Тектонические особенности центральной части Западно-Сибирской плиты. Технологические требования и параметры, возможность применения гидроразрыва пласта. Основные опасности и вредности при проведении разрыва Варьёганского месторождения для окружения.
Аннотация к работе
Свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты, в стратиграфическом диапазоне которых индексируются, соответственно, пласты ЮВ7-ЮВ9, ЮВ5-ЮВ6, ЮВ2-ЮВ4. Нижняя подсвита опознается в разрезе по своему преимущественно глинистому составу, отвечающему максимуму трансгрессии моря в келловейское время, представлена аргиллитами серовато-коричневыми со значительным присутствием органики, а также с прослоями песчаного материала и вкраплениями пирита. Верхняя подсвита является по своему составу существенно песчаной и включает в себя горизонт ЮВ1 общей толщиной порядка 40-50 м, который, в свою очередь, достаточно уверенно подразделяются на песчаные пласты ЮВ11 и ЮВ12, разделенные глинистой перемычкой толщиной до 4-5 м и залегающим над ней слоем угля толщиной 1-2 м. Гранулометрическая характеристика песчаных разностей горизонта ухудшается вниз по разрезу: пласт ЮВ12 характеризуется более тонкозернистой структурой по сравнению с пластом ЮВ11, что отражается на снижении его коллекторских свойств (пористости и проницаемости). Вартовская свита (валанжин - ранний апт) занимает значительный объем в разрезе изучаемой площади, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин и подразделяется на подсвиты.В качестве региональных реперов для пластов группы ЮВ были выбраны глинистые отложения баженовской и георгиевской свит, для пластов БВ9-10 - сейсмический горизонт ДБ9, для пластов горизонта БВ8 - глинистые отложения самотлорской свиты, для пластов БВ6-7 - глины урьевской пачки, для пластов БВ4-5 - глины покачевской пачки, как наиболее отвечающие требованиям и более близкие относительно изучаемых пластов. Для изучения геолого-промысловой характеристики пласта Ю1 предлагалось пробурить четыре скважины и десять скважин - на верхние пласты. Для повышения эффективности разработки и улучшения выработки извлекаемых запасов нефти имеются определенные резервы такие, как: проведение гидроразрывов на низкопродуктивные коллектора; вибровоздействие на пласт и призабойную зону; форсированный отбор жидкости; проведение геолого-технических мероприятий по ограничению водопритоков; использование технологий воздействия, обеспечивающих изменение направления потоков жидкости в пластах; совершенствование технологий первичного и вторичного вскрытия и освоения скважин низкопродуктивных пластов; совершенствование технологий смены насосов и рецептуры растворов «глушения»; отработка технологии освоения скважин низкопродуктивных объектов под нагнетание воды и поддержания их стабильной приемистости. Наибольшее количество скважин для бурения остается на пластах, представленных прерывистыми коллекторами, где еще имеются запасы нефти, не вовлеченные в разработку (объект БВ80-1), а также на практически не эксплуатируемых до настоящего времени незначительных по площади и запасам пластах АВ7-8, ЮВ2 и БВ22 (Ач). По состоянию на 1.01.2006 года в добывающем фонде числятся 1824 скважины, из которых к настоящему времени 157 ликвидированы или ожидают ликвидации, 106 скважин переведены в категорию контрольных или пьезометрических, 280 скважин находятся в консервации.В результате анализа применения гидравлического разрыва пласта в ОАО «Варьеганнефть» в условиях Варьеганского месторождения сделан вывод, что метод является наиболее эффективным, дополнительная добыча нефти от применения ГРП в течение 2001-2005гг составила 922,3 тыс.т., в пересчете на 1 скв. За период 2003-2005г. дополнительная добыча нефти из пласта БВ10, по данным ОАО «Варьеганнефть», - 167,18 тыс. т, что составляет 17,4% от общей добычи за рассматриваемый период. Сделан технологический расчет необходимого количества жидкости разрыва, жидкости-песконосителя и песка для проведения гидравлического разрыва пласта. По проведенному расчету дополнительная добыча нефти от проведения гидравлического разрыва пласта в 2005г. составила 155,92 тыс. тонн, экономический эффект - 163,05 млн. руб. Прирост дебита нефти на 1скважину составил 35,3 т/сут, входная обводненность - 54,4%, текущие показатели работы скважин также выше по сравнению со скважинами, в которых выполнен ГРП в пластах БВ80-1 или БВ81.