Современное состояние и перспективы развития нефтяной отрасли страны

Кайнозойская эратема. Неогеновая система.

Акчагыльский ярус. Представлен глинами, желтовато-серыми и коричневыми, песчанистыми. В верхней части песчаники серые. Толщина 56-78 м.

Квартер. Отложения представлены суглинками желтовато-серыми и коричневыми, с прослоями песка и глины. Толщина 10-20 м.

2.3. Коллекторские свойства пластов.

Залежи пласта D2arIV

В пласте D2arIV продуктивными являются только области развития фаций рифовых построек, представленные органогенными известняками и вскрытые в пределах изучаемой площади небольшим количеством скважин (5 скважин). Коллектор пласта по описаниям керна представлен известняками со сложным типом порового пространства – порово-трещинно-кавернозным, с низкими коэффициентами открытой пористости (4-10%). Трещинные интервалы достаточно хорошо выделяются по данным акустического метода. Наличие трещин подтверждается значительными дебитами газа, полученными при испытаниях в колонне. Все остальные скважины вскрыли межрифовые фации, представляющие собой либо продукты разрушения тела рифа, либо вмещающие глинистые и глинисто-карбонатные отложения, в основном, не являющиеся коллекторами.

На территории Пионерской структуры выявлены три изолированные рифовые постройки (залежи), которые насыщенны газом. Типы залежей в районе скв.100 и в районе скв.103 - литологически экранированные. Залежь в районе скв.41,116,92 - литологически и тектонически экранированная. В трёх скважинах до 2002г. (скв.100) и до 2006г. (скв.103,116) велась добыча газа. В настоящее время указанные скважины находятся в консервации.

Залежь в районе скв. 100 вскрыта одной скважиной. Насыщение коллекторов определено по данным опробования. Скважина находилась в газовом добывающем фонде на пласт D2arIV с октября 1998 г. по январь 2002г. В 2002 г. пластовое давление в скважине упало с начального уровня Рнач = 19,2 МПа до величины Р = 4 МПа, пласт перестал работать.

Эффективная газонасыщенная толщина рифовых отложений в скв. 100 составляет 21,2 м и представлена порово-кавернозно-трещинным коллектором. Высота залежи от кровли коллектора составляет 68,6 м. Размер залежи в плане 0,5×0,4 км.

Межфлюидный контакт в залежи не вскрыт. В процессе добычи нефть или вода не были получены. Условное положение контакта для подсчета запасов принимается по подошве коллектора на а.о. -1890,4 м.

Средняя газонасыщенная толщина по залежи составляет 16,1 м. Средний коэффициент открытой пористости коллектора – 0,05 д.ед., коэффициент газонасыщенности – 0,868 д.ед.

Залежь в районе скв. 116 вскрыта тремя скважинами (№№ 41, 92 и 116). Насыщение коллекторов определено по данным ГИС и опробования. С июля 2000 г. по январь 2006 г. скв. 116 находилась в газовом добывающем фонде на пласт D2arIV. В 2006 г. пластовое давление снизилось с начального уровня до величины Р = 4,9 МПа, пласт перестал работать. Скважина 92 не испытывалась, газонасыщенность в ней установлена по ГИС.

Размеры залежи по площади составляют 0,85×0,4км. Высота залежи по вскрытому коллектору составляет 82 м.

Межфлюидный контакт в залежи не вскрыт. В процессе добычи нефть или вода не были получены. Условное положение контакта принимается по подошве коллектора на а.о. -1901,1 м.

Средняя толщина по залежи составляет 34,25 м. Коэффициент открытой пористости коллекторов – 0,048 д.ед., коэффициент газонасыщенности – 0,856 д.ед.

Залежь в районе скв. 103 вскрыта одной скважиной. Насыщение коллекторов определено по данным опробования. Скв. 103 с октября 2002 г. по январь 2006 г. находилась в газовом добывающем фонде на пласт D2arIV. В 2006 г. пластовое давление снизилось с начального уровня Рнач = 19,2 МПа до величины Р = 3,9 МПа, пласт перестал работать.

Межфлюидный контакт в залежи не вскрыт. В процессе добычи нефть или вода не были получены. Условное положение контакта для подсчета запасов принимается по подошве коллектора на а.о. -1885,5 м.

Размер залежи в плане 0,6×0,35км. Высота составляет 71,3 м. Толщина продуктивного коллектора рифовых отложений равна 38,3 м. Средняя газонасыщенная толщина – 30,2 м. Коэффициент открытой пористости – 0,048 д.ед., коэффициент газонасыщенности – 0,883 д.ед.

Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных газонасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.2-3.3.

Залежь пласта D2arIVa

Пласт имеет повсеместное распространение. Общая толщина пласта меняется от 12 м в скв 81ST2 до 18,6 м в скв 117. Пласт вскрыт в 72 из 73 пробуренных скважин. Скважина 88 не вскрыла пласт по причине попадания в зону смещения по разрывному нарушению наклонной плоскостью сброса. В районе скважины 94 присутствует зона глинизации коллекторов пласта D2arIVa. В разрезе, как правило, встречаются от одного до трех прослоев песчаника, разделенных глинистыми породами.

В пласте выделена одна нефтегазоконденсатная залежь. Тип залежи – пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная.

При обосновании ГНК использовались данные испытаний и материалы ГИС. ГНК принят на а.о. -1906 м. Газовая шапка разделена на три части, размеры которых соответственно равны: основная – 2,3×1,2 км, высота 14 м; район скв.33-72 – 1,0×0,5 км, высота 15,1 м; район скв.84 – 0,2×0,2 км, высота 3,2 м.

Газонасыщенные толщины по основному участку газовой шапки в среднем составляют 3,5 м. Коэффициент пористости в газонасыщенных интервалах в среднем составляет 0,189 д.ед. Коэффициент газонасыщенности в среднем составляет 0,707 д.ед.

По участку в районе скв.33-72 газонасыщенные толщины в среднем составляют 3,4 м. Коэффициент пористости в газонасыщенных интервалах – 0,17 д.ед. Коэффициент газонасыщенности – 0,67 д.ед.

В районе скв.84 газонасыщенная толщина в среднем составляет 1,0 м. Коэффициент пористости в газонасыщенных интервалах – 0,177 д.ед., коэффициент газонасыщенности – 0,707 д.ед.

По результатам испытаний и ГИС ВНК пласта D2arIVa установлен на а.о. -1922,6 м.

Размер нефтяной оторочки в пределах внешнего контура нефтеносности составляет 4×1,2 км, высота – 17,8 м. Нефтенасыщенные толщины в среднем по залежи – 4,2 м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах в среднем составляет 0,191 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности в среднем составляет – 0,73 д.ед.

Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.4-3.6.

Залежи пласта D2arIVb

Продуктивный пласт D2arIVb отсутствует в разрезе 5 скважин (88, 77, 78, 81ST2, 109), которые расположены в непосредственной близости к зоне разрывных нарушений. В скважинах 77, 78 и 109 наблюдается уменьшение вскрытой толщины нижележащих воробьевских отложений. Выпадение общей толщины связано с пересечением траекторий скважин наклонной зоной сместителя сброса. Пласт также отличается самыми низкими фильтрационно-емкостными свойствами на данном месторождении. На изучаемой площади коллекторы в пласте частично заглинизированы. Зоны глинизации по данным скважин имеют сложные очертания и делят поле продуктивности на три нефтяные залежи: основная залежь, залежь в районе скв.93, залежь в районе скв.107.

Общая вскрытая толщина пласта по скважинам меняется от 5,9 м в скв. 75 до 10,4 м в скв. 70. В разрезе, как правило, один-два маломощных прослоя песчаника, разделенных глинистыми породами.

Залежь основная. Тип залежи - пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности - 2,5×1,2 км, высота – 24,6 м. При обосновании ВНК использовались данные испытаний и результаты обработки ГИС. Ни одна скважина не вскрыла водонефтяной контакт, поэтому отметка ВНК принята условно по подошве самого низкого нефтенасыщенного интервала в залежи в скв. 130 на а.о. -1944 м.

Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 1,7 м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах в среднем по залежи – 0,172 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,715 д.ед.

Залежь в районе скв.107 вскрыта одной скважиной. Отделена от основной залежи тектоническим нарушением. Тип залежи - пластово-сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 0,8×0,3 км, высота 3,1м.

Скважина 107 не испытывалась, продуктивность ее установлена по данным ГИС. Водонефтяной контакт скважина не вскрыла, поэтому отметка ВНК принята условно по подошве самого низкого нефтенасыщенного коллектора, расположенного на а.о. -1968 м.

Нефтенасыщенная толщина в скважине равна 3,1 м, в среднем по залежи она составляет 1,9 м. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности составляют 0,165 д.ед. и 0,64 д.ед., соответственно.

Залежь в районе скв.93 вскрыта 5 скважинами. Отделена от основной залежи зоной глинизации. Тип залежи – пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная. Размеры залежи 1×0,5 км, высота – 24 м.

Ни одна скважина в данной залежи не была испытана и не вскрыла водонефтяной контакт, поэтому отметка ВНК принималась условно по подошве самого низкого нефтенасыщенного по ГИС интервала на а.о. -1942 м.

Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 1,6 м. Коэффициент пористости в среднем по залежи – 0,190 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,785 д.ед.

Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.7-3.8

.

Залежи пласта D2vbV+VI

Пласт D2vbV+VI является наиболее крупным по величине запасов и основным по добыче нефти на Пионерском месторождении. Коллекторы в пласте имеют повсеместное распространение на площади месторождения. Диапазон изменения общих толщин пласта составляет 56,3-72,4 м при среднем значении 66,3 м.

Коллекторами являются песчаники кварцевые светло-серые, иногда буроватые или коричневатые от нефти и битума, мелко или среднезернистые, иногда хорошо отсортированные. Встречаются обломки полевых шпатов, включения зерен пирита, местами включения растительных остатков, по поверхности напластования встречается битуминозное вещество. Цемент глинистый, кремнистый, частично гидрослюдистый.

Пласт полностью вскрыт 66 скважинами. Четыре скважины (113, 108, 131, 37) вскрыли только кровлю пласта, из них скважины 37 и 108 не вскрыли ВНК. Скважины 36, 47 и 130 не вскрыли пласт. В пласте D2vbV+VI выделены две нефтяные залежи.

Залежь основная. Тип залежи – массивная, тектонически экранированная. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности – 4,6×1,4 км, высота – 32,9 м. Залежь по всей площади подстилается водой.

По результатам испытаний и данным ГИС ВНК в среднем принят на а.о. -1974 ± 1 м. Анализ ВНК по скважинам, пробуренным после начала активной разработки показал, что отметка ВНК по пласту D2vbV+VI во многих скважинах расположена значительно выше установленного диапазона. Так, например, в скважине 87, пробуренной в 1987 году, ВНК отбивается на а.о. – 1962,8м. При этом кровля пласта соответствует морфологии структурного плана, что исключает грубые ошибки при замере инклинометрии. Наиболее вероятной причиной высокого положения ВНК в ряде скважин является подъем подстилающей воды в зонах интенсивной выработки запасов.

Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 13 м. Коэффициент пористости – 0,208 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,818 д.ед.

Залежь в районе скв.109 включает одну скважину и расположена в восточной части месторождения, отделена от основной залежи тектоническим нарушением. Тип залежи - массивная, тектонически экранированная. Залежь подстилается водой. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности – 0,6×0,2 км, высота – 15,3 м.

Продуктивность скважины 109 установлена по данным ГИС, испытаний не проводилось. ВНК принят на а.о. -2001,7 м.

Нефтенасыщенная толщина составляет – 5 м. Коэффициент пористости – 0,142 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,664 д.ед.

Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.9-3.10.

Залежь пласта D2kl

Коллекторы пласта D2kl имеют повсеместное распространение на площади месторождения. Пласт вскрыт 46 скважинами. Коллекторами являются песчаники полимиктовые серые, буровато-серые, плохо отсортированные, разнозернистые, гравелитистые, слоистые, с глинисто-пиритовым материалом. Песчаник сцементирован контактным и участками базальным каолинитовым цементом, в виде пятен крупнокристаллическим доломитовым цементом порового и даже пойкилитового типа.

В пласте выделена одна нефтяная пластово-сводовая тектонически экранированная залежь. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности – 3х1,25 км, высота – 26,2 м.

ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка на а.о. -2079 ± 1 м.

Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 7,2 м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах – 0,168 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,673 д.ед.

Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.11-3.12.

Краткая характеристика залежей газа, нефти и конденсата продуктивных отложений Пионерского месторождения представлена в табл. 3.1.

Характеристики толщин и показателей неоднородности пластов приведены в табл. 3.2.

Таким образом, этаж нефтегазоносности охватывает ряд продуктивных пластов в отложениях среднего девона. Залежи УВС приурочены к пластам ардатовского (D2arIV, D2arIVа, D2arIVb), воробьевского (D2vbV+VI) и клинцовского (D2kl) горизонтов.

           3. Технико-технологический раздел.

3.1. Существующие методы увеличения дебитов скважин, классификация, область применения.

1. Тепловые методы:

•паротепловое воздействие на пласт;
•внутрипластовое горение;
•вытеснение нефти горячей водой;
•пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

•закачка воздуха в пласт;
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
•воздействие на пласт двуокисью углерода;
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

3. Химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
•вытеснение нефти растворами полимеров;
•вытеснение нефти щелочными растворами;
•вытеснение нефти кислотами;
•вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
• микробиологическое воздействие.