Применение методов разглинизации для условий пластов Ю1 Варынгского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Большинство нефтяных месторождений  России разрабатываются с применением  заводнения, однако выбор воды для  воздействия на пласт не всегда связывался с минеральным составом породы-коллектора. Вызвано это было рядом обстоятельств, в том числе отсутствием как анализа влияния минерализации закачиваемых вод на эффективность вытеснения нефти, так  и методик, позволяющих  рассчитывать нефтеотдачу с учетом минерального состава породы-коллектора. К настоящему времени накопился результатов, позволяющих выявить особенности проектирования разработки нефтяных месторождений, коллектора которых содержат глинистые минералы в качестве цементирующего материала.

Глинистые минералы могут  составлять значительную (до 20-50 %) долю в терригенных коллекторах. Согласно общепринятой терминологии к глинистым породам относятся коллектора с содержанием глинистого материала более 5%, причем выделяются четыре степени уплотнения глинистых пород: а) слабое уплотнение, характеризующееся открытой пористостью более 13% и отсутствием трещин; б) умеренное уплотнение с открытой пористостью 8-13% и слабой трещиноватостью; в) сильное уплотнение с открытой пористостью 4-8% и заметной трещиноватостью; г) очень сильное уплотнение с открытой пористостью менее 4% и значительной трещиноватостью. С увеличением глубины залегания глинистых пород уменьшаются пористость, пластичность, набухаемость и размокаемость в воде, возрастают плотность и способность к растрескиванию.   

Для частичного или полного устранения гидравлической связи пласта со скважиной наиболее распространенными и технологии разработками является такие физико-химические методы обработки призабойной зоны пласта, как кислотные обработки, обработки растворами ПАВ. В последнее время все большее развитие получили методы реагентной разглинизации призабойной зоны скважин, основанные на ионобменных реакциях между ионным комплексом глин и ионами растворов композиции химреагентов. Все физико-химические методы имеют свои преимущества недостатки, свою область применения и эффективность, зависящую от многих факторов. Поэтому при выборе методов воздействия необходимо полнее учитывать геолого-промысловые особенности продуктивных пластов. Особенно остро эта проблема стоит в современных условиях, когда значительные  остаточные запасы нефти и газа сосредоточены  в зонах сложного геологического строения с ухудшенными коллекторскими  свойствами. Анализ промыслового материала показал, что для месторождений сложного геологического строения с трудно извлекаемыми запасами для достижения оптимальных коэффициентов нефтеотдачи необходимо разработать новые методы интенсификации добычи нефти. На территории Западно-Сибирского региона терригенные продуктивные коллектора характеризуются повышенным содержанием глинистых минералов, что значительно осложняет процесс разработки и эксплуатации таких месторождений. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1  ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ   

 

1.1 Общие сведения о месторождении

Варынгское нефтегазоконденсатное  месторождение находится в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются поселки: Ваховск (180км), Колик-Еган (120км), Ларьяк (150км). Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Верхне-Коликеганское и Бахиловское (рис.1.1). 

В орогидрографическом  отношении район месторождения представляет собой сглаженную равнину, абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 м до +120 м. Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и более мелкими водотоками. Реки несудоходны. Широко развиты озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Верен-Имтор. Большие площади занимают болотные массивы, мощность отложений торфа 5 м и более.

В геоморфологическом отношении  территория месторождения представляет собой холмисто-грядовую равнину, в той или иной степени переработанную процессами денудации. Участки вдоль рек характеризуются, в основном, среднетаежными ландшафтами с лиственно-лишайниковыми лесами.

Климат района резко  континентальный, зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Толщина снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозных дней в среднем 180 в году. Температура воздуха зимой достигает -55⁰С. Лето короткое, сравнительно теплое, дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +30⁰С. Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500-550 мм.

 

 

 Варынгское месторождение расположено  в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля реликтовой мерзлоты залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва от 100 м до 280 м, мощность слоя мерзлоты 20-80 м.

Территория месторождения  находится в таежной зоне, населенной различными таежными видами животного мира.

К западу от Варынгского  месторождения проходит газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепровод  Холмогорское-Федоровское-Сургут-Омск.

 

1.2. Нефтегазоносность

 

В разрезе Варынгского  месторождения выделено 6 подсчетных объектов: Ю-1-1 и Ю-1-23 васюганской свиты, БВ₁₃, БВ-11-1 и БВ-11-2 мегионской свиты, а также отложения ипатовской свиты, содержащих 7 залежей, из которых 2 - газоконденсатные, 2 - нефтегазоконденсатные и 3 - нефтяные. Основные типы залежей - пластовые, оводовые и литологически экранированные. На юго-западе Варынгское месторождение граничит с Верхне-Коликъеганским, этаж нефтеносности которого значительно больше.

Горизонт ЮВ₁. В составе горизонта выделяются два продуктивных пласта - ЮВ-1-1 и ЮВ-1-23. Нижний пласт ЮВ-1-23 развит в песчаной фации повсеместно, характеризуется однородным строением и значительной толщиной коллекторов, достигающей 40 м, вскрыт на абсолютных отметках -2356 - 2481 м. В пласте выявлена залежь нефти, вскрытая 29-ю скважинами, положение ВНК принято на отметке -2392 м. Залежь подстилается пластовой водой, высота залежи 35м.

В пласте ЮВ-1-1 выделяется одна чисто нефтяная залежь, для  которой характерны небольшие эффективные  толщины. Залежь вскрыта 36-ю скважинами в пределах абсолютных отметок - 2347-2404м, ВНК установлен только в скважине 80 в интервале – 2404,4-2407 м, высота залежи 56 м. Следует отметить, что для продуктивных отложений пласта ЮВ-1-1 отмечено значительное несоответствие результатам ГИС и опробования. По многим скважинам для выделения по ГИС продуктивных коллекторов при опробовании не были получены притоки нефти.

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БВ₁₃ является основным объектом разработки на Варынгском месторождении. Пласт в песчаной фации на Варынгской площади развит практически повсеместно, за исключением района скважины 228. На западе и северо-западе площадь месторождения примыкает к площади Верхне-Коликъеганского месторождения и залежь пласта БВ13 в этой части площади экранируется зоной глинизации. В пределах залежи пласт вскрыт на отметках - 2140-2187,4 м, эффективные толщины изменяются в пределах 1,2-30,1 м, эффективные нефтенасыщенные составляют 0,4-28,5 м, газонасыщенные - 0,8-7,2 м. ВНК находится в интервале абсолютных отметок -2196-2207 м, средняя отметка ВНК - 2202 м, высота залежи составляет 52 м, а ее размеры 12х8 км. ГНК залежи принят на отметке -2162 м, при этом высота газовой шапки равна 12 м. В пласте БВ13 выделены четыре пачки (снизу вверх) - БВ13-4, БВ13-3, БВ13-2 и БВ13-1. Выделение пачек обусловлено тем обстоятельством, что проследить собственно каждый прослой коллектора в разрезах скважин практически невозможно. Более или менее коррелируются только интервалы разреза пласта БВ-13, для большинства скважин корреляция выделенных пачек вполне уверенная, хотя встречаются случаи с достаточно произвольной корреляцией пачек, но их не более 10% от всех использованных скважин.

Залежь пласта  БВ-11-2 по площади меньше залежи пласта БВ₁₃. Залежь нефтяная с двумя газовыми шапками: одна в районе скв.228 и вторая в районе скв. 79 и 230. ГНК и ВНК в скважине 228 определяются на отметках соответственно – 2087,7 м и – 2091,3 м., высота залежи всего 5 м. Для второй залежи ГНК определяется на абсолютных отметках –2093,8-2096,6 м., ВНК изменяется в интервале отметок -2098-2102 м. Высота залежи составляет 29 м, залежь характеризуется незначительными нефте- и газонасыщенными толщинами.

Газоконденсатная  залежь пласта БВ-11-1 самая небольшая  как по размерам, так и по высоте. Положение ГВК изменяется а пределах – 2972,6-2076,2 м., высота залежи составляет 17 м. Несмотря на небольшие размеры в результате опробования скв.230 получен фонтан газа дебитом 476,6 тыс.м³/сут на шайбе 17 мм и дебит стабильного конденсата составил 4,9 м³/сут.

Залежь газа в ипатовской свите ориентирована  с севера на юг, ее протяженность составляет около 10 км. Залежь газа вскрыта на абсолютных отметках - 730-742 м, дебиты газа значительно ниже, чем нижележащей залежи газ в пласте БВ-11-1. По площади месторождения положение ГВК определяется на отметках 742,5-750 м, высота залежи всего 15м.

 

2.1 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2.1.1 Пласт БВ₁₃

На этапе  разведки месторождения из 7 разведочных  скважин были отобраны около 40   глубинных   проб   нефти,   исследованных   в   центральной   лаборатории Главтюменьгеологии (ЦЛ ГТГ). Дополнительно к этому в 1995-1997гг. были выполнены анализы проб нефти ТОО "Реагент". Пробы газа из газовой шапки пласта БВ₁₃ отобраны совместно с нефтью из нефтенасыщенных интервалов пласта, только по скважине 1550 отмечен чисто газовый приток.

Результаты исследования глубинных проб демонстрируют широкий  диапазон изменения основных параметров нефти и газа (таблица 2.1.1).

Таблица 2.1.1

Диапазон изменения  свойств нефти при одноступенчатой  сепарации. Пласт БВ₁₃

Параметр	Данные ЦЛ ГТГ	Данные ТОО Реагент
Давление насыщения  нефти, МПа	18-22,3	8,6-22,1
Газосодержание  нефти, м3/м3	250-400	120-500
Объемный коэффициент, м3/м3	1,75-2,3	1,41-1,99
Плотность сепарированной нефти, кг/м3	813-832	798-832

Могут существовать две причины подобных вариаций для измеренных значений давления насыщения, газового фактора и др. параметров. Первая – первоначальная изменчивость свойств нефти по площади и высоте залежи. Фактором, контролирующим изменение свойств нефти, в этом случае является история формирования залежи и миграции нефти и газа. Вторая причина связана с отборами нефти в процессе разработки, изменением текущего пластового давления, а также с условиями отбора и транспортировки проб.

Рассматривая  физическую систему с начальным  равновесным состоянием нефть-газ, следует принимать во внимание то обстоятельство, что определенный слой нефти вблизи ГНК полностью насыщен газом. Давление насыщения нефти на границе нефть-газ с необходимостью равно начальному пластовому.

Анализ зависимости газосодержания глубинных проб и давления насыщения от глубины работающего интервала (середины интервала перфорации) показывает, что для проб, отобранных на раннем этапе разработки месторождения, когда пластовое давление значительно не изменилось за счет отборов нефти, существует корреляционная связь свойств нефти и глубины отбора проб. На глубинах ниже абсолютной отметки - 2170м видна четкая тенденция к уменьшению давления насыщения и газосодержания нефти в отбираемых пробах с увеличением глубины, что физически соответствует более тяжелой и вязкой нефти вблизи ВНК. Для проб, отобранных вблизи ГНК, давление насыщения равно начальному пластовому. Отбор проб выше уровня примерно - 2165м приводил к нарушению условий отбора - разгазированию пластовой нефти – и последующему уменьшению давления насыщения взятых образцов. Такие пробы не отражают реальное распределение свойств нефти по вертикали и по площади.

Для проб, отобранных после 1994 года, т.е. в период активной разработки, происходит разгазирование пластовой  нефти. Судить о распределении свойств нефти с учетом анализов таких проб не представляется возможным. Однако результаты анализа этих проб можно использовать при построении корреляций.

В дальнейшем при  построении модели пластовой нефти  используется зависимость основных свойств нефти и выделившегося газа от газосодержания глубинных проб. При этом истинное газосодержание пластовой нефти вблизи ГНК определено на основании предположения равновесия жидкой и газообразной фаз до начала разработки. Можно утверждать, что существует вполне уверенная взаимная корреляция давления насыщения, объемного коэффициента и газового фактора, позволяющая легко определить значение двух любых параметров нефти в случае, если имеется закономерность изменения третьего параметра (например, от глубины).

Построение  физически содержательной модели пластовой  нефти и газа проводилось  с  использованием  уравнений  состояния  типа  Пенга-Робинсона (трехпараметрического) для многокомпонентной смеси, состав которой приведен в таблице 2.1.2. Для компонентов С6 и выше выбирались средние по всем изомерам значения критических параметров, входящих в уравнение состояния. Различия между алканами, нафтенами и аренами не проводилось. Молярная масса остатка С9+ принята 225.