image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 9 2017

Разработка и эксплуатация месторождений

01.09.2017 10:00 Оценка возможности применения систем поддержания пластового давления на месторождении Восточный Челекен
На основе изучения геологических особенностей, литологического строения и проведенного анализа разработки залежей месторождения Восточный Челекен была выполнена оценка возможности применения систем поддержания пластового давления (ППД) в целях наиболее полного извлечения остаточных запасов углеводородного сырья. Основными факторами, влияющими на возможность применения систем ППД, являются геологические, технологические и минералогические. Геологические факторы обусловлены высокой неоднородностью продуктивной толщи, сложными тектоническими условиями, низкими коллекторскими свойствами. Более того, на текущий момент отсутствует однозначная интерпретация разломно-блоковой структуры месторождения. Существуют риски распространения невыявленных разломов в продуктивных отложениях месторождения. Для решения данной задачи авторами предлагается использовать метод анализа кривизны структурных поверхностей, которая будет отражать механические искривления структуры, чаще всего связанной с разгрузкой тектонических напряжений. К технологическим факторам при этом относится необходимость применения нестандартного оборудования в связи с большими глубинами залегания продуктивных отложений: интервалы залегания красноцветной толщи в пределах месторождения варьируют от 3000 до 4500 м, создать необходимое давление нагнетания на такой глубине невозможно без решения ряда технологических задач. К литологическим факторам относятся слабая изученность минерального состава глин и, как следствие, риски содержания монтмориллонитовых глин, разбухающих в воде. В целом проведенные на месторождении Восточный Челекен исследования, во-первых, ограничены двумя скважинами, по которым отбирался керн, во-вторых, являются некондиционными, поскольку не могут дать однозначного ответа о содержании минералов группы смектитов. На основании комплексного изучения перечисленных факторов авторами принято решение о невозможности применения системы ППД на данном месторождении.
Ключевые слова: Восточный Челекен, поддержание пластового давления, разломы, тектонические нарушения, фильтрационно-емкостные свойства, глинистые минералы, монтмориллонит, скважина, керн, минерализация.
Ссылка для цитирования: Лобусев А.В., Антипова Ю.А., Фадеев И.Ю. Оценка возможности применения систем поддержания пластового давления на месторождении Восточный Челекен // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 9. С. 80–84.
Открыть PDF


Нефтегазовое месторождение Восточный Челекен расположено в западной части Туркменистана, в пределах п-ова Челекен, в 40 км восточнее г. Хазара. В тектоническом отношении площадь месторождения приурочена к восточному борту Южно-Каспийской области прогибания, Прибалханской зоне поднятий Западно-Туркменской впадины.

Нефтегазоносность месторождения установлена в красноцветной толще плиоценового отдела неогеновой системы.

Нижнекрасноцветные залежи месторождения Восточный Челекен введены в разработку 01.04.1997 г., в настоящее время разрабатываются 42 скважинами.

Залежи верхнекрасноцветной толщи введены в разработку 01.05.2004 г., в настоящее время разрабатываются 15 скважинами.

Image_005.png

Рис. 1. Карта азимута максимальной кривизны поверхности продуктивного пласта НК-Z0

Fig. 1. Azimuth map of the maximum curvature of the surface of the HK-Z0 productive formation

Основной проблемой разработки залежей месторождения является низкое пластовое давление, что для дальнейшей рентабельной добычи углеводородного сырья из красноцветной толщи обусловливает применение методов поддержания и повышения пластового давления. Однако в силу наличия ряда геологических и технических причин такие методы в настоящее время на месторождении Восточный Челекен не применяются.

К геологическим причинам относятся: сложное геологическое строение, недостаточная изученность структур, многочисленные тектонические разломы. На территории месторождения, по данным сейсморазведки МОГТ 3D, выявляются 10 малоамплитудных непроводящих разломов. Данные разломы могут быть выявлены только по результатам длительных исследований (МОГТ 4D). Ввиду достаточно сильной тектонической активизации региона в относительно короткое время, а также сравнительно ограниченного охвата территории детальной съемкой существует большая вероятность наличия безамплитудных проводящих, слабопроводящих и непроводящих нарушений, связанных с разломной тектоникой. Возможность обнаружения таких нарушений подтверждается по картам азимута максимальной кривизны поверхности (рис. 1).

Данные карты показывают развитие механического напряжения на структуре, в зонах перехода от максимальных к минимальным значениям азимута создаются условия для развития разломов. Для оценки возможности использования методов ППД необходимо провести детальный анализ разломно-блоковой структуры месторождения, в том числе дешифрирование аэро- и космоснимков, грави- и магниторазведки, линеаментный анализ, анализ развития зон механического напряжения и трассерные исследования.

Большая глубина залегания продуктивных пластов и их плохие коллекторские свойства – низкая пористость (от 13–16 %) и невысокая проницаемость (около 10 мД) продуктивных пластов НК-Z0, HK-Z1, HK-Z2–3 – обусловливают необходимость нагнетания рабочего агента в пласт под высоким давлением для получения требуемой величины расхода жидкости при закачке в скважины.

Технические причины – необходимость применения специального нестандартного оборудования для создания высокого давления и достаточного расхода рабочего агента при закачке в пласт.

Высокая агрессивность нагнетаемой жидкости из-за содержания соли в морской воде приведет к быстрому выходу из строя насосного оборудования и напорных труб в результате коррозии.

Помимо геологических и технических причин, препятствующих внедрению методов ППД, негативное влияние могут оказать и литологические особенности объекта. Продуктивный горизонт VIII + IXa плиоценовых отложений представлен песчаниками и алевролитами, содержащими глинистые минералы в составе глинисто-известкового матрикса-цемента. По данным оптической микроскопии, в алевролитах прослеживаются минералы группы иллита, каолинита и хлорита. В песчаных отложениях глинистые минералы встречаются в виде цементирующей массы обломочной части (пленочный тип цемента) и представлены каолинит-хлоритовым составом.

1_1.png

Согласно данным рентгеноструктурного анализа (РСА), в состав пород исследованных образцов входят следующие глинистые минералы: гидрослюды (иллит, глауконит), хлорит, каолинит (табл. 1). Глинистые минералы преимущественно обладают жесткой кристаллической структурой, что практически полностью исключает возможность внутрикристаллического набухания (расширения межслоевого пространства при взаимодействии с молекулами воды).

Оптическая микроскопия не позволяет с высокой степенью достоверности определить тип глинистых минералов в связи с их малыми размерами, а РСА является непрямым методом исследования, поэтому остается вероятность наличия минералов группы смектитов с подвижной кристаллической решеткой. При гидратации таких минералов молекулы воды и обменные катионы могут проникать в межслоевое пространство и существенно увеличивать его, обусловливая тем самым сильное внутрикристаллическое набухание. Для того чтобы полностью исключить наличие глинистых минералов группы смектитов (монтмориллонит, нонтронит и др.), а также смешаннослойных, образующихся в результате упорядоченного или неупорядоченного чередования набухающих и ненабухающих структурных слоев (монтмориллонит – гидрослюда, монтмориллонит – хлорит), необходимо провести исследования методом растровой электронной микроскопии (РЭМ).

Для оценки возможности внедрения системы ППД водой необходимо провести эксперименты на керновом материале, направленные на изучение влияния минерализации и физико-химических свойств воды, планируемой к закачке (табл. 2).

Фильтрационные исследования должны включать прокачку вод различной минерализации через образцы кернового материала (морской, пластовой и пресной воды) и определение влияния различных типов вод на проницаемость и перепад давления.

Image_008.jpg

Результаты исследований и экспериментов помогут оценить влияние различных типов вод на изменение структуры пустотного пространства и, как следствие, фильтрационно-емкостные свойства с возможным увеличением давления нагнетания рабочего агента в пласт, а также целесообразность внедрения ППД водой (рис. 2).

При низких проницаемостях продуктивных пластов часто применяют закачку газа. Учитывая высокие нефтенасыщенные толщины, она должна проводиться в нижнюю (приподошвенную) часть пласта. В качестве источника газа может рассматриваться растворенный (углеводородный) газ (табл. 3).

Впрочем, применять ППД путем закачки газа в пласт достаточно сложно по ряду причин. Во-первых, необходимо строительство мощной компрессорной установки. Во-вторых, необходимо пробурить дополнительные скважины, оборудование которых позволяло бы создавать необходимые давления на устьях скважин. Перевод действующих скважин под закачку газа сопровождается высокими рисками создания аварийных ситуаций.

Таблица 1. Содержание глинистых минералов в породах исследованных образцов

Table 1. Content of clay minerals in the examined samples’ rock

Значение 

Value

Доля глинистых минералов, % 

Clay mineral ration, %  

Иллит 

Illite

Хлорит 

Chlorite

Глауконит 

Glauconite

Каолинит 

Kaolinite

Среднее 

Average

2,1

4,8

0,6

1,7

Минимальное 

Min

0,1

0,3

0,1

0,3

Максимальное 

Max

5,8

7,0

1,7

4,1


Таблица 2. Минерализация и физико-химические свойства вод

Table 2. Mineralization and physical and chemical properties of waters

Место отбора пробы 

Sampling site

Общая минерализация, г/л 

General mineralization, g/l

Жесткость (Ca2+ + Mg2+), мг-экв./л 

Hardness (Ca2+ + Mg2+), mg-equ/L

Вязкость, мПа.с (25 °С) 

Viscosity, mPas (25 °С)

Плотность, г/мл (25 °С) 

Density, g/ml (25 °С)

КНС-1 (пресная) 

Sewage pump station-1 (fresh)

12,53

32,9

КНС-1 (смешанная) 

Sewage pump station-1 (mixed)

15,85

45,0

0,9287

1,008

КНС-2 

Sewage pump station-2

4,63

10,3

0,9232

1,002

КНС-3 

Sewage pump station-3

2,05

7,2

0,9170

1,001

КНС-4 

Sewage pump station-4

2,81

6,3

0,9066

1,001


Таблица 3. Оценка применимости углеводородного газа

Table 3. Assessment of hydrocarbon gas applicability

№ 

No.

Газ 

Gas

Углеводородный газ 

Hydrocarbon gas

Параметры, ед. изм. 

Parameters, units of measurement

Метан (сухой газ) 

Methane (dry gas)

Обогащенный газ 

Enriched gas

1

Тип коллектора 

Reservoir type

Тер., карб. 

Terrigenous, Carbonate

Тер. 

Terrigenous

2

Глубина залегания, м 

Depth of formation, m

≥1000

≥1000

3

Нефтенасыщенная толщина пласта (при закачке в нефтенасыщенную часть пласта), м 

Oil-filled formation thickness (in cases of an injection into the oil-filled section of the formation), m

<15

<15

4

Проницаемость, мкм2 

Permeability, µm2

0,005–0,1

0,001–0,15

5

Нефтенасыщенность, д. ед. 

Oil content, unit fr.

≥0,3

≥0,6

6

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с 

Oil viscosity in formation conditions, mPas

0,4–10,0

<5

7

Пластовое давление, МПа 

Formation pressure, MPa

>20

≥8

8

Пластовая температура, °C 

Formation temperature, °C

<100

<100

9

Наличие свободного газа (газовой шапки) 

Presence of free gas (gas cap)

Недопустимо 

Unacceptable

Недопустимо 

Unacceptable

10

Наличие трещин 

Presence of cracks

Недопустимо 

Unacceptable

Недопустимо 

Unacceptable

11

Текущая обводненность, % 

Current water content, %

<30

12

Содержание АСВ, % 

ACB content, %

<15

<15

13

Наклон пласта, град. 

Formation inclination, degrees

Благоприятный 

Favorable

 



← Назад к списку


im - научные статьи.