ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Для определения фильтрационных характеристик пластов Ю₁^3-4 и Ю_14-16 были проведены гидродинамические исследования скважин № 390, 392, 393, 394, 396, 102.

После завершения бурения поисковой скважины №390 Майской площади было проведено испытание четырех объектов в интервалах: интервал 2900 – 3093 м (нижняя часть тюменской свиты + кровля фундамента), интервал 2726 – 2773 м (верхняя часть тюменской свиты, пласт Ю₂), интервал 2675 – 2693 м (нижняя часть горизонта Ю₁), интервал 2655 – 2665 м (верхняя часть горизонта Ю₁).

Пластовая вода с небольшим количеством нефти была получена из интервалов пласта Ю₁^3-4 на глубине 2675 – 2693 м [1]. По результатам исследования были сделаны следующие выводы: интервал 2675-2693 м является нефтеводоносным, причем нефтяные пропластки в верхней части, так как основное количество нефти скапливалось в затрубном пространстве, дебит пластовой минерализованной воды 10, 8 м³/сут., нефти 1, 4 м³/сут.

В процессе испытания интервала пласта Ю_14-16 на глубине 2900-3093 м получен приток пластовой воды, дебит при средне приведенном динамическом уровне 320 м составил 15, 3 м³/сут., при переливе – 2 м³/сут. (при забойном давлении порядка 31, 26 МПа). Отсутствие следов нефти объясняется тем, что опробование пласта Ю_14-16 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 – 3093 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю₆ и ниже. Следовательно, можно предположить, что основной приток жидкости происходил из нижележащих водонасыщенных пластов, чем и объясняется отсутствие признаков нефти по результатам испытаний скважины 390 в этом интервале.

По остальным интервалам скважины 390 получен приток пластовой воды без признаков нефти и газа.

На основании результатов испытаний скважины 390 было принято решение об освоении двух объектов: в интервалах пластов Ю₁^3-4 и Ю_14-16.

В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390 в 2005 г. была пробурена оценочная скважина 392. В скважине 392 опробование пласта Ю_14-16 проводилось в интервале 2980, 0 – 2995, 2 м. Вызов притока из пласта осуществлялся снижением уровня солевого раствора по трубной системе методом свабирования до глубины 1905 м [1]. Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1, 8 м³/сут. Соответственно дебит нефти равен 1, 1 м³/сут., фильтрата бурового раствора 0, 7 м³/сут.

После проведения ГРП и выполнения очистки скважину вывели на стабильный режим при проведении свабирования, когда величина притока пластового флюида компенсирует объем извлекаемой свабом жидкости и уровень в скважине остается постоянным. Далее в течение 118 часов была записана кривая восстановления давления (КВД) и затем в течении 32 часов был записан полный комплекс профиля притока с периодическим определением уровней и записью забойных давлений.

По материалам регистрации профиля притока на скважине 392 установлено, что подошва работающей мощности пласта отмечается на глубине 2995 м; основной приток пластового флюида выявлен в интервале 2982, 0 – 2990, 4 м; источником обводнения скважинной продукции является перфорированная часть пласта в интервале 2980, 3 – 2994, 4 м.

После проведенного на скважине 392 гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти при работе ЭЦН составил 23, 3 м³/сут. и минерализованной воды 8, 5 м³/сут. (депрессия 14, 61 МПа).

Пласт Ю₁^3-4 в скважине 392 был вскрыт перфорацией в интервалах 2665, 5 – 2666, 1 м; 2667, 9 – 2670, 3 м; 2671, 3 – 2673, 1 м. Вызов притока осуществлялся снижением уровня свабированием до глубин 1950, 1840, 1820 м с извлечением из скважины 49, 7 м³ жидкости (тех.вода, солевой раствор, нефть – 8, 9 м³). В результате объект испытания (пласт Ю₁^3-4) можно охарактеризовать как непереливающий, нефтенасыщенный, с низкими коллекторскими свойствами [1]. При исследовании на депрессии 15, 89 МПа был получен дебит практически безводной нефти равный 3, 2 м³/сут.

В скважине 393 (расположенной в центральной части месторождения), в интервале 2953 – 3004 м было проведено исследование пласта Ю_14-16 пластоиспытателем КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД [7]. При первом цикле испытания был получен приток нефти и глинистого раствора со средним дебитом 32, 6 м³/сут. Контроль состава проводился по влагометрии и резистивиметрии.

Исследование пласта Ю₁^3-4 в интервале 2655, 7 – 2665 м было проведено в скважине 393 с помощью пластоиспытателя КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД [5]. При испытании был получен приток разгазированной нефти со средним дебитом 71, 2 м³/сут.

С целью определения фильтрационных характеристик в интервале пласта Ю_14-16 и состояния призабойной зоны пласта после проведения ГРП на скважине 393 провели исследование (30.03.2007 г. - 4.04.2007 г.) методом восстановления давления по данным прослеживания динамического уровня в насосных скважинах (КВУ) [5]. Пред проведением исследования скважина работала с дебитом жидкости 146 м³/сут. при обводненности в 15%. Время проведения исследования на скважине составило примерно 116 часов, за которое скважина не восстановилась, отсутствуют диагностические течения (линейное, псевдорадиальное). Оценка пластового давления, по результатам интерпретации, оказалась выше первоначального пластового (38, 91 МПа), что говорит о некорректной интерпретации. Таким образом, в процессе проверки выявлено, что результаты интерпретации носят недостоверный характер. Причиной получения некорректных результатов интерпретации является нарушение технологии проведения исследования.

В 2006 г. в центральной части месторождения севернее скважины 393 была пробурена горизонтальная скважина 394. Скважина 394 вскрыла пласт Ю₁^3-4 и при ее освоении был получен устойчивый приток безводной нефти. Максимальный дебит жидкости (буровой раствор, пластовая нефть и газ) в период очистки скважины (работа на амбар) составил 440 м³/сут. При работе на штуцере 12 мм был получен дебит нефти 28, 5 м³/сут, на штуцере 8 мм – 77, 6 м³/сут, на штуцере 12 мм – 99, 48 м³/сут [5].

На скважине 394 в период с 27.03.2007 г. по 19.04.2007 г. было проведено исследование методом восстановления давления по данным прослеживания динамического уровня в насосных скважинах (КВУ) [5]. Пред проведением исследования скважина работала с дебитом жидкости порядка 64, 7 м³/сут. при обводненности в 0, 72%. Время проведения исследования на скважине составило примерно 580 часов.

28.01.2008 г. на скважине 394, работающей с дебитом жидкости 86 м³/сут. и обводненностью 0, 4%, была проведена запись термометрии и барометрии, регистрация давления и температуры на глубине 2200 м и определение уровня жидкости и плотности в затрубном пространстве. На глубине 2200 м давление составило 19, 22 МПа.

Горизонтальная эксплуатационная скважина 396, пробуренная в 2007 г., вскрыла пласт Ю₁^3-4, а при ее освоении был получен устойчивый приток безводной нефти. 30.01.2008 г. на скважине 396, работающей с дебитом 180 м³/сут и обводненностью 0, 6%, была проведена запись термометрии и барометрии, регистрация давления и температуры на глубине 2063 м и определение уровня жидкости и плотности в затрубном пространстве. На глубине 2063 м давление составило 15, 86 МПа.

Горизонтальная эксплуатационная скважина 102, пробуренная в 2007 г., вскрыла пласт Ю₁^3-4. С целью определения фильтрационных характеристик пласта и состояния призабойной зоны пласта на скважине 102 провели исследование методом восстановления давления по данным прослеживания динамического уровня в насосных скважинах (КВУ) [5]. Пред проведением исследования скважина работала с дебитом 65 м³/сут. при обводненности в 13, 15 %. Время проведения исследования на скважине составило примерно 172 часа. Оценка пластового давления, по результатам интерпретации, составила 27, 33 МПа.

Состояние изученности Майского месторождения методами ГДИ представлено в таблице 2.12., 2.13. и 2.14

 

Таблица 2.12 - Состояние изученности месторождения методами ГДИ
Пласт	Количество исследований	Количество кондиционных исследований	Итого кондиционных исследований
КВД	КВУ	ИД	КВД	КВУ	ИД	Коли-чество	%
Ю14-16			-			-
Ю13-4			-			-
Всего			-			-

 

Таблица 2.13.
Результаты гидродинамических исследований скважин
Номер сква-жины	Дата исследо- вания	Интервал перфорации, м	Тол-щина пласта, м	Дебит нефти, м3/сут	Обводнен-ность, %	Рпл/Рзаб, МПа	Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)	Удельный коэффициент продуктив-ности, м3/(сут*МПа*м)	Гидропроводность, *10-2 мкм2*м мПа*с	Проницае-мость, *10-3 мкм2	Вид исследо- вания
Пласт Ю14-16
	16.03.1972	2900 – 3093	193, 0	0, 00	100, 00	31, 61 / 31, 26	2, 37	0, 0123	-	-	ИП
	29.08.2005	2980 – 2995, 2	15, 2	1, 10	38, 89	29, 42 / 14, 55	0, 12	0, 0078	-	-	ИП
	29.08.2005	2980 – 2995, 2	15, 2	23, 30	26, 73	29, 42 / 14, 81	2, 18	0, 1435	1, 14	3, 70	КВД (после ГРП)
	26.04.2006	2953 – 3004		32, 60	0, 00	32, 30 / 0, 95	0, 99	0, 0194	0, 09	0, 80	КВД
	04.04.2007	2967 – 2989		124, 10	15, 00	38, 91 / 14, 83	6, 06	0, 2757	-	0, 91	КВУ
Среднее значение			36, 22	36, 12	32, 34 / 15, 28	2, 34	0, 0921	0, 62	1, 80
Пласт Ю13-4
	07.10.1972	2675 – 2693	18, 0	1, 40	88, 52	27, 69 / -	-	-	-	-	ИП
	18.09.2005	2665.5 – 2666.1 2667.9 – 2670.3 2671.3 – 2673.1	4, 8	3, 20	0, 00	26, 71 / 10, 82	0, 20	0, 0420	-	-	ИП
	11.04.2006	2655.7 – 2665	9, 3	71, 20	0, 00	26, 58 / 12, 16	4, 94	0, 5310	11, 14	20, 30	ИП-КВД
	19.04.2007	2793 – 3108	315, 0	64, 23	0, 72	26, 56 / -	-	-	-	16, 80	КВУ
	28.01.2008	2793 – 3108	315, 0	85, 66	0, 40	- / 19, 22	11, 72	0, 0372	-	-	Регистрация Р и Т
	30.01.2008	2836 – 3343	507, 0	178, 92	0, 60	- / 15, 86	16, 20	0, 0319	-	-	Регистрация Р и Т
	04.02.2008	2866 – 3416	550, 0	56, 45	13, 15	27, 33 / -	4, 93	0, 0090	-	3, 84	КВУ
Среднее значение			66, 00	14, 77	26, 97 / 14, 52	7, 60	0, 1306	11, 14	13, 65

Таблица 2.14.
Средние значения гидродинамических параметров
Наименование	Количество	Интервал изменения	Среднее значение по пласту	Примечание
сква- жин	изме- рений
Ю14-16
Начальное пластовое давление, МПа			29, 42 – 38, 91	32, 33
Пластовая температура, °С			98, 70	98, 70
Геотермический градиент, °С/м	-	-	-	-
Удельная продуктивность, м3 / (м.сут.·МПа·м)			0, 0123 – 0, 2757	0, 1142
Гидропроводность, м3.10-12/(Па.с)			0, 09 – 1, 14	0, 62
Пьезопроводность, 104 м2/с	-	-	-	-
Проницаемость, мкм2			0, 80 – 3, 70	1, 80
Скин-фактор			(-6, 10) – 5, 35	-0, 76
Приведенный радиус скважины, м			0, 001 – 45, 804	15, 441
Ю13-4
Начальное пластовое давление, МПа			26, 56 – 27, 69	26, 97
Пластовая температура, °С			85, 00 – 108, 09	94, 36
Геотермический градиент, °С/м	-	-	-	-
Удельная продуктивность, м3 / (м.сут.·МПа·м)			0, 0090 – 0, 5310	0, 1302
Гидропроводность, м3.10-12/(Па.с)			11, 14	11, 14
Пьезопроводность, 104 м2/с	-	-	-	-
Проницаемость, мкм2			0, 80 – 20, 30	7, 92
Скин-фактор			-1, 35 – 2, 40	0, 06
Приведенный радиус скважины, м			0, 010 – 0, 420	0, 228

 

2.4.6. СВОДНАЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

По результатам исследований керна, интерпретации данных ГИС и ГДИС получена геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Следует обратить особое внимание на низкую проницаемость и расчленённость объекта Ю_14-16, что следует учесть при обосновании выбора расчётных вариантов разработки объекта (таблица 2.15.).

 

Таблица 2.15 - Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов
Параметры	Объекты
Ю13-4	Ю14-16
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи	пластово-сводовая	пластово-сводовая
Тип коллектора	поровый	поровый
Площадь нефтеносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м	22, 4	56, 7
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	10, 9	31, 1
Пористость, %	0, 16	0, 11
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед.	0, 58	0, 53
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	0, 53	0, 52
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0, 53	0, 53
Проницаемость, 10-3 мкм2	14, 4	1, 2
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0, 49	0, 55
Начальная пластовая температура, °С		98, 7
Начальное пластовое давление, МПа		31, 1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	0, 97	0, 91
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с	5, 51	2, 51
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0, 739	0, 682
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0, 830	0, 797
Абсолютная отметка ВНК, м	- 2552	- 2900
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1, 2	1, 25
Содержание серы в нефти, %	0, 3	-
Содержание парафина в нефти, %	4, 41	10, 2
Давление насыщения нефти газом, МПа	9, 6	11, 6
Газосодержание нефти, м3/т	76, 1	102, 1
Содержание сероводорода, %	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа× с	0, 38	0, 34
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1, 024	1, 024
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1, 024	1, 025
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0, 555	0, 5
Средний коэффициент продуктивности, м3/(сут*Мпа)	4, 1	1, 5

 

 

2.5. ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ

Майское месторождение открыто в 2005 г. бурением скважины 392Р ЗАО «Нефтепромбурсервис» по заказу недропользователя ОАО “Альянснефтегаз”. Продуктивность на месторождении приурочена к пластам Ю₁^3-4 (васюганская свита) и Ю_14-16 (тюменская свита). При испытании пласта Ю₁^3-4 получен приток нефти дебитом 3, 2 м³/сут при депрессии 15, 7 МПа. При испытании пласта Ю_14-16 был получен приток нефти дебитом 1, 1 м³/сут с фильтратом бурового раствора дебитом 0, 7 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды составил 23, 3 м³/сут. и 8, 5 м³/сут., соответственно.

По состоянию на 01.01.2011 г., учтённые Госбалансом РФ запасы нефти по месторождению в целом характеризуются следующим образом:

– по пласту Ю₁^3-4 категории С₁ – до 5258 / 2103 тыс. т (балансовые / извлекаемые), категории С₂ – до 531 / 212 тыс. т.; [2]

– по пласту Ю_14-16 категории С₁ – до 19287 / 5786 тыс. т (балансовые / извлекаемые), категории С₂ – до 13533 / 4060 тыс. т. [2]

Первый подсчет запасов нефти по обоим пластам проводился в 2005 г. объемным методом. В 2011г., после проведения на месторождении дополнительных работ (сейсморазведка, бурение новых скважин 397Р, 539 и 542) был выполнен пересчет запасов по категориям С₁ и С₂. Подсчет запасов нефти проводился на основе построенной геологической модели месторождения.

Площадь нефтеносности пласта Ю₁^3-4 принята по изогипсе -2552, 0 м (условное положение ВНК принятое по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 390Р) и составляет 12 667 тыс.м². Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 9, 9 м в пределах категории запасов С₁ и 3, 75 м в пределах категории запасов С₂. Коэффициент открытой пористости – 0, 15. Коэффициент нефтенасыщенности был принят равным 0, 50. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0, 840 и 0, 843 г/см³. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0, 4 д.е.

Площадь нефтеносности пласта Ю_14-16 в пределах условно принятого контура -2900, 0 м составляет 35 600 тыс.м². Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 27, 9 м в пределах категории запасов С₁ и 13, 2 м в пределах категории запасов С₂. Коэффициент открытой пористости – 0, 15. Коэффициент нефтенасыщенности для категорий С₁ и С₂ составляет 0, 60 и 0, 57 д.е. соответственно. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0, 8 и 0, 797 г/см³. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0, 3 д.е.

Подсчетныепараметры и балансовые запасы, числящиеся на Госбалансе, приведены в таблицах 2.16 и 2.17.

Таблица 2.16 - Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа
Пласт	Зона	Катего- рия запа- сов	Площадь нефтенос- ности, тыс.м2	Средняя эффективная нефтенасы- щенная толщина, м	Объем нефтена- сыщенных пород, тыс.м3	Коэффици- ент откры-той порис-тости, доли ед.	Коэффици- ент нефтена- сыщенности, доли ед.	Пересчетный коэффициент, доли ед.	Плотность нефти, г/см3	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т	Газовый фактор, м3/т	Начальные геологические запасы растворенного газа, млн.м3
Ю13-4		С1		9, 9		0, 15	0, 5	0, 84	0, 843		44, 52	234, 1
		С2		3, 75		0, 15	0, 5	0, 84	0, 843		44, 52	23, 6
Ю14-16		С1		27, 9		0, 13	0, 6	0, 8	0, 797			4552, 7
		С2		13, 2		0, 13	0, 57	0, 8	0, 797			3193, 8

Подсчетный объект	ГКЗ Роснедра, 2011г.	Государственный баланс на 01.01.2011г.
	Начальные геологические запасы, тыс.т.	Начальные извлекаемые запасы, тыс.т.	КИН, доли ед.	Начальные геологические запасы, тыс.т.	Начальные извлекаемые запасы, тыс.т.	КИН, доли ед.	Текущие извлекаемые запасы, тыс. т.
	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2	С1	С2	С1С2
Ю13-4				2103, 2	212, 4	2315, 6	0, 4	0, 4	0, 4				2103, 2	212, 4	2315, 6	0, 4	0, 4	0, 4	2087, 2	212, 4	2299, 6
Ю14-16				5786, 1	4059, 9	9846, 0	0, 3	0, 3	0, 3				5786, 1	4059, 9	9846, 0	0, 3	0, 3	0, 3	5786, 1	4059, 9	9846, 0

 

Таблица 2.17 - Состояние запасов нефти

⇐ Предыдущая1234567Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. I. Данные лабораторных и инструментальных методов исследования.
2. III.3. Описание организации исследования
3. IV.1.2. Взаимосвязь результатов исследования
4. ІІ. Этапы научного исследования
5. Анализ и интерпретация данных экспериментально-психологического исследования.
6. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МАЙСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
7. Аутогенная тренировка: методы исследования и применения в медицине.
8. Бессознательное в психике человека. Установки и их исследования в школе Д. Н. Узнадзе
9. Биопсия почки и морфологические исследования
10. Буровые станки и бурение взрывных скважин. Буровой инструмент.
11. ВЗЯТИЕ КАЛА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ НА СКРЫТУЮ КРОВЬ
12. ВИДЫ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ, МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ