Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ЖЕНЯ !!!!Усинск, КП по РНМ.doc
Скачиваний:
87
Добавлен:
02.03.2016
Размер:
470.02 Кб
Скачать

1 Геолого-физическая характеристика пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

1.1 Общие сведения

Усинское нефтяное месторождение расположено в северо-восточной части Усинского района республики Коми. Площадь месторождения охватывает часть Печорской низменности и бассейна р. Колвы. Ближайшим населенным пунктом является город Усинск.

Грузоперевозки осуществляются по железной дороге, рекам в период навигации и вертолетами. По территории месторождения проложен нефтепровод Возей - Уса - Ухта – Ярославль.

Рельеф местности представляет собой всхолмленную низменную равнину с отметками 50-140 м. Поверхность сильно заболочена с типичной для лесотундровой зоны растительностью.

Климат района резко континентальный со среднегодовой температурой -25°С. Температура изменяется от - 55°С зимой до +30°С летом. Среднее количество годовых осадков 450 мм.

В разрезе Усинского месторождения бурением глубоких разведочных скважин в 1962 г. установлена промышленная нефтеносность пермо-карбоновых и фаменских карбонатных отложений, а также терригенных пород живетского яруса среднего девона и подстилающих его карбонатных пород нижнего девона (1964-1968 гг.). Последующими геологоразведочными работами выявлена промышленная ценность залежи легкой маловязкой нефти в породах живетского яруса.

Пермо-карбоновая залежь высоковязкой нефти, которая рассматривается в настоящей работе, является объектом применения тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Усинского месторождения изучен от силурийских отложений до четвертичных включительно. Общая толщина осадочного чехла по сейсмическим данным оценивается в 7 км.

Скважинами фундамент вскрыт только на соседних Возейской и Баганской площадях. Залегающие выше отложения ордовика представлены конгломератами, песчаниками, алевролитами и глинами, а также известняками и битуминозными доломитами. Толщина достигает 1000 м и более. Силурийские отложения представлены известняками скрыто и мелкокристаллическими, в нижней части доломитизированными. Вскрытая толщина превышает 550 м. Отложения девона представлены тремя отделами нижним - толщиной более 1050м средним - до 175 м и верхним от 909 до 1079 м.

Литологически они сложены известково-глинистыми породами, мергелями, карбонатными глинами, доломитами и ангидритами с прослоями глин и мергелей, а также переслаиванием глин и известняков.

В составе каменноугольной системы выделены три отдела. Нижний несогласно залегает на породах девона. Из-за перерывов в осадконакоплении в разрезе отдела отсутствуют турнейский и нижняя часть визейского яруса. Визейский ярус начинается лишь с тульских отложений, сложенных глинами с прослоями известняков и песчаников. Над ними залегают глины алексинского горизонта, с верхней части которого начинается мощная толща преимущественно карбонатных образований пермо-карбоновой толщи, содержащей залежь высоковязкой нефти.

Нижний отдел завершается намюрским ярусом, также представленным, в основном, известняками с тонкими прослоями глин.

Средний отдел представлен преимущественно карбонатными породами башкирского и московского ярусов. Башкирский ярус сложен органогенными и органогенно-обломочными нефтенасыщенными известняками.

Московский ярус представлен детритовыми и органогенно-обломочными известняками, часто пористыми, иногда разрушенными до состояния муки, кавернозными, нефтенасыщенными. Средняя часть яруса в значительной степени доломитизирована. Степень доломитизации верхней части слабее.

Верхний отдел представлен детритовыми и органогенно-обломочными известняками, иногда брекчиевидного облика, порой разрушенными до муки. Известняки нефтенасыщенны. Суммарные толщины отложений карбона достигают 870м.

Отложения пермской системы характеризуются изменениями толщин от свода поднятия (160 м) к его периферийным частям (до 830 м и более). В составе системы выделены два отдела.

Нижний отдел разделяется на две части. Нижняя литологически представлена известняками ассельского и сакмарского ярусов, детритовыми, пористыми, часто рыхлыми, нефтенасыщенными. К указанным отложениям приурочена верхняя часть пермо-карбоновой залежи. Породы сакмарско-артинской толщи подвержены региональному размыву, вследствие чего на отдельных участках они полностью отсутствуют. Верхняя часть отдела служит условной покрышкой пермо-карбоновой залежи. Она сложена глинами, мергелями, известняками, песчаниками и алевролитами. Местами породы верхней пачки полностью размыты.

Верхний отдел сложен терригенными породами, которыми начинается мощная толща терригенной части чехла пермского и мезозойского возраста. Породы верхней перми представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Песчаники местами нефтенасыщены, закированы. Наибольшие изменения толщин (от свода к крыльям) пермской системы связаны с верхним отделом (от 106 до 817 м). Мезозой на Усинском месторождении представлен терригенными отложениями триасовой и юрской систем. Средняя толщина мезозойского комплекса составляет 925 м.

Четвертичные осадки и отложения кайнозоя представлены супесями, аллювиальными песками, суглинками и глинами общей толщиной от 73 до 158м.

1.3 Тектоника

Усинское месторождение приурочено к одноименному поднятию, осложняющему юго-восточное окончание Колвинского мегавала Печорской синеклизы. По всем маркирующим горизонтам оно представляет собой ассиметричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания. По кровле продуктивной толщи (отражающий горизонт 1), содержащей пермо-карбоновую залежь по замкнутой изогипсе - 1900 м, размеры поднятия составляют б1х(11-19,5 км), амплитуда -915 м. Углы падения на западном крыле составляют 2-7°, на восточном они возрастают до 35°. При этом более изученная бурением центральная часть поднятия осложнена мелкими брахиантиклиналями, отделенными друг от друга неглубокими прогибами.

По нижележащим горизонтам структура усиливается с глубиной. По данным бурения видимых разрывных нарушений в пределах пермо-карбоновой залежи не установлено. Однако детальные геологические построения показали, что в пределах продуктивной толщи относительно выдержанными являются лишь отложения башкирского яруса. Большая же часть отложений пермо-карбона характеризуется резкой сменой толщин и зональным изменением типов отдельных частей разреза при относительной выдержанности его общей толщины. Эти изменения связаны с размывами и перерывами в осадконакоплении в пределах отдельных зон, что является свидетельством их разной тектонической активности. Преимущественное северо-восточное, субмеридиональное и северо-западное простирание этих зон является отражением в осадочном чехле преобладающих направлений раздробленности фундамента. Судя по указанной выше компенсации толщин пермо-карбоновых отложений тектонические движения отдельных блоков фундамента в процессе осадконакопления были разно скоростными и разновременными.

Учитывая жесткость кароонатных пород, можно полагать, что все эти подвижки способствовали формированию трещиноватости карбонатных отложений пермо-карбона той же ориентировки, что и у разрывных нарушений фундамента. При этом она должна усиливаться на границах зон распространения типов разрезов.

В последующем процессы выщелачивания способствовали развитию кавернозности в тех же северо-восточном, субмеридиональном и северо-западном направлениях. Об этом свидетельствуют результаты работ по гидропрослушиванию скважин, а также высокие значения проницаемости отдельных пластов по данным гидродинамических исследований. При этом процессы формирования вторичной пустотности наиболее активно протекали в пластах, характеризующихся наиболее высокой открытой пористостью.

1.4 Строение залежи

Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения приурочена к порово-кавернозно-трещинньш коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми верхнего карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона. Залежь массивная, сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется от отметки минус 1288 м до минус 1342 м. При этом отмечается тенденция понижения ВПК к своду структуры. Контур нефтеносности принят в среднем на абсолютной отметке 1310 м. Размеры залежи в контуре изогипсы на этой отметке - 16,0х8 км.

Разрез пермо-карбоновой залежи в связи с выявленными зональными изменениями условий осадконакоплений, характеризуется значительно большей сложностью, чем представлялось ранее. По существу, уверенно коррелируются только пласты самого нижнего башкирского яруса. Выше 4-го репера корреляция разреза чрезвычайно затруднена. С учетом литологической характеристики и строения продуктивных пачек в разрезе залежи выделено три эксплуатационных объекта: нижний (пачки 1-5), содержащий 19 % балансовых запасов, средний (пачки 6-8), содержащий 46 % балансовых запасов и верхний (пачки 9-13), содержащий 35 % балансовых запасов. Верхняя часть пермо-карбоновой залежи (верхний и средний объекты, пачки с 6 по 13) представлена, в основном, известняками органогенными, органогенно-детритовыми, сгустковыми и камковато-сгустковыми. Верхняя часть залежи характеризуется резкой изменчивостью общих и эффективных толщин вследствие регионального размыва кровли залежи. В некоторых зонах это приводит к уменьшению нефтенасыщенных толщин в верхнем объекте ниже кондиционных значений. В нижней части залежи (пачки 4-5) - органогенные, органогенно-детритовые известняки в той или иной степени доломитизированные с прослоями вторичных доломитов (до 15 %). В основании толщи (пачки 1-3) породы представлены, в основном, водорослевыми и органогенно-водорослевыми известняками, участками доломитизированными.

1.5 Литолого-петрографическая характеристика карбонатных пород

В разрезе пермо-карбоновой толщи можно выделить восемь литологических типов пород. Преобладают известняки и их разности. Так, 60% проанализированных образцов представлены известняками чистыми (содержание СаО - 50-55 %, MgOдо 1 % и нерастворимого остатка до 5 %), 21% - известняками доломитистыми участками со значительным содержанием терригенного материала (содержание MgO до 10 % и нерастворимого остатка до 20 % и более).

На долю доломита и его разностей приходится 18 % всей выборки образцов, подвергшихся химическому анализу, в том числе доломиты чистые (содержание СаО - 28-30%, MgO - 19-21%, нерастворимого остатка до 5%) составили всего 4,8 %. Для них характерна высокая минералогическая плотность (более 2,76-2,78 г/см3). Все образцы карбонатных пород с минералогической плотностью более 2,72 г/см3в различной степени доломитизированы, Чистые доломиты имеют бмг в пределах 2,84-2,88 г/см3.

Приведенный материал подтверждает, что верхняя часть разреза пермо-карбоновой толщи (пачки 13+12+11+10+9, 8+7+6), сложена, в основном (90-95 %), известняками чистыми (бмг -, 2,68"2,72 г/см3, Сно - 0,5 %). На долю окремненных и доломитизированных разностей приходится не более 5-10 % разреза.

Более половины нижней части разреза пермо-карбоновой толщи (пачки 5+4) представлена известняками доломитистыми, доломитами известковистыми и прослоями вторичных мелкозернистых доломитов. На долю чистых доломитов (бмг - 2,82-2,88 г/см3) приходится не более 10-15 %.

1.6 Физико-коллекторские свойства карбонатных пород

В карбонатных породах пермо-карбоновой толщи Усинского месторождения можно выделить следующие основные типы пустот поры разного генезиса и размера, каверны разного размера, трещины разного генезиса открытые или частично залеченные нефтью, выполненные кальцитом или кварцем и полости стилитовых швов.

Геометрия пустотного пространства изучалась, в основном, в шлифах, а оценка открытой емкости пор, каверн и микротрещин проводилась обычным методом насыщения экстрагированных образцов керна керосином или моделью пластовой воды. Чаще всего использовались образцы пород без визуальных заметных трещин, а поэтому полученные результаты характеризуют, в основном, кавернозно-поровую емкость самой матрицы пород.

В пермо-карбоновом массиве (во всех литологических пачках) открытая пористость коллекторов, определенная по шлифам, достигает 28-30 % и более. Каверны, нередко приуроченные к микротрещинам, неправильной формы размерами от 1 млм до 2-3 см, по краям с щетками новообразований кальцита.

Емкость открытых трещин по шлифам оценивается десятками долями процентов.

Однако надо отметить, что трещины, влияющие на работу скважин и на промышленную разработку пласта, обычно керном не фиксируются. Данные разных исследователей показывают, что емкость открытых трещин в карбонатном коллекторе невелика. Величина трещинной пористости, как правило, не превышает 1%, а в большинстве случаев составляет сотые или десятые доли процентов.

Выше отмечалось, что карбонатные породы пермо-карбона характеризуются трещиноватостью и стилолитизацией. Трещины, как правило, вертикальные, образуют две взаимно перпендикулярные системы. Иногда они группируются в три, а в отдельных интервалах - четыре системы. Две взаимно перпендикулярные системы трещин являются сквозными для всего разреза. Протяжение трещин этих систем, в то же время ограничивается контактами "слоев" известняка. Лито-тектонические трещины, плотность которых обусловлена вещественным составом и структурой пород данного разреза. Плотность лито-тектонических трещин одной системы составляет примерно 10 трещин в одном кубическом метре (10/м3), а суммарная плотность трещин колеблется, в основном, от 20 до 30 7м. Кремнистые и окремненные разности известняков характеризуются повышенной трещиноватостью. Кремнезем, как известно, придает породе хрупкость. Трещиноватость отдельных интервалов разреза усиливается с появлением собственно тектонических трещин. Эти трещины не ограничиваются контактами "слоев" карбонатных 1 пород, они могут рассекать 2-3 элементарных "слоя". Тектоническое происхождение трещин подчеркивается зеркалами скольжения на их стенках, большей прямолинейностью самих трещин, более высокой общей плотностью, которая в отдельных случаях может достигать 100.

Наличие тектонической трещиноватости (в том числе и сбросового типа), являющейся флюидопроводящими каналами, ведет к возникновению вторичной пористости выщелачивания. Последняя в значительной степени определяет фильтрационные свойства пород, т.е. существование связи между крупными порами и кавернам.

По данным гидродинамических исследований скважин величины проницаемости и коэффициенты продуктивности колеблются в пределах 2,3х103-1,7х103мкм2и 12,9 - 373 т/сут/МПа соответственно. Совершенно очевидно, что такие параметры не могут быть связаны с поровой проницаемостью, которая измеряется десятыми и сотыми долями мкм. Многолетняя практика эксплуатации месторождения, особенно аномально высокие вступительные и общие дебиты скважин, пересекающих зоны трещиноватости, и другие факторы показывают, что проводимость открытых трещин отрыва и скола в десятки и сотни раз превышают проницаемость пор и микротрещин.

Таким образом, для карбонатного пермо-карбонового массива характерен смешанный тип коллектора. В карбонатных породах литологических пачек 9+10+11+12+13, в основном, развит трещинно-поровый (более 50 % межзерновых пор от суммарного объема пустот) тип коллектора; в пачках 6+7+8 - поровый, трещинно-поровый коллектор, а в нижней части массива, где наиболее интенсивно протекали процессы выщелачивания и перекристаллизации-доломитизации, развиты поровый, трещинно-поровый и трещинно-каверно-поровый коллектор. Установлено, что трещинная пористость небольшая (не превышает 1%) и не играет решающей роли в емкости коллектора. Однако трещинная проницаемость играет существенную роль при эксплуатации залежи. В пределах пермо-карбонового массива для нефтесодержащих карбонатных пород коллекторов с пористостью более 5,10 и 15% средние значения открытой (межзерновой) пористости составили 15,8, 18,2 и 21,5% соответственно. Анализ средних значений Кп пород-коллекторов различных литологических пачек показывает довольно равномерное распределение их по разрезу, хотя для пород-коллекторов верхней части толщи характерны более низкие средние значения емкостных свойств.

Газопроницаемость различных пород-коллекторов по керну колеблется,в основном, от граничных до 0,71 мкм и редко достигает 1,3-1,4 мкм

Среднеарифметическое значение газопроницаемости для нефтесодержащих пород (с Кп более 5%) колеблется в пределах (15-71)х10-мкм2 и в целом по залежи составило 38х10-3 мкм2 (877 определений). Для продуктивных пород-коллекторов (Кп более 10 %) среднее значение газопроницаемости по пачкам колеблется в пределах (22-115)х10- мкм и в среднем по залежи составило 48х10-3 мкм2, а для пород-коллекторов с пористостью более 15 % оно составило 59х10-3 мкм2 (422 определения).

Особо следует подчеркнуть, что проницаемость пород-коллекторов по керну, характеризующаяся, в основном, как межзерновая проницаемость, в десятки и сотни раз ниже, чем по данным гидродинамических исследований. Средняя нефтенасыщенность пластов - 74-78 %. Нефтенасыщенность в водонефтяной переходной зоне принята 60 %. Наиболее высокой пористостью и нефтенасыщенностью характеризуются пласты среднего объекта, наиболее низкие значение этих параметров имеет нижний объект.

1.7 Состав и свойства пластовых жидкостей

Параметры пластовой и дегазированной нефти представлены в табл. 1-1, 1-2.

Пластовая нефть недонасыщена газом (начальное пластовое давление -14,3МПа, давление насыщения - 7,66 МПа). Основная отличительная характеристика нефти - высокая вязкость. Однако при увеличении температуры до 80°С вязкость нефти снижается до 30 мПа*с, а до 100°С до 16 мПа*с.

1.8 Энергетическая характеристика залежи

В региональном плане Усинское нефтяное месторождение приурочено к северо-восточной части Болыиеземельского артезианского бассейна с развитием в отложениях пермо-карбона пластовых давлений, близких к гидродинамическим Законтурная область всех трех эксплуатационных объектов гидродинамически является единой. Опыт разработки свидетельствует о наличии природного упруговодонапорного режима в залежи. Однако эффективность вытеснения пластовой нефти контурными водами из-за высокой вязкости нефти невелика. При термическом воздействии на пласт вязкость нефти и фильтрационные сопротивления системы уменьшаются, что при определенных условиях может значительно повысить эффективность водонапорного режима.

Таблица 1.1- Параметры пластовой нефти (в пластовых условиях)

Наименование

Значение

1

2

Давление насыщения нефти газом, МПа Газосодержание, м3

Объёмный коэффициент

Вязкость нефти, Па*с

Плотность нефти, кг/м3

Температура насыщения нефти парафином

Коэффициент сжимаемости

Коэффициент термического расшире­ния

Содержание компонентов, % по объему

Углекислый газ

Сероводород

Азот + редкие

Метан

Пропан

Бутан

Этан

Пентан

Гексан

Гептан

Остаток С7+ высшие

7,66

22,4

21,6

1,04

7,1

942

не опр.

0,46

7,8

0,05

не опр.

0,1

1,7

0,1

0,15

0,16

0,2

следы

не опр.

97,72

Таблица 1.2-Параметры и состав разгазированной нефти (приt=20°C)

Наименование

Значение

1

2

Плотность нефти кг/м3

Вязкость нефти, Па*с

Молекулярный вес

Температура вспышки, С

Температура застывания нефти, С

Температура насыщения нефти парафином, С

964,6

46

415

20

ниже 20

не опр.

--дИ"

1.30

Количество определений

Серы

Смол силикагелевых

Асфальтенов

Парафинов

5

2,5 22,7 11,0 0,20

Количество определений

До 100оС

до 150°С

до200°С

до 300оС

до 350оС

6

1,0

не опр.

5,00 16,9

не опр

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.