Отчет по практике на Хохряковском месторождении

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.         

2.2 Строение залежей нефти.

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 Ю₁^2-3. 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 3мм 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, 14р, 7, 56р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9р, 61п). В межконтурной части водоносные 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 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 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 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 Н_дин – 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 Н_дин –1160 м), подошва пласта – 2401,3 м. Поступление воды возможно из второго ствола, в котором 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 (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 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 Н_дин – 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.

2.3 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 (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 ЮВ_2. 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.