов, создания предварительной геолого-технической модели, обоснование рационального варианта пробной эксплуатации залежи нефти и выдача рекомендаций по доразведке месторождения.
На данный момент ведутся работы по бурение скважин пласта Ю13-4 и подготовка к бурению скважин пласта Ю14-15.[5].
Целью выпускной квалификационной работы является анализ методов интенсификации – гидравлического разрыва пласта проводимого на месторождении.
1.Геологический раздел
Общие сведения о районе работ
Майское нефтяное месторождение географически расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности, в Обь-Иртышском междуречье, в бассейне реки Васюган – левого притока Оби. Территория района месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину с широкими заболоченными водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до + 135 м. Заболоченность местности составляет 50 – 60% территории. Основной водной артерией в районе проектируемых работ является р. Васюган, протекающая в непосредственной близости от площади работ в 2 – 3 км. Климат района континентальный. Среднегодовая температура составляет +3о С.
Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1 – 1,5 м, на заселённых – 0,3 – 0,4 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м. Многолетнемёрзлых пород по данным бурения не установлено. Среднегодовое количество осадков составляет 400 – 500 мм, максимум отмечается в июле-августе и декабре-январе. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и сохраняется до начала мая. Его высота составляет от 0,4 – 0,5 м на открытых участках до 2 м на леснных. Реки вскрываются преимущественно в начале мая, ледостав начинается в ноябре, болота обычно промерзают к началу января.
В административном отношении Майское нефтяное месторождение находится в южной части Каргасокского района Томской области, в пределах лицензионного блока 70 – 3. Расстояния до ближайших городов области следующие: до Кедрового, где находится ближайший аэропорт областного значения, – 125 км, до Томска – 470 км (ближайшая железнодорожная станция и речной порт). Ближайший населённый пункт – п. Майск, который расположен в 25 км по зимней дороге.
Магистральных путей сообщения вблизи района проектируемых работ нет. Доставка бурового оборудования и материалов осуществляется по “зимнику”. Вахты на буровую доставляются из г. Кедрового на вертолётах.
Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд и эксплуатационного бурения можно использовать подземные воды чеганской свиты нижнего олигоцена.
Майское месторождение в промышленно-экономическом отношении находится в Средневасюганском нефтегазоносном районе, который находится в Васюганской нефтегазоносной области. Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Нижнее-Табаганское, Калиновое, Урманское, Северо-Останинское и др. В 12 км к югу от месторождения проходит нефтепровод “Игольское – Герасимовское – Лугинецкое – с. Парабель” (рисунок 1).
Рисунок 1 - Обзорная карта района Майского месторождения
Стратиграфия
В геологическом строении Майского месторождения принимают участие терригенно-осадочные отложения фундамента доюрского и мезозойско-кайнозойского чехла. Продуктивные пласты на Майском месторождении находятся в юрской системе в тюменской и наунакской свитах.
Юрская система J
Отложения юрской системы со стратиграфическим несогласием залегают на складчатом фундаменте и представлены тремя отделами: нижним и средним (тюменская свита) и верхним (наунакская, георгиевская и баженовская свиты).
Нижний-средний отдел J1-2
Тюменская свита J1-2 tm
Породы тюменской свиты (нижняя + средняя юра) формировались, преимущественно, в континентальных условиях, меньше - в прибрежно-морских, а, возможно, в обширных опресненных водоемах и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов (речные и озерно-болотные осадки со значительной фациальной и литологической изменчивостью в горизонтальном направлении и вертикальном разрезе). Толща характеризуется обилием углефицированных растительных остатков и пропластками углей. Выделяются группы песчаных пластов Ю16 - Ю2.
Песчаники серые и светло-серые, массивные, плотные, полимиктовые, крупно- и мелко-среднезернистые, плохо отсортированные. Алевролиты светло-коричневые, плотные, массивные с горизонтальной слоистостью. Аргиллиты серые и темно-серые, алевритистые, часто углистые.
Мощность тюменской свиты составляет 107-298 м.
Верхний отдел J3
Наунакская свита J3
Наунакская (васюганская) свита (келловейский и оксфордский ярусы верхней юры) согласно залегает на породах тюменской свиты. Исследуемый район находится в зоне перехода васюганской свиты в наунакскую. Вскрытые скважинами разрезы свидетельствуют о полифациальности условий осадконакопления - от прибрежно-морских (в незначительном объеме), до прибрежно-континентальных и континентальных.
Песчаники серые и темно - серые, крепкосцементированные, мелко- и среднезернистые, с включениями зерен пирита, намывами углистого материала и раковин. Алевролиты желтовато-серые, глинистые, с горизонтальной и линзовидной слоистостью.
Аргиллиты буровато-серые, темно-серые, углистые.
1.3. Тектоника
В тектоническом плане из всей группы локальных поднятий, осложняющих северную периклиналь Лавровского наклонного вала, наиболее приподнятым в рельефе верхнеюрских отложений является изометричный блок Майского локального поднятия (рисунок 2.1.).
Рисунок 2.1.-Выкопировка из тектонической карты юрского структурного яруса юго-восточной части Западно-Сибирской плиты
По замыкающей сейсмоизогипсе регионального горизонта IIa (2550 м) амплитуда поднятия составляет 43 м. Площадь структуры по замыкающей сейсмоизогипсе составляет 27 км2.
По кровле пласта Ю14-15, структурная основа которого построена близлежащему отражающему горизонту Ia (кровля песчаного пласта Ю10), размеры поднятия в пределах замыкающей изогипсы (2900 м) составляют 13,5 х 4 км при амплитуде 80 м.
1.4. Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю14-15 тюменской свиты и Ю13-4 (келловей-оксфорд) васюганской свиты.
Пласт Ю14-15
Нефтяная залежь пласта Ю14-15 приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р и 393Р на абсолютных отметках 2824 – 2852,7 метров. Толщина пласта составляет в среднем 23 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 7 и их эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,2 м. Керном пласт охарактеризован в разрезе скважин 392Р и 393Р. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 – 3005,8 м (а.о. - 2852,7 – 2878,1 м). Опробование пласта Ю14-15 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 – 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю6 и ниже до забоя в отложениях палеозоя. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м3/сут.
В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977,8 – 3003,5 м (а.о. -2849,0 – 2874,7 м.). Опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 – 2995,0 м (а.о. -2851,3 - 2866,3 м). Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м3/сут. на среднединамическом уровне 1552 м. Соответственно, дебит нефти равен 1,1 м3/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м3/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды (минерализация 20,7 г/л) при работе ЭЦН составил 23,3 м3/сут. и 8,5 м3/сут. соответственно.
Нефть легкая (плотность 794,4 кг/м3), парафинистая (содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S – 0%) (таблицы 2.8. и 2.9.).
Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия, полученную воду нет основания считать пластовой.
В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в интервале 2953,0 – 3004,0 м (а.о. -2822,4 — -2873,4 м). Получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 32,6 м3/сут. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии. Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой Размеры залежи – 13,5 × 4 км, амплитуда – 85 м.
Таблица 2.3.-Геолого-физические характеристики продуктивных пластов объекта Ю14-1
Параметры
| Объекты
| Ю14-15
|
|
| Средняя глубина залегания, м
|
| Тип залежи
| пластовая-сводовая
| Тип коллектора
| поровый
| Площадь нефтеносности, тыс.м2
|
| Средняя общая толщина, м
| 24,6
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м
| 19,7
| Средняя водонасыщенная толщина, м
| -
| Пористость, %
| 0,123
| Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед.
| 0,658
| Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
| -
| Проницаемость, мкм2
| 0,0025
| Коэффициент песчанистости, доли ед.
| 0,72
| Коэффициент расчлененности, доли ед.
| 4,7
| Начальная пластовая температура, °С
| 98,7
| Начальное пластовое давление, МПа
| 31,1
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
| 0,91
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
| 0,682
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
| 0,784
| Абсолютная отметка ВНК, м
| -2900,0
| Объемный коэффициент нефти, доли ед.
| 1,25
| Содержание серы в нефти, %
|
| Содержание парафина в нефти, %
| 10,2
| Давление насыщения нефти газом, МПа
| 17,5
| Газосодержание нефти, м3/т
|
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с
| 0,34
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
| 1,026
| Средняя продуктивность, ´10 м3/(сут×МПа)
| 0,606
| Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т.
|
| в том числе: по категории С1/С2
| 2050 / 30166
| Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т.
|
| в том числе: по категории С1/С2
| 410 /6033
| Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
| 0,2
| в том числе: по категории С1/С2
| 0,2 / 0,2
|
Пласт Ю13-4
Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём поступавшего терригенного материала, и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. В пределах месторождения пласт представлен толщей песчаников с прослоями глинистых разностей пород толщиной 1 – 2 м. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю13 и Ю14 в разрезах подугольной толщи Майской площади. Пласт вскрыт всеми скважинами на абсолютных отметках 2527,6 – 2540,6 м. Толщина пласта составляет в среднем 25 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По керну он характеризуется мелкозернистыми песчаниками средне- и крепко сцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала. Испытание пласта проводились в скважинах 390Р, 392Р и 394Р. В скважине 390Р пласт испытан в интервале 2675 – 2693 м (абс. отм. -2547,3 – -2565,3 м). Перфорацией вскрыта нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м3/сут., а дебит пластовой воды 10,8 м3/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.
В скважине 392Р испытана только верхняя часть пласта Ю13-4. Из интервалов перфорации 2665,5 – 2666,1 м, 2667,9 – 2670,3 м, 2671,3 – 2673,1 м (абсолютная отметка нижней дыры перфорации – -2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут. при депрессии 156,8 атм. Нефть легкая (плотность 843,3 кг/м3), парафинистая (содержание парафинов 7,73%), малосернистая (S – 0,3%) (таблицы 2.5. и 2.6.). В скважине 393Р испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7 – 2665 м (абс. отм. 2525,3 - -2534,6 м см. рисунок 2.2.). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м3/сут.
Скважина 394Р вскрыла пласт Ю13-4 и при ее освоении был получен короткий период притока с оценочным дебитом нефти порядка 361 м3/сут. Освоение скважины проводилось в летний период, до завершения строительства системы нефтесбора, вследствие этих причин полноценного испытания скважины провести не удалось. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -2552,0 м по дополнительной изогипсе 2552 м на структурной карте, построенной по первому проницаемому пропластку пласта Ю13-4. Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой. (таб.2.4.). Размеры залежи – 5,3 × 2,1 км, амплитуда – 26 м.
Таблица 2.4. -Геолого-физические характеристики продуктивных пластов (Объекта Ю13-4)
| Параметры
| Объекты
| Ю13-4
|
|
| Средняя глубина залегания, м
|
| Тип залежи
| пластовая-сводовая
| Тип коллектора
| поровый
| Площадь нефтеносности, тыс.м2
|
| Средняя общая толщина, м
| 25,28
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м
| 12,6
| Средняя водонасыщенная толщина, м
| 10,75
| Пористость, %
| 14,9
| Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед.
| 0,67
| Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
| 0,49
| Проницаемость, мкм2
| 0,0092
| Коэффициент песчанистости, доли ед.
| 0,8
| Коэффициент расчлененности, доли ед.
| 4,3
| Начальная пластовая температура, °С
|
| Начальное пластовое давление, МПа
|
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
| 1,41
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
| 0,749
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
| 0,843
| Абсолютная отметка ВНК, м
| -2552,0
| Объемный коэффициент нефти, доли ед.
| 1,19
| Содержание серы в нефти, %
| 0,3
| Содержание парафина в нефти, %
| 7,73
| Давление насыщения нефти газом, МПа
| 6,3
| Газосодержание нефти, м3/т
| 44,5
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с
| 0,38
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
| 1,024
| Средняя продуктивность, ´10 м3/(сут×МПа)
| 0,606
| Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т.
|
| в том числе: по категории С1/С2
| 2149 / 3031
| Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т.
|
| в том числе: по категории С1/С2
| 410 / 650
| Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.
| 0,3
| в том числе: по категории С1/С2
| 0,3 / 0,3
|
|
|