Залежь разбурена плотной сеткой скважин согласно технологической 1+2+3 и ЮВ2. схеме, где предусмотрена совместная разработка пластов ЮВ1
1+2+3 и ЮВ2
Детальное изучение строения залежей нефти пластов ЮВ1
3 показало, что залежь продуктивного пласта ЮВ1 является самостоятельной и имеет свой ВНК.Обоснование ВНК проводилось по данным интерпретации материалов ГИС и результатов опробования скважин.
3 имеет наклон с юго-запада на северо-восток. ВНК залежи пласта ЮВ1
Водонефтяной контакт на западной периклинали с юга на север колеблется от -2382,0 м до -2376,0 м, на северной периклинали от -2376,0 м до -2400,0 м, на восточной периклинали (север-юг) от -2400,0 м до -2384,0 м и на южной части -2386,0 м.
По всей площади границы залежи достаточно хорошо контролируются законтурными скважинами.
Размеры залежи 15,0 х 9,5 км, высота 61 м.
Тип залежи сводовый, осложненный литологическими экранами.
По материалам ГИС и опробований установлено 3 залежи нефти структурно-литологического типа (граф.прил.1):
• залежь 1 (основная) - находится в эксплуатации;
• залежь 2 (восточная периклиналь структуры, район скважин 543 и 896.) - находится в эксплуатации;
• залежь 3 (юго-восточная часть структуры, район скважин 271, 61П, и 758) - находится в эксплуатации.
Залежь 1 вскрыта более 225 скважинами различного назначения.
На дату подсчета залежь пласта ЮВ2 разбурена относительно плотной сеткой скважин. Пласт в разрезе скважин, в основном, опробован совместно с
пластами ЮВ12, ЮВ11 и ЮВ13.
В целом по залежи ВНК колеблется от –2379 м до 2384 м. Колебание отметки (+3 м) связано с неточностью замера кривизны ствола скважины.
Размеры залежи 12,5 х 6,25 км, высота 36 м.
Тип залежи структурно-литологический.
Залежь 2. Пласт в скважинах не опробован.
На западной части залежи водонефтяная зона вскрыта скважинами 225 и 542.
На северной части залежи по ГИС подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметках -2391,3 м (скв. 212), -2390,1 м (скв. 214) и -2392,8 м (скв. 891) и кровля водонасыщенного коллектора - на отметках -2393,1 м (скв. 212) и -2407,8 м (скв. 891). Исходя из анализа геолого-геофизических материалов скважин, для северной части залежи ВНК принят на отметке -2393,0 м.
В юго-восточной части залежи водонефтяная зона вскрыта скважинами 896 и 228. В этих скважинах по ГИС пласт нефтенасыщен до отметок -2389,9 м и -2389,0 м, и кровля водоносных коллекторов отмечается с отметок 2419,1 м и -2407,6 м. Законтурными скважинами кровля водоносного пласта
вскрыта на отметках -2388,6 м (скв. 544), -2388,8 м (скв. 226) и -2386,7 м (скв. 842). Исходя из анализа геолого-геофизических материалов скважин, ВНК принят на отметке -2389,0 м.
отметках от -2389,0 м до -2393,0 м.
Размеры залежи 3,0х1,45 км, высота залежи 19 м.
Тип залежи структурно-литологический.
Залежь 3 вскрыта 14 скважинами различного назначения.
Пласт ЮВ2 опробован отдельно в разрезе скважины 788. В скважинах
271, 283, 758, 857, 759 и 760 пласт опробован совместно с пластом ЮВ12 или
3
ЮВ1 . В скважине 788 по ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы (-2409,6 м). Опробован интервал пласта -2392,7 -2408,6 м, где получено 10,2 м3/сут нефти. Следует заметить, абсолютные отметки кровли и подошвы пласта с материалами соседних скважин не увязываются. На наш взгляд, это обусловлено неточностью замера кривизны в стволе скважин. Поэтому при структурных построениях при расчете абс. отметок по скважине введена поправка. Так же подвергается сомнению качество инклинометрии в скважине 559. Эти скважины рекомендуются к проведению повторных замеров.
В скважине 61Р пласт нефтенасыщен до подошвы (-2387,7 м). Пласт ЮВ2 опробован в интервале отметок -2380,3 - 2404,8 м. В результате из пластов ЮВ2 и ЮВ3 получено 2,2 м3/сут нефти и 14 % пластовой воды. Самая низкая отметка нижней дыры перфорации, где получена безводная нефть из пласта, отмечается в скважине 760 (-2388,1 м, нефть - 20 м3/сут). Залежь находится в эксплуатации. В пределах залежи эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам колеблются от 1,6 м до 20,9 м.
Водонефтяная зона вскрыта скважинами 758, 285, 270 и 271. В скважинах пласт нефтенасыщен до отметок –2388,2 м (скв. 758), -2374,9 м (скв. 285), -2380,2 м (скв. 270), -2379,5 м (скв. 271) и и водоносный коллектор вскрыт на отметках –2401,0 м (скв. 283), -2391,1 м (скв. 285), -2385,2 м (скв.
270), -2388,7 м (скв. 271).
В законтурной части залежи кровля водоносного пласта вскрыта на отметке -2386,1 м (скв. 269), -2385,1 м (скв. 757), -2390,0 м (скв.606) и -2385,5 м (скв.558).
Исходя из анализа геолого-промысловых материалов скважин, средний
уровень ВНК по залежи принят на отметке от -2385,0 м до -2388,0 м.
Размеры залежи 2,0 х 2,4 км, высота 27 м.
Тип залежи структурно-литологический.
В ряде скважин зафиксированы противоречия в отметках
нефтеводонасыщенности продуктивных пластов [6], что, видимо, связано с неточным замером кривизны ствола в этих скважинах. Поэтому при геометризации залежей нефти по продуктивным пластам отметки кровли и
подошвы пластов по этим скважинам корректировались.
В разрезе продуктивных отложений Хохряковского месторождения
1 2 3 и ЮВ2. На присутствуют залежи нефти пластов ЮВ1 , ЮВ1 , ЮВ1 сегодняшний день объектом эксплуатации является ЮВ1-2, объединяющий все продуктивные пласты данного месторождения.
Обоснование выделения эксплуатационных объектов проводится в два этапа. На первом этапе рассматриваются геолого-физические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению пластов в группы для совместной эксплуатации. На втором этапе этот вопрос решается с учетом технологических критериев.
Известно, что выделение залежей нефти продуктивных пластов в качестве самостоятельных объектов разработки целесообразно при благоприятных геологических, гидродинамических и технико-экономических условиях. Геологические условия характеризуют особенности залегания продуктивных пластов месторождения. Это позволяет оценить возможность надежного разобщения объектов при организации отборов нефти и самостоятельной системы заводнения.
По данным многочисленных исследований, проведенных на Самотлорском, Мыхпайском и других месторождениях региона, надежное разобщение пластов в скважинах достигается при мощности глинистого раздела не менее 10 метров. Следует отметить, что даже при толщине межпластового раздела 6 метров, вероятность перетока жидкости из неперфорированных интервалов нижележащего пласта достигает 40 %, при сложившихся технологиях крепления.
Проведенный анализ распределения толщин глинистого раздела между пластами и пачками ЮВ11, ЮВ12 и ЮВ13 Хохряковского месторождения
показал, что преобладает (в 73 % случаев) раздел мощностью до 4.0 метров.
В ряде скважин пласты сливаются, образуя единую гидродинамически
3 связанную залежь. Между пластами ЮВ1 и ЮВ2 преобладает (в 47 %) значение глинистого раздела 4.0 метра и менее, в 35 % случаев зафиксирована мощность 5.0 м.; в 15 % - 8.0 м и лишь 3 % приходится на толщину межпластового раздела 10.0 м и более.
Таким образом, учитывая небольшие значения толщин глинистых разделов между всеми пластами и пачками продуктивного объекта и наличие зон слияния, организация раздельной выработки запасов нефти по каждому из них представляется не вполне реальной.
Анализ литолого-фациальных характеристик, коллекторских свойств пород, состава и свойств нефтей, типов залежей продуктивных пластов (табл. 2.2), свидетельствует об их сходстве, что в совокупности с небольшой
1 3 и ЮВ2, наличием зон эффективной средней толщиной пластов ЮВ1 , ЮВ1
их слияния, осложняющих раздельное нагнетание воды в каждый из пластов и регулирование их разработки, подтверждает правомерность объединения всех пластов месторождения в один объект разработки.
Таблица 2.2
Геолого-физические характеристики пластов юрских отложений
| Параметры | Пласты | |||
| 1 ЮВ1 | 2 ЮВ1 | 3 ЮВ1 | ЮВ2 | |
|
|
|
|
| |
| Средняя глубина залегания, м | 2318.3 | 2327.9 | 2369.9 | 2376.4 |
| Тип залежи | пластово-сводовая | |||
| Тип коллектора | поровый | |||
| Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 | 99076 | 225486 | 87618 | 50297 |
| Средняя общая толщина, м | 9.8 | 42.8 | 9.2 | 37.7 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 2.9 | 21.3 | 3.1 | 7.6 |
| Средняя водонасыщенная толщина, м | 0.9 | 7.9 | 2.9 | 7.3 |
| Пористость, % | 15.0 | 16.0 | 15.0 | 15.0 |
| Средняя нефтенасыщенность, % | 63.4 | 63.4 | 56.8 | 57.3 |
| Проницаемость по ГИС, мкм2 | 0,004 | 0,009 | 0,004 | 0,007 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0.28 | 0.51 | 0.34 | 0.27 |
| Коэффициент расчлененности, доли ед. | 1.2 | 7.1 | 1.9 | 3.7 |
| Начальная пластовая температура, оС | 82.5 | 82.5 | 82.5 | 82.4 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 24.6 | 24.6 | 24.6 | 24.6 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с | 0.97 | 0.97 | 0.97 | 0.97 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0.744 | 0.744 | 0.744 | 0.744 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0.828 | 0.828 | 0.828 | 0.828 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1.225 | 1.225 | 1.225 | 1.262 |
| Содержание серы в нефти, % | 0.29 | 0.29 | 0.29 | 0.29 |
| Содержание парафина в нефти, % | 4.05 | 4.05 | 4.05 | 4.05 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 8.7 | 8.7 | 8.7 | 8.7 |
3