Материал: Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби

Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби

Введение

Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений. Многопластовое газонефтяное месторождение открыто в 1936 г. Впервые нефть на месторождении Эхаби была получена в 1933 г., когда японским концессионером при опробовании XIII пласта был получен приток нефти дебитом 23 т/сут., а в 1936 г. из XIII пласта получен фонтан нефти с дебитом 150 т/сут.

Начало разработки месторождения относится к 1937 году, когда на XIII и XIV пласты были пробурены первые эксплуатационные скважины. Запасы нефти были утверждены ГКЗ СССР в 1970 г.

Разработка залежей с поддержанием пластового давления осуществлялась после эксплуатации на естественном режиме.

Объекты месторождения находятся в поздней стадии разработки.

Все залежи нефти и газа являются пластовыми-сводовыми, частично тектонически - экранированными. По размерам наибольшую площадь имеет нефтяная залежь XIII пласта.

С начала разработки месторождения из продуктивных пластов извлечено:

нефти - 14025,438 тыс.т

воды - 28090,509 тыс.т

Коэффициент нефтеизвлечения на 01.01.2006 г. составляет - от балансовых запасов - 0,419 %, извлекаемые запасы использованы на 85,2 %. Остаточные извлекаемые запасы - 2429,6 тыс.т.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин по состоянию на 01.01.2006г.- 90 скважин, из них действующих - 84, в бездействии - 6 скважин.

Основной целью данной работы является анализ текущего состояния разработки и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки XIII пласта.

. Геолого-промысловая характеристика месторождения Эхаби

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Эхаби расположено в Охинском районе Сахалинской области в 12 км к югу от районного центра г. Охи. В районе месторождения имеется рабочий поселок Эхаби, соединенный с городом шоссейной и железной узкоколейной дорогами.

Нефть подается в общий коллектор Оха - Комсомольск-на-Амуре для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.

Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений. Находится в поздней стадии разработки.

В течение 1944 - 1950 гг. была установлена промышленная нефтеносность XVI, XVII, XVIII, XIX, XII и XV пластов.

Подсчёт запасов нефти производился в 1941 г., 1949 г., и по состоянию на 01.01.1967 г. на площади было пробурено 60 разведочных и 336 эксплуатационных скважин. В сравнении с 1949 г. геологические запасы увеличились на 74 %.

В начале эксплуатация велась на естественном режиме, потом с поддержанием пластового давления.

Виды применяемых технологий разработки:

         газовая репрессия (1953 - 1962 гг.);

         комбинированное воздействие: закачка газовоздушной смеси и

приконтурное заводнение (1962 - 1978 гг.);

         блоковое и приконтурное заводнение (1978 - 1995 гг.);

         блоковое и очаговое заводнение (с 1996 г.).

В 1991 г. проводился эксперимент по вибросейсмическому воздействию на южном окончании XIII пласта (в течение 30 дней работали 2 машины сейсмостанции).

За время разработки на месторождении добыто: нефти - 13759 тыс. т; растворённого газа - 1662 млн. м³.

Рисунок 1 Карта размещений месторождений северного Сахалина

.2 Характеристика геологического строения месторождения

Месторождение Эхаби находится в пределах северного погружения Восточно - Сахалинского хребта. Многочисленными речками, ручьями и временными потоками местность района сильно расчленена на отдельные холмы и небольшие водораздельные гряды почти меридионального направления с абсолютными отметками до 90 - 100 м. Склоны возвышенностей обычно крутые и сильно изрезаны глубокими оврагами-распадками. В западной части района, где в основном рыхлые песчаные отложения нутовской свиты (плиоцен), рельеф понижается, переходит в зону небольших сглаженных увалов с абсолютными отметками 45 - 65 м (рис. 2 А).

Климат в пределах района - суровый, с длительной зимой и коротким прохладным летом, с частыми буранами, дождями и туманами, штормовыми ветрами, со среднегодовой температурой - 2,2º С.

Первыми в разработку вступили залежи XIII и XIV пластов, в 1943 -1944 гг. - залежи XVI- XIX, с 1950 г. - залежь XV пласта.

Газовая залежь XII пласта полностью выработана. В 60-е годы она использовалась как подземное газохранилище для удовлетворения сезонных нагрузок потребителей.

Разработка залежей XIII и XIV пластов в северной части осуществляется самостоятельными сетками скважин, в южной части - единой сеткой скважин. Разбуривание XIII и XIV пластов велось замедленными темпами без планомерной системы размещения скважин c расстоянием между ними 100 - 350 м (рис. 3 Б).

Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, северо-западного простирания с пологим западным (10 - 12°) и довольно крутым восточным крылом (до 65°),. Складка осложнена продольным взбросом, плоскость которого падает на запад, амплитуда смещения 50 - 250 м. По верхним горизонтам складка имеет сундучную форму, по нижним - гребневидную. Размеры складки 6х2 км. В стратиграфическом разрезе месторождения принимают участие олигоцен-неогеновые отложения. В разрезе их выделяются (снизу вверх): даехуриинская (частично), уйнинская, дагинская, окобыкайская свиты и нижненутовская подсвита. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к отложениям окобыкайской свиты, представленной песчано-глинистыми отложениями.

Бурением установлена нефтегазоносность девяти горизонтов (X, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX), из которых одна залежь Х горизонта газовая, используется как газовое хранилище, а остальные нефтяные.

Продуктивные пласты месторождения представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Толщина плотных прослоев между продуктивными пластами 20 - 150 м. Глубина залегания продуктивных пластов 320 - 960 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонтов изменяется от 2,7 м до 24,7 м, пористость 16 - 21 %, проницаемость 0,028 - 0,168 мкм².

Все залежи нефти месторождения сводовые, относятся к пластовому типу резервуара. Наиболее крупные залежи нефти приурочены к XIII и XIV пластам, где сосредоточены более половины всех начальных разведанных запасов УВ месторождения. Высоты залежей нефти составляют 59 - 180 м, газа - 20 м. Все залежи имеют горизонтальные контакты с водой.

Нефти месторождения относительно легкие. Плотность их вниз по разрезу возрастает от 834 кг/м³ в XII пласте до 879 кг/м³ в XIX. В том же направлении меняется содержание акцизных смол (12,2 - 37 %), парафина (2,9 - 4,2 %); уменьшается выход легких фракций (60 - 35 %).

Свободный газ Х пласта сухой, метановый (82 - 97 %). Плотность его 0,892 г/см³.

Воды нефтегазоносной части месторождения гидрокарбонатно-натриевые.

Минерализация их колеблется от 14 до 36 г/л.

Стратиграфия

В строении Охино-Эхабинского нефтеносного района участвуют в основном, породы третичного возраста, общей мощностью до 3,5 тыс. м; небольшое распространение имеют также постплиоценовые образования. На некоторых участках Охинского района вскрыты меловые отложения (Оха, Северное Колендо).

Наиболее древними отложениями, вскрытыми глубоким бурением на месторождении Эхаби являются породы дагинской свиты (средний верхний миоцеон), над дагинской свитой залегают породы окобыкайской свиты (верхний миоцен), затем нутовской свиты (плиоцен).

Дагинская свита № 2 - 3dg, вскрытая скважинами 112, 500, 501,502, 503, 506, 601, 603, 604, по литогическим признакам подразделяется на две пачки: верхнюю, толщиной до 370 м, - от кровли XXI пласта до кровли XXIV пласта, представленную глинистым и песчаным темно- серыми часто карбонатными глинистыми сланцами с тонкими прослоями светло- серого мелко - зернистого песчаника, с пористостью до 5 % и нижнюю, охватывающую отложения от кровли XXIV пласта до XXX песчаного пласта, которая сложена частым чередованием прослоев песчаников, песчано- глинистых и глинистых сланцев. Песчаники светло и темно- серые, мелко- и среднезернистые до крупнозернистых, глинистые, с редкими прожилками кальцита, с включениями гравия. Песчано- глинистые и глинистые сланцы- темно- серые, оскольчатые, обычно однородные.

Верхняя граница дагинской свиты проводится по кровле XXI пласта и определена по микрофаунистическим исследованиям.

В нижней части разреза месторождения, в скважины 501 с глубины 2324 м и до забоя (2500 м) вскрыты песчано-глинистые отложения, литологически и по каротажу отличающиеся от отложений дагинской свиты. Эти отложения условно выделяются в самостоятельную пачку с двумя песчаными горизонтами «А» и «Б», в которых в интервалах 2329 - 2345 м и 2403 - 2413 м при опробовании отмечены признаки нефтеносности.

Палеонтологически, отложения горизонтов «А» и «Б» не охарактеризованы и возраст их точно не определен, условно они относятся к нижнему миоцену.

Окобыкайская свита вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами; достигает толщины до 1060 м в своде и 1400 м на западном крыле складке. Верхняя граница свиты проводится по подошве III песчаного пласта нутовских отложений, которыми сложен свод складки. Окобыкайская свита представлена чередованием буроватых и темно - серых песчанистых глин и разнозернистых (от мелкозернистых до грубозернистых обычно плохо отсортированных) песков светло- серого и темно- серого цвета. В разрезе свиты выделяются песчаные пласты: IV, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX, XX.

По литологическим признакам свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена чередованием синевато- серых и темно- серых алевритистых плотных оскольчатых глин, алевролитов, песков и песчаников серых и светло- серых, иногда косослоистых, в нижней части иногда с прослойками аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются 3 песчаных пластов (от XX до XIII включительно), из которых 7 пластов (XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX) являются промышленно- нефтеносными.

Средняя подсвита характеризуется преобладанием песчаных пород над глинистыми; представлена песками серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми и алевритистыми, с прослоями буровато- серых песчаных глин и алевролитов с растительным детритом. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты с VII по XII включительно, из которых Х пласт - газоносный, VII пласт - промышленно- нефтеносный.

Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно- серыми, песчанисто - алевритистыми и песками мелко- и среднезернистыми, глинистыми, серого цвета песчаников. Подсвита включает в себя IV V и VI песчаные пласты, не содержащие промышленной нефтегазоносности.

Нутовская свита, низы которой (III пласт) выходят на поверхность в свободной части складки, представлена светло желтоватыми песками с редкой галькой и тонкими выклинивающимися прослойками глин. В нижней части свиты, толщиной до 1000 м, пески крупнозернистые, косослоистые, неотсортированные; встречаются пески мелко и тонкозернистые, с прослоями буровато- серой песчанистой глины, содержат фауну пелеципод. Верхняя часть свиты, расположенная за пределами Эхабинской структуры сложена песками, отличающимися от нижележащих большой однородностью, лучшей отсортированностью и слоистостью; содержит отпечатки фауны пелеципод плохой сохранности.

Четвертичные отложения в строении района существенной роли не играют; представлены они грубозернистыми песчаными и галечниковыми отложениями древних морских террас, глинами древних озер и современными аллювиальными, элювиальными и озерно-болотными образованиями.

Тектоника

Структура Эхабинского нефтяного месторождения представляет собой относительно широкую асимметричную брахиантиклинальную складку сундучного типа, вытянутую в Северо - западном - юга - восточном направлении до 10 км. Периклинали складки плавно погружаются под углом соответственно 3 - 5° и 5 - 8°.

Свод складки довольно широкий (до 1,5 км) и пологий. Сложен песками Покрывало более пологое, чем восточное, вблизи свода углы падения слоев не превышают 10 - 15°, и только в 1,5 - 1,8 км от оси наклон крыла увеличивается до 40 - 45°.

Восточное крыло уже в 600 - 650 м от оси имеет наклон в 50 - 70°, увеличиваясь далее к востоку до 80 - 85°.

В соответствии с асимметричностью свод складки с глубиной постепенно смещается к западу; кроме того, с глубиной углы наклона крыльев складки увеличиваются, складка как бы сплющивается.

Восточное крыло складки осложнено продольным региональным тектоническим разрывом типа взбросом надвига, ограничивающим основную часть антиклинальной складки и нефтяные залежи востока. По данным бурения глубоких разведочных скважин (112, 500, 501, 503, 232, 221, 65, 39, 603, 604), плоскость взбрасывателя наклонена под углом 45 - 50° - несколько меньшим наклона осевой плоскости складки. Кроме того, на восточном крыле складки, в его наиболее крутопадающей части отмечается еще одно почти вертикальное нарушение, с наклоном 82°.

.3 Нефтегазоносность горизонтов

На площади Эхаби промышленная нефтеносность установлена в отложениях окобыкайской свиты в результате глубокого поисково-разведочного бурения, в отложениях дагинской свиты отмечены лишь признаки нефтегазоносности.

По данным бурения в разрезе двух указанных свит вскрыто 26 песчаных пластов, однако залежи нефти приурочены лишь к песчаным пластам нижней подсвиты.

Впервые нефть на месторождении Эхаби была получена в 1933 г., когда японским концессионером при опробовании XIII пласта в скважине был получен приток нефти дебитом 23 т/сут., а в 1936 г. трестом «Сахалиннефть» в скважине 1, пробуренной в своде структуры, из XIII пласта получен фонтан нефти с дебитом 150 т/сут.

В дальнейшем были открыты залежи нефти в XII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX пластах на глубинах от 520 до 1006 м и газовая залежь Х пласта.

Все залежи нефти и газа являются пластовыми - сводовыми, частично тектонически-экранированными. По размерам наибольшую площадь имеет нефтяная залежь XIII пласта, наименьшую - XII пласта. За исключением залежи нефти XII пласта, имеет место общая закономерность уменьшения площадей и высоты залежей с глубиной - от XIII к XIX пласту.

В настоящее время все залежи нефти указанных пластов полностью разбурены и находятся в поздней стадии разработки. Всего на месторождении пробурено 413 разведочных и эксплуатационных скважин.

Коллекторские свойства продуктивных пластов наиболее полно охарактеризованы керном, поднятым из оценочных скважин: 459, 465, 466, пробуренных в 1964 г. в различных частях складки.пласт. Испытан в 176 разведочных и эксплуатационных скважинах.

С 1936 года начинается разбуривание и эксплуатация залежи трестом “Сахалиннефть”.

Граница нефтяной залежи по восточному крылу ограничивается тектоническим разрывом с амплитудой 50 - 60 метров, подсеченным в скважинах №№ 45, 65, 183, 158, 221.

В скважинах №№ 65, 45 XIII пласт находится в другом блоке (водяном).

По-своему типу нефтяная залежь XIII пласта относится к пластово-сводовым, частично тектоническим экранированным.

Скважина № 154. Пробурена на северной периклинали складки в 1943 году.

Пласт пройден в интервалах 700 - 729 м. В процессе испытания XII пласта в интервалах 700 - 729 м получен приток пластовой воды без признаков нефти и газа. Отметка кровли пласта - 691,7 м. Скважина по всей вероятности находится за пределами границы нефтяной залежи.

Скважина № 152 (разведочная) - пробурена на западном крыле складки VIII 1942 года. XIII пласт вскрыт в интервалах 756 - 766 м. Отметка подошвы пласта - 672,1 м.

Скважина № 8 (разведочная) - пробурена на западном крыле складки V 1940 года. XIII пласт вскрыт скважиной в интервалах 708 - 722 м. При испытании интервала пласта 708 - 722 м получен приток нефти с дебитом 5,4 т/сут с признаками воды.

В процессе эксплуатации количество воды в жидкости росло и к концу 1944 года скважина обводнилась на 100 %, и была ликвидирована.

Пласт был испытан от кровли до подошвы и в результате испытания получена нефть с признаками воды, а затем с ее прогрессированием, глубина залегания ВНК пройдет по подошве пласта и соответственно по нижним отверстиям перфорации - 722 м. Тогда абсолютная отметка ВНК - 676,77 м или округлено - 677 м.