Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

 

 

зависимости от рельефа залегают на глубине от 20 до 80 м. и более. Особенностью горизонта является неравномерное  обводненность пород. Водообильные зоны с крупными карстовыми водотоками приурочены к логам, сухим долинам  и поддолинным потоком рек. Дебиты родников и скважин изменяются от 0,1 до 700 и от 0,5 до 27 л/с при наиболее характерных значениях от 5 до 10 и от 1 до 2 л/с. В водообильных зонах дебиты скважин до 10 и более л/с. Дебиты колодцев не превышают 1 л/с.

Воды артинско-филипповских и четвертичных отложений преимущественно гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией до 1 г/л и жесткостью от 1,5 до 15, а чаще от 3 до 5 мг/экв. На глубине 80-120 м. и более минерализация вод возрастает, они становятся сероводородными сульфатно-кальциевого состава.

 

Пресные подземные  воды хорошего качества пригодны для  хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Водовмещающие породы, залегающие в  тульских, бобриковских и малиновских  отложениях ниже абсолютных отметок  минус 1402-1443, 1403-1472 и 1448,5-1490 м., представлены, в основном, поровыми коллекторами. Они обладают хорошими коллекторскими и фильтрационными свойствами и повышенной водообильностью. Коэффициенты продуктивности, изменяясь в широком диапазоне, чаще лежат в пределах от 15 до 42 м³/сут*Мпа. Около половины скважин характеризуются повышенными (более 30 м³/сут*Мпа) коэффициентами продуктивности. В комплексе зафиксировано наименьшее количество плотных элементов разреза. Статические уровни подземных вод яснополянских и малиновских отложений определены на абсолютных отметках минус 0,4-78 и 61-92 м. Пластовые давления этих отложений соответственно на 0,26-0,98 МПа меньше и на 0,34-0,58 МПа больше рассчитанных.

Поверхность пьезометрического поля сравнительно ровная. Углеводородная залежь здесь расположена на пересечении глубинного разлома с грабеннообразным прогибом, выполняющим роль тектонического экрана. Давление на ВНК тульской залежи равно 16,81 МПа.

Большинство углеводородных залежей  нижне-средневизейского ГНВК находится  в «спокойной» гидродинамической обстановке. Давление на ВНК малиновской равно 17,58 МПа.

В нижне-средневизейских отложениях существуют условия для межкомплексных перетоков подземных вод. Величины вертикальных гидродинамических положительных 

градиентов изменяются от 4*10^-1 до 1,8 м/10 м., отрицательных от 5*10^-1 до 2,2 м/10 м. Значения латеральных гидродинамических градиентов комплекса лежат в пределах от 3*10^-3 до 4*10^-1 м/10 м.

Пластовые воды нижне-средневизейского ГНВК представлены высокоминерализованными  рассолами хлоркальциевого типа. Коэффициент метаморфизации вод изменяется от 0,7 до 0,79, коэффициент сльфатности от 0,02 до 0,32. Воды комплекса отличаются значительным дефицитом сульфатного насыщения. Полное насыщение сульфатами калия наблюдается в подземных водах карбонатных отложений тульского горизонта. Содержание йода изменяется от 10 до 16 мг/л, брома от 445 до 1050 мг/л, стронция от 352 до 500 мг/л, лития 7-11 мг/л. В подземных водах тульских отложений обнаружен бензол в количестве 0,006 мг/л.

Верхнедевонско-турнейский ГНВК охватывает мощную толщу карбонатных отложений от турнейских по саргаевские включительно. Он перекрыт аргиллитами малиновского надгоризонта и неяснослоистыми глинистыми турнейскими известняками. Толщина покрышки составляет 5-15 м.

Комплекс отличается большой литофациальной неоднородностью. Геофильтрационные среды представлены карстовым типом, эффективная часть – палеокарстовым и гранулярно-обломочным. Развитие гранулярно-обломочных и палеокарстовых геофильтрационных сред связана с продолжительным послетурнейским и кратковременным послефаменскими перерывами в осадконакоплении.

Водосодержащие  породы турнейских и фаменских отложений  залегают ниже абсолютных отметок минус 1491-1498, 1492-1506 м. Коллекторские и фильтрационные свойства пород весьма неоднородны. Скважины, вскрывающие фаменские отложения, обладают большей характерной продуктивностью, на ряду с высокой встречаемостью «сухих» объектов. При проходке девонских отложений скважинами отмечены различной интенсивности поглощения промывочной жидкости – от частичного до полного. В турнейских отложениях коэффициенты продуктивности скважин не превышают 7 м³/сут*МПа.

Статические уровни подземных вод  турнейских и фаменских отложений  установлены на абсолютных отметках минус 11,7 м. и от минус 67,8 до плюс 25,4 м. Начальное пластовое давление верхнедевонско-турнейских отложений совпадает с гидростатическим в 37% случаев. Кроме того в турнейских и франских отложениях пластовое давление может быть соответственно на 0,22-0,82 МПа меньше и на 0,26-1,23 МПа больше расчетных значений, а в фаменских отличается отличается от него как в большую, так и в меньшую стороны.

 

Пъезометрическая поверхность  весьма неоднородна. Повсеместно фиксируется  чередование пъезоаномалий разного  знака, имеющих очаговый характер и в редких случаях образующих небольшие зоны. Высоты приведенных напоров пластовых вод турнейских отложений лежат в пределах от 276 до 351 м., фаменских от 226 до 388 м. и франских от 281 до 392 м.

По соотношению величин приведенных  напоров отчетливо проявляется тенденция к восходящим перетокам подземных вод в отложения нижне-средневизейского ГНВК. Значения установленных положительно межкомплексных гидродинамических градиентов лежат в пределах от 2*10^-1 до 3 м/10 м. Высокие напорные градиенты и латеральные характерны для тектонически активных зон.

Залежи нефти приурочены большей  частью к турнейским отложениям и  лежат в зонах нормальных высот  приведенных напоров.

Высокоминерализованные хлоркальциевые рассолы верхнедевонско-турнейского  ГНВК почти полностью насыщены и до 50% перенасыщены ионами сульфата калия. Коэффициент метаморфизации подземных вод турнейских отложений изменяется от 0,68 до 0,8, девонских – не бывает меньше 0,72.

Воды являются промышленными йодо-бромными. Промышленные концентрации лития и  стронция обнаружены в подземных водах турнейских и верхнефранских отложений. В подземных водах фаменских отложений содержание растворенного сероводорода достигает 239 мг/л.

Терригенные отложения средне-верхнедевонского ГНВК в объеме кыновского, пашийского и живетского горизонтов оказались в пределах месторождения практически безводными.

В заключение гидрогеологической характеристики необходимо отметить следующие особенности  Трифоновского месторождения.

1. Исследуемый район обладает  нормальным типом гидрохимического профиля. С глубиной наблюдается закономерное увеличение минерализации, плотности и смена гидрохимических типов вод.

2. Широкое развитие  линейных зон интенсивной трещиноватости  осадочных пород позволяет предполагать  слоисто-блоковую структуру геофильтрационной неоднородности палеозойских отложений, определившую местный характер глубинного стока. Глубинные гидродинамические аномалии и связанные с ними залежи нефти имеют отчетливую связь с неотектоническими активными разломами. Энергетические и фильтрационные условия вертикального водообмена полностью определяют направление и интенсивность

 

латерального  стока.

3. Активная латеральная гидродинамическая  связь блоков приводящая к  нивелировке напоров, может осуществляться  нижне-средневизейскими отложениями, которые отличаются повышенной водопроводимостью. Поэтому в этих отложениях прослеживаются только наиболее контрастные аномалии.

4. В тектонических экранированных  блоках отмечается преимущественно  восходящее движение подземных  вод, способствующие вертикальной эмиграции углеводородов в гидродинамически активных зонах. В каширско-гжельском, верейском и, частично, окско-башкирском ГНВК углеводородные залежи расположены в зонах повышенных приведенных напоров подземных вод. Нижне-средневизейским и фоменско-турнейским залежам характерен более низкий энергетический потенциал (около 300 м.).

5. Зоны проявления палеокарста  в окско-серпуховских и верхнедевонских  отложениях рекомендуются, как  перспективные для закачки сточных  вод нефтяных промыслов.

6. Источником хозяйственно-питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов являются подземные воды четвертичных и артинско-филипповских отложений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2. Физико-гидродинамическая характеристика  продуктивных коллекторов вмещающих  пород и покрышек

 

Экспериментальные исследования коэффициента вытеснения проведены в лаборатории  исследований пород и флюидов  в соответствии с требованиями ОСТа 39-195-86 "Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях". Модель пласта комплектуется из 9-11 образцов диаметром 0,026 м, общая длина ее достигает 0,26 м. Порядок компоновки составной модели принимается таким, чтобы по направлению вытеснения каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. При определении линейной скорости вытеснения учитывается соблюдение известных критериев подобия π₁ и π_2, расход воды поддерживается постоянным. Все опыты проведены на установке УИПК-1М. Закачка воды в модель пласта ведется до полного отсутствия нефти в извлекаемой жидкости и производится обычно в количестве 30-40 поровых объемов. Коэффициент вытеснения рассчитывается по данным замеров объема вытесненной нефти и величинам водонасыщенности образцов после опыта, измеряемым в аппаратах ЛП-4.

Смачиваемость (М) коллекторов определяли по методике согласно ОСТа 39-180-85 "Нефть. Метод определения смачиваемости  углеводород-содержащих пород." Метод предусматривает определение в лабораторных условиях интегральной характеристики смачиваемости коллекторов. Образцы с полностью гидрофильной поверхностью характеризуются значениями показателя М=1, а с полностью гидрофобизованной поверхностью - М=0. В диапазоне крайних значений показателя М породы по смачиваемости поверхности ранжируются следующим образом: 0 - 0,2 - гидрофобные, 0,2 - 0,4 - преимущественно гидрофобные, 0,4 - 0,6 - промежуточной смачиваемости, 0,6 - 0,8 - преимущественно гидрофильные, 0,8 - 1 ,0 - гидрофильные.

Зависимости капиллярного давления от водонасыщенности получены методом  центрифугирования согласно ОСТа 309-204-86 "Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления". На основании этих кривых рассчитаны относительные фазовые проницаемости нефти и воды по известным формулам Бурдайна.

Тульские отложения

 

Для 4 образцов тульских отложений  показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.10 - 0.74 и в среднем равен 0.48 . Таким образом, продуктивные тульские отложения по смачиваемости относятся к классу промежуточной смачиваемости.

Коэффициент вытеснения для тульских отложений был определен методом приближенного лабораторного моделирования на составных моделях проницаемостью 0.424 мкм² для пласта Тл_2-а и 0.025 мкм² для пласта Тл_2-б. Ввиду отсутствия нефти Трифоновского месторождения была использована модель нефти Чернушинского месторождения с близкими физико-химическими свойствами. Вязкость использованной модели нефти была 5.37 мПа*с, температура проведения опыта 27° С. Коллекторские свойства моделей и характеристики вытеснения приведены в. Коэффициент вытеснения для пласта Тл_2-а составил 0.692, а для пласта Тл_2-б - 0.587 .

Кривые капиллярного давления и относительных фазовых  проницаемостей от водонасыщенности получены для проницаемости 0.023 мкм².

Бобриковские отложения

 

Для 5 образцов бобриковских отложений  показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.07-0.41 и в среднем  равен 0.21. Таким образом, продуктивные бобриковские отложения по смачиваемости  относятся к классу преимущественно  гидрофобных.

Коэффициент вытеснения для пласта Бб был определен методом приближенного лабораторного моделирования на составной модели проницаемостью 0.459 мкм². Ввиду отсутствия нефти Трифоновского месторождения была использована модель нефти Чернушинского месторождения с близкими физико-химическими свойствами. Вязкость использованной модели нефти была 5.37 мПас, температура проведения опыта 29°С. Коэффициент вытеснения модели составил 0.654. Более низкие значения коэффициента вытеснения для бобриковских отложений по сравнению с Тл_2-а объясняются меньшей гидрофиль-ностыо бобриковских отложений и их меньшим значением параметра, эквивалентного среднему радиусу поровых каналов. Кривые капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности получены для проницаемости 0.501 и 0.597 мкм².

Малиновские отложения

 

Для 2 образцов малиновских отложений  показатель смачиваемости М изменяется в 

 

диапазоне 0.13-0.51 и в среднем равен 0.32. Таким образом, продуктивные малиновские  отложения по смачиваемости относятся к классу преимущественно гидрофобных.

Ввиду отсутствия керна коэффициент  вытеснения был определен расчетным  способом. Для проницаемости К=0.292 мкм² и вязкости нефти μ=4.11 мПа*с коэффициент вытеснения составил Квт=0.620.

Турнейские отложения

 

Для 2 образцов турнейских отложений  показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.22 - 0.37 и в среднем равен 0.30. Таким образом, продуктивные турнейские отложения по смачиваемости относятся к классу преимущественно гидрофобных.

Ввиду отсутствия керна коэффициент  вытеснения был определен расчетным способом. Для проницаемости К=0.032 мкм² и вязкости нефти μ=7.49 мПа*с коэффициент вытеснения составил Квт=0.577 .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2.1. Результаты опробования и  исследования скважин

 

Для анализа энергетического состояния  залежей и коллекторских свойств  пласта использовались данные гидродинамических  исследований разведочных скважин, проведенных и интерпретированных лабораториями промысловых исследований ОАО "ПермНИПИнефть" и КамНИИКИГС.