Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов 
В тектоническом
отношении Александровский мегавал контролирует ряд месторождений одноименного
нефтегазоносного района и характеризуется довольно сложным геологическим
строением, так как он сложен наличием ряда валообразных и куполовидных поднятий
– структур 2 порядка (Колик-Еганский, Санторской, Пермяковский, Охтеурский и
др.). Они, как правило, также имеют вытянутую форму меридионального простирания
с юго-востока на северо-запад. Размеры их колеблются от 12х36 км до 13–22х115 км.
Структуры 2
порядка, в свою очередь, также осложняются многочисленными более мелкими
локальными поднятиями, но уже третьего порядка. Размеры и форма их весьма
разнообразны: от 2х7 км до 5х23 км. С наличием последних и связаны
практически все выявленные промышленные скопления нефти в пределах
Александровского нефтегазоносного района. В центральной и южной частях
Александровского мегавала в пределах его Охтеурского куполовидного поднятия и
Криволуцкого вала на Вахском и Чебачьем локальных поднятиях открыты одноименные
месторождения нефти в отложениях верхней юры.
В северной
части мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локального
поднятия также в юрских отложениях выявлено Хохряковское месторождение нефти.
И, наконец, в юго-восточной части Александровского мегавала, на южном
продолжении Колик-Еганского вала, на так называемой Лабазной группе локальных
поднятий в отложениях васюганской свиты верхней юры было установлено наличие
промышленных скоплений нефти на изучаемом Пермяковском месторождении. В
дальнейшем по данным глубокого бурения и сейсмики было высказано предположение,
что Лабазная группа поднятий, очевидно, тяготеет к юго-восточному продолжению
Колик-Еганского вала, так как четкого прогиба между Сикторской и Лабазной
группами локальных поднятий не зафиксировано.
Сикторская
структура (Хохряковское месторождение) по кровле пласта Ю2
(тюменская свита) оконтуривается изогипсой 2400 м. Амплитуда ее 160 м
(наивысшая отметка 2240 м). Структура имеет субмеридиональное простирание.
Размер структуры 38,0х12,0 км. Это брахиантиклинальная складка довольно
правильной конфигурации. Углы наклона крыльев составляют 203.
При этом необходимо отметить, что восточное крыло несколько положе западного.
По кровле
коллекторов пласта Ю12+3 Сикторская структура
оконтуривается изогибсой – 2400 м. Структурные построения четкие.
Амплитуда – 100 м. Размеры 62,0х12,0 км. Простирание
субмеридиональное. Это типичная брахиантиклинальная складка довольно правильной
конфигурации. В сводовой части структуры выделяются две вершины: довольно
больших размеров в южной части и несколько меньше – в северной части.
Оконтуриваются они изогибсами 2300 и 2320 м. Восточное крыло несколько
положе западного.
По кровле
пласта Ю11 структурный план повторяет план пласта Ю12,
однако, несколько расширяется площадь сводовых частей. Структура оконтуривается
изолинией – 2400 м. Простирание субмеридиональное. В целом,
рассматриваемые структурные планы по пластам имеют довольно спокойный характер.
Структурные планы довольно четко сохраняются, что свидетельствует об
унаследованном характере развития.
Залежь
пласта ЮВ11.
Залежь пласта
ЮВ11 представлена чередованием пористо-проницаемых пород
и плотных пород, сложенных песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрыт пласт 18
разведочными скважинами, в разрезе которых встречается от 1 до 4 проницаемых
пропластков общей толщиной до 16 м. Нефтенасыщенные толщины выделены по
данным ГИС. Нефтеносность их подтверждена испытанием скважины 12.
По
результатам бурения пласт Ю11 характеризуется относительной
невыдержанностью коллекторов как по площади, так и по разрезу. Так в 6, 7, 8
блоках (северная часть) наблюдается полная глинизация песчаных коллекторов. Та
же картина наблюдается во 2 блоке (южная часть).
Пласт Ю11
испытан в 2 скважинах (№4, 12), скважина №4 оказалась за контуром
нефтеносности. В скважине 12 пласт Ю11 опробован
совместно с пластом Ю12-3. Получен фонтанирующий приток
нефти 6,8 м3/сут. (на 3 мм штуцере).
Водо-нефтяной
контакт в пределах Ю11 (по промыслово-геофизическим
данным) не отбивается.
Во всех
скважинах (за исключением скважин, где пласт ЮВ11 – водоносный
и заглинизирован) песчаники пласта Ю11 нефтенасыщены до
подошвы. Самая низкая отметка подошвы коллектора пласта Ю11,
до которой отмечено нефтенасыщение – 2364,7 (скважина 12). Самая высокая
отметка кровли коллектора, где он водонасыщен – 2412,0 (скважина 3).
Таким
образом, по данным опробования и результатам интерпретации БКЗ нефтенасыщение
во всех скважинах (исключая скважины 3, 4, 20) отмечено до подошвы коллекторов
(самая низкая отметка – 2364,7 м в скважине 12), до этой отметки доказана
и промышленная нефтеносность в этой же скважине – получен фонтанирующий приток
нефти дебитом 6,8 м3/сут (на 3 мм штуцере).
Самая высокая
отметка кровли водонасыщенного коллектора отмечена в скважине 3 – 2412,0 м.
В связи с
тем, что пласты Ю11 и Ю12+3
гидродинамически взаимосвязаны и объединены в горизонт Ю1,
представляющий резервуар для единой залежи, водо-нефтяной контакт для верхнего
подсчетного объекта (пласт Ю11) принят единым с нижележащим
подсчетным объектом (пластом Ю12+3) на отметке-2386 м.
По внешнему
контуру нефтеносности при отметке ВНК – 2386 м площадь по подсчетному
объекту Ю11 Хохряковского месторождения равна 41,5 км2.
Высота залежи – 47,3 м.
Залежь
Пласта Ю12+3.
Пласт Ю12+3
представлен монолитным песчаником, глинами и является основным объектом
разработки Хохряковского месторождения.
Подсчетный
объект Ю12+3 на Хохряковском месторождении вскрыт 25
разведочными скважинами на глубинах 2388–2527 м.
По
результатам бурения и каротажа пласт Ю12+3 имеет довольно
однородное строение в кровле и выдержан по мощности как по разрезу, так и по
площади. Однако общая мощность его изменяется от 23,2 до 56 м к сводовой
части структуры.
В пределах
внутреннего контура нефтеносности пробурено 14 скважин (16, 11, 58п, 14 р,
7, 56 р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9 р, 61п). В межконтурной части
пробурено 7 скважин (1, 17, 10, 16, 13, 20, 12). За контуром нефтеносности
пробурено 4 скважины (3, 15, 8).
Пласт Ю12+3
на Хохряковском месторождении опробован в 14 скважинах (№2, 3, 5, 6, 9, 11, 12,
13, 14, 15, 16, 17, 18, 20). В скважине №12 он опробован совместно с пластом Ю11.
Промышленная
нефтеносность пласта Ю12+3 доказана в 10 скважинах при
раздельном опробовании (2, 5, 6, 9, 11, 14, 16, 17, 18, 20) и при совместном
опробовании с пластом Ю11 в скважине 12. Дебиты нефти
колеблются от 7,0 м3/сут (на 3 мм штуцере) в скважине 14
до 110 м3/сут (на 8 мм штуцере) в скважине 16.
Водо-нефтяной
контакт в пределах песчаного коллектора не отбивается. В 11 скважинах песчаные
пласты нефтенасыщены до подошвы (№2 – 2362,6 м, №5 – 2361,3 м, №6 –
2350,2 м, №7 – 2367,2 м, №9 – 2371,6 м, №11 – 2370,6 м, №14
– 2371,7 м, №16 – 2385,9 м, №57п – 2350,4 м, №58п – 2373,2 м,
№61п – 2362,4 м). В четырех скважинах водо-нефтяной контакт проходит внутри
плотных пропластков: скважина №1 – 2386,3–2388,1 м, №12 – 2386,7–2389,7 м,
№13 – 2382,9–2385,1 м и №17 – 2383,2–2384,8 м. В четырех скважинах
песчаники водонасыщены с кровли: скв. №3 – 2422,1 м, №4 – 2417, 4 м, №8
– 2392,6 м, №15 – 2402,8 м.
Таким образом,
самая низкая отметка подошвы пласта, до которой отмечено нефтенасыщение –
2385,9 м в скважине 16 и самая высокая отметка, с которой кровля
песчаников водонасыщена – 2392,6 м в скважине 8. Притоки безводной нефти
получены с отметок – 2358,6 м (скв. 2), – 2361,9 м (скв. 5), – 2346,1 м
(скв. 6), – 2354,6 м (скв. 7), – 2354,8 м (скв. 9), – 2352,4 м (скв.
11), – 2362,7 м (скв. 16).
При
совместном опробовании пластов Ю11 и Ю12+3
в скв. 12 с отметок – 2348,7–2379,8 м получен фонтанирующий приток нефти
дебитом 6,8 м3/сут (на 3 мм штуцере). В скважине 14 с
отметок – 2371 м получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 7,0 м3/сут
(на 3 мм штуцере).
В скважине 17
(при ВНК в интервале абс. отметок – 2383,2–2384,8 м) в интервале абс,
отметок – 2373,0–2387,0 м получено 1,2 м3/сут нефти и 1,5 м3/сут
воды при Ндин – 735 м, что не противоречит принятому ВНК. По
химическому составу (минерализация 8018 мг/л) это фильтрат бурового раствора и
пластовой воды.
В скважине 13
в интервале абс. отметок – 2362,3–2378,3 м получена пластовая вода дебитом
1,2 м3/сут с пленкой нефти (при Ндин –1160 м),
подошва пласта – 2401,3 м. Поступление воды возможно из второго ствола, в
котором водоносные пласты не изолированы.
В скважине 16
при опробовании пласта Ю12 в интервале абс, отметок –
2376,7–2384,7 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 2,5 м3/сут
(на 3 штуцере). На забое отмечено наличие пластовой воды. Пласт Ю12
нефтенасыщен до абс. отметок – 2385,9 по данным геофизики. Поступление воды
возможно из нижележащего интервала из-за некачественного цементажа
эксплуатационной колонны.
Таким
образом, по данным опробования и материалам промысловой геофизики водо-нефтяной
контакт по пласту Ю12+3 Хохряковского месторождения
принят в интервале абс. отметок – 2384,8–2386,6 м. Среднее значение по
залежи – 2386 плюс-минус 8 м. Приток безводной нефти получен с абс.
отметки – 2379,7 м (скважина 12).
Площадь
нефтеносности подсчетного объекта Ю12+3 при принятой абс.
отметке ВНК – 2386 м в пределах внешнего контура равна 140,2 км2.
Этаж нефтеносности 67 м.
В целом
залежь горизонта Ю1 имеет размеры 10,5х18,6 км. Высота залежи
71 м. Залежь – пластовая сводовая с элементами литологического
экранирования по отдельным пропласткам и пласту Ю11.
Залежь пласта
Ю2.
Пласт Ю2
развит в сводовой части структуры и вскрыт тремя разведочными скважинами (56 р,
58п, 61п). Представлен чередованием песчаников и аргиллитов.
Подсчетный
объект Ю2 вскрыт на глубинах 2364,8–2409,6 м.
По
результатам бурения пласт Ю2 характеризуется невыдержанностью
коллекторов как по площади, так и по разрезу. В разрезе встречается от 1 до 5
проницаемых пропластков. Общая мощность пласта колеблется от 12 до 23 м.
Максимальная
эффективная толщина отмечена в сводовой части структуры 10,6 м (скважина
56), 21,4 м (скважина 61). Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС.
Нефтеносность подтверждена испытанием скважин 56, 61.
В пределах
внутреннего контура пробурена скважина 56 р. Скважины 12, 9, 7, 14
пробурены за контуром нефтеносности. В скважинах №2, 6, 5, 57 пласт Ю2
заглинизирован.
Пласт Ю2
испытан в 2 скважинах (56, 61), доказана его промышленная нефтеносность.
В скважине 56
с интервала глубин 2448–2452 м (а.о. – 2376,5–2379,5 м) получен
приток нефти дебитом 19,3 м3/сут. В скважине 61 с интервала
глубин – 2436,5–2441 м (а.о. – 2387–2392,5) получена нефть с водой дебитом
21 м3/сут. Водо-нефтяной контакт как и для пластов Ю11
и Ю12+3 принят на отметке – 2386 м, что
подтверждается результатами испытания. Приток безводной нефти получен с абс.
отметки – 2379,5 (скважина 56).
Площадь
нефтеносности подсчетного объекта Ю2 при принятой отметке ВНК – 2386 м
в пределах внешнего контура равна 45 км2. Высота залежи 18 м.
Залежь пластовая, сводовая с элементами литологического экранирования.
По
промыслово-геофизическим данным на Хохряковском месторождении возможно
нефтенасыщены коллектора ачимовской толщи (скважины 1, 2, 6) водо-нефтяной
контакт определить не представляется возможным, поэтому о размере залежи судить
трудно. Очевидно, она мала по размерам и водоплавающая. Об этом говорят
результаты испытания скважин 2, 8, 10, 14, 54, 55.
В сводовой
скважине при опробовании в интервале 2306–2314 м (а.о. 2240,3–2248,3 м)
получен приток пластовой воды (16 м3/сут) и нефти (0,1 м3/сут)
при Ндин – 1127 м. Получение нефти в дальнейшем следует
уточнить, так как в скважину в процессе бурения закачивается нефть.
В остальных
скважинах (8, 10, 14, 54, 55) получена пластовая вода.
Характеристика
пластовых газонасыщенных нефтей Хохряковского месторождения изучена на образцах
глубинных проб из скважин пласта ЮВ11-2-3 и пласта ЮВ2.
Фракционный состав и физико-химические свойства разгазированных нефтей
определены по данным анализа 18 проб из 13 скважин пласта ЮВ11-2-3
и 2 проб из 2 скважин пласта ЮВ2. Отбор и исследование нефтей пласта
ЮВ1 проводились службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологии
в период разведочных работ на месторождении (1974–1976 гг.). Глубинные и
поверхностные пробы нефти пласта ЮВ2 исследовались при доразведке
залежей службами институтов НижневартовскНИПИнефть и СибНИИНП (1986–1988 гг.).
Обработка, систематизация и обобщение результатов комплексных исследований
нетей и нефтяных газов с целью подготовки исходной информации для составления
технологических схем разработки и обустройства месторождения выполнены
сотрудниками отдела исследования нефтей и определения ресурсов газа СибНИИНП.
Глубинные
пробы пластовой нефти отбирались из фонтанирующих скважин с помощью глубинных
пробоотборников типа ПД-ЗМ и ВПП-300. Методическое обеспечение исследований
соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39–112–80 «Нефть. Типовое
исследование пластовой нефти». Поверхностные пробы нефти отобраны с устья
скважин, анализ проб выполнен по стандартным типовым методикам, обязательный
перечень которых с указанием действующих ГОСТов приведен в документе ОСТ 39–112–80.
Компонентный
состав нефтей и нефтяных газов исследован методами газо-жидкостной
хроматографии на аппаратуре типа ЛХМ-8МД, ЦВЕТ-100 и ХРОМ-4. Концентрация
компонентов пластовой газонасыщенной нефти определена по методу материального
баланса на основании результатов анализа составов разделенных фаз.
Средние
значения физических свойств пластовых нефтей в условиях пласта и при различных
способах разгазирования представлены в таблице 2.1.
Как следует
из данных таблицы 2.1. нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных
пластовых давлений (24 МПа) и температур (830С). Нефть недонасыщена
газом, давление насыщения значительно ниже пластовой и по разрезу изменяется в
диапазоне от 7,3 до 12,5 МПа, причем степень недонасыщенности заметно выше у
нефтей пласта ЮВ2. Газосодержание нефтей соответствует средним
значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет
109 м3/т и 75 м 3/т соответственно
для пластов ЮВ1 и ЮВ2. В условиях пласта и на поверхности
нефти легкие и маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,9–1,0 МПа.с.
Значение газового фактора, плотности выделившегося газа и разгазированной нефти
при дифференциальном (ступенчатом) способе разгазирования приведены по
отдельным скважинам и по залежам в целом в таблице 2.1.
В составе
пластовых нефтей молярная концентрация метана составляет 21–27%, концентрация
его гомологов группы С2Н6 – С5Н12
колеблется около 25%. Нефтяной газ метанового типа, относительно жирный. В
зависимости от способа разгазирования пластовой смеси средняя молярная
концентрация метана в газе меняется от 52 до 74%.
Несмотря на
некоторые отличия (по данным анализов плотность нефти пласта ЮВ2
несколько выше), разгазированные нефти обеих залежей однотипны и однозначно
характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие,
легкие, с объемным содержанием светлых фракций до 3000С около 50%.
Технологический шифр нефтей – 1 Т1П2.
Имеющаяся
информация о температуре застывания разгазированных нефтей крайне ограничена и
ее достоверность вызывает сомнения из-за присутствия воды в исследуемых пробах.
Наиболее вероятная температура потери подвижности нефти – от минус 5 до плюс 20С,
что может служить причиной осложнений при транспорте продукции скважин.
Ввиду
отсутствия достоверной информации о реологическом поведении продукции скважин
при различных режимах движения жидкости (экспериментальные исследования в
период разведки и доразведки не проводились), вязкость и плотность водонефтяных
смесей в зависимости от температуры определены с помощью расчетных методов на
основании известных физико-химических свойств и фракционного состава безводных
нефтей. Оценка величины вязкости выполнена для режима, при котором градиент
скорости сдвига не ниже 200 С-1. Для уточнения реологических
характеристик водонефтяных смесей в области пониженных температур (около 00С)
рекомендуется в процессе опытно-промышленной эксплуатации выполнить комплекс лабораторных
исследований реальных промысловых эмульсий с учетом фактических условий их
движения.
В связи с
тем, что разгазированные нефти пластов ЮВ1 и ЮВ2
однотипны и имеют близкие значения физико-химических параметров, характеристику
водонефтяных смесей на стадии проектирования рекомендуется принять для
месторождения в целом.
Приводимые в
таблицах сведения о свойствах нефти и газа при дифференциальном разгазировании
ориентированы на принципиальную схему обустройства, включающую термохимическую
подготовку обводненной продукции скважин и следующие условия сепарации на
ступенях:
1 ступень –
давление 0,8 МПа, температура 130С;
2 ступень –
давление 0,5 МПа, температура 400С;
3 ступень –
давление 0,25 МПа, температура 150С;
4 ступень –
давление 0,103 МПа, температура 150С.
Для
составления технологической схемы разработки и обустройства месторождения в
качестве исходных данных рекомендуется принять параметры нефти и нефтяного
газа, определенные для условий дифференциального (ступенчатого) разгазирования
пластовой газонасыщенной смеси. Численные значения параметров, приведенные к
стандартным условиям (0,1 МПа, 200С), представлены в таблицах
настоящего раздела.
1. Отложения
горизонта ЮВ1 формировались в условиях флювиальной дельтовой равнины
и характеризуются сильной лито-фациальной изменчивостью. Для пласта ЮВ11
характерна глинизация пород. Из-за ограниченности кернового материала судить об
условиях формирования и характере распространения пласта ЮВ2 крайне
сложно.
2.
Коллекторами пласта ЮВ2 являются мелкозернистые, плохо
отсортированные песчаники, с невысокими значениями глинистости и карбонатности,
которые характеризуются низкими фильтрационно-емкостными параметрами. Среднее
значение пористости составляет 15,1%, проницаемости – 2,1х10-3мкм2,
водоудерживающей способности – 55,5%.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13
|
|
