Комплексный подход к решению проблемы образования асфальтосмолопарафиновых отложений высокообводненных нефтей на примере Суторминского месторождения

ВВЕДЕНИЕ
Суторминское месторождение имени геофизика Е.В. Сутормина представляет собой сложный в эксплуатации многопластовый комплекс нефти и газового конденсата. Располагается он далеко на севере.
Суторминские месторождения углеводородов являются важнейшими по масштабам и качеству формирования топливно-энергетического комплекса России. Однако сложность и особенности геологического строения, недостаточная изученность основных закономерностей изменения свойств коллекторов, неоднозначность оценок фазового состояния природных углеводородных систем, аномально высокое пластовое давление создают значительные трудности в создание геологических и гидродинамических моделей.
Информация о составе, физико-химических и термодинамических свойствах формирующего флюида является важным звеном в структуре выходной информации, необходимой для формирования и последующего использования геолого-технологической документации различного уровня (подсчет запасов, технологические карты разработки месторождений), и т.д. Источником информации о свойствах пластовых флюидов являются специальные промысловые и лабораторные исследования, которые позволяют получить разнообразную информацию о характеристиках газа, конденсата, воды. Однако следует понимать, что для этих исследований характерен фактор неопределенности из-за различных неточностей и ошибок в измерениях, которые в свою очередь приводят к существенным искажениям и даже ошибочным представлениям в оценках фазового состояния и свойств компонентов флюидов при создании модель газожидкостной смеси.
Основными источниками неопределенности входной информации являются следующие:
 несоблюдение рекомендаций, содержащихся в настоящей Инструкции, содержащей рекомендации по проведению исследований газоконденсатных скважин, при проведении промысловых исследований;
 отсутствие измерения забойных параметров в процессе исследования;
 образование гидратов и парафинов в процессе исследований;
 ошибки и неточности в определении состава и физико-химических свойств газа и продуктов из пласта;
 нарушение условий отбора проб продукции, условий транспортирования и хранения тары с пробами;
 принципиальные методологические отличия в зависимости от Исполнителя;
 отсутствует единая форма предоставления предварительной информации.
Поэтому при выполнении расчета расчетная схема должна предусматривать порядок учета неопределенности используемой информации.
Важной особенностью тест-объекта является то, что условия его естественного существования находятся в области аномально высоких давлений (60 МПа) и температур 100-120°С. Безусловно, в связи с этим необходима модернизация существующих методов расчета с учетом конкретных горно-геологических особенностей.
Цель диссертации: комплексный подход к решению проблемы образования асфальтосмолопарафиновых отложений высокообводненных нефтей на примере Суторминского месторождения.
 
ГЛАВА 1. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ
1.1 . Краткий физико-географический очерк
Наименьшей площадью нефтеносности обладает пласт БС6, наибольшей – БС101. На значительной площади месторождения наблюдается наложение нефтяных, водонефтяных и законтурных зон различных залежей. Результатом этого является чередование в разрезе большинства скважин нефте- и водонасыщенных проницаемых пластов.

Суторминское месторождение расположено севернее, в Среднеобской ОГО. Слагающие его залежи нефти приурочены к группе малоамплитудных локальных поднятий, осложняющих более крупную коллективную куполообразную возвышенность, подчиненную Северо-Сургутской моноклинально. Локальные возвышения, выделенные рефлектором Б, выполаживаются вверх по разрезу (Пульпуяхское, Северо-Пульпуяхское, Колетива и Харучейское). Большинство этих возвышенностей по неокомским пластам сливаются в единую южную экспозиционную структуру, и только Коллектив так или иначе обособлен и расположен к юго-западу от нее.
Степень нефтенаполнения ловушек, примыкающих к куполам в пластах изображена на рисунке 1.1 и является различной, таким обрзом контуры нефтеностности не совпадают. Нефтеносный пласт месторождения БС6 имеет наименьшую площадь, а месторождение БС101 – наибольшую. На большой площади месторождения наблюдается перекрытие нефтегазоносных, гидронефтяных и водных зон различных месторождений. Результатом этого является чередование проницаемых нефтенасыщенных коллекторов и водонасыщенных в разрезе большинства скважин.
Суторминское месторождение расположено в северной части Сургутского нефтегазоносного района (рис. 1.1).
В административном отношении данное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого национального округа Тюменской области. Географически площадь месторождения ограничена водосбором рек Пур-Пе и Пякупура [1]. Рельеф представляет собой слегка возвышенную и слабохолмистую равнину, заболоченную и покрытую лесом. Абсолютные знаки колеблются в пределах 80-110 м над уровнем моря. Реки характеризуются плавным течением. Берега крутые и поросшие лесом. Реки судоходны по малой осадке во время прилива (июнь).
Климат в этой местности континентальный (минимальная температура - 55°С, максимальная +37°С). Среднегодовое количество осадков колеблется от 350 до 500 мм. Высота снежного покрова достигает 1 м. Максимальная глубина промерзания грунтов на открытых пространствах составляет 3 м. В некоторых районах сезонномерзлые грунты переходят в вечную мерзлоту.
Вечная мерзлота образует на земле непроницаемый слой, препятствующий пересыханию почвы, что является серьезным препятствием для проезда наземного транспорта.
Растительность представлена соснами, кедрами, разновидностями карликовых деревьев, преобладающими в заболоченных местах. На приречных лугах растут береза и ива. Ближайшие населенные пункты - город Муравленко, город Ноябрьск и город Тарко-Сале. Город Сургут расположен в 255 км южнее села Суторминское.
Коренное население - ханты и манси ведут полукочевой образ жизни и занимаются оленеводством, рыболовством и охотой. Плотность населения в районе месторождения составляет 12 человек на 1 км2.
Сообщение между городами и селами осуществляется по воздуху и по бетонным дорогам автомобильным транспортом круглосуточно. Основным видом сообщения в настоящее время является железная дорога Тюмень-Уренгой. По территории Суторминского месторождения (51 км) проходит газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк. Холмогорское-Федоровское-Сургут-Омск является ближайшим нефтепроводом Сургутская ГРЭС обеспечивает электроснабжение местными электроустановками.



Рисунок 1.1 - Обзорная схема района


1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Суторминского месторождения.
Суторминское месторождение расположено на севере Среднеобской нефтегазоносной области. Слагающие его залежи нефти связаны с группой малоамплитудных локальных поднятий, осложняющих более крупное Коллективное куполовидное поднятие, которое соподчинено с Северо-Сургутской моноклинально.
По данным сейсморазведочных работ и глубокого бурения, разрез в районе описываемой группы месторождений сложен мощной толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского чехла, залегающего на размытой поверхности доюрских образований. На полную мощность осадочные образования не вскрыты ни одной скважиной, поэтому описание нижней части разреза приводится по аналогии с ближайшими месторождениями, где вскрыты доюрские образования.
Степень заполнения нефтью приуроченных к куполам ловушек в пластах различна, что приводит к несовпадению в плане контуров нефтеносности. Наименьшей площадью нефтеносности обладает пласт БС6, наибольшей - БС101. На значительной площади месторождения наблюдается наложение нефтяных, водонефтяных и законтурных зон различных залежей. Результатом этого является чередование в разрезе большинства скважин нефте- и водонасыщенных проницаемых пластов [1,7].

Рисунок 1.2 - Поперечный профиль Суторминского месторождения:
1 - нефтенасыщенные, 2 - газонасыщенные, 3 - водонасыщенные
Продуктивный разрез Суторминской группы месторождений включает нижнемеловые отложения - пласты БС0-БС11 и ачимовскую свиту - БС17-БС18, верхнеюрские отложения - пласт ЮС1.
Коллекторские свойства изучены по разрезу скважины № 594, эффективная толщина нефтеводонасыщенных прослоев составляет 6,4 м.. Проницаемость по разрезу изменяется от 0,03 до 0,437мкм2, средняя - 0,107мкм2. Лучшие свойства по разрезу отмечаются в среднем прослое (3,4 м), пористость здесь равна 19,4%, проницаемость 0,139мкм2. Наилучшие коллекторские свойства северной залежи, по сравнению с основной, связаны с более крупнозернистым песчаником [7].
Нефтеносность установлена в следующих горизонтах (сверху-вниз): БС0, БС1, БС5, БС6, БС7, БС8, БС9, БС10, БС11, БС17, БС18, ЮС1, в составе которых выделяются самостоятельные продуктивные пласты. Залежь пласта БС0 нефтегазоконденсатная, остальные залежи месторождения - нефтяные [1].
Юрская система представлена переслаиванием аргиллитов, песчаников, алевролитов, относящихся к тюменской, васюганской, георгиевской и баженовской свитам.
Меловая система представлена всеми ярусами нижнего (мегионская, вартовская, алымская и большая нижняя часть покурской свиты) и верхнего (покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты) мела. Толща песчано-глинистая со слабо выдержанными песчано-алевролитовыми прослоями [7].
Палеогеновая система представлена толщей глинистых отложений с небольшим содержанием алевролитов, песчаников и песков. Палеогеновые образования подразделяют на люлинворскую, тавдинскую, атлымскую, новомихайловскую и туртаскую свиты. Породы нижней части системы морского происхождения, а в верхней части прибрежно-морского и континентального генезиса. В тектоническом отношении Суторминского месторождение приурочено к Суторминского куполовидному поднятию второго порядка расположенному на склоне Северо-Сургутской моноклинали - структуре первого порядка. В пределах Суторминского поднятия выделяют Суторминское локальное поднятие третьего порядка, к которому приурочено Суторминское месторождение [1].
Диапазоны изменения пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности по испытуемым образцам в основном вмещают принятые при расчетах средние значения пористости и проницаемости соответствующих пластов. Исключение составляет пласт БС11 – моделируемая нефтенасыщенность ниже средней, принятой при подсчете запасов. В результате проведенных лабораторных испытаний получены значения остаточной нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения. По результатам исследований среднее значение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по всем пластам изменяется от 0,288 до 0,333 [1].
Пласты БС0 - БС9 приурочены к отложениям вартовской свиты и представлены песчаниками и алевролитами серого цвета, среднезернистые, слабосцементированные. Пласты БС10 и БС11 приурочены к отложениям мегионской свиты и представлены песчаниками светло-серыми, серыми, мелкозернистыми, слюдистыми с выраженной слоистостью. Учитывая, что по литологической характеристике пласты БС0 - БС11 близки, использование этой зависимости для оценки коэффициента вытеснения нефти для всех промышленно-нефтеносных пластов вартовской и мегионской свит, по которым нет собственных исследований по определению коэффициентов вытеснения, допустимо.
Результаты проведенного сопоставления показали, что продуктивные породы ЮС1 Суторминского месторождения имеют очень близкие петрофизические связи с одновозрастными породами других месторождений Сургутского свода, в частности, Русскинского, где определение остаточной нефтенасыщенности пород ЮС1 проведено на 16 образцах. Для расширения диапазона исследований и повышения достоверности привлечены также результаты определения остаточной нефтенасыщенности одновозрастных пород других месторождений Сургутского свода.
Пласт ЮС1 сложен преимущественно аргиллитами темно-серыми, плотными, отложения отличаются опесчаниванием и представлены чередованием аргиллитов и мелкозернистых песчаников.
Для БС0 начальная нефтенасыщенность в образцах (0,723) существенно превышала среднее значение, определенное при подсчете запасов (0,626), при этом построенная нами зависимость ПН=f(Кнн) с достоверностью 0,66 показывала, что коэффициент вытеснения меньше, чем полученный по обобщенной зависимости. Зависимость остаточной нефтенасыщенности от других параметров не установлена.
Для БС1 начальная нефтенасыщенность и пористость в образцах существенно выше, чем значения, оцененные при подсчете запасов. Для БС6 диапазон созданных в образцах начальных нефтенасыщенностей также не характерен, кроме того, ни одна из зависимостей (Кно, Квыт, ПН от проницаемости или начальной нефтенасыщенности), построенных на массиве лабораторных данных, не является достоверной.
Одной из важнейших фильтрационных характеристик продуктивных пород-коллекторов являются функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для несмешивающихся флюидов (воды и нефти) в зависимости от насыщенности пустотного пространства. Пласта БС10 Суторминского месторождения имеет проницаемость 6,9 и 133 мД [1].
Небольшая асимметрия проявляется на более крутом восточном крыле складки. Вал осложнен отдельными куполами. Крупные выявленные дизъюнктивные нарушения северо-восточного направления ограниченно делят поднятие на три отдельных блока. В центральной и южной частях площади нарушения имеют северное и северо-северо-западное направление. Максимальное смещение по разломам до 20 м. Конформно с горизонтом А структура следится по горизонту Т (кровля тюменской свиты), отражающему горизонту Б (кровля верхней юры), горизонту М (низы апта) и горизонту Г (кровля сеноманского яруса.
Месторождение нефти и газа находится в пределах которой залежи углеводородов выявлены от васюганской и баженовской свит, Юрской системы до сеноманского яруса меловой системы. На месторождении промышленное скопление углеводородов связаны с отложениями верхнеюрскими, васюганской и баженовской свит, берриаского яруса (ачимовская толща), валанжинского и сеноманского ярусов нижнего и верхнего мела. Притоки нефти по результатам скважинного опробывания были получены из пластов Ю0, Ю1.
Продуктивный горизонт БП11 представлен чередованием песчано-алеврито-глинистых пород и характеризуется сложным строением. Подсчёт запасов производится по продуктивным горизонтам в меловых отложениях: пластам БП11 2 , БП11 1 , БП11 0 и сеноманской продуктивной толще (пласт ПК1). В отложениях сеномана (пласт ПК1) на месторождении выявлено две самостоятельные залежи, отделенные друг от друга прогибом. Каждая залежь имеет свой газо-водяной контакт.
Месторождение является многопластовым и имеет сложное геологическое строение. По данным разведочного и эксплуатационного бурения на 1.01.2007 г. выявлены и поставлены на баланс: свободный газ в пласте ПК1 (сеноман), залежи нефти и растворенного газа в пластах БП11 0 , БП11 1 , БП12 1 , БП12 2 , БП16, БП17, Ю0, Ю1 1 , Ю1 2 . Пласты 31 БП110, БП111, БП121, БП122 и Ю11 являются объектами разработки. Небольшая добыча нефти произведена из пластов БП16, БП17. На сегодняшний день особый интерес вызывает юрский интервал, который слабо изучен, но является перспективным.