Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций на Урьевском месторождении

Интенсификация добычи нефти является одной из актуальных проблем нефтяной промышленности, от уровня решения которой в конкретных условиях определяется возможность подержания высоких темпов отбора нефти с целью удовлетворения потребности народного хозяйства, наиболее полного извлечения нефти из недр, сокращения сроков разработки нефтяных месторождений при минимальных затратах на добычу нефти На различных стадиях разработки нефтяных месторождений методы интенсификации добычи нефти, в зависимости от геолого-физической характеристики объектов, имеют свои особенности, которые проявляются при использовании их на практике в условиях конкретных месторождений Значимость решения задач по интенсификации добычи нефти кратко возрастают с вводом в разработку нефтяных месторождений с малопродуктивными пластами Опыт показывает, что проблема интенсификации возникает практически с момента вскрытия пласта в процессе бурения скважины Она может быть, решена с применением качественных буровых растворов, соответствующей техники и технологических приемов крепления скважин, обеспечивающих надежное разобщение продуктивных пластов и исключающих возможность их кальматации Другая, не менее важная задача — это восстановление продуктивности скважин, которая, как известно, снижается в процессе их эксплуатации по самым разнообразным причинам, например, отложения неорганических солей, высокомолекулярных компонентов нефти, образование стойких эмульсий и т. д. В настоящее время в нефтедобыче существует множество способов воздействия на пласт с целью восстановления продуктивности, одним из способов является закачка гелеобразующих композиций.

Гелеобразующие композиции на основе силиката натрия (ГОС). Сущность метода заключается в закачке в пласт водного раствора жидкого стекла (6%) и соляной кислоты (0.6%) с незначительным добавлением полимеров.

При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография

Урьевское месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Открыто в 1972 г. В эксплуатацию вступило в 1978 г. Оно располагается в 90 км от города Нижневартовск и в 10 км от города Лангепас, в котором находится ТПП «Лангепаснефтегаз», осуществляющее разработку месторождения.

В орогидрографическом смысле район месторождения представляет слабо расчлененную, очень заболоченную и залесенную равнину с абсолютными отметками от +70 до 80 м.

Гидрографическая сеть представлена большим числом мелких притоков бассейна реки Аган. Около 85% территории месторождения покрыто труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Поверхность грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине до 5 м, а на водоемах до 15 м.

Энергоснабжение осуществляется Сургутской ГРЭС. В непосредственной близости от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск — Сургут — Омск и газопровод Уренгой — Челябинск.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения населения используются воды турон-четвертичного возраста (минерализация 275−535мг/л).

При разработке нефтяных залежей для целей ППД широко используются воды сеноманского возраста.

Из полезных ископаемых, приуроченных к поверхности, имеются песчано-гравийные смеси, строительные пески, керамзитовые и кирпичные глины.

Природно-климатические условия района месторождения, климат района резко континентальный. Зима холодная (до — 45- 50С в январе) и снежная, с метелями и заносами. Короткое, но довольно теплое лето (до +30С в июле). Весна и осень продолжительные, часто холодные с сильной распутицей. Среднегодовая температура — 3,2C — 2,6C, количество осадков 400 — 500 мм в год, большая их часть приходится на август и февраль. Ледостав на реках и озерах начинается в октябре — ноябре, ледоход во второй половине мая. Глубина снежного покрова 0,8 — 1,0 м на открытых и 1,5м — залесенных участках. Промерзание грунта достигает 2 м, болот на глубину до 10 м. Преобладающие ветры зимой — северные и северо-восточные, летом — западные и юго-западные. 7]

Район месторождения представляет собой слабо расчлененную, сильно заболоченную и залесенную равнину. Гидрографическая сеть представлена извилистыми лесными речками с многочисленными мелкими притоками. К ним относятся Урьевский Еган, Ван-Еган, Егу-Урий и др. Реки несудоходны, переправы через них затруднены. Уровень грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине 0−5м, а на водоразделах до 25 м.

1.2 Стратиграфия и литология

Геологический разрез Урьевского месторождения представлен терригенными отложениями платформенного чехла мезозойско-кайнозойского возраста, залегающими с резким угловым несогласием на образованиях палеозойского фундамента. Доюрский комплекс-породы складчатого фундамента на Урьевском месторождении вскрыты скважинами 133П, 134П, 142П. Скважиной 133П пройдено по породам комплекса около 500 м. По керну отложения представлены глубоко метаморфизованными осадочными и эффузивными породами. По результатам литолого-петрофизических исследований в скважине 134П установлено наличие в разрезе доюрского комплекса трех основных литологических типов пород. Нижняя часть вскрытого разреза (интервал глубин 3192 — 3214м) представлена серыми графитсодержащими кварцитопесчаниками, имеющими вероятно позднедевонский — раннекаменноугольный возраст. С этими породами, имеющими трещинно-кавернозный тип коллектора, связывается получение в скважине небольшого количества парафинистой нефти. Выше по разрезу, в интервале глубин 3176 ?3192м, со стратиграфическим и угловым несогласием залегают светло серые осадочные породы типа фангломератов, имеющие предположительно триасовый возраст. Завершает доюрский разрез (интервал глубин 2985−3176м) мощная толща эффузивов андезитового состава триасового возраста.

Юрская система (J)-отложения юрского возраста залегают несогласно на образованиях доюрского комплекса и представлены всеми тремя отделами. В их разрезе выделяются тюменская свита раннесреднеюрского возраста, васюганская, юрских отложений по материалам глубоких скважин составляет 320 — 370 м.

Тюменская свита (J1−2 kl) представлена комплексом континентальных образований и сложена преимущественно глинисто-алевритовыми породами, а также глинистыми и карбонатизированными песчаниками. Породы обогащены углистым материалом, встречаются прослои углей.

Разрез свиты характеризуется неравномерным частым чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов и пропластков различной толщины. По материалам ГИС и опробования в глубоких скважинах установлено отсутствие в разрезе свиты пластов-коллекторов. Общая толщина свиты 220 — 270 м.

Васюганская свита (J 3 oxf) разделена на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена в основном глинами с редкими пропластками алевролитов. Верхняя подсвита сложена чередующимися по разрезу песчано-алевритовыми и глинистыми пропластками, которые объединены в состав регионально нефтеносного горизонта ЮВ1. В пределах месторождения в разрезе горизонта выделяются два самостоятельных песчано-алевритовых пласта, ЮВ_1/1 и ЮВ_½, содержащих залежи нефти. Общая толщина свиты составляет 75 — 80 м.

Георгиевская свита (J 3 km) представлена глинами с включениями глауконита, пирита. Свита служит хорошим репером, имея положительную аномалию на диаграмме ПС и низкое сопротивление.

Ее толщина составляет 2−7 м.

Баженовская свита (J 3 vl), завершающая разрез юры, представлена характерными битуминозными глинами. По ГИС ее отличают наиболее высокие показания КС, естественной радиоактивности. На площади месторождения отдельными скважинами (1Р, 10Р, 1009 и др.) вскрыт «аномальный разрез» баженовской свиты, где в толще битуминозных глин присутствуют песчано-алевритовые пропластки.

Отложения баженовской свиты являются региональным репером в разрезе платформенного чехла. С ними связывается опорный отражающий горизонт «Б». Общая толщина свиты составляет 18 — 24 м.

Меловая система (К) — в разрезе отложений мелового возраста выделяются мегионская, ванденская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. Возрастная граница ранне-позднемеловых образований определена в низах покурской свиты. Общая толщина отложений мелового возраста изменяется от 2,2 до 2,4 км. 7]

Мегионская свита (K 1 br + v) в нижней части (около 60 — 100 м разреза) сложена неравномерно чередующимися песчано-алевритовыми и глинистыми пластами, выделяемыми в состав ачимовской пачки берриасского возраста; в средней части мощностью до 80 — 140 м, практически однородной толщей глин; в верхней части (135 — 160м) — крупными песчано-алевритовыми горизонтами БВ₁₀ и БВ₈ и, перекрывающими их мощными, соответственно до 70 и 20 м, толщами глин. Глины, перекрывающие эти пласты, являются надежными покрышками для залежей и используются в качестве реперных горизонтов.

С пластами горизонтов БВ₈ и БВ₁₀ связаны промышленные скопления нефти на месторождении. Кроме того, получены признаки нефтеносности ачимовских отложений на Ахской площади.

В целом общая толщина мегионской свиты составляет 340 — 360 м.

Ванденская свита (К1 v+h+br) сложена неравномерным чередованием по разрезу песчано-алевритовых и глинистых пластов и пачек. Только два песчано-алевритовых горизонта — БВ₅ и БВ₆₋₇, залегающих в низах свиты, уверенно прослеживаются по площади месторождения, а перекрывающие их глины обеспечивают гидродинамическую изоляцию этих резервуаров. Для вышезалегающих отложений присуще резко неоднородное строение, невыдержанность развития песчаных пластов и перекрывающих их глин по простиранию. Соответственно характеру строения в разрезе нефтеносны только два пласта — БВ₆ и АВ₂.

Общая толщина свиты изменяется от 410 — 470 м.

Алымская свита (К1 ap). Состоит из двух подсвит.

Нижняя подсвита, сформировавшаяся в условиях последовательной морской трансгрессии, представлена ритмичным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов, которые выделены в состав горизонта АВ₁, регионально нефтегазоносного в районе. Горизонт перекрывается характерными глубоководноморскими глинистыми отложениями кошайской пачки, которые по ГИС выделяются минимальными значениями КС, наличием обширной каверны. Глины кошайской пачки, имеющие толщину 35 — 40 м, являются надежной покрышкой для залежей нефти в пластах горизонта АВ₁. На Урьевском месторождении наиболее крупная по размерам и запасам залежь нефти приурочена к нижнему в горизонте пласту АВ_1/3.

В сейсмогеологическом разрезе с отложениями свиты связаны региональные отражающие горизонты М и М1.

Общая толщина свиты составляет 90 — 100 м.

Покурская свита (К1 ap-al + K2 cm) представлена комплексом континентальных песчано-глинистых отложений и характеризуется неравномерным чередованием по разрезу песчано-алевритовых, глинистых пластов и пачек, невыдержанных по простиранию.

Общая толщина свиты составляет 720 — 750 м.

Кузнецовская свита (K 2 t) трансгрессивно залегает на отложениях покурской свиты. Разрез представлен морскими глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, участками алевритистыми. В глинах кузнецовской свиты встречена фауна пелеципод, аммонитов, фораминифер туронского возраста. Толщина осадков свиты 22 — 28 м.

Березовская свита (K 2 cn+st+cp). Отложения свиты, выделяемые в объеме коньяк — сантон-кампанского возраста, подразделяются на две подсвиты, нижнюю — опоковидно-глинистую и верхнюю — преимущественно глинистую. В кровле нижней подсвиты выделяется пласт опоковидных темно-серых и голубовато-серых глин, фиксирующихся на каротажных диаграммах.

В этих глинах встречаются единичные обрывки пиритизированных водорослей, рыбный детрит, остатки раковин двустворок, ходы илоедов, фораминиферы и спикулы губок. Верхняя подсвита, представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, слабоалевритистыми, встречены фораминиферы, характерные для кампанского яруса.

Толщина березовской свиты 95 — 103 м.

Ганькинская свита (K 2 m-d). Разрез меловых отложений завершается осадками ганькинской свиты маастрихт-датского возраста. Литологически свита сложена глинами серыми, в нижней части с зеленоватым оттенком, алевролитовыми, известковистыми, переходящими в кровле в глинистые мергели, с раковистым изломом, в верхней части с растительными остатками.

Среди фауны встречаются пелециподы, гастроподы, которые имеют господствующее значение. Литология пород и фауны указывает на существование в маастрихт-датское время открытого морского бассейна с нормальной соленостью. Толщина ганькинской свиты 98 — 103 м.

Палеогеновая система (P) — разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов. Накопление основной части осадков происходило в морских условиях и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения. В составе палеогеновых пород выделяются отложения талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской, туртасской свит.

Общая толщина отложений палеогена составляет около 300 — 400 м.

Талицкая свита (Р 1). Литологически свита представлена глинами в верхней части темно-серыми до черных, внизу зеленоватыми, жирными на ощупь, иногда алевритистыми, с линзами известковистого песчаника. Палеогеновый возраст отложений талицкой свиты устанавливается по фауне фораминифер, обнаруженных в нижней части свиты. Толщина талицкой свиты 84 — 96 м.

Люлинворская свита (Р 2). Разрез свиты, приурочен к эоценовому отделу, подразделяется на нижнюю, среднюю, и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита, сложена опоковидными глинами с единичными прослоями кварцево-глауконитового песчаника. Средняя подсвита представлена плотными глинами алевритистыми и опоковидными.

Верхняя подсвита, сложена глинами зеленоватыми, плотными, листоватыми, с раковистым изломом, с прослойками глинистого алевролита. Осадки содержат фауну фораминифер и диатомовые водоросли. Толщина свиты 175 -186м.

Тавдинская свита (Р 2 — Р 3). Отложения свиты, приуроченные к верхнему эоцену и нижнему олигоцену, делятся на две подсвиты: нижнюю, преимущественно песчаную с глинистыми прослоями и верхнюю — слагающуюся зеленоватыми глинами с редкими прослоями песков. Присутствует фауна пелеципод, фораминифер, радиолярий. Толщина свиты до 100 м.

Атлымская свита (Р 3/1). На размытой поверхности тавдинских глин залегают континентальные отложения атлымской свиты среднеолигоценового возраста, сложенные песками серыми мелкосреднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослоями глин. По характеру литологии и комплексу органических остатков атлымская свита отличается от нижележащих пород. Толщина атлымской свиты 110 — 120 м.

Новомихайловская свита (Р 3/2). Отложения свиты олигоценового возраста несогласно залегают на породах атлымской свиты, представлены неравномерным переслаиванием песков и глин. Пески серые, светло-серые, тонкозернистые, кварцево-палевошпатовые, с включениями растительных остатков. Глины коричневато-серые, песчано-алевритистые, с включениями бурого угля. Вниз по разрезу увеличивается содержание глин. Породы свиты представляют комплекс озерно-аллювиальных образований. Толщина свиты около 110 м.

Туртасская свита (Р 3/3). Завершают разрез кайнозойских осадков породы туртасской свиты, сложенные глинами зеленовато-серыми, плотными, микрослоистыми, алевритистыми, с редкими прослоями и линзами алеврита светло-серого. Свита характеризуется спорово-пыльцевым комплексом с преобладанием пыльцы голосеменных растений над покрытосеменными спорами и диатомовой флорой. Толщина свиты около 90 м.

1.3 Тектоника

Согласно тектонического районирования мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, Урьевское месторождение расположено в северо-западной части Нижневартовского свода и приурочено к группе структур в южной части одноименного куполовидного поднятия.

Методами сейсморазведки прослежены в разрезе осадочного чехла ряд отражающих поверхностей, связанных с различными по возрасту толщами. Наиболее выдержанным, уверенно выделяющимся в разрезе является отражающий горизонт «Б», связанный с битуминозными глинами баженовской свиты. Следующим по значимости в разрезе является отражающий горизонт «М», приуроченный к глинам алымской свиты аптского возраста.

По отражающему горизонту «Б», кровле баженовской свиты, на площади Урьевского месторождения выделяется три основных локальных поднятия III порядка — Урьевское, Южно-Урьевское и Ахское.

Урьевское локальное поднятие расположено в центральной части площади и оконтуривается изогипсой — 2530 м. В контуре замкнутой — 2520 м, в районе скважин 1Р, 2Р, 11Р и 18Р, представляет ундулирующую брахиантиклиналь субширотного простирания с размерами 7×4км и высотой до 30 м. Углы наклона крыльев составляют около 2. На северо-востоке поднятие продолжается протяженной и обширной периклиналью, которая очерчивается изогипсой — 2530 м. К северу от Урьевского поднятия поверхность по кровле баженовской свиты представляет обширную структурную террасу субширотного простирания. Уступ террасы, имеющий наклон до 2, завершается прогибом с чередующимися мульдами, отделяющими Урьевскую структуру от группы поднятий на площади Поточного месторождения (Северо-Урьевское ЛП).

Южное погружение Урьевского поднятия переходит во внутреннюю впадину, а восточная его часть — в седловину с Северо-Покурским локальным поднятием.

На востоке Урьевское поднятие сочленяется по валообразной незамкнутой структуре субширотного простирания с Ахским локальным поднятием.

Южно-Урьевское поднятие на карте по кровле баженовской свиты представляет линейной формы антиклиналь асимметричного строения с более крутым западным крылом (до 2), имеет северо-северо-западное простирание и оконтуривается замкнутой изогипсой — 2530 м. Общая протяженность Южно-Урьевского поднятия составляет 13 км, а его максимальная высота достигает 32 м. На юге Южно-Урьевское поднятие через неглубокий прогиб отделяется от Лугового локального поднятия. [7]

Ахское локальное поднятие, расположенное в восточной части месторождения, по кровле баженовской свиты представляет брахиантиклиналь субмеридионального простирания размерами 5,5×2,5 км и высотой 28 м в контурах замкнутой изогипсы — 2550 м. Северное ее погружение наиболее пологое и имеет наклон 0,5, в остальных направлениях угол наклона крыльев составляет 1,2 — 1,4.

На севере Ахское поднятие отделено узким неглубоким прогибом от Северо-Урьевского поднятия. На западе таким же прогибом отделяется от валообразной незамкнутой складки, проходящей от Урьевского поднятия. Во всех других направлениях крылья структур переходят в борта межструктурных впадин.

Кроме перечисленных локальных поднятий нефтегазоносность месторождения связана с такими структурными незамкнутыми элементами, как структурный мыс северной части Северо-Покурского поднятия (район скважин 110Р, 145Р) и примыкающая к нему с северо-востока структурная терраса (район скважин 126Р, 148П, 151П, 88Р).

По кровле алымской свиты, к которой приурочен отражающий горизонт «М», структурный план площади месторождения становится более пологим. Локальные поднятия слабо выражены.

В целом, структурные планы поднятия по кровле алымской и баженовской свит соответствуют друг другу, что говорит об унаследованности тектонического развития площади. Различия связаны с более пологим залеганием слоев кровли алымской свиты и только на отдельных участках установлены существенные изменения морфологии поверхности.

Ахское локальное поднятие также характеризуется унаследованным развитием. По кровле алымской свиты оно имеет форму близкую к изометричной, с размерами 3,5×2,5 км и высотой 24 м в контурах замкнутой изогипсы -1660м.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

В пределах Урьевского месторождения вскрыты продуктивные пласты АВ_1/3 (алымская свита), АВ₂, БВ₆ (ванденская свита), БВ₈, БВ₁₀ (мегионская свита), ЮВ_1/1, ЮВ_½ (васюганская свита) в возрастном диапазоне от апта до средней юры, имеющие неоднозначные текстурно-структурные, и, соответственно, литолого-физические параметры, обусловленные как условиями осадконакопления, так и последующими постседиментационными изменениями пород-коллекторов.

Пласт АВ_1/3. Залежь пласта АВ_1/3 охватывает непрерывным полем площади Южно-Урьевского, Урьевского, Ахского локальных поднятий и распространяется на их периклинали и другие частично замкнутые структурные элементы. Глубина залегания продуктивного пласта по вертикали изменяется в пределах 1765 — 1810 м. По характеру строения залежь является пластовой, сводовой с участками литологических ограничений. Ее наибольшая протяженность в широтном направлении составляет 35 км, в меридиональном — 18 км, высота достигает 30 м.

По материалам ГИС, испытания разведочных и вертикальных эксплуатационных скважин положение ВНК залежи характеризуется наклонной поверхностью, погружающейся от 1736−1740м на юге до 1748 — 1754 м (абс. отм.) на севере и северо-западе. В целом границами нефтеносности пласта АВ_1/3 является контур ВНК. На отдельных участках границы залежи обусловлены литологическими экранами. На севере предполагается зона слияния с залежью пласта АВ_1/3 Поточного месторождения.

По результатам поисково-разведочного бурения (скважины 110Р, 126Р, 148П, 151П) в юго-восточной части месторождения выявлены промышленно нефтеносные песчаники залежи пласта АВ_1/3. Залежь пластовая, сводовая, на отдельных участках литологически экранированная, положение ВНК отбивается на отметках 1738−1739м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта АВ_1/3 в скважинах изменяются от 1,3 м до 13,2 м. При этом наблюдается неравномерное распределение по площади зон пониженных и повышенных толщин. В среднем по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта АВ_1/3 составляет 5,0 м.

По площади продуктивный пласт представлен неоднородным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, с прослоями и линзами карбонатных литотипов. Коллекторами являются мелкозернистые, средне-мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые и буровато-серые вследствие нефтенасыщенности, однородные или слоистые. Слоистость обусловлена концентрацией углисто-растительного детрита и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения. В ряде скважин отмечены литотипы, представленные частыми, тонкими фрагментами — линзовидным переслаиванием глинистых и песчано-алевритовых пород (так называемый «рябчик»).

По петрографо-минералогическому составу коллекторы относятся к полимиктовому типу с породообразующим содержанием кварца и полевых шпатов (40−60%), второстепенным — обломков горных пород (5−20%), и примесным — слюд (0,5−3%).

Полевые шпаты представлены плагиоклазами, реже микроклином, с типичными двойниковыми структурами. Обломки горных пород обычно представлены кремнистыми и эффузивными разностями. Слюды (мусковит) в большинстве случаев гидратированы и пластически деформированы.

Кварц с типичными оптическими свойствами, чистый, прозрачный, или мутный вследствие обильных воздушно-газовых включений. Регенерация кварца отмечается на 30−50% зерен в виде тонких прерывистых каемок.

Цемент коллекторов существенно глинистый, с незначительной примесью карбонатных и железотитанистых компонентов. По данным рентгеноструктурного анализа, основным глинистым минералом цемента является каолинит (66,4%), который в данных коллекторах характеризуется локальным поровым распределением. Усредненное содержание гидрослюды и ССО в коллекторах пласта АВ_1/3 составляет соответственно 8,1% и 5,9%.

Карбонатный цемент в коллекторах развит в примесном количестве 0−2,9%, характеризуется локально-поровым распределением, и, цементируя от 2 до 5 зерен, не оказывает практического влияния на ФЕС.

В песчаниках развита система открытых пор радиусом от 0,01 до 0,30 мм, сообщающихся между собой и частично усиленных процессами растворения и коррозии зерен. [7]

Гранулометрические параметры коллекторов широко варьируют по разрезу и площади, что закономерно предопределяется литологической неоднородностью пласта. По мере уменьшения зернистости пород (Md =0.03−0.09мм) стабильно возрастает их глинистость (17,0−23,8%) и ухудшается степень отсортированности (So=2.00−2.91). В целом по пласту доминируют песчаники средне-мелкозернистые (Md=0,156мм), не карбонатные (0,5%), малоглинистые (6,9%)и хорошо отсортированные (So=1.59), которые в данных фациальных условиях, как правило, являются коллекторами III класса.

Емкостные свойства пласта АВ_1/3 варьируют в широком диапазоне: от 5,5 до 27,6% и в среднем составляют 22,3%.

Фильтрационные свойства пласта также изменяются в широком диапазоне: от 0,1 до 3686· 10^-3 мкм², т. е. в разрезе пласта присутствуют породы от I до IV классов. Половина изученных пород относится ко II и III классам проницаемости (К_пр от 100 до 1000· 10^-3 мкм²), около 9% составляют породы I класса (К_пр более 1000· 10^-3 мкм²)^, породы IV и V классов встречены приблизительно в равных соотношениях и составляют соответственно 17,3 и 18,4%.

Пласт АВ₂ вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. В связи с отсутствием выдержанных разделов между пластами АВ_1/3 и АВ₂, обуславливается гидродинамическая связь резервуаров пластов. Соответственно залежи пластов АВ_1/3 и АВ₂ имеют единый ВНК.

По материалам эксплуатационного и разведочного бурения на площади месторождения выделяется 17 отдельных залежей. Все выделенные залежи подтверждаются результатами опробования и эксплуатации, полностью оконтурены пробуренными скважинами.

Основными из них являются залежь в пределах Южно-Урьевской структуры и залежь на Урьевском поднятии в районе скважин 11Р и 2Р.

Залежь на Южно-Урьевском поднятии является пластовой, сводовой, на большей части площади представлена ВНЗ. Нефтенасыщенные толщины в ней изменяются от 0,8 м до 13,6 м. В плане она имеет изрезанные очертания в связи с тем, что кровля коллекторов стратиграфически не постоянна. Внутри площади залежи отмечаются водоносные участки пласта, так как верхняя часть пласта заглинизирована, а проницаемые нижние пропластки залегают ниже уровня ВНК.

В целом залежь имеет субмеридиональное простирание, ее размеры составляют в среднем 13×4км, высота — 16 м.

Залежь на Урьевском поднятии, в районе скважин 11Р и 2Р пластовая, сводовая, с обширными ВНЗ. Также имеет неправильную изрезанную форму. Нефтенасыщенные толщины здесь составляют 0,7 — 9,7 м. Максимальная протяженность залежи 7 км, ширина — 3 км, высота — около 15 м.

Отдельные мелкие по размерам залежи, площадью до 1 км² являются водоплавающими.

Залежь пласта АВ₂ стратиграфически приурочена к ванденской свите. Как и вышезалегающая залежь пласта АВ_1/3 она характеризуется частым взаимозамещением песчаников и алевролитов по площади.

Коллекторами являются средне-мелкозернистые, мелкозернистые песчаники крупнозернистые алевролиты, светло-серые, серые, буровато-серые вследствие нефтенасыщенности, в различной степени отсортированные, однородные, или слоистые вследствие концентрации углистых растительных детритов, слюд и глинисто-алевритового материала по плоскостям наслоения. Слоистость горизонтальная, косая, косоволнистая, прерывистая.

Форма зерен изменяется от полуугловатой до полуокатанной, структура — псаммитовая, алевро-псаммитовая, алевритовая.

По петрографо-минералогическому составу породы относятся к полимиктовому типу, с доминирующим содержанием кварца и полевых шпатов (30−60%), обломки горных пород- 10−30%, примесные минералы — слюды (2−3%). Все кластические компоненты, за исключением кварца и кварцитов, неустойчивы к выветриванию, и в различной степени изменены.

Цемент существенно глинистый, представлен полиминеральной ассоциацией хлорита, каолинита и гидрослюды. Распределение компонентов неоднородное, пленочное, порово-пленочное, поровое. Основным глинистым минералом цемента является каолинит до 50%. Хлорит (35%) в виде тонких прерывистых каемок обволакивает фактически все обломочные зерна.

Карбонатный цемент в коллекторах обычно образует локально-поровый тип цементации, и не оказывает практического влияния на ФЕС коллекторов. Средневзвешенная карбонатность по проницаемой части разреза составляет 0,7% при диапазоне изменения от 0 до 3,1%.

Гранулометрические параметры коллекторов довольно широко варьируют по разрезу и площади пласта, что закономерно обусловлено особенностями его текстурно-структурного строения. В целом по пласту доминируют песчаники мелкозернистые (Мd=0,103 мм), не карбонатные (0,7%), умеренно глинистые (10,5%) и в средней степени отсортированные (Sо=2,05), которые в данных фациальных условиях, как правило, являются коллекторами IV класса.

Пористость коллекторов варьирует от 12,1 до 26,9% и в среднем по пласту составила 22,3%. В большинстве случаев (64%) породы имеют довольно высокую пористость (от 22 до 26%), 33% составляют породы с пористостью 18−22%.

Фильтрационные свойства пласта варьируют от 0,1· 10^-3 мкм² до 1423· 10^-3 мкм². Преобладают породы IV класса — доля пород с проницаемостью 10−100· 10^-3 мкм² составляет 43,6% и породы III — доля пород с проницаемостью 100−406 составляет 28%. Среднее значение проницаемости по пласту в целом невысокое: 117· 10^-3 мкм².

Водоудерживающая способность пласта, в связи с низкими ФЕС, получилась высокой и составляет в среднем 43,3%.

Пласт БВ₆ стратиграфически приурочен к ванденской свите. Основная залежь пласта БВ₆ расположена в сводовой части Урьевской структуры. Кроме того, выявлены новые залежи на Ахской площади, в районе скважины 65Р, на Зимней структуре и в районе скважин 80Р, 93Р. 7]

Залежь на Урьевской площади полностью разбурена и оконтурена скважинами. Положение ВНК в ней отбивается на отметках — 2100−2105м. Залежь пластово-сводовая, водоплавающая размерами 13,0×6,5 км, высота — 22 м. Нефтенасыщенные толщины увеличиваются к своду поднятия, достигая 19,4 м при среднем значении по залежи 6,8 м.

Залежь Ахской площади также полностью оконтурена скважинами. Водонефтяной контакт залежи проходит на отметках — 2108−2112м, средние значения нефтенасыщенных толщин в пределах 6,9 м. Протяженность залежи достигает 8 км при ширине 1,5 — 3,5 км, высота — 20 м. Залежи Урьевской и Ахской площадей являются высокопродуктивными. Средний дебит жидкости по эксплуатационным скважинам составляет 77 т/сут.

Залежь в районе скважины 65Р приурочена к малоамплитудной структуре, является водоплавающей с ВНК на отметке -2105м,. Имеет размеры 1,75×1,0 км и высоту 2 м.

Залежь в районе скважины 80Р выявлена скважинами 2335 и 2342, которые при эксплуатации работали с дебитами 8,8 и 3,0 м³/сут. Нефтенасыщенные толщины в скважинах составляют 1,1 — 5,0 м. Залежь является сводовой, водоплавающей, имеет небольшие размеры 1,5×1,5 км и высоту 9 м.

Залежь в районе скважины 93Р приурочена к слабовыраженному локальному поднятию в юго-западной части Южно-Урьевской структуры. При опробовании пласта в скважине 93Р получен приток безводной нефти дебитом 53,0 м³/сут. Водонефтяной контакт по данным ГИС проходит на отметках 2124,9−2126,1 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,1 м. Залежь является пластовой, водоплавающей, имеет размеры — 3,5×1,6 км и высоту 9 м.

Контуры залежи на Зимней структуре (142Р), выделяемые по пересчету запасов, были уточнены по результатам проведенных позднее геологоразведочных работ. В результате оконтурены 3 небольшие малоамплитудные залежи в районе скважин 142Р, 143Р, 19Р.

Продуктивный пласт БВ₆ в пределах Урьевского месторождения представлен песчаниками с прослоями алевролитов, причем содержание глинистого материала увеличивается от подошвы к кровле пласта. Проницаемая часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми с прослоями алевролитов крупнозернистых, серых и буровато-серых вследствие нефтенасыщенности, однородных или слоистых. Слоистость горизонтальная, наклонная, косая, косоволнистая обусловлена концентрацией углисто — слюдистого и глинистого материала, а также растительного детрита по плоскостям наслоения, фрагментами нарушена процессами взмучивания осадка и биотурбации.

По петрографо-минералогическому составу обломочной части песчано-алевритовые породы относятся к полимиктовому типу. Основными кластическими компонентами являются кварц и полевые шпаты, содержание которых составляет, соответственно, 30−45 и 40−45%, локально разрез обогащен обломками интрузивных, эффузивных и осадочных пород и слюдами.

Все кластические компоненты, за исключением кварца и кварцитов, неустойчивы к выветриванию и в различной степени изменены. Полевые шпаты представлены плагиоклазами, реже микроклином, с типичными двойниковыми структурами. Основная масса зерен неравномерно пелитизирована и серицитизирована, полные псевдоморфозы и микротины относительно редки. Обломки горных пород обычно представлены кремнистыми и эффузивными разностями, зачастую по последним развивается хлорит или монтмориллонит. Слюды (мусковит, биотит) в большинстве случаев гидратированы и пластически деформированы.

Кварц с типичными оптическими свойствами, чистый, прозрачный, или мутный вследствие обильных воздушно-газовых включений. Комплекс акцессорных минералов представлен гранатом, эпидотом, сфеном.

Цемент коллекторов существенно глинистый, с незначительной примесью карбонатных и железо-титанистых компонентов. Для алевролитов более характерна повышенная глинистость, порово-базальное распределение и существенно хлорит-гидрослюдистый состав цементирующего материала.

В песчаниках развита система открытых пор, сообщающихся между собой. Гранулометрические параметры коллекторов широко варьируют по разрезу и площади, что закономерно предопределяется переслаиванием различных литотипов в разрезе отдельных скважин. В целом по пласту доминируют песчаники средне-мелкозернистые (Мd= 0,167мм), некарбонатные (1,0%), малоглинистые (6,8%) и хорошо отсортированные, которые в данных фациальных условиях, как правило, являются коллекторами III класса.

По площади емкостные свойства пласта варьируют в небольшом диапазоне и, в большинстве случаев составляют 20 -22%.

Среднее значение проницаемости нефтенасыщенной части пласта получилось несколько выше, чем по водонасыщенной его части и составляет соответственно 332· 10^-3 и 181· 10^-3 мкм^2.

Пласт БВ8. Залежь пласта БВ8 в пределах Урьевской структуры детально изучена и оконтурена. В плане залежь имеет неправильную форму, вытянута в субширотном направлении. Размеры залежи в среднем составляют 6×3км, высота — 16 м. По типу резервуара является пластовой, сводовой с обширными водонефтяными зонами. Положение ВНК залежи подтверждено на отметке -2182м. Нефтенасыщенные толщины в ней изменяются от 1,4 до 10,8 м, в среднем составляют 4,2 м.

Залежь Ахской площади, выявленная в результате разведочного и эксплуатационного бурения, является пластовой, сводовой, ее протяженность составляет 8 км при ширине 0,8 — 2 км, высота — 15 м. Поверхность ВНК в ней залегает на отметке -2190м, нефтенасыщенные толщины в среднем по залежи в пределах 4,5 м.

Залежи пласта ВБ₈ являются высокопродуктивными, по результатам эксплуатации средний дебит жидкости в скважинах составляет 78 т/сут.

Пласт ВБ₈ стратиграфически приурочен к верхам мегионской свиты, и представлен преимущественно песчаниками с прослоями и линзами алевролитов и аргиллитоподобных глин, а также карбонатных пород. 7]

Коллекторами являются песчаники серые, буровато-серые за счет нефтенасыщения, мелко, средне-мелкозернистые и алевролиты крупнозернистые, сцементированные глинистым цементом, участками с прослоями и линзами различной формы карбонатного песчаника, однородные или слоистые. Слоистость горизонтальная, косоволнистая, косая, линзовидная, обусловлена концентрацией УРД и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения.

По вещественному составу коллекторы относятся к полимиктовому типу с породообразующим содержанием кварца (30−35%) и полевых шпатов (50−55%), при стабильном преобладании последних.

Цемент коллекторов существенно глинистый, с незначительной примесью карбонатных и железо-титанистых компонентов.

В песчаниках развита система открытых пор, сообщающихся между собой и частично усиленных процессами растворения и коррозии зерен.

В целом по пласту доминируют песчаники мелкозернистые (Мd=0,164мм), хорошо отсортированные (S_о=1,637), малоглинистые (5,4%) и малокарбонатные (4%), которые в данных фациальных условиях обычно являются коллекторами III — IV класса.

Емкостные свойства пласта варьируют от 16,8% до 24,1%, среднее значение пористости по пласту БВ₈ составляет 20,7%.

Фильтрационные свойства пласта изменяются в широком диапазоне: от 18,5· 10^-3 мкм² до 611· 10^-3 мкм^2.

Пласт БВ₁₀. Залежь пласта не имеет регионального распространения, стратиграфически приурочена к мегионской свите нижнемеловых отложений и относится к пластово-сводовому литологически ограниченному типу залежей. На Урьевском месторождении продуктивность пласта БВ₁₀ установлена в восточной части месторождения (Ахская площадь и в районе разведочных скважин 126Р, 148П, 151П).

По кровле продуктивного пласта БВ₁₀ Ахское поднятие оконтуривается замкнутой изогипсой — 2280 м, в контурах которой оно представляет брахиантиклиналь субмеридионального простирания с размерами 3×2 км и амплитудой около 10 м.

В семи километрах южнее Ахского участка по данным сейсморазведки 3Д и по результатам бурения разведочных скважин выявлено малоамплитудное локальное поднятие. По кровле пласта БВ₁₀ поднятие оконтуривается изогипсой 2260 м и представлено замкнутой структурой изометричной формы размером 3×1,75 км, амплитуда — около 5 м.

Толща пласта БВ₁₀ характеризуется довольно высокой степенью расчлененности. В ней выделяется до восьми проницаемых прослоев, отдельные из которых отличаются высокой степенью прерывистости. Прерывистость проницаемых прослоев увеличивается сверху вниз. Так, если самый верхний прослой представлен коллектором в большинстве скважин, то нижние прослои в основном носят линзообразный характер.

Верхний проницаемый прослой — самый выдержанный в разрезе — замещается неколлектором в единичных скважинах (4471, 4659). Эффективная нефтенасыщенная толщина этого прослоя изменяется от 1,4 м до 5,8 м.

Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые, нефтенасыщенные разности — буровато-серые, в различной степени отсортированные, однородные и слоистые вследствие намывов УРД и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения. Слоистость горизонтальная, тонкая, неритмичная, а также слабонаклонная, линзовидная, волнистая, косоволнистая.

По петрографо-минералогическому составу коллекторы относятся к полимиктовому типу.

Пористость изменяется от 12% до 21,1%. По нефтенасыщенной части разреза пористость в среднем выше, чем по водонасыщенной его части и составляет соответственно 17% и 18,9%.

Среднее значение проницаемости по пласту составило 14,1· 10^-3 мкм², причем по нефтенасыщенной части разреза пласта она получилась выше, чем по водоносной его части.

Пласт ЮВ₁. Стратиграфически пласт приурочен к верхам васюганской свиты. В составе горизонта выделяются продуктивные пласты ЮВ_1/1 и ЮВ_½ представленные неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с прослоями и линзами карбонатных пород. Характерной является очень мелкая линзовидная текстура, так называемая «рябчиковая», обусловленная наличием микрослоев и линзочек глин и углистого материала.

На площади месторождения в пласте ЮВ₁ выделены основная залежь нефти, залежь приуроченная к северной оконечности Северо-Покурского поднятия и четыре мелких.

Промышленно нефтеносной на Урьевском месторождении является залежь пласта ЮВ_1/1. Пласт ЮВ_½ имеет зональное развитие в пределах основной залежи и в районе поисковой скважины 144П на Таежной структуре.

Основная залежь нефти пласта ЮВ_1/1 охватывает площади Урьевской, Южно-Урьевской структур и распространяется на западное погружение Урьевского куполовидного поднятия.

Залежь характеризуется сложным геологическим строением. Имеет как структурный, так и литологический контроль. В связи с резко неоднородным строением пласта, присутствием обширных зон замещения коллекторов, характеризуется различными уровнями ВНК по площади. В восточной части залежи ВНК наклонен в северном направлении от 2540 м до 2587 м. В западной погружается до 2700 м.

На западе залежь выходит за лицензионные границы месторождения, распространяется к югу вдоль погружения Чумпасской площади и, очевидно, сливается с залежью Лас-Еганского месторождения на севере. По характеру изменения нефтенасыщенных толщин различаются восточная, центральная и западная части залежи. 7]

В восточной части залежи, характеризующейся наиболее неоднородным строением пласта, толщины изменяются от 1,2 м до 13,2 м. В центральной части пласт имеет выдержанное строение, но его толщины варьируют в пределах 1,0 — 3,6 м. В западной части пласт также достаточно выдержан и характеризуется нефтенасыщенными толщинами от 3 м до 12,6 м, с сокращением вблизи зон глинизации до 1,2 — 2,4 м. В среднем по залежи нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м.

При испытании пласта были получены притоки нефти с начальными дебитами 1,02 — 33 м³/сут.

Таким образом, залежь пласта ЮВ_1/1 характеризуется сложным геологическим строением. Является пластовой, литологически ограниченной. Ее протяженность в широтном направлении достигает 30 км, ширина изменяется от 3 км до 12 км, высота составляет 160 м.

Залежь пласта ЮВ_½ имеет зональное развитие со сложной конфигурацией, в песчаной фракции преимущественно развита в центральной части Урьевской структуры, в районе разведочных скважин 1, 2, 9, 10. Ее границы обусловлены зонами отсутствия коллекторов, имеющими извилистые очертания, и контуром ВНК. Поверхность ВНК наклонена на север от 2540 -2550м до 2587 м.

Нефтеносность залежи дополнительно к результатам разведочных скважин подтверждена 2 эксплуатационными скважинами, которые дали слабые притоки нефти дебитами 0,7 — 1,1 т/сут. А также результатами совместной эксплуатации с пластом ЮВ_1/1 еще в 5 скважинах, которые работали с начальными дебитами нефти 3,9 — 14,7 т/сут. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 0,8 м до 5,4 м, в среднем составляют 2,4 м.

Залежь является пластовой, литологически ограниченной. Имеет размеры 4×0,5 км, высоту до 30 м.

Кроме основной залежи выявлена нефтеносность пласта ЮВ₁ в районах отдельных скважин: 175Р, 93Р и 98Р, 81Р (Ахская площадь), 144П (Таежная площадь), 148П и 151П (Северо-Покурское поднятие).

Коллекторами являются мелкозернистые песчаники, режесреднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые, буровато-серые, однородные, или слоистые вследствие смены зернистости осадка, а также концентрации УРД и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения. Слоистость косоволнистая, линзовидная, мелкая косая, горизонтальная. Характерно повышенное содержание пирита, нередко образующего крупные стяжения, а также карбонатных линз прослоев.

По вещественному составу исследованные коллекторы относятся к полимиктовому типу. Основными породообразующими компонентами являются кварц (40−50%) и полевые шпаты (25 — 30%, до 40%) при стабильном преобладании кварца. Локально песчаники обогащены обломками интрузивных, эффузивных и осадочных пород в различных соотношениях и слюдами.

Все кластические компоненты, кроме кварца и кварцитов, неустойчивы к выветриванию и в различной степени изменены. Зерна кварца чистые, прозрачные, или мутные вследствие обильных воздушно-газовых включений. Полевые шпаты представлены микроклинами, ортоклазами и плагиоклазами.

Основная масса глинистого цемента коллекторов имеет аутигенное происхождение, представлена преимущественно каолинитом, с примесью хлорита, гидрослюды и характеризуется неоднородным пленочно-порово-базальным распределением. Карбонатный цемент в основной массе коллекторов имеет локально-поровое распределение (0,5 — 1%).

В целом по пласту ЮВ1/1 доминируют песчаники мелкозернистые (Мd=0,188 мм), хорошо отсортированные (S_о=1,73), малоглинистые (8,4%) и малокарбонатные (0,8%), которые в данных фациальных условиях обычно являются коллекторами IV — V классов.

Среднее значение пористости по пласту 15,7%, породы с пористостью выше 18% составляют всего 16%.

Среднее значение проницаемости по пласту составило 28,6,1· 10^-3 мкм².

Пластовые нефти Урьевского месторождения являются типичными для рассматриваемого района. Сводные значения параметров, характеризующих основные свойства пластовых нефтей в условиях пласта и при различных способах разгазирования.

В условиях пласта нефти Урьевского месторождения легкие, маловязкие, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений при относительно низкой плотности дегазированной нефти. В приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов. 7]

Вниз по разрезу месторождения увеличивается содержание растворенных углеводородов, количество светлых фракций, твердых парафинов, снижается содержание смол, асфальтенов, соответственно уменьшается плотность нефтей.

В составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных). На основании критериев, предусмотренных стандартом ГОСТ 912–66, нефти Урьевского месторождения легкие и сравнительно легкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350С около 55%.

1.5 Свойства пластовых жидкостей и газов

Свойства нефти и газа Урьевского месторождения изучались по результатам глубинных и поверхностных проб, выполненных в центральной лаборатории Главтюменьгеологии.

Пласт БВ₆ характеризуется большим давлением насыщения (88 — 89кг/см²) и газосодержанием (44,08 — 47,85 м²/т). Нефть этого пласта сернистая и парафинистая.

Пласт БВ₈ характеризуется большим газосодержанием (55,31 — 63,40 м³/т) и давлением насыщения (73 — 81,5 кг/см²). Нефть также сернистая и парафинистая.

Нефть пластов АВ₁₋₂ также относится к сернистым и парафинистым. Свойства пластовой нефти и газа представлены в таблице 1, компонентный состав — в таблице 2.

Параметры пласта ЮВ₁ Урьевского месторождения:

Средняя глубина залегания пласта ЮВ₁ составляет от 2630 м.

Эффективная мощность — 6,7 м.

Средняя пористость — 16%

Средняя проницаемость — 0,003мкм Средняя нефтенасыщенность — 67%

Удельный вес пластовой нефти — 0,836 т/м 3

Температура пласта — 110 єС Газовый фактор — 84 м³/т.

Таблица 1 — Свойства пластовой нефти и газа

Таблица 2 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по Урьевскому месторождению

Вязкость пластовой воды в пластовых условиях 0,44 — 0,33 мПа· с.

Объемный коэффициент 1,017 — 1,019.

Предельное газосодержание 2,16 — 2,38 мм³/т.

По кислотно-щелочному анализу эти воды нейтральны, низкоминерализированы (от 20 до 27 г/л). Химический состав и физические свойства пластовых вод представлены в таблице 3.

Таблица 3 — Химический состав и физические свойства пластовых вод

Газосодержание в нефти извлекаемой со скважин, работающих по пласту ЮВ₁, составляет 84 м³/т.

Вязкость пластовой воды в пластовых условиях 0,44 — 0,33 мПа· с.

Объемный коэффициент 1,017 — 1,019.

Предельное газосодержание 2,16 — 2,38 м³/т. [7]

По кислотно-щелочному анализу эти воды нейтральны, низкоминерализированы (от 20 до 27 г/л).

Таблица 4 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по Урьевскому месторождению

1.6 Режим разработки залежи

Режим залежи в Нижневартовском нефтегазоносном районе, в пределах которого находится Урьевское месторождение, областями питания подземных вод являются горно-складчатые сооружения, образующие Западно-Сибирскую низменность с юга и юго-востока, а областью разгрузки — район Карского моря.