Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

 

Пласт Тл_2-б1

К пласту приурочены две залежи. Запасы нефти залежи расположенной в районе скважины 535 оценены по категории С₁ на площади, ограниченной контуром нефтеносности, на основании следующего:

1. Из скважины 535 при испытании в колонне получен промышленный приток нефти, дебитом 4,4 т/сут на 3 мм штуцере.
2. Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 1 скважины и обработки данных сейсморазведки методом 3D.
3. Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС в скважине 535.
4. Физико-химические свойства нефти изучены по 8 глубинным и 1 поверхностной пробам из скв. 535.

5. В скв. 535 проведены  гидродинамические исследования.

Запасы нефти залежи, расположенной в центральной  части месторождения, отнесены к категории С₂. Границей залежи на западе и востоке являются зоны литологического замещения коллекторов плотными породами, на юге и севере – контур нефтеносности.

Основанием для оценки запасов  нефти по категории С₂ послужило:

Недоразведанная, неопробованная залежь, приуроченная к пласту, содержащему запасы более высокой категории.

Тип, форма и размеры залежи установлены  по результатам бурения 16 скважин  и интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские  свойства, нефтенасыщенность и эффективная

 

 

нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС  в 13 скважинах (15 опр.) и лабораторным исследованиям керна из 2 скважин (6 определений).

Физико-химические свойства нефти  приняты те же, что и для более  изученной залежи пласта.

 

Пласт Тл2-а

 

Запасы нефти в разбуренной  части месторождения оценены  по категории С₁. Контуром категории С₁ являются: на юго-западе – тектоническое нарушение, на северо-востоке – линия, проведенная на расстоянии двойного радиуса дренажа (1000 м) скв.535 и 548, на северо-западе и юго-востоке – контур нефтеносности. Остальные запасы в пределах ВНК отнесены к категории С₂.

Основанием для оценки запасов  нефти по категории С₁ является:

Из скв. 535 и 548 при испытании в  колонне получен промышленный приток нефти, дебитом 14,5 и 19,8 т/сут соответственно на штуцере 5 мм. В скв. 532 и 507 при опробовании испытателем пластов в процессе бурения за 10 минут получено 1,1 и 1,3 м³ газированной нефти соответственно. В неопробованных скважинах получены положительные результаты по ГИС.

Тип, форма и размеры залежи установлены  по результатам бурения 17 скважин  и интерпретации сейсморазведки методом 3D.

Литологический состав, коллекторские  свойства, нефтенасыщенность и эффективная  нефтенасыщенная толщина изучены  по данным ГИС в 16 скважинах (20 определений) и лабораторным исследованиям керна из 7 скважин (93 определения).

Физико-химические свойства нефти  изучены по глубинным и поверхностным пробам из скв. 535 и 548.

Проведены гидродинамические исследования в скв. 535 и 548.

Основанием для оценки запасов нефти по категории С₂ является:

Неразведанная часть залежи, примыкающая  к участку с запасами более  высокой категории.

Форма, размеры, толщина и коллекторские  свойства пласта приняты по результатам  интерпретации данных сейсморазведки методом 3D .

Выделение эффективных нефтенасыщенных  толщин проводилось по комплексу  промыслово-геофизических исследований с учетом результатов испытаний  и данных исследования керна.

Кроме качественных признаков при  выделении коллекторов учитывались

количественные критерии - предельные значения фильтрационно-емкостных параметров которые приведены в нижеследующей таблице:

Пласты	Критические значения фильтрационно-емкостных  свойств
	Кпр*, мкм2*10-3	Кп*, %	Кв*, %
Т2, Т1	0.5	7.0	62.1
Мл2, Мл1, Бб2, Бб1, Тл2-б1, Тл2а	1.7	12.2	75.1

 

Пропластки с пористостью  ниже установленного предела являются неколлекторами и в расчет не принимались.

Средние значения эффективных  нефтенасыщенных толщин по пластам, зонам и категориям запасов вычислялись, как средневзвешенные по картам изопахит .

Пористость коллекторов  определялась по керну и геофизическими методами.

При определении пористости по керну образцы привязывались  к интервалам проницаемых прослоев, выделенных по ГИС.

В расчет средних значений коллекторских свойств включены образцы в интервалах проницаемой части пласта раздельно для нефте- и водонасыщенной зон.

Для карбонатных коллекторов пласта Т₁ пористость определялась по кривой объемного влагосодержания (W) метода ННК-Т и в системе ELAN PLUS.

Для подсчета запасов нефти по всем залежам значение пористости принято по геофизическим данным, как наиболее полно характеризующее пласты по площади и по разрезу.

Нефтенасыщенность коллекторов определялась по керну и данным ГИС.

Нефтенасыщенность (Кн) по керновым данным определяли косвенным способом через остаточную водонасыщенность (Ков). Моделирование Ков осуществляли методом полупроницаемой мембраны, считающимся среди косвенных методов основным, при одноступенчатом давлении вытеснения воздухом в 0,17 МПа. В качестве модели остаточной воды использовали четырехнормальный раствор NaCl. Данные по остаточной воде необходимы для расчета зависимости Ков от комплексного параметра , на основании которой нефтенасыщенность оценивается по равенству Кн=1-Ков, принимая газонасыщенность равной нулю.

По ГИС коэффициент нефтенасыщенности  карбонатных и терригенных коллекторов

определялся по данным электрометрии  с использованием петрофизических

 

 

зависимостей Рп = f (Кп), Рн = f (Ков) и Ков = f (Кп).

Для подсчета запасов нефти средние значения нефтенасыщенности приняты подобно параметру пористости по геофизическим исследованиям.

Пробы пластовых флюидов  отбирались отдельно из пластов: Т₁, Мл₂, Бб₂, Бб₁, Тл_2-б1, Тл_2а.

Глубинные пробы исследовались  на установке УПН-БашНИПИнефть, поверхностные - в соответствии с ГОСТами и общепринятыми методиками. Нефтяной газ получен при дифференциальном дегазировании представительных глубинных проб нефти и изучен на хроматографах различных марок.

Пробы пластовых флюидов из пласта Мл₁ не отбирались, поэтому для подсчета запасов параметры нефти и газа приняты по пласту Мл₂.

Пересчетный коэффициент  рассчитан через объемный, полученный при дифференциальном дегазировании  пластовых проб:

 

U = 1/B,

где B - объемный коэффициент.

Подсчет запасов нефти проведен раздельно для каждого пласта и категории объемным методом по формулам :

 

Q_б = F * h * m * b * r * U

Q_и = Q_б * h ,

 

где: Q_б - балансовые запасы нефти_, тыс.т;

Q_и - извлекаемые запасы нефти, тыс.т;

 F - площадь нефтеносности, тыс.м²;

 h - эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

 m - коэффициент пористости, доли ед.;

 b - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

 r - плотность нефти, г/см³;

 U - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли ед.;

 h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.

Подсчет запасов растворенного  газа проведен по формулам:

 

V_б = Q_б * r

 V_и = Q_и * r,

 

где: V_б - балансовые запасы газа, млн.м³;

       V_б - извлекаемые запасы газа, млн.м³;

         r  - газосодержание, м³/т;

                Q_б - балансовые запасы нефти, тыс.т;

        Q_и - извлекаемые запасы нефти, тыс.т.

Газосодержание пластовой нефти принимается по пробам дифференциального дегазирования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

III. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

 

По состоянию на 1.06.07 года на месторождении пробурены 19 скважин: 507, 535, 532, 533 403,405,548,305,307,406,408,502,574,575,201,203,204,220,570,576 – добывающие. Скв. 533 ликвидирована, как выполнившая свое геологическое назначение, остальные скважины находятся в консервации.

В разведочных скважинах  в процессе бурения проведено  опробование разреза испытателем пластов от окско-серпуховских до отложений терригенного девона.

Нефтепроявления отмечены в окско-серпуховских, верейских, тульских (Тл_2-а) и девонских отложениях.

При испытании скважин  в колонне из пластов получены притоки нефти. В скв. 507 - из пластов  Бб₂, Т; в скв. 532 - из пласта Т ; в скв. 535 -из пластов Тл_2-а, Тл_2-б, Мл; в скв. 548 - из пластов Тл_2-а, Бб₁, Бб₂, Мл.

Промышленная нефтеносность  установлена в пластах: Тл_2-а, Тл_2-б, Бб_1, Бб₂, Мл и Т. Запасы по ним утверждены ЦКЗ в 1997 году.

Установлен тип залежей. 

ВНК только по турнейскому  пласту принят достаточно надежно - по ГИС и испытанию в колонне. Условно, по результатам ГИС, принят ВНК по трем пластам (Тл_2-а, Бб_1, Бб₂). По двум пластам Мл и Тл_2-б ВНК принят по нижней дыре перфорации с учетом проницаемого пропластка.

Анализ имеющейся геологической  информации показывает, что все нефтенасыщенные  пласты совпадают по площади. В скв. 548, 507 отмечены нефтяные залежи во всех пластах (Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Мл, Т). Кроме того, пласт Тл_2-а вскрыт еще в двух скважинах (535, 532). Пласт Тл_2-б вскрыт в скв. 535, а в скв. 532 он замещен плотными породами. Пласт Мл вскрыт еще в двух скважинах (535, 533), а в скв. 532 -замещен плотными породами. Пласт Т вскрыт еще в одной скважине 532.

Месторождение введено  в пробную эксплуатацию в августе 1998 года разведочной скважиной 507 на пласт Бб₂.

В сентябре 1998 года были введены  в эксплуатацию еще две разведочные скважины: на пласт Тл_2-а - скв.548, на пласты Тл_2-а+Тл_2-б - скв.535.

В декабре 1998 года была введена  в эксплуатацию разведочная скв.532 на пласт Т.

Ниже приведены проектные  и фактические показатели разработки разведочных скважин: (см. на сл. странице)

 

 

№скв	Дата ввода	Вскрытый пласт	Способ эксплуатации		Дебит нефти, т/сут			Обводнен-ность на 1.01.2000г.
					проект	факт на дату вода	факт на 1.01.2000
			проект	факт
507	31.08.98	Б62	Ф	Ф	34,0	25,0	26,2	6.5%
535	29.09.98	Тл2а+Тл2б	Ф	скн	10,6	10,5	5,6	5.4%
548	23.09.98	Тл2а	Ф	скн	7,8	13,7	14,8	2.8%
532	31.12.98	Т	Ф	скн	4,2	8,7	4,9	3.2%

 

Из таблицы видно, что дебиты бобриковского объекта ниже ожидаемых, а турнейского - выше, по тульскому  объекту дебиты в среднем несколько  выше проектных.

В целом по этим скважинам  за 1998 год отобрано меньше, чем по проекту, так как скважины введены позже, и количество дней работы ниже проектного (73 против 155 дней), а также за счет более низких дебитов бобриковского объекта.