Введение
Методы увеличения добычи нефти пластов считают основным резервом для добычи нефти. За счет проведения геолого-технических мероприятий, в том числе с использованием различных технологий физико-химического и гидродинамического воздействия на пласты. Для различных геолого-физических условий и стадий разработки месторождения однозначно доказана целесообразность применения как гидродинамических, так и физико-химических методов увеличения добычи нефти. Объектом воздействия на этом месторождении является пласт БВ8. По своему строению он характеризуется высокой зональной и слоистой неоднородностью коллекторских свойств, поэтому используемыми технологиями на этих объектах являются методы, повышающие приемистость низкопродуктивных участков пластов и изоляцию высокопродуктивных, по которым происходит прорыв воды. Таким образом, можно сделать вывод, что объектами для применения методов увеличения добычи нефти являются пласты с высокой неоднородностью коллектора по площади и сечению, а также пласты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из эффективнейших способов воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения ее проницаемости. Гидравлический разрыв пласта основан на способности нефтяного пласта расщепляться (растрескиваться) под воздействием давления, превышающего горное. Освоение метода потребовало создания специальной технологии и техники не только для получения высокого давления, но и специального оборудования для проведения технологических операций. Метод освоен промышленностью и в настоящее время применяется и постоянно совершенствуется.
1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты. В административном отношении расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Производственную деятельность на месторождении ведет ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", базирующееся в городе Когалыме (80 км). Ближайшими крупными населенными пунктами являются районные центры город Нижневартовск (150 км), Сургут (160 км) и Ноябрьск (34 км) рисунок 1.1.
Рисунок 1.1 Обзорная карта района
Ближайшие разрабатываемые месторождения - Ватьеганское (30 км), Покачевское (60 км) и Южно-Выинтойское. Основными видами транспорта рассматриваемого района являются железнодорожный и автомобильный.
Через станцию Когалым проходит железнодорожная ветвь Тюмень - Сургут - Новый Уренгой. Самолетом можно долететь до города Уфы, Самары, Москвы и других городов России. Город Когалым с Повховским месторождением соединяет бетонная дорога, поэтому перевозки груза, а также людей осуществляются автомобильным транспортом. Ближайшим магистральным нефтепроводом является Нижневартовск - Сургут - Омск. По территории месторождения проходит нефтепровод Повховское месторождение - Лангепас, а также многочисленные внутрипромысловые нефтепроводы. Энергоснабжение района осуществляет Сургутская ГРЭС. По территории месторождения проходит ЛЭП-500 и ЛЭП-200. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Вать-Еган, впадающих в реку Аган. Реки характеризуются спокойным течением 0,3 - 0,8 м/сек на плесах и 0,8 - 1,2 м/сек на перекатах. Русла рек извилистые, с большим числом притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Климат резко континентальный, характеризующийся продолжительной холодной зимой (температура в январе достигает минус 58°С) и коротким сравнительно жарким летом (температура июля до плюс 36°С). В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и юга, способствующая свободному проникновению холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого континентального воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток. Общее количество осадков в год достигает 400 - 500 мм. Преобладающее направление ветров зимой - южное, юго-западное; летом - северное, северо-восточное. Коренное население района, состоящее в основном из хантов и манси, занимается охотой, рыбной ловлей, звероводством и животноводством. Район месторождения характеризуется практически неограниченными запасами пресных подземных вод. Для технических нужд используются грунтовые безнапорные воды четвертичных аллювиальных отложений, на прямую связанные с озерами и речными системами. В качестве питьевых они могут употребляться лишь при условии строгого соблюдения норм санитарной охраны и очистки. При эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления используются подземные воды апт - альб - сеноманского водоносного комплекса, источником питьевой воды является алтымо - новомихайловский водоносный горизонт.
1.2 История освоения района
Основанием для поисково-разведочного бурения послужило наличие положительной структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий. Поисковое бурение на нефть и газ в пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Поисковые скважины № 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения меловых и юрских отложений, уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований. В 1972 году на Средне- Варьеганской структуре скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 - 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5м3/сут. через штуцер.
Пласт Ю1 васюганской свиты не был опробован, но по керну отмечался нефтенасыщенный песчаник, приуроченный к заглинизированной части пласта. Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья. В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения, которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади. В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части южного купола Больше-Котухтинской структуры. По результатам промысловой геофизики и испытаний было установлено, что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт БВ6 водоносен. Из отложений васюганской свиты (пласт Ю1) был получен приток бурового раствора. Первые разведочные скважины №№ 8-13 пробуренные в 1973-1974 гг. позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне- Варьеганскую структуру. В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ8 оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами. В связи с необходимостью ускоренного ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведки Повховского месторождения, где по Повховско - Больше - Котухтинской площади для бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта. Скважины предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ8. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород. С целью разведки юрской залежи в пределах Больше-Котухтинской структуры в 1979 году были пробурены скважины, которые позволили установить некоторые закономерности в строении продуктивного пласта. Было установлено, что юрская залежь имеет подчиненное значение и основным объектом разведки и эксплуатации является горизонт БВ8. Дальнейшая доразведка месторождения производилась в основном с целью детализации основного объекта горизонта БВ8. За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ8 была уточнена граница залежи. С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году, в опытно-промышленной эксплуатации - находятся пласты ачимовской толщи.
2. Геологическая часть
2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
Для геологического строения Западно-Сибирской плиты характерно наличие трех структурно-тектонических этажей. Степень изученности их различна, т.к. нижний и средний пока исследованы недостаточно полно, а верхний, с которым связано большинство скоплений углеводородов, охарактеризован в значительно большей степени, как геофизическими методами, так и глубоким бурением.
Нижний этаж, или фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, представлен эффузивными, изверженными или сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Он связан с геосинклинальным этапом развития плиты.
Средний этаж объединяет породы, сформировавшиеся в пермо-триасовое время. В отличие от нижнего этажа, эти породы менее дислоцированы и имеют меньшую степень метаморфизма.
Верхний этаж образовался в мезо-кайнозойское время в условиях устойчивого прогибания фундамента. Он характеризуется слабой дислоцированностью и практически полным отсутствием метаморфизма пород. Эти отложения слагают собой осадочный чехол Западно- Сибирской плиты.
При описании структурно-тектонического строения района Повховского месторождения по верхнему этажу, за основу использована “Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно- Сибирской плиты”. На севере оно граничит с Северо- Сургутской моноклиналью, на востоке и юго-востоке, с Ватьеганским куполовидным поднятием, а на западе, через относительно неглубокий прогиб, с Тевлинским куполовидным поднятием, также осложняющим восточное погружение Сургутского свода.
Осадочный чехол Повховского месторождения представлен преимущественно терригенными породами. Их общая толщина достигает более 3000 м. С мезо-кайнозойским осадочным комплексом связаны основные промышленные скопления нефти.
Палеозойский фундамент в пределах Сургутского свода обычно представлен эффузивами, состоящими из диабазовых порфиров и базальтов. Возраст данных пород триасовый, определенный с помощью калий-аргонового метода. Верхняя часть эффузивов в значительной степени изменена за счет проявления экзогенных факторов и представляет собой кору выветривания, толщина которой достигает несколько десятков метров.
Породы фундамента перекрываются осадками юрской системы, нижний и средний отделы которой объединены в тюменскую свиту. Отложения свиты представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями глинистых известняков (сидеритов) и бурых углей. Чередование осадков неравномерное с некоторым преобладанием в нижней части песчаников, в средней - глинистых углефицированных пород, в верхней - песчаников и алевролитов. В пределах некоторых месторождений верхи свиты содержат продуктивные пласты. Верхнеюрский отдел представлен в составе трех свит: васюганской, георгиевской и баженовской.
Васюганская свита в нижней части сложена преимущественно глинистыми породами - аргиллитами слюдистыми, иногда известковистыми. Ее верхняя часть представлена, в основном, алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. Общая толщина 75ч80 м. К песчаникам приурочены продуктивные пласты индексируемые как ЮС11 и ЮС12.
Георгиевская свита сложена аргиллитами очень плотными, иногда известковистыми до перехода в глинистый известняк. В породах встречается фауна. Толщина рассматриваемых отложений обычно не превышает 4ч5 м, нередко сокращается до 0,8ч1,0 м.
В составе баженовской свиты преобладают аргиллиты черно-бурые битуминозные. Часто в пределах районов Западной Сибири их рассматривают в качестве нефтематеринских пород, косвенным подтверждением чему является повышенная радиоактивность осадков. Толщина свиты - 24ч30 м.
Выше по разрезу залегают осадки меловой системы. В составе нижнемелового отдела выделяются отложения сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свиты.
Сортымская свита сложена аргиллитами известковистыми, содержащими до 20 и более процентов алевролитового материала. В нижней части свиты выделяется ачимовская толща с наличием в ее разрезе песчаных прослоев (БС16-24), часть из которых (БС16, БС18) на рассматриваемой площади являются нефтенасыщенными. Однако продуктивность этих отложений невысокая, получение промышленных притоков нефти из-за низких ФЕС крайне затруднительно. Толщина сортымской свиты- 350ч400 м.
Перекрывается ачимовская толща пачкой аргиллитов, выше которых начинаются осадки усть-балыкской и сангопайской (в пределах Нижневартовского свода аналогом является ванденская свита) свиты. В низах разреза среди глинистых отложений развиты высокопроницаемые песчаные прослои, с которыми на месторождении связаны основные продуктивные пласты (БС101, БС102, БС111, БС112). Остальная часть разреза вартовской свиты сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами, которые неравномерно переслаиваются между собой. Толщина усть-балыкской и сангопайской свит - 500ч550 м.
Алымская свита по составу представлена, в основном, глинистыми породами с редкими прослоями глинистых известняков и слабобитуминозных аргиллитов. Ее толщина составляет 110ч120 м. Низы покурской свиты, которой завершается разрез нижнего мела, сложены уплотненными глинами, аргиллитоподобными, иногда известковистыми.