Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении (стр. 2 из 11)
2. Геологическая часть
2.1 Геологическое строение месторождения и залежей
2.1.1 Литостратиграфический разрез
Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.
Доюрские образования (Рz)
В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.
Юрская система (J)
Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
В ее составе выделяются тюменская (J1 +2), абалакская и баженовская свиты (J3).
Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.
Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450 м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973 м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темно-серыми до черного цвета, участками известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.
Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м. Меловая система (К)
Отложения меловой системы развиты повсеместно, представлены верхним и нижним отделами. Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415 м
Палеогеновая система (Р)
Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.
Четвертичная система (Q)
Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.
Рисунок 2.1.1 Западная Сибирь. Модель комплекса Неокома (шельфовая платформа)
А - средневзвешенные по площади скорости осадконакопления; Б - площади развития глинистых осадков, связанных с относительно глубоководными фациями; В - общие площади седиментации.
Рисунок 2.1.2 Схема региональной цикличности осадочного чехла Западной Сибири (сейсмогеологический прогноз..., 1992)
2.2 Нефтеносность
На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительныепотолщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до готеривбарремского возраста и составляет около 1 км.
Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю3) и баженовской (пласт Ю0) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, модели строения залежей к настоящему времени не достаточно обоснованы.
Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено более 90%. разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС7, АС9, АС010, АС1-210, АС011,АС111, АС211, АС3-4 12
Все залежи нефти являются литологическими или литолого-стратиграфическими и относятся к категории сложнопостроенных. Характерна резкая изменчивость литолого-физических свойств пород-коллекторов как по разрезу, так и по латерали, что обусловлено условиями их формирования в краевой части палеошельфа и склона аккумулятивной террасы. Области развития песчаных тел практически не контролируются современным структурным планом, продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения определяется наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Все это обусловило очень сложное геологическое строение песчано-алевролитовых тел, которое затрудняет интерпретацию данных геофизических, и сейсмических исследований, а также оценку фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и их насыщение.
Залежи нефти горизонтов АС10, АС11, АС12представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, о чем свидетельствует отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях скважин.
3.Техническая часть
3.1 Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин
В настоящее время в мировой практике испытания и опробование пластов в бурящихся скважинах наметились одни и те же направления развития техники и технологии проведения указанных работ. У нас в стране, так же как и за рубежом, ведутся работы по созданию и применению следующих методов испытания и опробования пластов:
испытание продуктивных горизонтов при помощи испытателей пластов, спускаемых в скважину на трубах (с опорой и без опоры на забой):
опробование пластов без подъема бурильного инструмента на поверхность;
опробование пластов при помощи опробователей, спускаемых в скважину на кабеле или металлическом тросе.
Испытание продуктивных горизонтов при помощи испытателей пластов, спускаемых в скважину на трубах, с опорой на забой
Данный вид испытания пластов требует прекращения бурения, подъема бурильного инструмента на поверхность, сборки и спуск в скважину специального забойного инструмента - испытателя пластов.
Инструмент в скважину спускают на пустых, либо частично заполненных бурильных трубах, поэтому имеется возможность отбора больших объемов жидкостей из пласта. Практически при испытании пластов указанными испытателями можно производить пробную эксплуатацию скважины.
Рисунок 3.2.1 Схема испытания пластов с опорой на забой
Такая особенность технологии испытания пластов позволяет получать необходимую информацию о пласте и выявлять добывные перспективы данного геологического разреза. Поэтому этот вид испытаний пластов получил наиболее широкое распространение за рубежом и у нас в стране.
В процессе испытаний продуктивных горизонтов при помощи испытателей пластов, спускаемых в скважину на трубах, как правило выполняют два цикла испытаний. В первый цикл входят начальный открытый период испытания (период притока) и начальный закрытый период испытания (период восстановления давления). Второй цикл, включает конечный открытый и конечный закрытый периоды испытания. Для получения более достоверной информации испытаний за последнее время на отечественных месторождениях и в США применяется метод многоциклового испытания, в процессе которого выполняют до четырех циклов испытания (четыре открытых и четыре закрытых периода). При обычном испытании пластов с опорой инструмента на забой (рис3.2.1, а) в компоновке испытателя применяют один пакер и испытываемый объект изолируется им от вышерасположенного ствола скважины. Приток жидкости (газа) из пласта происходит из всего вскрытого интервала через подпакерное пространство скважины. Поэтому при наличии нескольких прослоев с разной проницаемостью невозможно определить, из какого интервала получен приток пластовой жидкости.
При поинтервальном испытании пластов с опорой инструмента на забой (рис.3.2.1, б) испытываемый объект изолируется от ствола скважины сверху и снизу при помощи двух пакеров. Приток жидкости (газа) из пласта происходит только из интервала скважины, изолированного пакерами, поэтому возможно испытание отдельных прослоев пласта. Однако такие испытания при помощи испытателей пластов с опорой на забой могут проводиться, если испытываемый пласт расположен на небольшой высоте от забоя скважины.
Указанный комплект узлов испытательного инструмента позволяет создавать необходимые режимы притока жидкости из пласта в инструмент и восстановления давления в процессе испытания пластов. Его применяют как в отечественной, так и в зарубежной практике испытания пластов в процессе бурения скважин.
Комплекты испытательных инструментов
На отечественных месторождениях применяют комплекты испытательных инструментов (КИИ) трех типоразмеров (КИИ2М-146, КИИ2М-95 и КИИМ-65), разработанные СевКавНИПИнефтью, ВНИИНПГ и предназначающиеся для испытания пластов в скважинах диаметром 75-295 мм (табл.3.2.1).
ТАБЛИЦА 3.2.1
| Показатели | Тип инструмента | ||
| КИИ2М-146 | КИИ2М-95 | КИИМ-66 | |
| Наружный диаметр корпуса, мм | 146 | 95 | 67 |
| Диаметр пакеруещего элемента, мм | 170-270 | 65-145 | 67-95 |
| Максимальная длина узла, м | 2.3 | 2.5 | 2.575 |
| Длина полной компоновки, м | 16,59 | 18,18 | 18.465 |
| Максимальная масса узла, кг | 200 | 110 | 50 |
| Масса полного комплекта, кг | 1200 | 910 | 325 |
| Допустимый перепад давления на пакере, кгс/см2 | 350 | 350 | 350 |
| Допустимая забойная температура, 0С | 170 | 170 | 170 |
| Допутимые осевые усилия, тс: | |||
| при сжатии | 30 | 10 | 4,5 |
| при растяжении | 60 | 25 | 15 |
| Диаметр скважины, мм | 190-295 | 108-161 | 75-112 |
Для регистрации и записи давления в процессе испытания продуктивных горизонтов в отечественных конструкциях испытателей пластов применяют глубинные регистрирующие манометры, рассчитанные на предельные давления.