Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В дипломной работе была поставлена задача: изучить особенности и дать анализ применяемой системы разработки месторождения Колендо.

Залежи нефти месторождения практически полностью разбурены по площади. Всего на площади пробурено 239 скважин. На месторождении выделено 7 эксплуатационных объектов: XVII+XVIIa, XVIII, XVIIIa, XIX, XX+XXa, XXI и XXII пласты. Объекты разрабатываются самостоятельной сеткой скважин.

Разработка основных эксплуатационных объектов (XVII+XVIIa, XVIII) осуществляется с применением методов поддержания пластового давления после эксплуатации их при режиме растворенного газа, остальные пласты - на стественных режимах - растворенного газа и упруговодонапорного.

Развитие системы заводнения залежи по пути ее усиления и повышения эффективности происходило в следующие этапы:

1965-1969 г.г. - приконтурное заводнение;

1969-1981 г.г. - приконтурное + осевой разрезающий ряд;

1981-1991 г.г. - осевой + поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин;

1991 - по настоящее время - изменение направлений фильтрационных потоков жидкости (ИНФП).

По состоянию на 1.01.2005 г. из залежей месторождения добыто 12281тыс.т нефти, 25637 тыс.м3 воды и 2960 млн.м3 попутного газа, в том числе 1633 млн.м3 свободного газа и 503 млн.м3 газа газовой шапки. Текущая нефтеотдача месторождения составила 48,5%; отбор извлекаемых запасов 95%.

Моя работа будет посвящена анализу системы разработки месторождения Колендо. В результате проделанной работы будут сделаны выводы о геологических особенностях месторождения, ставших причиной изменения системы разработки и даны рекомендации по совершенствованию процесса разработки, исходя из опыта эксплуатации аналогичных месторождений, находящихся на последней стадии разработки. Также этот анализ необходим для специалистов, занимающихся месторождениями северного Сахалина.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

месторождение разработка нефть пласт

Месторождение Колендо расположено в 32 км севернее г. Охи на перешейке полуострова Шмидта. В административном отношении входит в состав Охинского района Сахалинской области России. (см. ГП1, рис. 1)

В районе месторождения имеется рабочий поселок Колендо, который связан с районным центром г. Оха шоссейной дорогой. Ближайшим месторождением, запасы которого утверждены в ГКЗ СССР, является нефтяное месторождение Оха. Нефть по нефтепроводу перекачивается на нефтеперерабатывающий завод в г.Комсомольск-на-Амуре.

В орографическом отношении на перешейке распространены три меридионально протягивающие гряды с максимальной высотой до 80 м. Гидрографическая сеть представлена двумя небольшими реками (шириной - до 5 м, глубиной - до 2 м) Омбо и Онганди, и многочисленными ручьями. Долины рек сильно заболочены. Площадь покрыта густым, труднопроходимым лесом (лиственница, ель, кедровый стланник, пихта).

Климат района холодный муссоного типа, зима продолжительная, снежный покров ложится в ноябре и сохраняется до мая. Тайфуны зимой приносят метели, летом - обильные дожди. Ураганный ветер достигает 30 м/сек. Лето короткое, дождливое. Среднегодовая температура - 2,50С.

Геологические исследования на первом этапе (1908-1931 гг.) в основном носили маршрутный характер (Н.Н. Тихонович, П.И. Полевой, В.В. Ищерский).

На втором этапе были проведены геологические съемки различного масштаба (1:200000, Б.М.Штемпель; 1:10000, П.А. Леоненко; 1:25000, А.Я. Табояков) и геофизические исследования (региональные гравиметрические исследования, А.Н. Голованов, В.С. Маркунский; ВЭЗ, А.И. Мамонов, Г.П. Смирнов). В 1955-1958 гг. на Колендинской площади проводились сейсмические работы методом КМПВ и МОВ (Э.П. Сумерина, А.Г. Авербух и др.). На основании полученных материалов была составлена структурная схема Колендинской площади. Антиклинальная складка рекомендована к бурению.

В декабре 1961 года в скважине № 1, пробуренной в присводовой части Колендинской структуры, был получен фонтан нефти с дебитом 47 т/сут. (на 4 мм штуцере). Для разведки залежи и подготовке ее и разработки (по состоянию на 01.10.1963 г.) было пробурено 18 скважин, общим метражом 29472 м. Одна скважина (№ 12) при забое 245 м ликвидирована по техническим причинам. По этим материалам выполнен подсчет запасов нефти и газа (Петрицкая и др.,1964), утвержденный в ГКЗ СССР (№ 4355, от 3 июня 1964 г.).

В дальнейшем на месторождении проводилось разведочное, эксплуатационное и параметрическое бурение, а также бурение нагнетательных скважин. Всего пробурено 238 скважин общим метражом 406985 м.

Месторождение после открытия (1961 г.) было введено в опытно-промышленную разработку в 1962 году. Добыча нефти производилась из ХVII пласта. На дату подсчета (01.10.1963 года) было добыто 188,9 тыс.т нефти и 13,3 млн.м3 растворенного газа. В промышленную разработку месторождение введено в 1964 году (ХVII пласт). В этом же году открыта газонефтяная залежь ХVIII пласта и также включена в разработку. В 1966 году открыты и введены в разработку нефтяные залежи ХVIIIа, ХХ, ХХа и ХХI пластов,а в 1969 году открыта нефтяная залежь ХХII пласта. Газовые залежи в V-VI, IХ-Х, ХI-ХII, ХIII, ХIV, ХVI пластов были открыты в 1962 году. Разработка этих залежей началась в 1966-1969 гг. Кроме того, в 1964 году доказано наличие свободного газа в ХVIа пласте, а в 1966 году - в пласте ХVIIа. Эксплуатация газовых скважин закончена в 1976 - 1978 гг. в связи с их обводнением. Всего за 30-летний период разработки месторождения было добыто 12211 тыс.т нефти, 1821 млн.м3 растворенного и 1674 млн.м3 свободного газа. Месторождение находится на поздней стадии разработки.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА И МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В стратиграфическом разрезе Колендинского месторождения различаются (см. таб. № 1,сверху вниз): четвертичные отложения; нутовская свита (верхний миоцен-плиоцен, видимая мощность 2400 м); окобыкайская свита (средний-верхний миоцен, мощность 250 м); дагинская и уйнинская свиты - пильская свита (нижний-средний миоцен, мощность 1000 м); даехуриинская свита - тумская свита (верхний олигоцен, мощность 130 м); мачигарская свита (нижний олигоцен, мощность 200 м); меловые отложения (видимая мощность 340 м).

Меловые отложения вскрыты только одной скважиной № 300 на глубине 3660м. В нижней части они представлены плотными зеленовато-серыми туфопесчаниками, туфоалевролитами, аргиллитами, алевро-псаммитовыми туффитами и туфами андезитовых порфиритов и риолитовых порфиров. Встречаются обугленные растительные остатки. Породы трещиноваты, по трещинам местами развит кальцит. Видимая мощность - 170 м.

В верхней части выделяется пачка эффузивов и туфов мощностью 170 м. Породы трещиноваты.

Мачигарская свита, как и меловые отложения, вскрыта только одной скважиной № 300. В породах содержатся конкреции пирита, обугленный растительный детрит. обнаружены морские фораминиферы и палинокомплекс, характерные для олигоценовых отложений Сахалина. Мощность этой части разреза - 130 м.

Верхняя часть свиты представлена пачкой эффузивов мощностью 70 м.

Абсолютный возраст определен в 44-47 млн.лет (эоцен), что расходится с палеонтологическими данными.

Тумская свита также вскрыта бурением только в скважине № 300. Встречаются прослои сидеритизированных аргиллитов, конкреции пирита и геннойши. В верхней части свиты имеется прослой туфогенного песчаника и псефито-псаммитового туфа средне-основного состава, с глауконитом. Встречаются остатки характерных для свиты моллюсков. В породах найдены морские фораминиферы, споры и пыльца олигоценового возраста.

Судя по фауне и литологии, осадки тумской свиты накопились на разных глубинах открытого морского бассейна, от средней сублиторали до батиали. Обилие гравийно-галечного материала в тонкозернистых породах объясняется ледовым разносом в бореальном море.

Пильская свита в полном объеме изучена в скважине № 300. В других скважинах вскрыта только верхняя ее часть. Свита подразделяется на три литологически различные части.

Нижняя часть, соответствующая уйнинскому горизонту и имеющая мощность 200м. Встречены послойные скопления обугленного растительного детрита, миоценовые морские моллюски и фораминиферы, споры и пыльца. Фауна указывает на глубоководные морские условия седиментации.

Средняя часть свиты, или колендинские слои, сложена фосфоритоносными темно-серыми и коричневато-серыми слоистыми кремнистыми аргиллитами с тонкими линзами и намывами песчано-алевритового материала, реже с прослоями известковистого песчаника. Часто встречаются прослои, обогащенные глауконитом.

Верхняя часть пильской свиты сложена кремнистыми аргиллитами и песчаниками. Мощность колеблется в пределах от долей метра до 20 - 30м. Количество и мощность песчаных пластов возрастает вверх по разрезу. Верхний пласт имеет индекс XXIII, предыдущий, в 150 м ниже по разрезу, - XXIV.

В породах обнаружены мелкий растительный детрит, остатки рыб и моллюсков. Выделен комплекс относительно глубоководных фораминифер. В нижней и средней частях свиты распространены споры и пыльца. По-видимому, верхняя часть пильской свиты соответствует верхам дагинского горизонта.

К окобыкайской свите по современным представлениям относится пачка глинистых пород мощностью 250 м, залегающая между кровлей пильской свиты и пластом XXII, принадлежащим к нутовской свите.

Пачка сложена темно-серыми, до черных, хорошо отсортированнными алевритистыми аргиллитами, плотными, массивными или тонкоплитчатыми, с конкрециями пирита и единичными зернами и гальками кремнистых пород. Аргиллиты содержат остатки моллюсков, спорово-пыльцевой комплекс.

Нутовская свита подразделяется на два подгоризонта: нижний (верхний миоцен) и верхний (верхний миоцен-плиоцен). Границей между ними служит кровля пласта V, которая соответствует границе венгерийской и маямрафской свит в опорном разрезе п-ова Шмидта. Мощность нижнего подгоризонта - 1300 м, верхнего (видимая) - 1100м.

Нижняя часть нижненутовского подгоризонта, содержащая пласты (снизу вверх): XXII, XXIa, XXI и XXa, сложена преобладающими аргиллитами и алевролитами с прослоями и пластами песчаников. Аргиллиты темно-серые песчано-алевритовые, с единичными гальками, частично сидеритизированные. Алевролиты мелкозернистые и крупнозернистые песчано-глинистые, трещиноватые. Песчаники серые мелкозернистые, алеврито-глинистые, полевошпато-кварцевые, с примесью гравийного материала.

Пласт XXII состоит из нескольких маломощных песчаных прослоев, разделенных глинисто алевритовыми породами. Имеет локальное распространение.

Пласт XXIa в основном массивный, маломощный (5-10 м); в южной части месторождения в нем появляются прослои глинистых пород и мощность возрастает до 20 м.

Пласт XXI состоит из чередующихся песчаных и глинистых пород. В северной части месторождения имеет мощность около 10, а в южной - до 50 м. Здесь основная часть пласта состоит из двух или трех песчаных тел и сопровождается спутниками у подошвы и кровли.

Пласт XXa развит в южной части месторождения, где он состоит из тонких песчаных пропластков и глинистых разделов общей мощностью до 20 м. В северной части выклинивается.

Большая вышележащая часть нижненутовского подгоризонта (пласты XX, XIX, XVIIIa, XVIII, XVIIa, XVII, XVIa, XVI, XV, XIII-XIV, X-XII, IX, VII-VIII и V-VI) представляет собой крупное чередование сложно построенных песчаных пластов и алеврито-глинистых разделов, примерно в равных соотношениях. Как правило, на юге месторождения большую мощность имеют песчаные пласты, на севере - глинистые разделы.

Пласт XX состоит из чередования песчаных и глинистых прослоев общей мощностью до 40 м.

Глинистый раздел между пластами XX и XIX представлен темно-серыми песчано-алевритовыми аргиллитами (глинами), переходящие в глинистые алевролиты. Породы массивные, трещиноватые, с единичными гальками кремнистых пород, обугленным растительным детритом и остатками морской фауны.

Пласт XIX состоит из чередующихся песчаных и алеврито-глинистых пород. Песчаники светло-серые мелкозернистые глинистые. Алевролиты темно-серые глинистые с рассеянными гальками и гравием. Глины темно-серые алевритовые с примесью песка. Мощность от 5-10 до 20-25 м.

Раздел между пластами XIX и XVIIIa сложен алевритовыми глинами и глинистыми алевролитами с примесью песка и редкими гравием и гальками. Мощность на юге 10 м. К северу она возрастает до 50 м.

Пласт XVIIIa на севере месторождения имеет мощность в несколько метров, а на юге представляет собой сложное сочетание пластов и прослоев песчаных и алеврито-глинистых пород общей мощностью до 60 м. Сложен породами, аналогичными пласту XIX.

Глинистый раздел между пластами XVIIIa и XVIII представлен однородными аргиллитами и алевролитами и хорошо прослеживается по всему месторождению. Мощность его изменяется от 20 м на юге до 80 м на севере.

Пласт XVIII состоит из двух песчаных тел, разделенных алеврито-глинистыми породами. На юге тела сливаются в один сложно построенный пласт мощностью до 80м. К северу мощность глинистого раздела возрастает до 30 м, а песчаные пласты утоняются до нескольких метров и выклиниваются.

Раздел между XVIII и XVIIa пластами сложен песчанистыми глинами. На юге его мощность 10-20 м, на севере он возрастает до 50 м. Здесь пласты XVIIa и XVII несливаются в один пласт.

Пласт XVIIa на юге представляет собой сложное сочетание песчаных и глинистых прослоев общей мощностью до 50 м. К северу он глинизируется, сокращается в мощности до нескольких метров и, как отмечено выше, несливается с пластом XVII.

Раздел между пластами XVIIa и XVII, сложенный песчанистыми глинами, обычно не превышает 20 м мощности.

Пласт XVII распространен по всей площади месторождения. Он содержит 2 или 3 песчаных пласта, каждый из которых состоит из частого чередования песчаных и глинистых пород. Песчаники разнозернистые и мелкозернистые. Встречается фауна и скопления обугленного растительного детрита. Алевролит песчано-глинистый с линзами песка. Глина неотсортированная, с намывами песка. Мощность пласта изменяется от 15 м на севере до 50 м на юге месторождения.

Раздел между пластами XVII и XVIa сложен песчанистыми глинами с намывами мелкозернистого песка. Мощность его 10-30 м.

Таблица 1

Структурные карты масштаба 1:10 000 и разрез (см. прил. № ) построены по материалам бурения и данных каротажа. Согласно построенным картам Колендинская структура в нутовском комплексе представляет собой брахиантиклинальную складку север-северо-западного простирания. Ось складки несколько изгибается, в результате чего простирание южнее сброса № 3 становится меридиональным. Колендинская брахиантиклиналь в пределах разбуренной части имеет длину 10 км, ширину от 2,5 км в центральной сводовой части и 1,0-1,5 км в южной периклинальной части. Складка имеет широкий пологий свод. В присводовой части углы падения пород равны 3°-6°. Строение складки асимметричное: падение пород на западном крыле 8°-17°, на восточном 8°-28°. Южная периклиналь структуры узкая и длинная, погружающаяся под углом 4°-12°. Северная периклиналь более короткая и широкая, погружается на север под углом 2°-4°.

Основным продуктивным нефтегазонасыщенным горизонтом является XVII пласт, вскрытый большим количеством скважин. Залегающие глубже пласты XVIIa-XXII также являются нефтенасыщенными; вышезалегающие пласты XVIa-V - газонасыщенные.

Ниже приводится детальная характеристика структуры Колендинской антиклинали по основному продуктивному горизонту.

Пласт XVII. Колендинская структура по кровле XVII пласта представляет собой брахиантиклинальную складку север-северо-западного простирания в северной половине. В южной части складка меняет простирание на меридиональное. Размеры складки 2,5х7,0 км. Северная периклиналь складки широкая - 2,0 км, на юге ширина структуры уменьшается до 1,2 км. Сбросами №№ 1-4 складка разделена на 5 блоков.

III блок - это основная часть складки между разрывами №№ 2 и 3. Абсолютные отметки от свода: 1358 м (скв. 171) увеличиваются до 1510-1560 м на крыльях. Вдоль короткой оси складки угол наклона западного крыла от 7° увеличивается до 17°, восточное крыло погружается под углом 10°-12°. В северной более пологой части брахиантиклинали углы наклона крыльев порядка 3°, в южной части угол наклона 5°.

История формирования Колендинской брахиантиклинали, видимо, началась в мезозое в виде небольших конседиментационных поднятий. Затем в миоцене и раннем плиоцене продолжался относительно медленный рост конседиментационной структуры. Затем он прекратился. Основные черты структура приобрела в результате постседиментационных тектонических движений конца плиоцена (в сахалинскую фазу складчатости) (см. табл. 2).

Сложность гидродинамической обстановки месторождения проявилась уже в процессе его эксплуатации. Обнаружилось, например, что как на геометрию залежи в основном резервуаре ХVII пласта, так и на режим отбора нефти доминирующее влияние оказывал гидродинамический фактор.

Имеющиеся начальные пластовые давления позволяют показать изменение приведенных напоров подземных вод в разрезе, а в плане охарактеризовать только гидродинамическое поле ХVII пласта.

Исходя из периферийного положения месторождения в инфильтрационной системе бассейна, где напоры подземных вод обычно не превышают 20 м, повышенные значения приведенных напоров в нижних комплексах требуют объяснения. В целом природа этой аномальности на рассматриваемой площади связывается с ограничением объемов резервуаров в этих комплексах.

Действие элизионного гидродинамического напора на месторождении Колендо представляется возможным рассмотреть на примере крупной нефтегазовой залежи ХVII пласта, по площади которой установлено изменение напоров подземных вод. Данные достоверных определений пластового давления и расчета приведенных напоров приведены в таблице 3.

Таблица 3

разность отметок ВНК:h = H*Ку.н.

по линии скв.3 - 6: h = 12*4,65 = 56 м

по линии скв.3 - 37: h = 17*4,65 = 79 м

Построенная пьезометрическая карта ХVII пласта (см. рис. № 2) показывает, что максимальные значения напоров приурочены к северо-восточной части площади (скв.3,4), а минимальные - к юго-западной (скв.6,37). Здесь, на основной части структуры, пьезометрический уклон ХVII пласта составил 8 м/км, что привело к смещению отметки контакта вода-нефть к западу по линии скв.3-37 до 79 м (при коэффициенте усиления наклона контактов Ку.н. = 4,65).

То есть, в резервуаре устанавливается движение отжимаемых вод по направлению почти противоположенное инфильтрационному, проявление которого в породах пласта наблюдается в южных блоках месторождения (скв.25,100) и др. Подтверждением существования гидродинамического барьера в пределах площади в виде контакта двух водонапорных режимов является и гидрохимическая обстановка отложений III комплекса, рассматриваемая ниже. Линия контакта элизионных и инфильтрационных вод предположительно проходит по тектоническому нарушению, отделяющему южные блоки от основной части месторождения.

Ясно, что приуроченность месторождения к застойной зоне, формируемой двумя гидродинамическими режимами, обеспечило хорошую сохранность его залежей от вымывания водами углеводородов с нижних отметок складки даже на инфильтрационном этапе развития бассейна. А динамика элизионных вод проявилась в позитивном подпоре упругих сил с северо-востока и наклоне залежей нефти III комплекса, в частности, ХVII и ХVIII пластов. Не учитываемый на стадии эксплуатации месторождения энергетический потенциал элизионной водонапорной системы отрицательно сказался на усилиях производственников при решении вопросов заводнения ХVII пласта с западного крыла складки (скв.31 - 38). Эффективность нагнетательных скважин оказалась нулевой, так как фронт заводнения был направлен против упругой энергии элизионной системы. В 1965 году было установлено резкое снижение пластового давления за короткий период разработки залежи ХVII пласта (около 10% при извлечении 2% нефти от начальных запасов), что объяснялось в работе (О.В.Равдоникас, 1965) изолированностью месторождения от общей водонапорной системы. В действительности же этот достоверный факт в условиях элизионной системы обусловлен естественным отставанием восполняемости пластовой энергии за счет отжимаемого режима при интенсивных темпах отбора жидкости.

Таким образом, гидродинамическая обстановка месторождения определяется следующими особенностями:

- локальным проявлением в разрезе повышенного гидродинамического напора элизионных вод;

- приуроченностью к зоне контакта инфильтрационной и элизионной водонапорных систем.

Актуальность последнего фактора заключается в перспективах детального картирования в районе гидродинамического барьера - этого надежного признака скопления углеводородов.

Пьезометрическая карта месторождения Колендо

Залежи нефти и газа связаны с системой пластовых резервуаров в отложениях нижненутовского подгоризонта, представленной чередованием песчаных и глинистых пластов. Коллекторами являются алеврито-песчаные пласты с эффективной мощностью от 0 до 34 м, с пористостью 17-29% и проницаемостью, измеряемой сотнями и первыми тысячами миллидарси. Бурением установлена нефтегазоносность 16 пластов: V-VI, IX-X, XI-XII, XIII, XIV, XVI, XVIa, XVII, XVIIa, XVIII, XVIIIa, XIX, XX, XXa, XXI, XXII.

Пласты с V по XVIa содержат только газовые залежи, в пластах XVII, XVIIa, XVIII содержится как нефть, так и газ, а с XVIIIa по XXII встречены только нефтяные залежи.

Поперечными и диагональными сбросами продуктивные горизонты разбиты на ряд блоков. Всего выделяется 11 продуктивных блоков (I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, X, XI, XII). Наиболее широкий интервал продуктивности (13 продуктивных пластов) отмечается в сводовом блоке (III блок). Блоки северной периклинали (I, II) содержат нефтяные залежи только в XVII пласте. В блоках южной периклинали продуктивны по 2-3 пласта, содержащих залежи нефти. Исключение составляет XVIIa пласт в VII блоке, содержащий залежь газа. Стратиграфическое положение продуктивных пластов в этих блоках закономерно снижается к югу: от XVII-XVIII пластов в блоке IV до XXI-XXII пластов в блоке XII.

Пласты с V по XVIa, а также XVIIIa и XIX продуктивны только в сводовом блоке III, пласт XVIII кроме основной газонефтяной залежи в сводовом блоке содержит также небольшую нефтяную залежь в IV блоке. Пласт XXII продуктивен только в самом южном XII блоке. Остальные пласты (XVII, XVIIa, XX, XXa, XXI) содержат по 5 залежей.

Всего на месторождении открыто 37 залежей, расположенных в интервале глубин от 690 м до 2300 м. По фазовому состоянию среди них выделяются 27 нефтяных, 2 нефтяных с газовой шапкой, 8 газовых.

Залежи месторождения Колендо относятся к группе пластовых, подгруппам сводовых и экранированных. Большая часть залежей относится к полнопластовым, 8 залежей (пласты V-VI, IX-X, XI-XII, XVII - I блок, XIX, XXI - VI, VIII, XII блоки) являются неполнопластовыми (водоплавающие). По типу экрана в ловушке среди залежей выделяются сводовые (13 залежей), тектонически экранированные (22 залежи) и литологически экранированные (2 залежи). По типу ограничения внешнего контура нефте- или газоносности выделяются залежи с дизъюнктивным ограничением (пласты XVII - III, IV блоки, XVIIa - III, IV блоки, XVIII - III блок, XX - VII блок, XXa - X блок, XXI - X блок) и литологическим ограничением (XVIIa -III блок, XVIII - III блок).

По извлекаемым запасам все залежи относятся к мелким. Наиболее крупная газонефтяная залежь XVII пласта в III блоке имеет размеры 4.2 х 2.1 км и площадь нефтегазоносности 7.04 км2. Высоты нефтяных залежей изменяются от 8 до 104 м. Наибольшие их значения (100-124 м) наблюдаются в залежах сводового блока III в пластах XVII, XVIIa и XVIII. Высота сводовой залежи XVII пласта, рассчитанная с учетом газовой шапки и по максимальной отметке ВНК, составляет 176 м. В остальных нефтяных залежах их высоты не превышают 100 м, максимальными значениями (75-87 м) характеризуются залежи, экранируемые разрывами 3, 6 и 11. Высоты газовых залежей изменяются от 4 м (газовая шапка XVIII пласта) до 67 м (XIII пласт).

Все газовые залежи и большая часть нефтяных залежей имеют горизонтальные контакты. Залежи XVII (III и IV блоки) и XVIIa (сводовая и литологически экранированная залежи в III блоке) пластов имеют наклонные контакты. Наибольший перепад в отметках ВНК отмечается для сводовой залежи XVII пласта в III блоке - 80 м, для сводовой залежи XVIIa пласта он составляет 51 м, для двух остальных залежей - 16-18 м. Градиенты наклона контактов изменяются с юга на север для сводовой залежи XVII пласта от 0.9 до 5.4 м на 100 м, для сводовой залежи XVIIa пласта - от 1 до 2.5 м на 100 м.

Разрез, вскрытый на месторождении ниже продуктивной толщи, по распространению потенциальных коллекторов делится на две части. Верхняя, соответствующая верхнепильским отложениям (средний миоцен), содержит песчаные пласты (XXIII, XXIV), характеризующиеся удовлетворительными коллекторскими свойствами: по керну из XXIV пласта пористость до 17%, проницаемость до 84 мД. Пласты вскрыты в ряде скважин (№№ 1, 19, 113, 115, 116, 157, 300), пробуренных вдоль оси структуры в ее присводовой части. При испытании или опробовании пластоиспытателем в процессе бурения получены притоки пластовой воды (скв.19, 116, 300) или разгазированного глинистого раствора (скв.157).

Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов

После 1963 года бурение на месторождении было продолжено. Всего на месторождении пробурено 238 скважин общим метражом 406985 м, из которых поисковое, разведочное и параметрическое бурение составило 81250 м, эксплуатационное - 274845 м, нагнетательное 49375 м. Керн отбирался из 68 поисковых, разведочных, параметрических и эксплуатационных скважин. Общая проходка с отбором керна составила 1354,6 м. На основе данных изучения керна составлена таблица 3, где приведены основные геолого-физические характеристики

эксплуатационных объектов по месторождению.

XVII пласт - основной продуктивный пласт месторождения. Характеризуется непостоянством мощности, выклиниванием отдельных песчаных прослоев, значительным изменением коллекторских свойств как по вертикали, так и по латерали. Общая физико-литологическая характеристика пород представлена в таблице 4.

В скважине № 53 керн отобран из средней и подошвенной части пласта (глубина залегания пласта в этой скважине 1482-1520 м). По всем образцам керна отсутствуют результаты определений грансостава, но принимая во внимание имеющиеся данные по физическим свойствам пород, можно сказать, что пласт представлен чередованием хорошо проницаемых пород, с плохо проницаемыми разностями.

В интервале 1501-1506 м и вверху интервала 1509-1513 м отмечаются прослои известковых пород. Значения карбонатности меняются от 18,3 до 31,4% (среднее значение - 25,9%) и, как следствие, ФЕС этих пород значительно понижены: открытая пористость колеблется в пределах от 1,1 до 4,9% (среднее значение - 2,8%). В остальных образцах минимальное значение карбонатности 0,2%, максимальное - 7,6%. Открытая пористость меняется в интервале от 14,6 до 28% (среднее значение - 24,9%), проницаемость - от 25,6 до 820,4*10-3 мкм2 (среднее значение - 247*10-3 мкм2). Низ интервала 1517-1521 м, также представлен образцом известковой породы: значение карбонатности - 25,7%, открытой пористости - 2,6%.

В скважине № 59 глубина залегания пласта 1502-1539 м, а керн отобран в интервале 1504-1539 м. Таким образом, керном охарактеризован почти весь пласт, за исключением 2-х метров от кровли. Только по 10-ти образцам из 44 образцов имеются результаты грансостава. Рассматривая имеющиеся данные по физическим свойствам, можно сказать, что пласт неоднороден по своему составу и представлен чередованием плохо проницаемых разностей, с породами-коллекторами. Породы-коллекторы по имеющимся результатам грансостава, представлены алеврито-песчаниками и песчаниками средне-мелкозернистыми, глинисто-алевритовыми. Содержание глинистой фракции в алеврито-песчаниках составляет 20,9%-22%, открытая пористость - 23,1-23,2%, проницаемость - 18,8-74,7 *10-3 мкм2. В песчаниках глинистость снижается до 8-18,6% (среднее значение - 13,7%). В зависимости от содержания глинистого материала, в широких пределах меняются и ФЕС пород: открытая пористость - от 11,6% (образец с максимальной глинистостью) до 25,5% (среднее значение - 22,6%), проницаемость - от 68,3 до 182,4*10-3 мкм2 (среднее значение - 117,1*10-3 мкм2).

В скважине № 60 керн отобран в интервале 1497-1507 м, глубина залегания пласта в этой скважине - 1480-1513 м.

В интервале 1497-1499 м керн представлен песчаниками мелко- и средне-мелкозернистыми. Глинистость меняется от 10,2 до 21,4%, среднее значение - 16,5%), открытая пористость - от 20,7 до 25,8% (среднее значение - 24,1%), проницаемость - от 154,2 до 313,1*10-3 мкм2 (среднее-252,1*10-3 мкм2).

Ниже по разрезу поднятый керн представлен породами-неколлекторами: известковыми песчаниками (значения карбонатности - 15,6-29,7%), глинами, алеврито-глинами, алевролитами. Проницаемость всех этих типов пород не превышает 0,1*10-3 мкм2.

В скважине № 68 керном охарактеризована кровля и средняя часть пласта. Весь поднятый керн представлен породами-коллекторами, но по большинству образцов нет определений грансостава. Образцы с определенным грансоставом являются алеврито-песчаниками, песчаниками. Содержание глинистой фракции в алевритопесчаниках меняется от 18,4 до 22,6%. Открытая пористость колеблется в пределах от 26,9 до 29,3%, проницаемость - от 70,8 до 254,9*10-3 мкм2. Аналогичные характеристики и у песчаников: глинистость в среднем составляет 16,5%, открытая пористость - 28,7%, проницаемость - 261,2*10-3 мкм2.

В скважине № 129 керном охарактеризована средняя и подошвенная часть пласта (глубина залегания пласта 1511-1552 м), интервал отбора керна 1522-1553 м. Пласт сложен песчаниками с прослоями хлидолитов, алеврито-глин. Общая физико-литологическая характеристика пород представлена в табл. 4.

Таблица 4 - Физико-литологическая характеристика пород

Примечание: в числителе минимальное и максимальное значение, в знаменателе - среднее значение, в скобках - количество определений.

Как видно из таблицы 5, наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают разнозернистые песчаники. Они относятся к коллекторам I и II класса. Песчаники мелкозернистые, средне-мелкозернистые представляют коллекторы III-Б класса.

В скважине № 140 пласт изучен в интервале 1482,5-1499 м, глубина залегания пласта в этой скважине 1480,5-1502 м. Керн также представлен песчаниками средне-мелкозернистыми, реже мелкозернистыми, но наряду с хлидолитами и алеврито-глинами, в прослоях встречаются алевролиты и алеврито-песчаники. Содержание глинистой фракции в песчаниках меняется в интервале от 7,8 до 23,5% (среднее значение - 13,4%), при карбонатности не более 2,9%. В зависимости от глинистости открытая пористость колеблется в пределах от 21,4 до 31,8%, проницаемость - от 11,7 до 986,5*10-3 мкм2.

В алеврито-песчаниках глинистость колеблется более в узком интервале - от 18,7 до 23,9% (среднее значение - 21,5%). Значения открытой пористости меняются от 19 до 23,9%, проницаемости от 3,8 до 35,4*10-3 мкм2. Хлидолиты содержат глинистую фракцию в количестве от 25,3 до 44,9%. Открытая пористость в них колеблется от 11,2 до 24,5%, проницаемость - от 0,2 до 79*10-3 мкм2.

Алевролиты в силу своей повышенной глинистости (24,3-39%) не являются коллекторами: открытая пористость составляет 12,1- 14,8%. Алеврито-глины по своим характеристикам аналогичны выше упомянутым из скважины № 129.

В скважине № 160 керн изучен в интервалах 1528-1538 м и 1542-1550 м, глубина залегания пласта 1513,5-1553 м.

Керн представлен песчаниками с прослоями алеврито-песчаников. Песчаники средне-мелкозернистые, мелкозернистые, глинистоалевритовые. Минимальное значение глинистости составляет -7,4%, максимальное - 18,5% (среднее - 12,6%). Открытая пористость составляет 22,7-25,4% (среднее значение - 22,1%); проницаемость - 30,3-162*10-3 мкм2 (среднее значение - 72,9*10-3 мкм2). Отмечаются два прослоя песчаников средне-мелкозернистых, известковистых (карбонатность 12,3-15,3%), с открытой пористостью - 8,8-11,4%. Алеврито-песчаники по своим физико-литологическим характеристикам аналогичны уже встречавшимся в скважине № 140.

В скважине № 224 керн изучен в интервале 1471-1489 м, глубина залегания пласта 1472-1493 м. По всем образцам керна нет определений гранулометрического состава. Весь поднятый керн, за исключением трех прослоев, представлен породами-коллекторами. Следует отметить наличие некоторой закономерности в улучшении коллекторских свойств вниз по разрезу. В нижней части изученного интервала, преобладают коллектора I класса (проницаемость - 1,1363-1,6604 мкм2), тогда как в верхней и части - коллектора V, IV-б, IV-а, в средней части III-a, III-б, II класса.

Покрышки месторождения Колендо менее охарактеризованы керновым материалом и аналитическими исследованиями, чем продуктивные пласты. В данном разделе приводится краткая литологическая характеристика некоторых разделов.

Изучение покрышек по керновому материалу, показало, что их литологический состав очень неоднороден и представлен чередованием глин, алевритов, алевролитов, песков и песчаников.

Керн из покрышки XVII пласта представлен чередованием алевролита и глины. Алевролит песчано-глинистый с включениями мелких обуглившихся остатков, с тонкими прослойками (1-3 мм) песка. Глина песчанистая, очень плотная, с обуглившимися растительными остатками и с прослоями песка.

Одним из решающих факторов, определяющих экранирущие качества покрышки, является ее общая мощность. Мощности покрышек над газовыми залежами месторождения Колендо, меняются в пределах от 20 до 60 м. Отмечается тенденция увеличения общих мощностей покрышек в северо-восточном направлении и их уменьшении на южной части периклинали. Покрышки, сохраняющие нефтяные и газонефтяные залежи, имеют мощность в пределах от 18 до 89 м.

В отличие от покрышек газоносной части разреза, в которых отмечаются все разности обломочных пород, в керне из покрышек нефтеносной части разреза отсутствуют алевриты и углистые прослои. Также для покрышек над нефтяными залежами, характерно увеличение степени уплотненности глин и уменьшение мощностей проницаемых прослоев, которые меняются в пределах от 0 до 9 м, вследствие чего их экранирующие свойства выше, чем в покрышках газоносной части продуктивного разреза.

2.5 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Исследование свойств и состава пластовых и сепарированных нефтей выполнено в лаборатории института СахалинНИПИморнефть и представлено в таблицах 6 и 7.

Большинство данных, полученных при исследовании пластовых и сепарированных нефтей уже были использованы при первом подсчете запасов месторождения.

Результаты исследования пластовых проб характеризуют свойства нефтей лишь в залежах XVII (блоки II и III), XVIII, XVIIIa и XXI пластов. По другим залежам месторождения отбор проб и исследование свойств пластовых нефтей не проводились.

Отбор глубинных проб нефтей производился пробоотборниками ПД-3. Исследования нефти в пластовых условиях выполнены на установке УИПН-2.

Отбор проб дегазированной нефти производился после сепаратора. Исследования свойств сепарированной нефти проводились согласно действующим ГОСТ и методикам на такого рода исследования.

При обработке данных исследования глубинных проб нефти было установлено, что величины давления насыщения занижены и не соответствуют начальным пластовым условиям.

Имея опыт разработки сахалинских месторождений, для которых общим правилом является равенство величин пластового давления и давления насыщения, т.к. они, в основном, характеризуются режимом растворенного газа, вряд ли возможно допустить, что в залежах месторождения Колендо отсутствует термодинамическое равновесие.

Причину заниженных давлений насыщения по сравнению с давлением насыщения в пласте, видимо, следует искать как в конструктивной особенности пробоотборников ПД-3, что было подтверждено экспериментальными исследованиями, так и изменениями произошедшими при хранении проб в длительном контакте с водой.

Свойства сепарированных нефтей месторождения изменяются в соответствии со свойствами пластовых (см. таб. № 6). Плотность нефти в III блоке изменяется в пределах 875-894.4, во II - 925.6 кг/м3, вязкость - 7.00-13.54 и 51.29 МПа*с соответственно. Нефти содержат незначительное количество легких фракций, начинают кипеть при температурах 86-1370С, выход фракций до 3000С составляет 41-57%. Максимальным количеством акцизных смол - 44% и серы -0.50%отличаются нефти во II блоке. В III блоке нефти содержат меньше акцизных смол 20-32%и серы 0.20-0.34%.

Вывод: Несомненно, геологические особенности строения месторождения оказали большое влияние на формирование водонапорной системы:

Непостоянство вещественного состава проницаемых толщ, частое выклинивание и замещение песчаных пород глинами, оказало влияние на изменение величин пьезопроводности в СВ и ЮЗ частях месторождения и обусловило основное направление фильтрационных потоков .

Геометрия залежи, вызванная условиями ее формирования также определила направление движения элизионных вод.

Тектоническое строение месторождения, повлиявшее на формирование гидродинамического барьера между двумя противоположнонаправленными водонапорными системами.

Эти значимые факторы, не принятые во внимание специалистами на начальном этапе, отрицательно сказались на темпах разработки месторождения, а в дальнейшем привели к значительным капиталовложениям, направленным на развитие и корректировку системы заводнения по пути ее усиления с целью повышения эффективности.

Возможно, это произошло в связи с недостаточной геологической изученностью месторождения на тот момент времени.

Таблица 5 - Свойства сепарированных нефтей

Таблица 6 - Свойства сепарированного газа

Расчеты технологических показателей вариантов разработки произведены по каждой залежи, входящей в эксплуатационный объект. Показатели разработки по эксплуатационному объекту и месторождению в целом определены путем суммирования.

Залежи ХVII+XVIIа пластов находятся в поздней стадии разработки. Заводнением охвачена залежь III блока. Текущий коэффициент нефтеизвлечения целом по эксплуатационному объекту составил 0.520. Предполагаются два варианта разработки: с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Первый вариант предусматривает разработку залежей при сложившейся системе воздействия существующим фондом скважин. Проектный уровень добычи составит 46.1 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.4 % от начальных и 12.8 % от текущих извлекаемых запасов.

Обводненность продукции - 95.7 %, фонд добывающих скважин - 30, нагнетательных - 24. В процессе разработки происходит увеличение обводненности; при снижении отборов жидкости (со 1070 до 921 тыс. т/год) годовой отбор нефти уменьшается с 46.1 до 34.5 тыс. т.

За рентабельный период будет добыто 360 тыс. т нефти, 8887 тыс. м3 воды и 33.0 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 10248 тыс.м3 воды. В процессе эксплуатации в результате обводнения происходит выбытие добывающих скважин. На конец проектируемого периода фонд добывающих скважин составит 28, нагнетательных - 21.

За весь период разработки планируется извлечь 11194 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 96.3%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.537. С начала процесса будет закачано 48277 тыс.м3 воды.