Дипломная работа: Проектное решение по разработке месторождения
Промышленная нефтеносность пласта Ю1 2+3 доказана в 10 скважинах при раздельном опробовании (2, 5, 6, 9, 11, 14, 16, 17, 18, 20) и при совместном опробовании с пластом Ю1 1 в скважине 12. Дебиты нефти колеблются от 7,0 м3 /сут (на 3 мм штуцере) в скважине 14 до 110 м3 /сут (на 8мм 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 Ю1 1 и Ю1 2+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 3мм 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 8018мг/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 Ю1 2 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 Ю1 2 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 Ю1 2+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 Ю1 2+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 Ю1 1 .
Залежь пласта Ю2 .
Пласт Ю2 развит в сводовой части структуры и вскрыт тремя разведочными скважинами (56р, 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 56р. 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 Ю1 1 и Ю1 2+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.
2.4. Свойства и состав нефти и нефтяного газа Хохряковского месторождения
Характеристика пластовых газонасыщенных нефтей Хохряковского месторождения изучена на образцах глубинных проб из скважин пласта ЮВ1 1-2-3 и пласта ЮВ2 . Фракционный состав и физико-химические свойства разгазированных нефтей определены по данным анализа 18 проб из 13 скважин пласта ЮВ1 1-2-3 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 г.г.). Глубинные и поверхностные пробы нефти пласта ЮВ2 исследовались при доразведке залежей службами институтов НижневартовскНИПИнефть и СибНИИНП (1986-1988 г.г.). 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 (830 С). 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 С2 Н6 – С5 Н12 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 3000 С около 50%. Технологический шифр нефтей – 1 Т1 П2 .
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 20 С, что может служить причиной осложнений при транспорте продукции скважин.