Особенности разработки Приобского месторождения

В составе  продуктивных неокомских отложений  выделено 9 подсчетных объектов: AC₁₂3, АС₁₂2, АС₁₁2-4, АС₁₁1, АС₁₁0, АС₁₀1-2, АС₁₀0, АС₉, АС₇. Залежи пластов АС₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

3.2 Характеристика продуктивных пластов 

Основные  запасы нефти на Приобском месторождении  сосредоточены в отложения неокомского  возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.

          По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно  определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на   Приобском   месторождении   пласты BCi.5 были переиндексированы на АС_7-12 .

При подсчёте запасов в составе мегакомплекса  продуктивных неокомских отложений  выделено 11 продуктивных пластов: АС₁₂/3, АС₁₂/1-2, АС₁₂/0, АС₁, /2-4, АС₁₁/1.

                Таблица 1.

Сводная таблица параметров продуктивных пластов  в пределах

                                                   эксплуатационного   участка.     

 
 

Из таблицы  видно, что показатели всех пластов  практически одинаковы, но все-таки самыми высокими обладает пласт АС₁₀¹-² 
 
 
 
 
 
 

3.3 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении

Основными   геолого-физическими   характеристиками   Приобского месторождения для оценки применимости различных методов  воздействия являются:

• глубина продуктивных пластов- 2400-2600м;
• залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый;
• толщина пластовАС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6м;
• начальное пластовое давление - 23,5-25 МПа;
• пластовая температура - 88-90 °С;
• низкая проницаемость коллекторов;
• средние значения по результатам исследования керна - по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС ₁₂ соответственно 15,4; 25,8, 2,4 мd;
• высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов;
• плотность пластовой нефти - 780-800 кг/м³;
• вязкость пластовой нефти - 1,4-1,6 мПа*с;
• давление насыщения нефти - 9-11 МПа,
• нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

 

          Сопоставляя  представленные  данные  с  известными  критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90 °С (для более высоких температур применяются дорогостоящие,   специальные по составам полимеры). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

4. Исследование микрокомпонентного состава нефти Приобского месторождения 

          Микроэлементы унаследованы нефтью из материнского биоорганического материала или привнесены в нее при контакте с вмещающими породами. Микроэлементный состав нефти – важная характеристика этого вида сырья и несет в себе различную геохимическую информацию о возрасте нефти, условиях формирования, происхождении и путях миграции и находит самое широкое применение для идентификации месторождений нефти, оптимизации стратегии поиска месторождений, разделению продукции совместно эксплуатируемых скважин.

    В ходе нашей работы были  проведены работы по анализу  содержания микроэлементов (меди, никеля, ванадия и марганца, хрома) в 115 образцах нефти Приобского месторождения (Табл. 2).

Таблица 2.

Диапазон  и среднее значение содержания микроэлементов нефти (мг/кг)

          Установлено, что распределение никеля и ванадия по изученным образцам нефти происходит симбатно. Для количественной оценки этого наблюдения были вычислены отношения концентрации никеля к концентрации ванадия для каждой пробы, в результате чего было найдено, что содержание никеля по отношению к ванадию в образцах изменяется от 6,9 до 11,0 % (в среднем 8,2%). Установлено, что, несмотря на широкий диапазон содержания никеля и ванадия в нефти, имеет место узкое распределение их отношений, что свидетельствует о наличии явной количественной связи между концентрацией никеля и ванадия в образцах нефти и является своего рода «визитной карточкой» нефти Приобского месторождения.

          Аналогичная взаимосвязь обнаружена и для второй группы микроэлементов (содержание меди и марганца относительно хрома), что позволяет предположить, что эти группы микроэлементов находятся в нефти в комплексах подобной формы и имеют сходные диффузионные и миграционные свойства, единые эволюцию формирования и происхождения.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

5. Физико-химические свойства пластовых флюидов 

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных   объектов   месторождения   свидетельствуют   о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС₁₀, АС₁₁, и АС₁₂ близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС₁₁, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 - С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество  лёгких углеводородов СН4 - С5Н12, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пласт АС₁₀) - 64,29(пласт АС₁₂). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /СЗН8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные  нефти  всех  пластов  сернистые,  парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС₁₀ средней вязкости , с содержанием фракций до 350 С больше 55%, нефти пластов АС₁₁ и АС 12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%. 

Технологический шифр нефтей пласта АС₁₀ - II Т1П2, пластов АС₁₁ и АС₁₂ - П Т2П2.

Оценка  параметров, обусловленных индивидуальными  характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. Условия сепарации следующие:

        1 ступень - давление 0,785 МПа, температура 10⁰С;

        2 ступень - давление 0,687 МПа, температура 30⁰С;

        3 ступень - давление 0,491 МПа, температура 40⁰С;

        4 ступень - давление 0,103 МПа, температура 40⁰С.

                Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
6. Заводнение пластов 

          Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:

ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

• набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой;
• засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде;
• выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды;
• уменьшение охвата пласта заводнением, вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь пласта (для прерывистых пластов, возможно, также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу);
• значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом;
• значительное снижение проницаемости коллектора за счет выпадения парафинов.

 

          Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.

         Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.

          Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия. 

          Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.