Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

Наблюдаемый характер насыщения  по продуктивному разрезу Холмогорского месторождения может быть объяснен не только предполагаемым поздним формированием залежей, но и другими причинами. В частности, не исключается и вариант с раздробленностью залежи на блоки, при котором разный характер насыщенности можно объяснить подвижками блоков уже после формирования залежи. Однако, поскольку последний подсчет запасов выполнен на пликативном варианте строения залежей, другие варианты в настоящей работе не рассматривались. Сводовый геологический разрез Холмогорского месторождения показан в графической части.

Основным нефтесодержащим  объектом является горизонт БС₁₁, залегающий на глубинах 2560-2620 м. по всей изучаемой площади. Общая толщина его от 10 до 40 м. От вышележащего горизонта БС₁₀ отделяется глинистыми породами толщиной 42-55 м.

 

В публикациях последних  лет и отчетах научных организаций  указывается, что отличительной особенностью залежей нефти Ноябрьского района, в том числе и Холмогорского месторождения, является относительно низкий коэффициент насыщенности нефтью. По некоторым оценкам он составляет от 60 до 90% от предельного нефтенасыщения в залежах других районов Западной Сибири с близкими значениями фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов. Так, указывается, что на фоне общей пониженной нефтенасыщенности коллекторов наблюдается высокая неоднородность содержания нефти по разрезу пласта. Проницаемые прослои с низким нефтесодержанием, содержащие подвижную воду, выделяются не только в подошвенной, но и в центральной и даже кровельной, частях разреза пласта. Это объясняется поздним формированием залежей района и осложняющим действием новейших тектонических движений.

 

Таблица 2.1.

Геолого-физические характеристики пластов БС₁₀ и БС₁₁ Холмогорского месторождения

Параметры		Объекты
		БС10	БС 11 1	БС11 2
1.	Средняя глубина залегания	2580	2640	2670
2.	Тип залежи	Структурно-литологическая	Пластово-сводовая	Структурно-литологическая
3.	Тип коллектора	поровый	поровый	поровый
4.	Площадь нефтегазоностности, тыс.м2	98986	285164	55531
5.	Средняя общая толщина, м	13,6	25,5	8.3
6.	Средняя нефтенасыщенная  толщина, м	5,6	7,6	2.9
7.	Пластовая температура, 0С	87	87	89
8.	Пластовое давление, МПа	25,3	25,8	25,8
9.	Пористость,  доли ед.	0,20	0,19	0,17
10.	Средняя насыщенность нефтью, доли ед.	0,62	0,65	0,50
11.	Проницаемость, мкм2	0,044	0,076	0,024
12.	Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,31	0,32	-
13.	Коэффициент расчленённости	2,17	4,38	-
14.	Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,22	0,37	0,10

                                                                                                          

Пласт БС₁₁¹. В песчаной фации пласт развит на всей площади месторождения, за исключением скважин №172 и №707, вскрывших зоны неколлекторов. Общая толщина колеблется от 10 до 30 м. Однако пласт имеет довольно сложное строение.  

Таблица 2.2.

 

Физико-гидродинамические  характеристики пластов БС₁₀ и БС₁₁

Холмогорского месторождения

 

Характер  притока	Параметры	Типы  коллекторов
		с повышенной проницаемостью Кпр > 0,150 мкм2	со  средней проницаемостью 0,15 > Кпр < 0,03	с пониженной проницаемостью Кпр < 0,03 мкм2
Приток  нефти	Количество  объектов исследования	23	205	70
	Пористость,  %	20,4	18,5	16,8
	Проницаемость, мкм2	0,175	0,06	0,02
	Начальная нефтенасыщенность, %	69,7	66,3	59,1
	Диапазон  изменения	> 57	> 54	> 48
	Остаточная  нефтенасыщенность, %	30,2	30,2	31,6
	Коэффициент вытеснения	0,57	0,55	0,47
Приток  нефти и воды	Количество объектов исследования	2	27	35
	Пористость,  %	20,2	18,4	16,3
	Проницаемость, мкм2	0,157	0,056	0,013
	Начальная нефтенасыщенность, %	55,7	51,1	45,2
	Диапазон  изменения	57 - 53	54 - 47	48 - 40
	Остаточная  нефтенасыщенность, %	28,4	28,6	30,1
	Коэффициент вытеснения	0,49	0,44	0,335

 

Продолжение таблицы 2.2

Приток  воды	2	3	4	5
	Количество  объектов исследования		5	17
	Пористость,  %		18,3	15,6
	Проницаемость, мкм2		0,058	0,005
	Начальная нефтенасыщенность, %		45,7	31,7
	Диапазон  изменения	< 53	< 47	< 40
	Остаточная  нефтенасыщенность, %		28,4	28,6
	Коэффициент вытеснения		0,38	0,23
По  месторождению	Количество  объектов исследования	25	237	122
	Пористость,  %	20,4	18,5	16,5
	Проницаемость, мкм2	0,173	0,059	0,016
	Начальная нефтенасыщенность, %	68,6	64,1	52
	Диапазон  изменения
	Остаточная  нефтенасыщенность, %	30	30	30,7
	Коэффициент вытеснения	0,56	0,53	0,41

 

Разрез продуктивного  пласта БС₁₁¹ условно можно разделить на три типа:

• монолитный песчаник толщиной до 12 м. на севере и до 16 м. на юго-востоке месторождения;
 

• в верхней части пласт монолитный с толщиной 4-8 м. в нижней части - 14 м. представлен чередованием песчано-глинистых пород, распространённых на большей части залежи;
• пласт состоит из двух-четырёх монолитных пропластков песчаников (толщиной около 4 м.), разделённых глинами (толщиной 2-3 м.), распространён в юго-западной части месторождения.

Водонефтяная зона пласта БС₁₁¹ составляет 40 % от всей площади залежи. Положение уровня ВНК определялось по вертикальным и почти вертикальным скважинам: №20р, №28р, №30р, №749, №750, №765. ВНК залежи имеет наклонное положение с севера (-2497 м.) на юг (-2504 м.), в среднем - 2500± 3 м

Пласт БС₁₁². Имеет сложное линзовидное строение, значительную прерывистость и расчленённость проницаемых прослоев, ухудшающих коллекторские свойства по сравнению с вышезалегающим пластом.

По характеру насыщенности коллекторов в пласте БС₁₁² выделяются две залежи. Небольшая по размерам залежь 1 на севере по площади и основная 2, приуроченная к центральной части структуры. В залежи 2 пласт БС₁₁² более выдержанный по площади и разрезу, чем в залежи 1. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 8,0 м., средняя нефтенасыщенная толщина составляет 2,6 м. Среднее положение ВНК - 2497 м. Для обоснования уровня ВНК использованы преимущественно разведочные и добывающие скважины, пробуренные с небольшим отклонением от вертикали, а также скважины, в которых получена нефть с наиболее низких отметок перфорации.

При проведении ВНК учитывались  его колебания. Так, на севере залежи ВНК располагается несколько выше, к югу происходит его понижение, что согласуется с положением ВНК по пласту БС₁₁¹, т.к. оба пласта представляют собой единую гидродинамическую систему.

 

Пласт БС₁₀¹ (основной продуктивный пласт). Зона неколлекторов выделяется в юго-западной и центральной части площади, кроме того, фиксируются зоны неколлекторов по отдельным скважинам (№83б, №1349). Пласт имеет неоднородное литологическое строение, в одних скважинах сложен монолитными песчаниками, в других переслаиванием песчаников, алевролитов и глин; каких-либо закономерностей в изменениях не обнаружено.

В пласте БС₁₀¹ выделяются три залежи (с севера на юг):

• залежь на севере месторождения;
• залежь южнее, район скважин №330, №331, №332;
• залежь (основная) приурочена к центральной и южной части месторождения.

В среднем для основной залежи ВНК принят на отметке -2497 м., хотя предел колебаний довольно широк. Они обусловлены сложным литологическим строением пласта, изменчивостью коллекторских свойств и насыщенностью коллекторов.

Пласт БС₁₀². Расположен ниже пласта БС₁₀¹ и отделён от него глинистой перемычкой толщиной 4-5 м. Развит в основном на восточном крыле Холмогорской структуры.

Пласт водонасыщен по всей площади, за исключением единичных  скважин, где геофизические исследования имеют неоднозначную интерпретацию. На основании переинтерпретации геофизических исследований в скважине №5 выделена небольшая залежь нефти, примыкающая к  неколлекторам.

 

 

2.3 Свойства пластовых жидкостей  и газов

 

Пластовые нефти продуктивных горизонтов БС₁₀ и БС₁₁ по свойствам близки между собой (таблица 2.3.). Газосодержание среднее для данных пластов, давление насыщения в два раза ниже пластового.

Наибольшее содержание лёгких  углеводородов состава  С₂Н₆ - С₅Н₁₂ в нефти пласта БС₁₁ – 18,49%. Для всех нефтей характерно преобладание нормальных бутанов и пентанов над их изомерами. В разгазированных нефтях содержание лёгких углеводородов состава СН₄-С₅Н₁₂ равно 8,3 - 9,3%.

Газ пластов высокожирный, коэффициент жирности измеряется  в пределах 48-57. Отношение этана к пропану равно 0,5.

Дегазированные нефти  маловязкие, парафинистые, сернистые. Выход фракций до 350°С  более 45%.  Нефть пласта БС₁₀ средней плотности, пласта БС₁₁ – лёгкой плотности. Вязкость и плотность нефтей по площади месторождения изменяется незначительно. Аномальные неньютоновские свойства безводной продукции скважин проявляются при температуре  8°С.

Таблица 2.3.

Свойства  пластовых вод и нефтяного  газа

Пласт	Газосодержание	Плотность воды в пласт. коэф.	Объёмный коэффициент.	Минерализация	Содержание  ионов						pH
	м3/т	г/см3	доли ед.	г/л	Na+	K+	Ca++	Mg++	Cl-	HCO3
БС10	2,75	991,9	1,022	18,7	289	2,2	12	1	302	12,9	7,4
БС11	2,67	992,1	1,022	18,9	293	1,3	12,6	1,1	308	12,6	7,2

 

 

Вода продуктивного  горизонта относится к хлоркальциевому типу. Минерализация от 13 до 22 г/л. Плотность в пластовых условиях от 998,7 до 994,0 кг/м³, газонасыщенность от 2,61 до 2,81 м³/м³. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора и бикарбоната. Вода не стабильна, на нефтепромысловом оборудовании наблюдается выделение солей. Физико-химические свойства и состав разгазированной нефти представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4.

Физико-химические свойства и состав разгазированной нефти

Продуктивный  пласт	Давление пласта	Температура пласта	Давление насыщения	Газосодержание	Объемный коэффициент пластовой нефти	Плотность нефти		Динамическая вязкость	Коэффициент сжимаемости	Коэффициент растворимости нефти и газа	Температура
						пластовые условия	стандартные условия				застывания	начала  кипения	плавления парафина
	МПа	оС	МПа	м3/т	доли. ед.	г/см3	г/см3	МПа * с	10 -3 МПа-1	м3 м3 * Па	оС	оС	оС
БС10	25	88	10	61	1,16	792	854	10,6	13,55	48,6	-10	73	54
БС11	24	87	11	76	1,19	777	851	9,4	12,24	58,9	-11	70	55

 

 

 

 

 

 

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

3.1 Основные проектные решения по  разработке месторождения

 

Технической схемой 1978 года предусмотрено выделение двух объектов разработки это пласты БС₁₁ и БС₁₀ с разбуриванием их, самостоятельными сетками  600 × 600 м. Проектные скважины пласта БС₁₀ бурят со вскрытием пласта БС₁₁, в результате чего по пласту БС₁₁ происходит двойное уплотнение эксплуатационных скважин (БС₁₁¹, БС₁₁²), расстояние между которыми равно 300 × 600 м, а между нагнетательными 600 м. В результате чего происходит резкое падение пластового давления и прекращение фонтанирования. Возникает необходимость образования очагового  заводнения.