Характеристика продуктивных пластов

Промышленные скопления нефти приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС₂), отложениям валанжина (Пласты БС₁₆, БС₁₀, БС₁₀₋₁) готерива (пласты БС₂, БС₁), баррема (пласты АС₉, АС₇₋₈, АС₆₋₁, АС₅₋₈, АС₄). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м. Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Федоровского месторождения представленны в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Федоровского месторождения.

Продуктивный пласт ЮС2 приурочен к кровле тюменской свиты. Он вскрыт и опробован в 50 скважинах. Согласно исследованиям керна, пласт ЮС2 интерпретируется как нефтенасыщенный лишь в 7 скв. из 14, в остальных либо водонасыщен, либо характер насыщения не ясен. Эффективные толщины по этим скважинам колеблются от 1.2 до 9.2м, нефтенасыщенные от 1.2 до 6.0м. Дебиты нефти меняются — от 12 м³/сут при фонтанном способе эксплуатации до 0.34м³/сут при динамическом уровне 1200 м.

Ввиду сложного строения пласта, невыдержанности его по площади и по разрезу, удаленности скважин друг от друга, на данной стадии изученности этих отложений не представляется возможным выделить нефтяные залежи и обосновать ВНК, поэтому границы залежи на Федоровском месторождении проведены условно.

В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в пласте ВС 16 на собственно Федоровской площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки нефти дебитами 25.9м^/сут на штуцере диаметром 6 мм и 12 м³/сут при Ндин=884м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 6.6м. Залежь примыкает к зоне неколлектора, вскрытой соседними скважинами.

В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе которой выделяется продуктивный пласт БС₁₀. Залежь пласта БС₁₀ является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС₁₀ имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки — верхнюю и нижнюю. Верхняя представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части общая толщина верхней пачки не превышает 8−17 м, в западной -10−13 м. В центральной части общая толщина резко возрастает до 40 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27.5м.

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах она полностью глинизируется. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19 м.

Пласт БС₁₀ характеризуется высокой продуктивностью. В зависимости от физико-литологических свойств коллектора дебиты нефти изменяются в широких пределах: от 6.6м³/сут при Ндин=316м до 351 м³/сут через штуцер диаметром 12 мм на фонтанирующем режиме. Устойчивость дебитов подтверждается длительной эксплуатацией. Уровень ВНК установлен на а.о. -2242.6+9.2м. Коллекторские свойства пласта достаточно высоки: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.68, песчанистости от 0.43 до 0.56, проницаемости (443−571)х10^-3 мкм². Залежь пластовосводовая высотой 70 м, площадь 38×47км.

В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт 1БС₁₀. Песчаники пласта распространены на всех поднятиях Федоровского месторождения, но нефтенасыщены только на собственно Федоровском и Восточно-Моховом поднятиях. На Федоровском поднятии пласт 1БС10 имеет сложное линзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от -2178 до -2184м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте 1БС10 выделяется три залежи. Уровень ВНК принят на а.о. -2198 м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Федоровской площади коэффициенты пористости 23%, нефтенасыщенности 0.63, песчанистости 0.34, проницаемости 0.206мкм², тогда как на Восточно-Моховой площади все эти значения существенно выше: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.66 — 0.69, песчанистости 0.61 — 0.49, проницаемости 0.386мкм². Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 8.4м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11 м. Пласт 1БС10 имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Федоровской площади).

К нижней подсвите вартовской свиты (нижний отдел меловой системы) относятся нефтеносные пласты ВС1−2. Они обладают хорошими коллекторскими свойствами и объединяются в единый гидродинамический резервуар. Уровень ВНК установлен на а.о. -1970 + 5 м — для Федоровской площади и -1962 + 4 м для Моховой. Пласт БС2 присутствует на Федоровской и Моховой площадях, Разведочными и добывающими скважинами вскрыты в пласте несколько различных по высоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Федоровской площади, три — к Моховой. Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 27%, нефтенасыщенности 0.66−0.71 (значения изменяются по площадям и залежам), песчанистости 0.54−0.65, проницаемости 0.717 мкм². Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 14 м, среднее значение 4.9 м.

Залежи пласта БС1 выявлены на Федоровском, Моховом и Северо-Сургутском поднятиях. На большей части площади пласт имеет сравнительно небольшую толщину, преимущественно 2.5 -4м. Наибольшие толщины вскрыты на Северо-Сургутской площадидо 8 м. Емкостно-фильтрационные свойства пласта: коэффициенты пористости 26 — 27%, нефтенасыщенности 0.66 -0.71, песчанистости 0.45−0.60, проницаемости 0.621 мкм²

В разрезе верхней подсвиты вартовской свиты выделяется ряд песчаных пластов, шесть из которых являются нефтеносными: АС4, АС5−8, АС7−8, АС9.

Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью как по разрезу, так и по площади. Строение пласта сложное. На собственно Федоровском поднятии выделяются три отдельные залежи, кроме того на сочленении Федоровской и Моховой площадей выделены еще две небольшие водоплавающие залежи.

На юге Федоровской площади пласт более мощный по толщине, к северу расчленяется на несколько проницаемых прослоев. Уровень ВНК по залежам изменяется от а.о. -1846м до -1861м.

Газовую шапку имеет лишь одна залежь, ГНК отбивается на а.о.-1844 -1845.8м. Размеры газовой шапки небольшие -1.75×1.4км.

Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 26−27%, нефтенасыщенности 0.62 — 0.70, песчанистости 0.47 -0.59, проницаемости 0.609 — 0.943 мкм². Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 0.4 до 15.2 м, среднее значение 4−5 м. Газонасыщенная толщина 4.1 м.

Залежи пластов АС7−8. Вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеют толщину 24.5 м. На Федоровском поднятии они образует две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласты имеют свои ВНК и ГНК (-1839.4 + 4 м и -1836.2 + 1.2м соответственно). На остальных площадях месторождения они объединяются в одну гидродинамическую систему с пластами АС5−6, поэтому выделены в единый подсчетный объект АС5−8.

Пласты АС7−8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторские свойства: коэффициенты пористости — 24%, нефтенасыщенности — 0.54, песчанистости 0.54 — 0.65, проницаемости 0.106 — 0.162мкм². Нефтенасыщенные толщины достигают 15 м, в среднем составляют 6.3м (Федоровская площадь) и 5.9м (Моховая площадь), газонасыщенные — 16 м, в среднем 6.8м.

Залежи пластов АС5−8 практически занимают всю площадь Федоровского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Федоровское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Пласты группы АС5−8 Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамические взаимосвязаны с пластами АС5−8 Федоровской площади и объединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Федоровской площади -1809.8м, а для Моховой и Восточно-Моховой -1808.7м. Средние отметки ВНК по площадям составили -1818м, -1822м, -1829м соответственно для Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой.

Добывающие скважины вскрыли зоны в разрезе пластов АС5−8 где присутствует двухфазное насыщение: сверху — газ, внизу — вода. Это объясняется наличием большой (до 10м) глинистой перемычки между газои водоносными прослоями.

Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 26%. нефтенасыщенности 0.65, песчанистости 0.52 — 0.66 проницаемости 0.377 — 0.726мкм². Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составили 0.4−19.3м, газонасыщенные 0.6 -30.6м.

Залежь пласта АС5−8 пластово-сводовая, площадь ее 31.5×41км, высота 55 м.

Залежь пласта АС4 газонефтяная, по размерам самая крупная на Федоровском месторождении, практически присутствует на всех площадях. От нижележащих пластов АС5−8 пласт АС4 отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела.

По материалам геофизических исследований в среднем газонефтяной контакт принят на а.о. -1810м. Средняя отметка водонефтяного контакта для Федоровской площади -1821.6м, для Моховой -1817м, для Восточно-Моховой -1820м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности 0.61 — 0.67, пористости 26%, песчанистости 0.47, проницаемости 0.268 — 0.450 мкм². Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0.4 до 21.6м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 11.1м.

Залежь пласта AC4 пластово-сводового типа, площадь ее 51.2×36.4км, высота 65 м.

В настоящее время на месторождении в промышленной эксплуатации находятся залежи нефти пластов АС9, БС1−2, БС 10−1, БС10, опытно-промышленные работы ведутся на газонефтяной залежи пластов АС4−8, пробная эксплуатация пласта ЮС2 осуществляется единичными углублёнными скважинами вышезалегающих объектов разработки. Несколько скважин пробурено на пласт ВС 16. Характеристика пластов АС5−6, БС1 и БС10 представленна в таблице 2.3. Средние значения и изменчивость коллекторских свойств по пластам Федоровского месторождения представленны в таблице 2.4.

Таблица 2.3. Характеристика пластов АС5−6, БС1 и БС10.

Таблица 2.4. Средние значения и изменчивость коллекторских свойств по пластам Федоровского месторождения.

Очевидно, нефтегазовые месторождения Западной Сибири, в том числе и Фёдоровскнефть, имеют следующие особенности геологического строения, влияющие на показатели их разработки:

ь многопластовость подавляющего большинства месторождений, что требует выделения оптимального числа эксплуатационных объектов;

ь варьирование в широком диапазоне коллекторских свойств продуктивных отложений: коэффициент открытой пористости изменяется от 4 до 28%, проницаемости — от 0,0005 до 3−4мкм² при этом сильное различие коллекторских свойств по площади и разрезу пласта нередко наблюдается в пределах одной залежи;

ь изменчивость в широком диапазоне выдержанности проницаемых прослоев (морфологическая сложность строения) от практически монолитных пластов (верхняя пачка пласта БС 10 Федоровского месторождения: коэффициенты песчанистости более 0,8 и расчлененности менее 2) до сильно прерывистых и расчлененных (пласт ЮС9: коэффициенты песчанистости менее 0,2, расчлененности — более 15);

ь многообразие условий залегания нефти в залежах (в присутствии остаточной рыхлосвязанной воды, при наличии подошвенной воды, газа газовой шапки, подошвенной воды и газа газовой шапки одновременно); во всем временном диапазоне освоения месторождений НГДУ «Фёдоровскнефть» доля запасов нефти в водонефтегазовых залежках с тонкой нефтяной оторочкой не снижалась менее 30%;

ь полимиктовый состав коллекторов (кварц, полевые шпаты, кремний, кварциты, слюды, сланцы, глауконит, углистый материал, обломки пород и др.) и цемента (глины, карбонаты, каолинит, пленочный хлорит, гидрослюды, кальцит и т. д.), что обусловливает высокое начальное водосодержание коллекторов (от 20−30 до 80−90%);

Отмеченные особенности геологического строения продуктивных пластов, естественно, сильно влияют на технологические показатели разработки и должны учитываться в математических моделях фильтрации.

В начале освоения месторождений НГДУ «Фёдоровскнефть» (1973г.) методология проектирования разработки в Западной Сибири базировалась на следующих положениях:

• · в качестве модели эксплуатационного проекта принимали однородный пласт без учета его морфологической сложности;
• · технологические показатели разработки рассчитывали с применением методики ВНИИ-1;
• · пласт предполагался чистонефтяным (расчеты не проводили отдельно по чистонефтяным, водонефтяным, нефтегазовым и водонефтегазовым зонам пласта);
• · геологические построения практически не были увязаны с технологическими расчетами;
• · коэффициенты нефтеизвлечения и границы размещения скважин на залежках принимали по аналогии с лучшими месторождениями Волго-Уральской нефтеносной провинции;
• · технико-экономические показатели разработки определяли при мгновенном вводе залежи в эксплуатацию;
• · рациональный вариант выбирали по минимуму хозрасчетных затрат, рассчитанных за 10−15 лет разработки;
• · в вариантах эксплуатации, различающихся системами воздействия и плотностями сеток скважин, полагали одинаковым (принятым) коэффициент нефтеизвлечения;
• · подавляющее большинство работ при технологическом проектировании, геологическом, экономическом и техническом обоснованиях проводили вручную.

Поставленные союзными и областными партийными органами перед нефтяниками Западной Сибири и в частности НГДУ «Фёдоровскнефть» задачи по ускоренному развитию региона и достижению добычи нефти 1 млрд. т. в год потребовали проектирования разработки конкретного месторождения с соблюдением двух условий:

• § получение высоких уровней отбора нефти;
• § возможно минимальные затраты на добычу нефти.

Указанные условия выполнимы при следующих принципах разработки месторождений.

I. Первоочередной ввод в эксплуатацию наиболее крупных и высокопродуктивных месторождений. Обеспечиваются высокие темпы и уровни добычи нефти, эффективность капитальных вложений с начала эксплуатации при минимуме затрат в обустройство региона, сокращаются объемы всех видов затрат и работ на единицу добываемой нефти.

II. Объединение в один эксплуатационный объект нескольких продуктивных пластов. Преследуются те же цели. Например, Западно-Сургутское месторождение, где на первых этапах в один объект разработки были включены пласты БС1, БС2, БС10.

III. Применение относительно редких (50−60 га/скв) сеток скважин. Преследуются те же цели.

IV. Заводнение залежей практически с начала разработки путем применения законтурного и внутриконтурного воздействий. Преследовало цели поддержания пластового давления, а следовательно, и уровней отбора нефти.

Федоровское месторождение введено в разработку в 1973 году согласно:

«Обоснования опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», принятого 28.09.1972 года в качестве технологической схемы разработки первоочередного участка. Уровень добычи в 1973 году принят — 1000 тонн. Сетка скважин равномерная 700 700 трехрядная. Количество скважин на пласт БС₁₀ — 31, пласт БС₁ — 4.

«Проект пробной эксплуатации газоносного пласта АС₄ на первоочередном учаске Моховой площади Федоровского месторождения» согласно которого в 1973 году добыть 700 млн. м³ и в 1974 году 1 млрд. м³ природного газа, для этого пробурить 7 газовых скважин.

В январе 1974 года утверждена «Технологическая схема эксплуатации опытно-промышленного участка в расширенных границах Федоровского месторождения», согласно которой утверждены для бурения два блока (II, III) на Моховой площади, утверждено бурение 140 нефтяных и 60 нагнетательных скважин. Максимальный уровень добычи — 4−4.5 млн.т.

• 18 июня 1976 года принята «Комплексная схема разработки Федоровского месторождения», согласно которой принята трехрядная блоковая система разработки скважин по сетке 600 600 м, с последующим уплотнением до 25 га/скв. и организация очагового заводнения на Моховой и Федоровской площадях. Применение в опытном порядке на Восточно-Моховой площади блочно-квадратной системы размещения скважин. Согласно этого документа максимальный уровень добычи — 18.3 млн. т, количество скважин: добывающих — 1211, нагнетательных — 470. Конечная нефтеотдача — 41%. Максимальный объем закачки воды — 55.1 млн. м³.
• 15 июля 1977 года принята «Технологическая схема разработки пласта БС₁ Федоровского месторождения», согласно которой максимальный уровень добычи нефти — 2.1 млн. т, принята трехрядная система на Моховой площади, Федоровской и Мало-Федоровской площадях и площадное заводнение по девятиточечной системе на Северо-Сургутской площади. Пробурить 345 — добывающих; 135 — нагнетательных скважин. Максимальный объем закачки — 6.3 млн. м³.
• 18.02.1986 года принята «Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», согласно которой выделено 6 эксплуатационных объектов АС₉, БС₁₋₂, БС₁₀¹, БС₁₀, БС₁₆, ЮС₂. Общий проектный фонд — 3820 скважин, для объекта АС₄₋₈ проведение опытно-промышленых работ на Моховой площади. Обеспечение уровней добычи нефти в 1986 году — 28.13 млн. т, в 1990 году — 16.77 млн.т.
• 13.04.1995 год принята «Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», утверждены:
  • Ш уровни добычи нефти в 1995 году — 6.72 млн. т, в 2000 году — 5.91 млн. т, в 2005 году — 6.1 млн. т;
  • Ш уровни добычи природного газа в 1995 году — 307.31 млн. м³, в 2000 году — 871.88 млн. м³, в 2005 году — 1632 млн. м³;
  • Ш уровни закачки воды в 1995 году — 72.73 млн. м³, в 2000 году — 66.48 млн. м³, в 2005 году — 66.71 млн. м³.

Утверждено выделение семи эксплуатационных объектов: АС₄, АС₅₋₈, АС₇₋₈, АС₉, БС₁₋₂, БС₁₀¹, БС₁₀. Согласно этого проекта предусмотрено бурение горизонтальных скважин на объект АС₅₋₈ и промышленная разработка пластов АС₄₋₈.

В настоящее время Федоровское месторождение находится на третьей стадии разработки, т. е. на стадии снижающейся добычи. Следовательно, дальнейшая работа НГДУ «Федоровскнефть» связанна с добычей нефти из трудноизвлекаемых запасов разных типов. Отмеченные обстоятельства вынуждают НГДУ «Фёдоровскнефть» прилагать много усилий по поиску и обоснованию более совершенных по сравнению с известными технологий нефтеизвлечения из запасов разных типов, в том числе и трудноизвлекаемых. В частности, в НГДУ «Фёдоровскнефть» была применена система замкнутого заводнения, эффективность которой по сравнению с известными системами разработки в сопоставимых условиях существенно выше: коэффициент извлечения нефти больше на 2−7%, объем попутно отбираемой воды меньше на 20−30%. Система внедрена на пласте БС 10 Восточно-Моховой площади (север Федоровского месторождения нефти).

Для добычи нефти из водонефтегазовых залежей с толщиной нефтяной оторочки менее 10 метров была обоснована и реализована на базе горизонтальных добывающих скважин (ГС) система жесткого заводнения, адаптирующегося к особенностям геологического строения пластов, Система воздействия реализуется на пластах АС4−8 Федоровского месторождения нефти. Всего запроектировано 999 горизонтальных добывающих скважин, на 01.01.97 г. пробурено 56. Опыт эксплуатации подтверждает их расчетную эффективность. Реализованные системы разработки не имеют аналогов в мире. Их применение позволило вовлечь в хозяйственный оборот считавшиеся до этого забалансовыми запасы тонких нефтяных оторочек водонефтегазовых залежей с обширной подгазовой зоной.

Нетрудно видеть, что системы разработки с бурением горизонтальных добывающих скважин применимы для довыработки остаточных запасов заводненных пластов и залежей с непредельной насыщенностью нефтью (недонасыщенные пласты).

Для низкопродуктивных пластов проницаемостью менее 0,03 мкм² была обоснована система разработки на базе гидроразрыва пласта и закачки газа (воздуха) высокого давления Ее расчетная эффективность не ниже эффективности эксплуатации методом заводнения среднепродуктивных залежей. Система запроектирована на ряде объектов НГДУ «Фёдоровскнефть», однако нигде не реализована из-за отсутствия заинтересованности недропользователей во внедрении новых технологий и техники при добыче нефти.

Для добычи нефти из Федоровского месторождения теоретически и лабораторно обоснован метод гидоотермовоздействия, предусматривающий создание в продуктивных отложениях системы искусственных трещин, крекинг углеводородного вещества с применением тепловых методов. Как показывает предварительная технико-экономическая оценка, добыча нефти и газа с применением этого метода соответствует эффективности разработки среднепродуктивных нормальных коллекторов методом заводнения.

Дальнейшее совершенствование методов проектирования разработки заключается в создании постоянно действующих геолого-математических моделей (ПДМ) эксплуатационных объектов месторождений. Первая такая модель (Федоровского месторождения) завершена в 1998 г., по остальным месторождениям — до 2004 года. Внедрение постоянно действующих геолого-математических моделей в практику управления выработкой запасов позволит повысить как нефтеотдачу пластов, так и улучшить весь процесс разработки месторождений.

Показатели разработки Федоровского месторождения представлены на рисунке 3.1.

Рис. 3.1. Показатели разработки Федоровского месторождения