Материал: Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

Введение

Сахалинская область является одним из старейших нефтегазодобывающих районов нашей страны. До последнего времени Сахалин рассматривался как исключительно нефтеносный район, однако геолого-разведочными работами за последние годы здесь установлен ряд новых газоконденсатных месторождений и подтверждена высокая оценка перспектив недр в газоносном отношении. Одним из таких месторождений на юге о. Сахалина, открытое в 1974 году, является Южно-Луговское газоконденсатное месторождение.

Южно-Луговское месторождение в административном отношении находиться на территории Анивского района Сахалинской области.

С 1999 - 2001 гг. на Анивской группе были проведены дополнительные геологоразведочные работы по уточнению геологического строения. Пробурены три поиского-разведочные скважины на Южно-Луговском (в Золоторыбном блоке), параллельно на основе новой геолого-геофизической информации велось эксплуатационное бурение пяти скважин в Северном и Золоторыбном блоках. Первоначальные запасы газа по месторождению неоднократно пересматривались.

Разработка Южно-Луговского месторождения ведётся с 1993 г. Действующий фонд на 1.01.05 г. составил 9 скважин. Суммарная добыча газа по месторождению по состоянию на 01.01.2005 г. составила 132 млн. м³. Разработка залежей ведется при газовом режиме. Месторождение будет эксплуатироваться 20 лет существующем фондом. В сентябре 2006 г. компания ООО «Анивагаз» вошла в состав «Схалинской нефтяной компании».

Основными задачами, решаемыми в проекте, являются:

уточнение запасов газовых залежей Южно-Луговского месторождения;

анализ текущего состояния разработки месторождения;

расчет основных технологических режимов разработки месторождения.

сравнение технологических и технико-экономических показателей вариантов разработки с целью обоснования выбора наиболее приемлемого варианта.

анализ проводимых мероприятий по предотвращению и борьбе с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин месторождения.

1. Геологическая характеристика месторождения

.1 Общие сведения о Южно-Луговского месторождении

Южно-Луговское месторождение расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности.

В административном отношении оно располагается на территории Анивского района Сахалинской области. Ближайшими населёнными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки, отстоящие от контура месторождения на расстоянии, соответственно, 5 и 6 км. (рисунок 1).

С районным центром месторождение соединяется автотодорогой. С юга на север вдоль восточной границы площади проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Имеются автодорожные мосты через р. Лютогу в г. Анива и вблизи пос. Петропавловское (в 3 км. к северу от месторождения Благовещенского). Через площадь, вдоль побережья Анивского залива проходит автодорога г. Анива - пос. Кириллово.

Рассматриваемая площадь расположена в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина - Лютоги.

Орографически Южно-Луговское месторождение, за исключением её западной границы, приурочивается к равнинной прибрежной низменности. Западным же ограничением является подножие восточных склонов Камышового хребта. В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Рихтера. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3 - 4 балла.

Климат района муссонный с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров - с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках - достигает двух и более метров. Лето короткое дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3,6 - 3,8 м/с, в летние месяцы 2,2 - 2,3 м/с. Среднегодовая температура плюс 4 - 5^о С.

Рисунок 1 Ситуационный план размещения объектов группы газовых месторождений Анивского района.

.2 Характеристика геологического строения

.2.1 Стратиграфия

Геологический разрез рассматриваемой территории представлен мезозойскими породами основания и отложениями собственно Анивского прогиба - верхнемелового и кайнозойского возрастов.

Мезозой (МZ)

Эти породы рассматриваются для района, как его складчатое основание. Выходят на поверхность к северо-востоку, где слагают Сусунайский хребет. Вскрыты единичными скважинами. Представлены: метаэффузивами, ортосланцами, филлитовыми и слюдяно-кварцевыми сланцами, линзами мраморов и кварцитов. Глубина залегания - порядка четырёх километров.

Меловая система (К)

Верхнемеловые отложения (К₂) вскрыты рядом скважин, где они представлены тёмно-серыми аргиллитами и алевролитами. Ряд исследователей выделяют здесь Быковскую и Красноярковскую свиты, но соотношение и объёмы этих свит, не установлены.

Кровля верхнемеловых отложений в пределах Южно-Луговской складки находиться 2 - 2,5 км.

Кайнозой (КZ)

Традиционно в кайнозойском разрезе района выделяется два подразделения:

нерасчленённые олигоцен-миоценовые отложения, включающие аракайскую свиту олигоцена, а также холмскую и невельскую свиты миоцена;

миоцен-плиоценовые отложения маруямской свиты.

Палеоген - неоген (P ₃ - N _1-2)

Олигоцен - нижнемиоценовые отложения представлены нерасчленённой толщей, включающей в себя аракайскую (Р₃ar), холмскую (N₁hl) и невельскую (N₁nv) свиты. Сложены они вулканогенно-осадочными, реже нормально осадочными породами: туфоалевролитами, туфопесчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями и линзами туфов, туффитов и песчаников.

Туфоалевролиты - тёмно-серые с коричневым оттенком, крепкие. Туфопесчаники - тёмно-серые с коричневым оттенком, от мелко - до крупнозернистых, крепко сцементированные. Алевролиты серые от тонко - до мелкозернистых, крепкие, трещиноватые, с песчаной примесью, линзами угля, включениями углистого аргиллита, обломками раковин; туфогенные. Аргиллиты тёмно-серые, крепкие, с многочисленными плоскостями скольжения. Туфы и туффиты серые или тёмно-серые, алевритовые с тонкими трещинами заполненными кварцем. Песчаники серые или светло-серые, от мелко - до крупнозернистых, крепкие; туфогенные.

Верхнемиоцен - плиоценовые (маруямская свита (N_1-2mr)) отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на нерасчленённой толще невельско-холмско-аракайского горизонта. По литологическому составу и режиму осадконакопления, отложения подразделяются на две подсвиты: нижнемаруямскую (N_1-2mr₁) и верхнемаруямскую (N_1-2mr₂).

Нижнемаруямская подсвита (N_1-2mr₁) вскрыта всеми скважинами. Содержит залежи газа. Литологический разрез представлен тонким переслаиванием туфогенных песчано-алевритовых и глинистых пород. Породы плохо отсортированы, характеризуются высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью. В разрезе нижнемаруямской подсвиты, выделяются ряд пластов толщины, которых, составляют от 10 - 15 до 80 - 100 м. В составе пластов коллекторов преобладают плохо отсортированные алевролиты, содержащие примеси псаммитовых и пелитовых фракций; песчаники плохо и среднеотсортированные, с примесью алеврито-глинистых фракций. Как правило, пласты имеют сложное строение, подразделяясь на ряд пропластков. Толщина подсвиты составляет 600 - 800м.

Верхнемаруямская подсвита (N_1-2mr₂) залегает на нижнемаруямской с размывом подстилающих горизонтов. Подсвита представлена толщей слабосцементированных песчаников, алевролитов и песков и прослоями глин. Толщина подсвиты составляет 600 - 670 м.

Четвертичные отложения (Q) на площади развиты повсеместно, покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они элювиальными и аллювиально-болотными отложениями. Толщина современных отложений местами достигает до первых десятков метров.

1.2.2 Тектоника

Южно-Луговское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной антиклинальной структуре, которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. Тектоническую позицию рассматриваемой площади в общей структуре Анивского прогиба иллюстрирует рисунок 2 А (Приложение А). В рассматриваемых пределах Луговская антиклинальная зона является горст-антиклинальной. Восточное дизъюнктивное ограничение - взбросо-надвиг 3 представляется вторичным, образованным под воздействием взбросо-надвига 1 (Центрально-Сахалинского разлома - ЦСР). Вместе с тем западная образующая горст-антиклинали - нарушение 4 отделяет Луговскую от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР. Таким образом, Луговская антиклинальная зона сформирована как область с умеренным проявлением пликативно-разрывной тектоники. Она ориентирована в субмеридиональном направлении и состоит из нескольких локальных складок (с юга на север): Восточно-Луговская, Южно-Луговская, Заречная, Благовещенская, Луговская, Лютогская, Северо-Луговская. Имеется ряд оснований предполагать дальнейшее продолжение к югу этой антиклинальной зоны.

Антиклинальные структуры хорошо выражены по отложениям нижнемаруямского подгоризонта и превращаются чаще всего в структурную террасу по отложениям верхнемаруямского подгоризонта. Структурный план по отложениям невельско-холмско-аракайского горизонтов недостаточно изучен.

В Южно-Луговском месторождении выделяются три блока: Золоторыбный, Центральный и Северный, причём Золоторыбный блок ранее выделялся, как отдельное месторождение, рисунок 3 А. В результате проведённых в 2000 году ОАО «Востокгеология» геологоразведочных работ (сейсморазведка 2D и поисковое бурение) было установлено, что Золоторыбное месторождение является южным тектоническим блоком Южно-Луговской структуры. Дизъюнктивное обособление блока от центральной части Южно-Луговской структуры существует только по самым нижним продуктивным пластам (снизу вверх): XIII^б, XIII^а и XII^б.

Подразделение Южно-Луговской антиклинальной структуры на тектонические блоки утрачивается вверх по разрезу. Разрыв 7, разделяющий Золоторыбный и Центральный блоки затухает к подошве XII^а пласта. Разрыв 6, разделяющий Центральный и Северный блоки затухает к подошве Х горизонта, и выше по разрезу месторождение уже является единой антиклинальной складкой. При этом, разрыв 6, по своему действию для XI пласта, аналогичен дизъюнктиву 7, экранирующему газоносность пласта XII^а.

Северный блок, начиная с IХ горизонта вверх по разрезу, представляет собой свод Южно-Луговской структуры, в пределах которого расположены не ограниченные разрывами залежи пластов: III, IV, V, VI, VII, VIII.

На севере Южно-Луговская структура кулисно сочленяется с Заречной структурой, являющейся контрастным и значительным по размерам локальным поднятием, а на юге с давно изученной Восточно-Луговской структурой.

.2.3 Газоносность

Южно-Луговское месторождение является многопластовым и содержит залежи газа в отложениях нижнемаруямского подгоризонта на глубине 700 - 1400 м.

Газонасыщенными являются: III, IV, V, VII, IX, X^a, XI, XI-2, XII^а, XII^б, XII^б-1, XII^б-2, XIII^а, XIII^б пласты. Тип коллектора - поровый.

Высотные отметки газо-водяных контактов (ГВК) или нижних границ газоносности (НГГ) для залежей с запасами категории С₁ установлены (для ГВК) или приняты (для НГГ) в результате испытания скважин в эксплуатационной колонне и подтверждения газонасыщенности.

Характеристика свободного газа в залежах приведена в таблице 1 Б (Приложение Б).

.3 Основные параметры горизонтов

На месторождении Южно-Луговское продуктивные отложения приурочены к нижнемаруямской подсвите, в разрезе которого выделяют 12 алеврито-песчаных горизонтов: с XIV по III (снизу вверх). Горизонты X, XI, XII, XIII в свою очередь подразделяются на пласты: X - X^a, X^б; XI - XI-1, XI-2; XII - XII^a, XII^б, XII^б-1, XII^б-2; XIII - XIII^a, XIII^б.

В период с 1999 по 2000 гг. на месторождении с отбором керна пробурено три скважины в Золоторыбном блоке (скв. №№ 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл). Общая проходка с отбором керна составила 151 м, общий вынос - 88,3 м (59 %). Вынос керна пришелся на XIII^б, XIII^а, XII^б-2, XII^б-1 пласты и разделы между XII^б-1 и XII^б-2, XII^б-2 и XIII^а пластами.

Газопродуктивный разрез Золоторыбного блока Южно-Луговского месторождения включает в себя залежи четырёх пластов (снизу вверх): XIII^б, XIII^а, XII^б-2 и XII^б-1. Толщина этого разреза составляет от 77 м в сводовой области блока до 102 м на западной периферии залежей.

Литолого-петрофизическое изучение керна проводилось в лабораториях ВНИГНИ. Лабораторное исследование включало: макроскопическое описание керна; гранулометрический анализ; определение абсолютной и эффективной газопроницаемости; открытой пористости методом насыщения керосином и моделью пластовой воды; объемной и минералогической плотности; остаточной водонасыщенности капилляриметрическим способом; параметра пористости при атмосферных условиях; открытой пористости, параметра пористости.

При исследовании керна не были проведены определения остаточной нефтенасыщенности для газоносных пород, что не позволило рассчитать эффективную пористость и начальную газонасыщенность. Практическое отсутствие исследований слабо сцементированных пород и пород слагающих флюидоупоры негативно сказалось на целостности характеристики описываемого разреза.

Исходя из установленных нижних пределов проницаемости и глинистости произведено деление пород на коллектор и неколлектор.

.3.1 Породы коллекторы

Продуктивный разрез Золоторыбного блока залегает в интервале глубин 1285 - 1451 м. Керн изучен в интервале глубин 1299 - 1424 м.

Изученные коллекторы месторождения представлены песчаниками разнозернистыми, средне-тонко-мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми, мелко-тонкозернистыми, тонкозернистыми и алеврито-песчаниками.

Обломочная часть пород коллекторов на 50 - 75 % состоит из кварца, на 15 - 25 % из полевых шпатов, обломки пород составляют 10 - 20 %. Полевые шпаты в основном представлены плагиоклазами основного состава, в меньшей степени калиевыми полевыми шпатами. Среди обломков пород отмечаются яшмы, эффузивы, глинистые сланцы, кварциты. Присутствуют слюды, пирит, глауконит.

Количество цементирующего материала в коллекторах колеблется от 14,5 до 25,5 %. Большей частью цемент имеет базальный и поровый тип, реже контактно-пленочный, его распределение в породе неравномерное. Сложен он кремнисто-глинистым веществом, который представлен в основном смешанослойным минералом иллит-смектит с количеством набухающих слоев до 80 %, в меньшем количестве отмечаются слюда, хлорит, опал-А, опал-кристобалит и цеолит - клиноптилолит.

Коллекторы месторождения относятся к поровому типу. Основная часть изученных пород характеризуется низкими фильтрационными свойствами (проницаемость от 0,0017 до 0,037 мкм²), но наличие одного определения равного 0,46 мкм² и незначительная изученность слабо сцементированных пород позволяет предположить наличие в данном разрезе коллекторов со средними фильтрационными характеристиками.

Открытая пористость коллекторов характеризуется высокими значениями (23,8 - 32,5 % при насыщении пластовой водой, 23,8 - 30,7 % при насыщении керосином), что связано со значительным количеством в составе цемента пород смешанослойного минерала иллит-смектит с большим количеством набухающих слоев.

Состав цемента также сказался на повышенных значениях (59,2 - 83,2 %) остаточной водонасыщенности.

Прямой зависимости между фильтрационно-емкостными свойствами пород и их седиментационными параметрами нет, что связано с не уплотненностью цемента и существенным содержанием в нем смешанослойного минерала иллит-смектит, с большим количеством набухающих слоев. По тем же причинам и присутствием в составе цемента опала-А и опала-КТ нет надежной зависимости между пористостью и проницаемостью коллекторов.