Материал: Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на Южно-Сосновском месторождении

Толщина отложений задонского, елецкого и петриковского горизонтов изменяется в значительных пределах - от 138,5м (скв.136) до 356,5м (скв.53).

Верхняя соленосная галитовая толща в составе лебедянского горизонта и найдовских слоев оресского и стрешинского горизонтов (D23 lb + D23 or + str,nd) несогласно перекрывает межсолевые отложения и сложена, в основном, каменной солью с редкими маломощными прослоями глинисто-карбонатно-сульфатных пород.

Верхняя соленосная глинисто-галитовая толща, сложенная отложениями оресского, стрешинского и полесского горизонтов (D23 or + str + D23 pl1), представлена ритмичным чередованием пластов каменной соли с глинисто-карбонатными породами: глинами в разной мере известковистыми и доломитистыми, ангидритами, реже мергелями и известняками. Встречаются редкие прослои калийных солей.

Общая толщина галитовых и глинисто-галитовых отложений изменяется от 2060м (скв.126) до 2687м (скв.115).

Надсолевая толща сложена отложениями девонской (полесский горизонт D23 pl2), каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы; триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Толща представлена терригенно-карбонатными породами: глинами с прослоями песчаников, алевролитов и известняков, песками и кварцево-полевошпатовыми песчаниками, мергелями, известняками, писчим мелом, ледниковыми и водноледниковыми образованиями.

Толщина надсолевых отложений изменяется от 1002м (скв.141) до 1852м (скв.55).

1.3 Тектоника

Южно-Сосновское месторождение приурочено к одноименной структуре Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба и имеет сложное тектоническое строение. Здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлениями соляного тектогенеза.

В осадочном чехле Южно-Сосновской структуры, как и всей Речицко-Вишанской зоны, по степени и характеру дислокаций выделяются 3 структурных этажа: нижний, средний и верхний.

Нижний структурный этаж соответствует платформенному этапу развития прогиба и охватывает подсолевые отложения до речицкого горизонта.

Средний структурный этаж объединяет нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные, надсолевые девонские и каменноугольные отложения и соответствует авлакогеновому этапу развития.

Верхний структурный этаж, включающий пермские и мезо-кайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития Припятского прогиба. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживанием углов падения пород вверх по разрезу.

Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально.

По поверхности продуктивных межсолевых отложений Южно-Сосновская структура представляет собой четко выраженную полуантиклиналь, вытянутую вдоль южного опущенного крыла Речицкого регионального разлома и ограниченную с севера зоной отсутствия межсолевых отложений.

С юга структура осложнена сбросом с амплитудой порядка 200м, установленным в разрезе скв.54, а в северо-восточной части - сбросом, имеющим амплитуду 80м. Нарушение прослеживается и на юго-востоке площади, южнее скв.51. Однако амплитуда его на этом участке уменьшается. На юго-западе в районе скв.106 структура ограничена еще одним малоамплитудным нарушением.

Размеры межсолевой структуры в пределах изогипсы -3700м достигают 4,5×1,5км, высота 590м. Структурные формы межсолевого комплекса образовывались как в процессе осадконакопления, так и после него. Одним из важнейших факторов, влияющих на структурные формы межсолевого комплекса в процессе осадконакопления, является формирование органогенных построек. После осадконакопления большое влияние оказал соляной тектогенез в нижнесоленосном комплексе.

Падение крыльев неравномерное и довольно крутое. На западе наклон поверхности межсолевых отложений не превышает 24°, в центральном направлении изменяется от 27° в присводовой части структуры до 30° на южном склоне. На восточном склоне угол падения пород изменяется от 20 до 43°.

Все выявленные разломы в подсолевом и межсолевом комплексах относятся к группе сбросов с крутыми углами падения сместителей. В нижнем и верхнем соленосных комплексах среди разрывных нарушений превалируют взбросы и надвиги с разнообразными углами падения.

После предыдущего подсчета (1981г.) на северо-восточном участке площади пробурена скв.122, оказавшаяся в зоне отсутствия межсолевых отложений. В результате чего граница залежи сместилась на 320м к югу.

1.4 Нефтегазоносность

Опытно-промышленная разработка месторождения начата в 1977г. объединением “Белоруснефть”.

Запасы нефти и растворенного газа Южно-Сосновского месторождения были утверждены в 1981г. в количестве:

балансовые - 28174 усл. ед. нефти и 3254 усл. ед. газа;

извлекаемые - 11833 усл. ед. нефти и 1219 усл. ед. газа по категории В+С1.

Однако данными разработки утвержденные запасы не подтвердились, и был произведен их пересчет в 1989году. Запасы составили:

балансовые - 19405 усл. ед.;

извлекаемые - 9605 усл. ед...

На дату составления пересчета запасов 1.01.1989г. добыто по межсолевой залежи - 3343,3 усл. ед. нефти и 356,2 усл. ед. газа.

На 01.01.2015 добыто 8108 усл. ед. нефти.

Остаточные извлекаемые запасы нефти - 1496,7 усл. ед.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с карбонатными породами межсолевых отложений.

Коллекторами нефти на Южно-Сосновском месторождении являются доломиты и известняки доломитизированные, в различной степени пористые, кавернозные, трещиноватые.

Тип коллектора каверново-порово-трещинный.

Залежь пластовая, сводовая, стратиграфически экранированная с севера. С запада, востока и юго-востока ограничена контуром нефтеносности, на юге - тектоническим нарушением.

Размеры залежи: длина - 4,2 км, ширина - 1,5 км, высота - 662м.

Нефтенасыщенные толщины, выделенные геофизическими исследованиями, варьируют в пределах от 29,4м (скв.135) до 213,4м (скв.101) - в нефтяной зоне и от 3,4м (скв.111) до 57,8м (скв.115) - в водонефтяной. При этом максимальные их значения приурочены к нефтяной, сводовой части залежи, минимальные - к водонефтяной.

Как отмечалось выше, во время поисково-разведочных работ наряду с межсолевыми отложениями признаки нефтеносности были отмечены в сульфатно-карбонатных пластах верхнесоленосной толщи (скв.43, 48) и карбонатных подсолевых отложениях (скв.134). Однако подсолевая толща осталась малоизученной, а верхнесоленосная - недостаточно испытанной.

По состоянию на 1.01.1981г. водонефтяной контакт утвержден на отметке - 3799м.

1.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Южно-Сосновское месторождение входит в состав Речицко-Вишанской тектонической зоны поднятий северо-восточной части Припятского прогиба.

На площади месторождения наблюдается вертикальная зональность подземных вод.

По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на 2 гидрогеологических этажа: верхний и нижний.

В свою очередь, гидрогеологические этажи разделяются на ряд водоносных комплексов.

Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами:

.Водоносный комплекс мезокайнозойских и пермских отложений.

. Водоносный комплекс девонских отложений (верхняя часть полесского горизонта).

Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов:

.Водоносный комплекс межсолевых отложений.

. Водоносный комплекс подсолевых отложений.

Водоносный комплекс мезокайнозойских отложений объединяет антропогеновые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые и пермские отложения и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. Максимальная толщина 15м.

На Южно-Сосновской площади этот комплекс не опробовался. Его характеристика дается по аналогии с другими площадями Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий.

Водовмещающими породами являются пески, алевролиты (антропогеновые и палеогеновые отложения), трещиноватый мел, пески и песчаники (меловые отложения), трещиноватые, кавернозные известняки, слабосцементированные песчаники (юрские отложения) и песчаники (пермские отложения).

В рассматриваемом водоносном комплексе выделяются зоны пресных (до 1г/л) и слабосоленых вод (до 10г/л). Разделены они глинистыми водоупорными отложениями юры и триаса. Воды комплекса преимущественно гидрокарбонатно-натриевого или сульфатно-натриевого типов. Значения коэффициентов Na/Cl и SO4×100/Cl выше единицы, удельный вес вод близок к 1г/см3. В зависимости от фильтрационных свойств вмещающих пород дебиты колеблются от 40 до 2300 м3/сут, при динамических уровнях 36м и 52м соответственно.

Пластовые температуры достигают 27,8°С.

Водоносный комплекс девонских отложений (верхняя часть полесского горизонта) является переходным от зоны активного водообмена к зоне весьма замедленного.

Водовмещающими породами являются песчаники и известняки.

В основании комплекса залегают водоупорные верхнефаменские отложения, представленные каменной солью, чередующихся с пластами глин, мергелей и ангидритов.

Комплекс опробовался на соседней Сосновской площади в скв.23 (интервал глубин 607 - 709м). При этом получен приток пластовой воды с незначительной примесью фильтрата бурового раствора. Удельный вес воды 1,055г/см3, минерализация 85,5г/л. Вода хлоркальциевого типа сравнительно невысокой метаморфизации. Коэффициент Na/Cl - 0,95; (Cl-Na)/Mg=3,6 с высоким содержанием сульфатов: SO4 - 3,16%экв., SO4×100/Cl - 6,74. По химическому составу вода представляет собой рассол выщелачивания соли. Состав воды формируется за счет хлоридов натрия (Cl - 46,84%экв., Na+K - 44,83%экв.).

Температуры водоносного комплекса изменяются от 27,8°С до 42,5°С. Геотермический градиент, по результатам исследования скв.43, составляет 2°С /100м. Геотермическая ступень - 49м/1°С.

Межсолевой гидрогеологический комплекс находится в зоне весьма замедленного водообмена. Межсолевая толща сложена пористыми, мелкокавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками.

В процессе бурения водоносный комплекс вскрыли следующие скважины 22, 50, 51, 53, 106, 107, 111, 112, 118, 119. При исследовании этих скважин дебиты изменялись от 1,66 м3/сут (скв.22) до 211 м3/сут (скв.119). Текущее пластовое давление на ВНК в скв.118 составило 33,3 МПа.

По химическому составу воды комплекса хлоридно-кальциевого типа (по классификации Сулина) с минерализацией от 332,7 кг/м3 до 344 кг/м3. Характерно невысокое содержание сульфатов (SO4) 123,4 - 285,9мг/л и преобладанием кальция над натрием. Воды комплекса высокометаморфизованы, на что указывают коррелятивные показатели: Na/Cl - 0,5-0,6; (Cl-Na)/Mg - 4,4-5,6; Cl/Br=101,64-122,5; Ca/Mg=3,8-8,76; SO4×100/Cl - 0,06-0,14.

Исследуемые рассолы содержат промышленные концентрации брома (1718 - 2028мг/л), йода (11,9 - 24,18мг/л), лития (17 - 52мг/л), рубидия (6мг/л), стронция (2300 - 2700мг/л), калия (3600мг/л), аммония (532 - 778мг/л).

Содержание радия в пластовой воде составляет 1,8×10-10г/л. Из редких элементов рассолы содержат: медь (0,6 - 0,8мг/л), цинк (11 - 12мг/л), марганец (27 - 45мг/л), бор (44 - 57мг/л), кобальт (0,4 - 0,5мг/л).

Водорастворенный газ характеризуется углеводородным составом. Содержание суммы предельных углеводородов составляет 45,5%. Основная часть углеводородных газов представлена метаном (91,3%). Тяжелые углеводороды в составе газов содержатся в количестве 4,2%. В неуглеводородной части преобладает азот - 19,3%. Содержание гелия составляет 0,08%, аргона - 0,4%.

Пластовая температура зависит от глубины залегания комплекса и составляет в среднем 62 - 70°С.

Подсолевой водоносный комплекс объединяет отложения от евлановского горизонта верхнего девона до верхнего протерозоя включительно. По литологическому составу он подразделяется на 2 толщи: верхнюю - карбонатную и нижнюю - терригенную.

Водовмещающие отложения карбонатной толщи представлены, в основном, доломитами и реже известняками.

Водовмещающими отложениями терригенной толщи являются песчаники и алевролиты с отдельными маломощными прослоями карбонатных пород.

Водоносный комплекс вскрыт скважинами 18 и 134.

При опробовании подсолевых отложений совместно воронежского и семилукского горизонтов в скв.18, в интервале 3719 - 3782м получен приток пластовой воды с примесью фильтрата глинистого раствора дебитом 16,8м3/сут. Пластовое давление на глубине 3766м составило 44,8МПа.

При опробовании семилукского горизонта в скв.134 получен приток пластовой воды дебитом 26,8м3/сут. Пластовое давление на глубине 3700м составило 42,9МПа. Воды комплекса хлоркальциевого типа.

Минерализация рассолов подсолевого водоносного комплекса составляет 406,6кг/м3 (скв.134). Величины коэффициентов Na/Cl - 0,13; (Cl-Na)/Mg - 7,98 указывают на высокую метаморфизацию рассолов подсолевого комплекса.

Формирование химического состава вод происходит, как и в межсолевом комплексе, в основном за счет хлоридов кальция, натрия, магния. Содержание хлора составляет 258843,8мг/л, кальция - 112224,0мг/л, магния - 9720,0мг/л, сульфатов - 72,0мг/л. Коэффициент сульфатности SO4×100/Cl составляет 0,02.

Величина содержания брома - 3789,5мг/л, йода - 7,13мг/л.

. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРИЧИН ОБВОДНЕНИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ИЗБЫТОЧНЫМИ ВОДОПРИТОКАМИ

2.1 Причины обводнения скважин

Обводненность продукции большинства разрабатываемых месторождений Республики Беларусь является серьезной и распространенной проблемой нефтяной промышленности. Ежегодные расходы на подъем, сепарацию и утилизацию воды, сопутствующие добыче углеводородного сырья на месторождениях в поздней стадии разработки, составляют значительную долю в цене добываемой нефти.

Известно достаточное количество материалов и методов борьбы с обводнением продукции, однако их эффективность остается невысокой. Это связано с недостаточным пониманием причин поступления воды в добывающие скважины и, как следствие, с неправильным подбором материалов и технологий РИР. Достоверная диагностика причин обводнения продукции является ключом к успешному и качественному ремонту скважин. Рассмотрим основные механизмы обводнения продукции скважин.

2.1.1 Негерметичность обсадной колонны, НКТ или пакера

Негерметичность обсадной колонны, НКТ или пакера приводит к попаданию воды из водоносных горизонтов в скважину (рисунок 2.1).

         - нефть, 2 - вода, 3 -перфорационные отверстия

Рисунок 2.1 Негерметичность колонны, НКТ или пакера

Определение проблемы и ее решение в большой степени зависит от конструкции скважины. Для диагностики проблемы может оказаться вполне достаточным проведение простейшего эксплуатационного каротажа - с помощью плотномера, термометра и «вертушки». В более сложных скважинах может потребоваться применение методов WFL и TPHL (определение профиля притока воды и объёмного содержания отдельных фаз в многофазном потоке) с помощью прибора для определения объёмного содержания фаз в потоке. Приборы с электрическими пробоотборниками, такие как прибор FlowView, могут замерять небольшие содержания воды в общем потоке жидкости. Стандартным решением является закачивание изолирующих жидкостей и механическая изоляция с использованием пробок, цементных мостов и пакеров. Также могут использоваться пластыри. Основным методом решения проблемы данного типа является применение дешевых внутрискважинных водоизоляционных технологий.

2.1.2 Заколонные перетоки

Низкое качество цементного камня может привести к тому, что водоносные пласты оказываются соединенными с нефтяными (рисунок 2.2).

- нефть, 2 - вода, 3 - перфорационные отверстия

Рисунок 2.2 Заколонные перетоки