Материал: Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

Образования переходного типа. Формирование третьей палеофациальной зоны является суммарным результирующим действием проявившихся неоднократных трансгрессивно-регрессивных процессов. Песчаные тела этой субфации характеризуются небольшими эффективными толщинами (10.5 м). Образования данной палеофациальной зоны имеют в разрезе более выдержанные по латерали и менее заглинизированные гидродинамически связанные проницаемые прослои, чем в сублиторальных образованиях.

Сублиторальные образования. Четвертая палеофациальная зона имеет более низкие фильтрационно-емкостные свойства и характеризуется слабой гидродинамической связью между песчаными прослоями по латерали. Эта субобласть занимает всю восточную, часть центральной и юго-западной части основной залежи.

Образования лагун и застойных зон. Палеофациальная зона характеризуется очень низкими коллекторскими свойствами, но при этом между отдельными скважинами существует гидродинамическая связь. Образования данной субфации слагают западную и южную части основной залежи, а также восточную периферическую субобласть изучаемой территории.

Выполненные исследования свидетельствуют о сложном строении продуктивных горизонтов, значительном перераспределении обстановок осадконакопления как во времени, так и в пространстве и в данной работе послужили в качестве базовой основы для формирования стратегии и программы дальнейших мероприятий по разработке Фаинского месторождения.

Пласт ЮС

Пласт ЮС перекрыт выдержанной на большей части площади толщей аргиллитов баженовской и георгиевской свит общей мощностью до 50 м, которые являются региональной покрышкой юрских отложений.

Общие толщины пласта ЮС на Фаинском месторождении незначительно увеличиваются с востока на запад, за исключением наиболее гипсометрически высокого участка площади, где их значения доходят до 33 м (табл. 2.1.3).

Доля скважин с малыми толщинами горизонта незначительна. Значения общих толщин пласта в скважинах менее 20 м отмечаются лишь в 21 % из общей выборки скважин (рис. 1.4). В целом, пласт является хорошо выдержанным по толщине (56 % всех скважин имеют общие толщины 25-30 м).

Рис. 2.1.5 Распределение скважин по значениям общих и эффективных толщин

Эффективные толщины колеблются от 1.2 м (вблизи локальных зон замещения, скв. 454) до 28.4 м (скв. 106) при среднем значении порядка 11 м. Около 70% скважин имеют эффективные толщины в пределах 5-15 м.

Увеличение эффективной толщины происходит, главным образом, за счет опесчанивания нижних интервалов пласта, обычно заглинизированных и уплотненных. В южном направлении происходит глинизация кровельной части пласта и образование глинистого пропластка мощностью до 4 метров. Средняя песчанистость пласта составляет 0.49 д.ед., расчлененность - 4.1 ед. (табл. 2.1.4). Там, где пласт расчленен, толщина отдельных проницаемых прослоев составляет 1-4 м, реже 5-7 м и более, а разделяющих плотных разностей - не превышает 3 м.

Таблица 1.3

Статистические показатели характеристик неоднородности продуктивных пластов

Эффективная толщина в выделенных субфациях изменяется от 6.9 м в образованиях лагун и застойных зон до 15 м в пойменно-русловых образованиях. В баровых образованиях эффективная толщина в среднем составляет 14.1 м. В субфациях сублиторали и образований переходного типа данная величина составила соответственно 10 и 10.5 м (табл. 2.1.5).

Расчлененность разреза по всей площади высокая. Так, максимальные значения расчлененности отмечаются в зонах сублиторальных образований - 4.4 ед., минимальные - в образованиях лагун и застойных зон - 3.3 ед. Наиболее опесчаненные интервалы (как и положено при принятых критериях выделения субфаций) - русловые, пойменные и баровые образования (коэфиициент песчанистости равен 0.58-0.60 д.ед). Минимальные значения коэффициентов песчанистости - в образованиях лагун и застойных зон (К_песч = 0.31 д.ед.). Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах Основной залежи колеблется от 0.6 (приконтурная скв. 179) до 28.2 м (скв. 1780), в среднем составляя 9.4 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин приурочена к северо-восточной части залежи (граф. приложении П.2.3).

Максимальные нефтенасыщенные толщины выделены в субфациях пойменных и русловых образований (в среднем 13.1 м), минимальные - в образованиях лагун и застойных зон (в среднем 4.2 м).

На Западно-Фаинской залежи средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составила 5.6 м. Коэффициент песчанистости по Западно-Фаинской залежи (0.23 д.ед.) в среднем ниже, чем по Основной (0.49 д.ед.), но в то же время расчлененность (2.7 ед.) ниже (по Основной залежи - 4.1 ед.). Это связано с тем, что во всех скважинах Западно-Фаинской залежи выделяются 2-3 маломощных пропластка песчаника в прикровельной части, а остальная часть пласта заглинизирована. Однако, это может быть вызвано и недостаточным количеством данных (малое количество пробуренных скважин) на Западно-Фаинской залежи.

Пласт Ачим

Пласт Ачим прослеживается по всей площади месторождения. Характерной особенностью ачимовских отложений является значительная расчлененность и частое замещение пород-коллекторов непроницаемыми разностями. Эти факторы определяют наличие многочисленных локальных литологических экранов, затрудняющих процесс разработки. Строение пласта по данным геологического моделирования полностью соответствует параллельно-слоистому напластованию.

Общие толщины пласта Ачим₁ достигают максимальных значений (86 м - скв. 283) в сводовой части Южно-Асомкинской залежи с постепенным уменьшением в северо-западном направлении, где толщина пласта не превышает 21-24 м. В целом, пласт выдержан по всей площади исследуемого участка, в 90 % общей выборки скважин толщины пласта изменяются незначительно в пределах 55-67 м (табл. 2.1.3).

Эффективные толщины изменяются в широком диапазоне от 2.8 м (скв. 576) до 32.6 м (скв. 273), что говорит о значительной литолого-фациальной изменчивости пласта по латерали. В среднем значения эффективных толщин в целом по пласту составляют около 12.9 м. Южно-Асомкинская залежь. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0.4 в приконтурной зоне до 19.0 м (скв. 24Р), в среднем составляя 7.7 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин расположена в юго-западной части залежи в виде локального участка около скв. 24 (граф. приложение П.2.4).

Средне-Асомкинская залежь. Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 0.4 (в приконтурной зоне) до 12.0 м (скв. 6Р), в среднем составляя 4.8 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин приурочена к сводовой части залежи.

Расчлененность разреза по всей площади высокая. Максимальное количество проницаемых пропластков достигает 27, однако редко, но встречаются скважины с 1-3 пропластками коллектора. В среднем пласт представлен 6-8 пропластками коллектора, чаще в виде невыдержанных линз с выклиниванием или замещением их непроницаемыми породами.

Средняя песчанистость пласта составляет 0.23 д.ед., расчлененность - 8.2 ед. (табл. 2.1.5). Толщина отдельных проницаемых прослоев составляет 1-3 м, редко достигая 6-8 м; толщина разделяющих плотных разностей изменяется в широком диапазоне от 0.6-0.8 м до 33-35 м.

Для оценки неоднородности разреза горизонта приведены нормированные геолого-статистические разрезы по песчанистости пластов ЮС₁¹ и Ачим₁ (рис. 1.5). ГСР пласта ЮС₁¹ раздельно по субфациям приведен на рис. 1.6.

Рис. 1.5 Нормированные геолого-статистические разрезы по коэффициенту песчанистости. Пласты ЮС₁¹, Ачим₁ Фаинского месторождения

Рис. 1.6 Геолого-статистические разрезы по песчанистости в пределах различных субфаций пласта ЮС11

Таблица 1.4

Характеристика толщин продуктивных пластов Фаинского месторождения

Таким образом, по результатам геологического моделирования пласт ЮС₁¹ характеризуется значительной литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся как в значительной расчлененности, так и в частом замещении отдельных проницаемых прослоев непроницаемыми разностями, особенно в образованиях лагун и застойных зон.

Пласт Ачим₁ представляет собой более мощный и еще более сложнопостроенный, нежели юрские отложения, геологический объект. Ачимовские отложения представлены как правило линзовидно-пластовым переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с частым выклиниванием и взаимозамещением различных литотипов и резкими изменениями эффективных толщин и литолого-коллекторских свойств по разрезу и площади.

Все это определяет наличие многочисленных локальных литологических экранов, способствующих образованию в процессе разработки тупиковых и слабодренируемых зон, в меньшей степени затронутых процессом разработки.

.5 Гидрогеологическая, геотермическая и геокриологическая характеристики

Продуктивные пласты ЮС₁¹ и Ачим₁ Фаинского месторождения относятся к пятому гидрогеологическому комплексу.

Подземные воды являются безнапорными гидрокарбонатно-натриевого и хлор-кальциевого типа с минерализацией от 15.5 до 22.6 г/л. В составе вод преобладают хлор, натрий, гидрокарбонат и подчиненное значение имеют кальций и магний.

Из микрокомпонентов определены йод (0.9-18.4 мг/л), бром (12.4-50.8 мг/л), бор (4.6-30 мг/л), кремний (10-79.3 мг/л).

Подземные воды повсеместно насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава.

Пластовые температуры по пласту ЮС₁¹ изменяется в пределах 80-106°С, по ачимовским отложениям температура увеличивается вниз по разрезу от +65 до +78°С

Фаинское месторождение приурочено к южной геокриологической зоне, характеризующейся двухслойным строением (1-й слой современной мерзлоты и 2-ой слой древний мерзлоты).

Многолетнемерзлыми породами первого слоя в районе являются песчаные и песчано-глинистые образования тавдинской и атлымской свит.

Глубина их залегания на водоразделах 180-200 м, толщина 20-70 м. Под поймами крупных рек, а иногда под первой надпойменной террасой, современные мерзлые породы отсутствуют совсем. На поверхности породы слоя современной мерзлоты практически не встречаются.

Породы слоя древней мерзлоты являются слоисто-мерзлыми слабольдистыми и обладают массивной криогенной структурой.

Вышележащие по разрезу прослои и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняли инфильтрацию талых поверхностных вод на глубину, что и препятствовало полному протаиванию древнего слоя мерзлоты.

Температура в разрезе слоя древней мерзлоты установилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза и, по-видимому, составляет не ниже - 0.1-0.2°С.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Вскрытие продуктивного пласта

При выборе схемы вскрытия пласта необходимо учитывать геологические условия залегания пласта: ожидаемое пластовое давление, температуру пласта, характер пластовых жидкостей и газов, ожидаемый дебит скважины, целевое назначения скважины и других существенные особенности. На данном месторождении коллекторами служат трещины и каверны, пласт сложен неустойчивыми однородными породами, поэтому применяют следующий способ вскрытия: пласт разбуривается без предварительного перекрытия вышележащих пород и замены бурового раствора в скважине. Затем в скважину спускается эксплуатационная колонна, затрубное пространство цементируется, а гидродинамическая связь с продуктивным пластом восстанавливается с помощью перфорации и ГРП. Данный метод отличается простотой исполнения и минимальной стоимостью работ.