Построение геологической модели залежи

Кавернометрия (КВ) выполнена во всех скважинах, за исключением скважины 116 Усть-Тегусской и скважины 54 Урненской площади, где кривая КВ в цифровом виде заказчиком не представлена. Масштаб записи 2 см/см. Скорость регистрации кривых от 1200 до 2000 м/час. Исследования выполнялись аппаратурой КП-М, СКП-1 и СКПД-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное. Данные КВ использовались для выделения коллекторов (сужение ствола скважины), для интерпретации методов ГИС (электрических и радиоактивных) и для контроля технического состояния ствола скважины.

Инклинометрия - измерение угла и азимута наклона ствола скважины. Метод проводился во всех скважинах для определения пространственного положения ствола скважины в точках через 20 и 25 м. Для замеров использовалась аппаратура КИТ или ИН-М. Качество замеров хорошее и удовлетворительное. В скважинах 5 Густореченской и 9 Урненской площади в цифровом виде материалы не представлены.

Радиоактивный каротаж (РК) проводился в открытом стволе методами гамма-каротажа (ГК), нейтрон-гамма-каротажа (НГК) и нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НКТ). Запись кривых осуществлялась в масштабе глубин 1:500 в интервале стандартного каротажа, а в интервале БКЗ - в масштабе 1:200. Регистрация РК осуществлялась аппаратурой ДРСТ-3-90, РКЛ-М, РК-5, РК-73, СРК-01. Для ГК в качестве индикаторов применялись кристаллы NaJ, счетчик ФЭУ. Для записи НК применялись источники нейтронов Рu+Ве мощностью 9,111106 нейтрон/сек, в качестве индикатора - счетчики NaJ, ЛДНМ и СНМ-181. Постоянная времени интегрирующей ячейки на выходе измерительной системы составляет 3, 6 секунд. Mасштабы регистрации кривых для ГК -0,75 или 1 мкР/час/см, для НК - (0,15-0,30) усл.ед./см. Скорость регистрации кривых в масштабе глубин 1:500 до 500 м/час, а в масштабе 1:200 - до 400 м/час. Не были проведены в скважине 110 Усть-Тегусского месторождения методы ГК и НК, а в скважине 113 - метод НК. В скважине 5 Густореченской кривая ГК забракована. В целом, качество кривых радиоактивного каротажа удовлетворительное, иногда хорошее.

Гамма-гамма-плотностной метод (ГГК-П) выполнен в масштабе глубин 1:200 в 23 разведочных скважинах из 34 рассмотренных. В скважине 5 Густореченской, скважинах 100, 102, 110, 112, 113, 116 Усть-Тегусской и скважинах 30, 31, 33, 35 Урненской площади метод не был выполнен. В скважине 58 Урненской площади запись метода ГГК-П забракована. Масштаб записи - 0,1 г/см3. Скорость регистрации 200 м/час. Использованная аппаратура - РКС-1, ГГК-2 и СГП-2. Качество записи хорошее и удовлетворительное.

Акустический каротаж (АК) выполнен в продуктивной части разреза в масштабе глубин 1:200 в большинстве скважин. Метод не выполнен в скважине 5 Густореченской, в скважине 56 Урненской и скважинах 104 бис, 107 Усть-Тегусской площадей. Замеры проведены аппаратурой СПАК-6 (зонд И20,4И11,2П), МАК-2 и АКА-2М. Скорость регистрации не более 1000-1800 м/час. Масштабы регистрации кривых t1 и t2 - 50 мкс/см, dt - 40 мкс/м/см. Качество материалов АК в разведочных скважинах хорошее и удовлетворительное, что позволило использовать их для количественной интерпретации.

Акустическая цементометрия (АКЦ) с целью определения качества сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой проводилась приборами АКЦ-4, МАРК-2 и АК-2М в масштабе глубин 1:500 и 1:200. Скорость регистрации кривых 1000-1200 м/час. В цифровом виде материалы записи заказчиком не представлены.

Детальная корреляция.

Наиболее важным и ответственным этапом геологического моделирования является детальная корреляция, т.к. представление о залежи, полученное в результате корреляции, полностью определяет особенности геологической модели. В данной работе проводилось изучение миоценовых отложений.

На первом этапе построения модели были выделены пласты-реперы - наиболее выдержанные по толщине и площади, литологически отличающиеся от выше и нижележащих и уверенно фиксируемые на диаграмме ГИС.

По всем скважинам была проведена корреляция и детальное расчленение разреза с использованием материалов сейсмической интерпретации и геофизических исследований скважин. По результатам работ были составлены схемы корреляции( приложение 1 и 2).

Корреляция была проведена по методам ИК, GK и PS. Стоит отметить, что в данных породах (терригенный разрез), эти методы являются наиболее информативными и проследить реперные границы можно довольно уверенно.

Первый репер голубого цвета, граница 1-2, был выделен по высоким показателям ИК и GK.

Светло-зеленый репер, располагается между границами 3-4. Он был отмечен благодаря поочередного использования всех имеющихся методов.

Репер оранжевого цвета, граница 5-6, был выделен по высокому показателем GK, низкому показателю ИК.

Фиолетовый репер, располагается между границами границы 8-9. Данные репера были отмечены между пластами коллекторами.

Между границами 7-8 было отмечено несогласие в залегании пород.

Были выделены пласты-реперы, наиболее выдержанные по площади и толщине, (которые показаны цветом). Также был выделен продуктивный пласт Ю2. Коллектор выделялся по качественным и количественным методам.( по низким показаниям кривой ПС и ИК, приращение микрозондов; по граничным значениям.)

В разрезе скважин выделяются васюганская и тюменская свиты. В составе васюганской свиты выделяется продуктивный пласт Ю1, мощность которого варьирует от 14 до 41 м, пласт выдержан по площади и является водоносным. Тюменская свита включает в себя пласты Ю2, Ю3, Ю4 и Ю5 из них продуктивными являются пласты Ю2-Ю4. Разделяют пласты глинистые прослои, мощность которых варьирует 1-20 м. Мощность пласта Ю2 изменяется от 6 м на западе до 29 м на востоке, пласт выдержан по площади и по разрезу. Мощность пласта Ю3 изменяется от 5,2 м. до 35,5 м., в ряде скважин пласт сложен непроницаемыми породами.

На Усть-Тегусском месторождении в разведочных и большинстве эксплуатационных скважин метод ПС работает хорошо, и проблем с выделением коллекторов не возникает.

Глава 5. Литолого-физическая характеристика продуктивного пласта

Ниже приводится физико-литологическая характеристика пород-коллекторов пластов Ю2, Ю3 и Ю4 - Усть-Тегусского по данным исследований керна из поисковых и разведочных скважин.

Общая мощность продуктивного пласта Ю2 по скважинам изменяется от 6,3 м (скв. 60) до 27,8 м (скв. 7), в среднем составляя 13,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов варьирует от 1 м (скв. 43) до 12,8 м (скв. 115). Песчанистость пласта колеблется в пределах 0,09-0,91, в среднем составляет 0,53. Пласт в нефтенасыщенной части содержит от двух до десяти прослоев коллекторов, в среднем расчлененность равна 5. Пласт Ю2 сложен песчаниками с прослоями алевролитов. Из наиболее характерных особенностей является ориентированно-слоистая текстура, обусловленная ориентацией удлиненных обломков, линзовидных включений сидерита, развитого вероятно по глинистому материалу и волнистых намывов растительного детрита. Встречаются включения белемнитов и рассеянного раковинного детрита.

Коллекторы представлены песчаниками. Песчаники серые мелкозернистые, реже среднезернистые. Отсортированность обломочного материала в целом хорошая, зёрна окатанные и полуокатанные.

По составу породообразующих компонентов песчаники аркозовые, реже полимиктовые. Содержание кварца колеблется в пределах 35-45 %, полевых шпатов - 30-45 %, обломков пород 15-35 %. Содержания слюды (биотит) редко превышает 1 %. Среди обломков пород чаще всего встречаются эффузивы, обломки слюдисто-кремнистых и кремнистых пород.

Тип цементации пленочно-поровый, неравномерно распределенный по породе. Плёнки тонкие, прерывистые хлорит-гидрослюдистые. Большинство пор остаются свободными.

Фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов пласта Ю2 имеют средние значения. Коэффициент открытой пористости по пласту изменяется от 12,8 до 26,6%.%. В большинстве исследованных образцов коэффициент пористости составляет 19-22 % (рис. 5.1). Коэффициент проницаемости по пласту варьирует в широком диапазоне: от единиц мД до 1395,5 мД, основное количество определений приходится на интервал 70-400 мД (рис. 5.2). Водоудерживающая способность пород пласта изменяется от 17,1 до 70 %, чаще составляет 23-35 % (рис. 5.3). Объемная плотность пород изменяется от 2,05 до 2,30 г/см3, с наиболее вероятными значениями в диапазоне 2,12-2,25 г/см3 (рис. 5.4).

По классификации Ханина А.А. породы-коллекторы пласта Ю2 относятся к III классу.

Рис. 4.1 Распределение пористости по керну в продуктивных пластах Усть-Тегусского месторождения

Рис. 4.2 Распределение проницаемости по керну в продуктивных пластах Усть-Тегусского месторождения

Рис. 4.3 Распределение водоудерживающей способности по керну в продуктивных пластах Усть-Тегусского месторождения

Рис. 4.4 Распределение объемной плотности по керну в продуктивных пластах Усть-Тегусского месторождения

Пласт Ю3 отделяется от пласта Ю2 хорошо прослеживающейся по всей площади месторождения глинистой перемычкой толщиной от 2,2 м (скв. 115) до 27,0 м (скв. 116).

Абсолютные отметки кровли вскрытия пласта изменяются от - 2344,0 м (скв. 16) до -2451,0 м (скв. 104 бис). Общая мощность пласта Ю3 по площади месторождения колеблется от 3,4 до 39,5 м. Эффективная толщина непостоянна и изменяется от 0,6 до 20,1 м, в среднем равна 5,2 м. Пласт Ю3 характеризует существенная литологическая неоднородность, что отражается в разбросе значений коэффициента песчанистости: от 0,06 (скв. 34) до 0,94 (скв. 110), в среднем составляя 0,32. Пласт в залежи содержит от одного до десяти прослоев коллекторов. Среднее значение коэффициента расчлененности составляет 3,7.

От вышезалегающего пласта пласт Ю3 отличает также и литологическая неоднородность. По керну пласт представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты тёмно-серый, до черных, плотные слоистые. Алевролиты серые, средней крепости с включениями растительных остатков.

Коллекторы, слагающие пласт, представлены песчаниками среднезернистыми, кварц-полевошпатовыми, средней крепости, сцементированными глинистым цементом. Отмечена тонкая горизонтальная, или пологопадающая слоистость, обусловленная наличием тонких прослоев аргиллитов и растительного детрита. Обломочный материал составляет 80-90 %. Размер обломков по пласту изменяется от 0,07 до 0,45 мм, содержание песчаной и алевритовой фракции практически равны. Степень отсортированности хорошая, ближе к средней, зёрна окатанные, полуокатанные.

По составу породообразующих обломков породы песчаники аркозовые с примерно равным соотношением кварца и полевых шпатов (30-45 %). Содержание слюд 1-4 %. Кварц светлый "чистый", с редкими включениями пелитовой размерности. Полевые шпаты - калиевые разности и плагиоклазы чаще слабой и средней степени измененности. Обломки пород - эффузивных, кремнистых, слюдисто-кремнистых пород. Слюда - преимущественно биотит, часто сидеритизированный, встречаются мусковит, хлорит.

Аутигенные минералы представлены цирконом, титансодержащими, реже встречается апатит. Пирит встречается в виде единичных скоплений мелких глобулей в массе породы, лейкоксен - в виде плёнок и примазок, сидерит пелитоморфный - по слюде. Реже встречается кальцит.

Цементирующий материал составляет 10-17 %. Распределение цемента неравно-мерное. Тип цементации пленочно-поровый. Пленки неравномерные по толщине, прерывистые, хлоритовые, иногда гидрослюдисто-хлоритовые. Поры частично, реже полностью заполнены мелкоагрегатным каолинитом.

Пласт Ю3 охарактеризован 571 определениями пористости, 458 - проницаемости, 284 (190 при ПЗ 2006 г.) - водоудерживающей способности, из которых в коллекторы попали 258 (82 при ПЗ 2006 г.) определений пористости, 193 (42 при ПЗ 2006 г.) - проницаемости и 185 (36 при ПЗ 2006 г.) - водоудерживающей способности. Коэффициент открытой пористости по пласту изменяется от 12,8 до 19,8 %. В большинстве исследованных образцах отмечается пористость в диапазоне 13,5-18 % с наиболее вероятным значением 16 % (рис. 5.1). Коэффициент проницаемости по пласту варьирует в диапазоне: от 0,5 мД до 148 мД, основное количество определений приходится на интервал 0,7 - 30 мД, при наиболее вероятном значении 3 мД. (рис. 5.2). Водоудерживающая способность пород пласта изменяется от 27 до 72 %, чаще составляет 45-65 % (рис. 5.3). Объемная плотность пород изменяется от 2,1 до 2,4 г/см3, с наиболее вероятными значениями в диапазоне 2,2-2,3 г/см3 (рис. 5.4). По классификации Ханина А.А. коллектора относятся к IV классу.

Пласт Ю4 вскрыт на а.о. 2389,0 м (скв. 107) -2483,0 м (скв. 104 бис). По сравнению с вышележащим продуктивным пластом тюменской свиты существенно опесчанен. Общая толщина пласта изменяется от 18,3 м (скв. 104) до 42,6 м (скв. 112). Эффективная толщина варьирует в очень широких пределах от 1,2 м (скв. 30) до 34,9 м (скв. 112), нефтенасыщенная - от 3,7 (скв. 43) до 23,3 (скв. 113). На увеличение количества песчаного материала по сравнению с вышележащим пластом указывает среднее значение коэффициента песчанистости, который в среднем составляет 0,59. В нефтенасыщенной части пласт содержит от одного до девятнадцати прослоев. Среднее значение коэффициента расчлененности равно 10.

Пласт охарактеризован 1297 (618 при ПЗ 2006 г.) определениями пористости, 1166 (314 при ПЗ 2006 г.) - проницаемости и 727 (188 при ПЗ 2006 г.) - водоудерживающей способности (включая непроницаемую часть пласта). В коллекторы попали 840 определений пористости, 632 - проницаемости и 547 - водоудерживающей способности . Коэффициент открытой пористости по пласту изменяется от 12,8 до 24,3 %. Основная доля коллекторов пласта по пористости находится в диапазоне 13-21 % при наиболее вероятном значении.17,9 % (рис. 5.1). Коэффициент проницаемости по пласту варьирует в широком диапазоне: от 0,5 мД до 1520 мД. Основное количество определений приходится на интервал 0,7 -12 мД при наиболее вероятном значении 3 мД и на интервал 30-400 мД при наиболее вероятном значении 45 мД (рис. 5.2). Водоудерживающая способность пород пласта изменяется от 27 до 74 %, чаще составляет 30-57 % (рис. 5.3). Объемная плотность пород изменяется от 2,05 до 2,40 г/см3, с наиболее вероятными значениями в диапазоне 2,12- 2,30 г/см3 (рис. 5.4).

Коллекторы представлены песчаниками от светло- до тёмно-серого, (нефтесодержащие разности - коричневато-серые), средне-, мелкозернистыми, сцементированными глинистым, реже карбонатным цементом. Отмечается косоволнистая слоистость, обусловленная многочисленными тонкими прослойками углистого детрита. Текстура слоистая за счёт однонаправленной ориентации слюды и удлиненных обломков.

Степень отсортированности песчаного материала хорошая, реже средняя ближе к хорошей. Зёрна окатанные, и полуокатанные. Обломочный материал составляет 85-96 %,

цемент - 4-15 %. Размер обломков по пласту изменяется от 0,01 до 0,49 мм, преобладают обломки размером 0,1-0,35 мм.

По составу породообразующих обломков песчаники неоднородны. Содержание кварца изменяется от 25 до 50 %, полевых шпатов - от 18 до 45 %, содержание слюд 1- 6 %, обломков пород - 15-41 %. Кварц светлый с редкими воздушно-капельными включениями пелитовой размерности, отдельные зерна со следами регенерации. Полевые шпаты - калиевые разности (в том числе редкие микроклины) и плагиоклазы от слабой до сильной степени изменённости. Обломки пород - эффузивных, кремнистых, слюдисто-кремнистых, сланцев. Слюда - биотит, часто в значительной степени сидеритизированный, встречается мусковит.

Акцессорные минералы представлены гранатом, цирконом, апатитом. Аутигенные - сидеритом (пелитоморфным и мелкокристаллическим по глинистому материалу цемента и обломков, иногда образующим «цепочки» по гидрослюдистым плёнкам вокруг зёрен), пиритом (глобули в массе породы) и лейкоксеном (плёнки, примазки).

Тип цементации пленочно-поровый, неравномерно распределенный. Поры преимущественно остаются свободными, некоторые частично заполнены каолинитом, который в отдельных порах хорошо раскристаллизован. Плёнки прерывистые, гидрослюдисто-хлоритовые, развиты слабо не повсеместно и неравномерно, зачастую отсутствуют.

По классификации Ханина А.А. породы пласта Ю4 относятся к коллекторам IV класса и имеют пониженные фильтрационно-емкостные свойства. Часть образцов обладают средними ФЕС и относятся к коллекторам III класса.

Фундамент на Усть-Тегусской структуре представлен базальтом, пилотакситовой мелкопорфировой структуры. Порода состоит из лейст плагиоклаза - сдвойникованных и одиночных, ориентированных почти субпараллельно. Около 10 % составляют мелкие зерна пироксена, чаще замещенные зеленоватыми плеохроирующими продуктами. Встречаются редкие сростки зерен - возможно оливин, замещенный глинистыми продуктами. Редкие мелкие миндалины окремнены и опализированы.

Глава 6. Выделение эффективных толщин коллекторов и определение границ распространения коллекторов по площади, оценка неоднородности продуктивных пластов и подготовка исходных данных для подсчета запасов

Продуктивный разрез Усть-Тегусского месторождения относится к терригенному типу и включает следующие литологические разности: песчаники и алевролиты слабоглинистые и глинистые, аргиллиты и глины, плотные прослои, представленные известняками, песчаниками и алевролитами с высоким содержанием карбонатного вещества. Коллекторами являются песчаники и алевролиты.

Литологическое расчленение разреза, вскрытого скважинами на Усть-Тегусском месторождении, не вызывает серьезных затруднений. По комплексу ГИС выделялись песчаники, песчаники глинистые, песчаники карбонатные, плотные разности, аргиллит, аргиллит битумный, уголь и фундамент.

6.1 Выделение коллекторов

Выделение коллекторов осуществлялось общепринятыми способами по результатам комплексной интерпретации методов ПС, кавернометрии, микрозондирования, АК, ГК и НК. Качественным критерием коллекторов является наличие глинистой корки по данным каверномера, отрицательные аномалии по ПС, положительное приращение показаний МПЗ над МГЗ, наличие проникновения фильтрата ПЖ, определяемое по БКЗ.

Прямые качественные признаки, обусловлены проникновением фильтрата глинистого раствора в пласты-коллекторы и формированием или расформированием во времени возникающей при этом зоны проникновения. Эти признаки устанавливаются по данным:

кавернометрии - уменьшение диаметра скважины на кривых ДС и микрокавернометрии за счет образования глинистой корки на границе скважина-пласт;

микрозондирования - превышение показаний микропотенциал-зонда над показаниями микроградиент-зонда при их небольших значениях;

БКЗ (ВИКИЗ) - наличие радиального градиента сопротивлений.

Прямым признакам сопутствуют косвенные качественные признаки, характеризующие породы, которые могут принадлежать к коллекторам. К таким признакам относятся отрицательные аномалии ПС и низкие показания ГК. Кроме того, коллекторам соответствуют средние значения водородосодержания по НКТ и интервального времени по акустическому каротажу.

В эксплуатационных скважинах, в которых отсутствует запись микрометодов,

коллектора выделялись по комплексу методов ПС, ГК, АК, НК, ИК, ГГКп и кавернометрии по следующим качественным признакам: отрицательные аномалии по ПС и ГК, наличие глинистой корки по данным каверномера, средние значения показаний по АК, НК и ГГК, наличие проникновения фильтрата ПЖ, определяемое по зондам ИК разной глубинности.

Как правило, наличие всех качественных признаков достаточно для уверенного выделения коллекторов на Усть-Тегусском месторождении. Однако, для выделения коллекторов в скважинах, где такие признаки частично или полностью отсутствуют, либо методы, регистрирующие прямые качественные признаки имеют удовлетворительное качество, были установлены косвенные количественные критерии, соответствующие границе коллектор - неколлектор.

В качестве граничных количественных критериев для разделения пластов на коллектор-неколлектор были установлены нижние значения пористости и проницаемости, при превышении которых пласт будет отнесен к коллектору. Для этого по разведочным скважинам с представительным керном и полным комплексом ГИС были построены зависимости Кпр=F(Кп) (в попластовом варианте) для двух типов пород коллектора и неколлектора. Точка пересечения этих зависимостей дает нижний предел по пористости и проницаемости для отнесения пород к коллекторам. Значения пористости и проницаемости для пластов были установлены по данным лабораторного анализа кернаразделение на классы выполнено по данным ГИС. Графическое отображение выполненных построений для пластов Ю2, Ю3 и Ю4 представлено на рисунке 6.1.1. Как следует из рисунка граничное значение по пористости составляет 12,8 %, а по проницаемости - 0,5 мД. При подсчете запасов 2006 г. эти значения составляли соответственно 13,4 % и 0,6 мД и были получены для Кп дин = 0, расчет которой был выполнен с применением Квс, а не Кво.

Граница «коллектор-неколлектор» для нефти будет соответствовать условиям

Кво + Кно < 1, (6.1.2)

Кв* + Кно <1, (6.1.3)

где Кво, Кно соответственно коэффициенты остаточной водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности

Кв*- значение критической водонасыщенности, при которой вода начинает двигаться в коллекторе.



Рис. 6.1.1 Обоснование нижнего предела на коллектор по данным керновых исследований на Усть-Тегусском месторождении

Рис. 6.1.2 Зависимость Кво=F (Кпр) по Усть-Тегусскому месторождению для различных давлений

Рис. 6.1.3 Зависимости Кво=F(Кп) и Кво=F(Кпр) для Усть-Тегусского месторождения

На Усть-Тегусском месторождении в разведочных и большинстве эксплуатационных скважин метод ПС работает хорошо, и проблем с выделением коллекторов не возникает, но в отдельных эксплуатационных скважинах кривая ПС оказывается малоинформативной. В связи с этим были установлены нижние пределы коллекторов по таким геофизическим параметрам как пс и J.

По результатам выделения коллекторов в разведочных скважинах с полным комплексом (обязательно присутствие микрозондов) был построен график интегрального распределения пс и J для коллекторов и неколлекторов (рис. 6.1.4 и 6.1.5).

Рис. 6.1.4 Распределения параметра пс для коллекторов и неколлекторов Усть-Тегусского месторождения

Рис. 6.1.5 Распределения параметра J для коллекторов и неколлекторов Усть-Тегусского месторождения

Пересечение кумулятивных кривых распределения пс и J для коллекторов и неколлекторов дает отсечку коллектора. Граничное значение J для пластов Ю2-Ю4 Усть-Тегусского месторождения составило 0,4, а граничное значение пс установлено равным 0,3.

В случаях неоднозначности выделения коллекторов по качественным признакам в эксплуатационных скважинах было использовано граничное значение по пористости равное 12,8 %.

6.2 Определение пористости, проницаемости, нефтенасыщенности

Определение коэффициента пористости

При определении пористости коллекторов Усть-Тегусского месторождения использовались следующие методы: акустический, гамма-гамма плотностной, нейтронный и метод самопроизвольной поляризации (ПС).

6.2.1 Определение пористости по данным акустического метода

Качество кривых t предварительно оценивалось по залегающим между пластами Ю1 и Ю2 опорным глинам, средние показания в которых составляют 252-260 мкс/м. Вторым опорным пластом являлись плотные прослои в разрезе скважины, минимальные показания в которых должны составлять 170-180 мкс/м.

Третьим опорным пластом служили глины, залегающие над баженовской свитой, средние показания которых составляют 295-305 мкс/м. В случае необходимости в отчеты с кривой t вносилась необходимая поправка, о величине которой можно судить из табличном приложении ТП 18, где приведены отчеты интервального времени до и после исправления.

Пористость по акустическому каротажу определялись по методике ВНИГИКа (автор Фоменко В.Г. и др.). Авторами по материалам месторождений Уренгойского нефтегазоносного района было получено уравнение, которое описывает связь между Кп, t и пс :

t = 0,175c*Кп2 *(пс - 0,05) -0.5 +180

где 0,175c - комплексный параметр, который учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород;

t-значение интервального времени по АК в прослое;

пс-относительная амплитуда ПС в прослое;

Как показал опыт применения этой методики при подсчете запасов месторождений Западной Сибири, значения комплексного параметра 0,175с необходимо уточнять для каждого подсчетного объекта. В связи с этим Таужнянским Г.В. и др. предложена методика уточнения коэффициентов в уравнении. Она заключается в том, что по пластам с высоким выносом керна (более 80 %) и количеством исследованных образцов более 3 на 1 метр разреза при известных значениях Кп, t, tск и пс уравнение решается относительно комплексного параметра. Уточненное таким образом значение параметра 0,175c для Усть-Тегусского месторождения составило 0,21, как и при подсчете запасов 2006 г.

Таким образом, уравнение для определения пористости по АК приобретает вид:

t = 0,21*Кп2 *(пс - 0,05) -0.5 +180

В тех эксплуатационных скважинах, где ПС неинформативна, пористость по АК рассчитывалась по уравнению:

,

где t - интервальное время пробега волны по породе, в которой оценивается пористость;

tск - интервальное время в твердой фазе породы (скелете), принятое равным 165 мкс/м;

tж -интервальное время в заполнителе пор (флюиде), принятое равным 640 мкс/м;

tгл - интервальное время в глинах, входящих в состав коллекторов, принятое равным 275 мкс/м;

Кгл - объемная глинистость.

Объемная глинистость находилась по данным ГК с использованием установленной нами зависимости между двойным разностным параметром ГК (Jгк) и объемной глинистостью, определенной по данным весового ситового анализа. Зависимость описывается уравнением и приведена на рисунке 6.2.1:

Кгл = 2,0174е 2,2105J

Рис. 6.2.1 Зависимость для определения объемной глинистости по данным ГК для Усть-Тегусского месторождения

Определение пористости по данным плотностного гамма-гамма каротаж (ГГК-п)

Петрофизической основой для определения пористости по данным ГГК-п является зависимость между объемной плотностью (об) и коэффициентом пористости пород (Кп), которая имеет следующий вид:

об =(1-КпГГК) м + КпГГК*ф,

где КпГГК - коэффициент пористости;

м - минералогическая плотность скелета,

ф - плотность флюида, насыщающего поровое пространство.

Рис. 6.2.2 Зависимость плотности от коэффициента пористости пород пласта Ю2 Усть-Тегусского месторождения

Учитывая небольшую глубинность ГГК-П (около 10 см), а также проникновение относительно пресного фильтрата промывочной жидкости в коллекторы, плотность жидкости в порах обычно принимается равной 1 г/см3.

Величина минералогической плотности (м) или плотности скелета нами уточнялась по керну. Зависимость её от пористости для пластов Ю2, Ю3, и Ю4 Усть-Тегусского месторождения представлена на рисунке 6.2.2. Как видно из рисунка, плотность скелета для пластов Ю2, Ю3 и Ю4 имеет одну и ту же величину, равную 2,69.

Качество кривых об предварительно оценивалось по залегающим между пластами Ю1 и Ю2 опорным глинам, средние показания в которых составляют 2,52-2,54 г/см3.

Определение пористости по данным нейтронного каротажа

В разведочных скважинах Усть-Тегуссского месторождения нейтронный каротаж записан в двух модификациях: НГК аппаратурой ДРСТ и двух зондовый нейтронный метод (2ННКт) аппаратурой СРК.

Пористость по 2ННКт определялась по методике, где переход от показаний НК к водородосодержанию осуществляется по уравнениям:

Кп(2ННКт) = -8,2+75,4Jмз/Jбз -1,25(Jмз/Jбз)2

Кп(ННКт бз) = -3,74 + 171,4/ Jбз -150,3/Jбз2

В скважинах с НГК пористость определялась по методике двух опорных пластов. В качестве опорного пласта с максимальным значением НГК выбирался плотный пласт с водородосодержанием 4,5 %. За опорный пласт с минимальным значением НГК принимались глины с водородосодержанием 30-35 % (размытых глин нет). Третья контрольная точка выбиралась в коллекторе с известной пористостью по керну.

Расчет пористости по методам НК осуществлялся по уравнению:

Кп = W - КглWгл,

где КглWгл = Wгл - водородосодержание твердой минеральной фазы породы, которое оценивалось по зависимости wГЛ =f(пс), предложенной Таужнянским Г.В., Селивановой Е.Е. и др.

При таком подходе учитывается водородосодержание не только глинистой компоненты породы, но и других минералов (измененные полевые шпаты, слюда, обломки пород, растительный детрит и др.). Зависимость водородосодержания твердой минеральной фазы породы (w) от пс, построенная при подсчете запасов 2006 г. для двух месторождений, описывается уравнением и представлена на рисунке 6.2.3:

w = -16,327пс+18,327

Рис. 6.2.3 Зависимость водородосодержания твердой минеральной фазы породы от пс для коллекторов юры Урненского и Усть-Тегусского месторождений.

Величина поправки устанавливалась по пластопересечениям высоко охарактеризованным керном, т. е. 3-5 определений Кп на 1м при выносе керна не менее 80 %, и имеющим по ГИС толщину более 1,6м.

Определение пористости по методу самопроизвольной поляризации.

Основой определения пористости по методу ПС является корреляционная связь относительной амплитуды ПС с пористостью, определенной по керну.

Для пласта Ю2 пористость рассчитывалась по уравнению:

Кп пс = 12,34пс + 9,21

О достоверности проведенных построений косвенно свидетельствует то, что для установленного нами граничного значения пс = 0,3 для разделения на коллектор-неколлектор по уравнениям получаем граничное значение пористости равное 12,9 %, что близко к значению граничной пористости 12,8 %.

Рис. 6.2.4 Зависимость Кп = f(пс) для пласта Ю2 (а) Усть-Тегусского месторождения

Определение коэффициента проницаемости

Проницаемость (Кпр) коллекторов является важной характеристикой продуктивных пластов, знание которой особенно необходимо на стадиях проектирования и разработки месторождений.

При определении Кпр для тюменской свиты используется корреляционная связь Кпр=f(Кп) построенная по данным лабораторных исследований образцов керна.

Проницаемость характеризует фильтрационные свойства коллекторов и является необходимым параметром при создании фильтрационной модели залежи и технологической схемы разработки месторождения.

Используя данные лабораторного исследования ФЕС по 30 скважинам Усть-Тегусского месторождения, нами установлены зависимости типа керн-керн между Кпр и Кп. При построении зависимостей были использованы 542 определений Кпр по пласту Ю2, 825 определений по пласту Ю4 и 308 определений Кпр по пласту Ю3.

Зависимости Кпр = F(Кп) для различных продуктивных пластов месторождения приведены на рисунках 6.2.5 и 6.2.6.

Рис. 6.2.5 Зависимости Кпр = F(Кп) для пластов Ю2 и Ю4 Усть-Тегусского месторождения

Из рисунка 6.2.5 следует, что зависимости для пласта Ю2 и пласта Ю4 близки к друг другу. В диапазоне Кп от 15 до 21 % корреляционные линии совпадают и по этим зависимостям будут получены очень близкие значения Кпр. Небольшие расхождения наблюдаются в области Кп>21 % и Кп<15 %. В связи с этим с достаточной для практики точностью при определении Кпр в коллекторах пластов Ю2 и Ю4 можно использовать зависимость, построенную по объединенной выборке Ю2+Ю4 (6.2.6). Коллектора пласта Ю3 обладают более худшими коллекторскими свойствами, чем пласты Ю4 и Ю2, поэтому для пласта Ю3 была построена своя зависимость Кпр = F(Кп) (6.2.6). В связи с недостаточно высокой теснотой связи этой зависимости (R2 = 0,685), мы рекомендуем для оценки Кпр для коллекторов пласта Ю3 использовать зависимости Кпр = F(Кп эф) и Кп = F(Кп эф), как имеющие более высокие коэффициенты корреляции. Рекомендуемые зависимости построены по выборке из 414 определений для пласта Ю3 и отражены на рисунке 6.2.7.

Рис. 6.2.6. Зависимости Кпр = F(Кп) для пластов Ю2 + Ю4 и пласта Ю3 Усть-Тегусского месторождения



Рис. 6.2.7. Зависимости Кп = F(Кп эф) и Кпр = F(Кп эф) для пласта Ю3 Усть-Тегусского месторождения

Таким образом, для определения проницаемости коллекторов пластов Ю2 и Ю4 была использована зависимость:

Кпр = 0,00008е 0,7Кп

Для оценки проницаемости коллекторов пласта Ю3 - зависимости:

Кп = 0,894Кп эф+7,69

Кпр = 0,0144е 0,607Кп эф,

где Кп эф - эффективная пористость, рассчитываемая по уравнению



Рис. 6.2.8 Зависимости для оценки проницаемости коллекторов пластов Ю2 и Ю4 при Кп ? 20 % и Кп > 20 % Усть-Тегусского месторождения

КП ЭФ = КП(1-КВО)

Но как показала практика расчетов, при пористости превышающей 24 %, значения проницаемости оказывались явно завышенными (от 1600до 4000 мД). В сязи с этим для пластов Ю2 и Ю4 были получены вместо одной две зависимости Кпр=F(Кп) для Кп?20 % и Кп>20 %. Эти зависимости аппроксимируются формулами:

Кпр = 0,00003е 0,7625Кп для Кп?20%

Кпр = 0,0417е 0,404Кп для Кп>20%

По этим зависимостям, представленным на рисунке 6.2.8, и выполнялся расчет проницаемости.

Поскольку для всех выделенных коллекторов выполнено определение пористости, то и оценкой проницаемости охвачены все выделенные нефте- и водонасыщенные толщины.

6.3 Определение коэффициента нефтенасыщенности

Коэффициент нефтенасыщенности при подсчете запасов Усть-Тегусского месторождения в 2006 г. определялся по стандартной методике с использованием связей Рп-Кп и Рн-Кв, построенных по результатам исследования керна из скважин, пробуренных на обычных буровых растворах. В связи с существенным увеличением объема исходных данных по керну, произошедшим в период 2006-2009 г., было выполнена перестройка этих зависимостей. Зависимость Кв = F(Рн) для продуктивных пластов месторождения приведена на рисунке 6.3.1.

Рис. 6.3.1 Зависимости Кв = F(Рн) для пластов Ю2, Ю3, Ю4 Усть-Тегусского месторождения

Из рисунка следует, что аппроксимирующие линии для различных пластов практически совпадают, а поэтому для оценки Кн по всем продуктивным пластам может быть использована единая зависимость, построенная на суммарной выборке.

На рисунке 6.3.2 отражены зависимости Рп = F(Кп) и Рн = F(Кв), построенные для атмосферных условий на выборке для всех пластов.

Рис. 6.3.2 Зависимости Рп = F(Кп) и Рн = F(Кв) для пластов Ю2, Ю3, Ю4 Усть-Тегусского месторождения

Определение УЭС в термобарических условиях было проведено в 12 скважинах месторождения (164 определений). Анализ материалов показал, что последние наиболее массовые определения, выполненные в Новосибирской лаборатории, оказались некондиционными. Для этих материалов Кп, замеренный в термобарических условиях, несущественно отличается то Кп атмосферного (отличие на 0-0,5 %). После отбраковки кондиционными оказались данные по трем скважинам (21 определение). Построенная по этим данным зависимость приведена на рисунке 6.3.3. В виду малой представительности выборки эта зависимость не может быть рекомендована для использования. Для расширения выборки исходных данных была проведена определенная работа.



Рис. 6.3.3. Зависимость Рп=F(Кп) для термобарических условий по Усть-Тегусскому месторождению (по данным 3-х скважин)

Учитывая тот факт, что в скважине 114 в пласте Ю1 отобрана одна проба с минерализацией 36,5 г/л при подсчете запасов в 2006 г. была принята минерализация 30 г/л. Новые данные о минерализации вод, полученные в последнее время, подтвердили правильность принятия этого решения. Так в скважине 58 Урненской площади для пласта Ю3 из интервала 2517,0-2523,0 м получены пробы воды с максимальной минерализацией 28,9 г/л. В скважине 43 Урненской из интервала 2560-2570 м, приуроченного к пласту Ю4, поднята проба с максимальной минерализацией 27,7 г/л. В скважине 60 Урненской площади из пласта Ю3 из интервала 2572,0-2576,0 м получена проба воды с максимальной минерализацией 30,3 г/л.

Таким образом, нами, как и при подсчете запасов 2006 г., принята минерализация воды, равной 30 г/л. Принимая температуру в пласте Ю2 равной 84 оС, в пласте Ю3 -85 оС, а в пласте Ю4 - 86 оС, получаем сопротивление пластовой воды для пласта Ю2, равным 0,086 Омм, для пл. Ю3 - 0,085 Омм, а для пласта Ю4 равным 0,084 Омм.

Алгоритм определения Кн следующий: по известной пористости по уравнению зависимости Рп=f(Кп) для термобарических условий находится параметр пористости, затем рассчитывалось значение вп=в*Рп. Через параметр насыщения, равный Рн=нп/вп, вычислялся коэффициент водонасыщенности по уравнению: Рн=9995,2*Кв-2

6.4 Оценка характера насыщения

Определение характера насыщенности коллекторов включает их разделение на водонасыщенные и продуктивные и оценку возможности получения притоков нефти.

Характер насыщения коллекторов на первом этапе, устанавливался по данным сопоставления определенных значений удельного электрического сопротивления со значением критического (пкр), выше которого при испытании возможно получение нефти. Определение значения критического сопротивления осуществлялось на основе сопоставления значений удельных электрических сопротивлений (УЭС) и пс (Кп) по пластопересечениям с данными качественных испытаний, а на рисунке 6.4.1 представлено такое сопоставление для Усть-Тегусского месторождения.

Рис. 6.4.1 Сопоставление УЭС с Кп по испытанным объектам Усть-Тегусского месторождения

Как видно из рисунка, безводные притоки нефти получены при значениях УЭС, превышающих 6 Омм, а притоки чистой воды - при УЭС, значения которых меньше пкр, вычисленных по уравнению:

пкр = 6,5-0,1Кп

В диапазоне от пкр до 6 Омм могут быть получены как смешанные притоки нефти и воды, так и безводные притоки нефти. При подсчете запасов 2006 г. такая зона не выделялась. Граничное значение УЭС для разделения водоносных и продуктивных объектов устанавливалось в диапазоне 5-5,5 Омм.

После расчета Кн для случаев неопределенности, возникших на первом этапе оценки характер насыщения, характер притока из коллектора уточнялся в соответствии с нижеследующим:

коллектор отдает нефть при Ков ? Кв < Кв*,

коллектор отдает нефть с водой при Кв* ? Кв < 1-Кно ,

коллектор отдает воду при Кв ? 1-Кно

6.5 Определение формы и размеров залежи

Для изучения формы и размеров залежи были построены карты поверхностей проницаемой части пласта. При этом за основу принималась карта по отражающему горизонту. Карты поверхности кровли и подошвы коллектора приведены в прил.4 и прил.5

Эффективная толщина продуктивного пласта Ю2 возрастает от юга к северу .Карта эффективных толщин (прил.6) показывает, что продуктивный пласт неравномерно распределен по толщине. В центральной части наблюдается уменьшение толщины до 8м.

6.6 Макронеоднородность продуктивного пласта

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи, т.е. характеризует размещение коллекторов и неколлекторов.

В графическом виде макронеоднородность представлена в виде схем детальной корреляции, детальных геологических профилей (прил. 1,2,7) и карты эффективной толщины (прил. 6).

Количественно макронеоднородность определяется коэффициентами расчлененности и песчанистости.

1) коэффициент расчлененности

где ni - число прослоев в i-той скважине; N - число скважин.

Красчл =5

2) коэффициент песчанистости

где hэфф - эффективная толщина в скважине; hобщ - общая толщина в скважине; N - число скважин.

Кпесч =0.53

Значения коэффициентов, низкая расчлененность и значение песчанистости позволяют охарактеризовать пласт как однородный.

Глава 7. Изучение условий залегания нефти в продуктивном пласте

Для определения форм и границ залежи, необходимо определить положение ВНК. Внешние границы залежи определялись как линия пересечения найденной поверхности ВНК с кровлей коллектора изучаемого пласта. Внутренний контур нефтеносности определялся по линии пересечения плоскости ВНК с картой, по подошве коллектора.

Положение ВНК определялось по разведочным и эксплуатационным скважинам, с использованием результатов опробований и испытаний скважин.

Схема обоснования ВНК представлена в приложении 3.

Физико-химические свойства нефти и газа

Так как пласт Ю1 Усть-Тегусского месторождения водоносный, данные по свойствам пластовой нефти и растворенного в ней газа для него отсутствуют.

Пласт Ю2 является для Усть-Тегусского месторождения основным по запасам и характеризуется наибольшим объемом данных по свойствам УВ. Изучено 40 глубинных проб нефти из 13 скважин. После отбраковки для подсчета запасов использованы 16 глубинных проб из 8 скважин. Изучено 38 проб дегазированной нефти из 17 скважин.

С учетом осреднения данных для залежи пласта Ю2 Усть-Тегусского месторождения получены следующие величины:

· Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 6,96 МПа;

· Плотность пластовой нефти - 0,886 г/см3;

· Коэффициент динамической вязкости пластовой нефти при пластовых давлениях и температуре - 4,71 мПа*с;

· Газосодержание - 27,10 м3/т;

· Коэффициент сжимаемости нефти при давлении выше давления насыщения нефти газом - 9,32 *10-4/МПа.

Как рекомендовано в «Инструкции по подсчету запасов» 1984 г., для подсчетов запасов растворенного газа используются составы суммарной смеси, полученной при исследовании глубинных проб нефти методом дифференциального разгазирования. Ввиду того, что в пробах исследования методом дифференциального разгазирования не проводились, использованы результаты ступенчатой сепарации. Состав газов ступенчатого разгазирования приведен в табличном приложении ТП 34. Осреднение состава газов проведено аналогично тому, как это делалось для свойств пластовой нефти, то есть дважды. Первый раз рассчитывался средний состав для объекта, а затем, с использованием средних составов по объектам, определялось среднее по залежи пласта Ю2. Газ жирный, содержит 82,07 % метана, 3,06 % азота и 0,48 % двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.

Свойства дегазированной нефти изучены по 38 пробам 17 скважин. Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Ю2 в среднем составляет 0,8816 г/см3. Нефть: сернистая - среднее содержание серы 1,23 %; смолистая, среднее содержание смол 8,83 %; парафиновая, среднее содержание парафинов - 4,43 %.

Потенциальное содержание фракций, выкипающих до 200С, составляет в среднем 14,6 %; до 300С - в среднем 34,6 %. Температура начала кипения - 68,4С.

Пласт Ю3 Усть-Тегусского месторождения изучен по 5 глубинным пробам нефти из 2 скважин. После разбраковки для подсчета запасов использованы все глубинные пробы.

С учетом осреднения данных для залежи пласта Ю3 Усть-Тегусского месторождения получены следующие величины:

· Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре- 6,48 МПа;

· Плотность пластовой нефти - 0,851 г/см3;

· Коэффициент динамической вязкости пластовой нефти при пластовых давлениях и температуре - 5,46 мПа*с;

· Газосодержание -22,39 м3/м3 (25,53 м3/т);

· Плотность сепарированной нефти после ступенчатого разгазирования - 0,875 г/см3;

· Коэффициент сжимаемости нефти при давлении выше давления насыщения нефти газом - 9,94 *10-4/МПа.

Ввиду того, что в пробах исследования методом дифференциального разгазирования не проводились, использованы результаты ступенчатой сепарации. Состав газов ступенчатого разгазирования приведен в табличном приложении ТП 34. Газ жирный, содержит 82,67 % метана, 2,24 % азота и 0,56 % двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.

Свойства дегазированной нефти изучены по 9 пробам из 7 скважин. Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Ю3 в среднем составляет 0,8918 г/см3. Нефть: сернистая - среднее содержание серы 1,32 %,; смолистая, среднее содержание смол 9,64 %; парафиновая, среднее содержание парафинов - 4,60 %.

Потенциальное содержание фракций, выкипающих до 200С, составляет в среднем 12,3 %; до 300С - в среднем 30,7 %. Температура начала кипения - 63,1С.

Пласт Ю4 Усть-Тегусского месторождения изучено по 24 глубинным пробам нефти из 7 скважин, после разбраковки для подсчета запасов использованы 6 проб из 3 скважин.

С учетом осреднения данных для залежи пласта Ю4 Усть-Тегусского месторождения получены следующие величины:

· Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 7,41 МПа;

· Плотность пластовой нефти - 0,847 г/см3;

· Коэффициент динамической вязкости пластовой нефти при пластовых давлениях и температуре - 4,83 мПа*с;

· Газосодержание - 25,87 м3/м3 (29,25 м3/т);

· Плотность сепарированной нефти после ступенчатого разгазирования - 0,884 г/см3;

· Коэффициент сжимаемости нефти при давлении выше давления насыщения нефти газом - 11,03 *10-4/МПа.

Ввиду того, что в пробах исследования методом дифференциального разгазирования не проводились, использованы результаты ступенчатой сепарации. Состав газов ступенчатого разгазирования приведен в табличном приложении ТП 34. Газ жирный, содержит 83,23 % метана, 2,29 % азота и 0,52 % двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.

Свойства дегазированной нефти изучены по 29 пробам 15 скважин. Плотность нефти по поверхностным пробам по пласту Ю4 в среднем составляет 0,8898 г/см3. Нефть: сернистая - среднее содержание серы 1,26 %; смолистая, среднее содержание смол 9,32 %; парафиновая, среднее содержание парафинов - 4,17 %.

Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 С составляет в среднем 14.0 %; до 300 С - в среднем 32,1 %. Температура начала кипения - 69,4 С.

Глава 8. Краткая история и текущее состояние разработки залежи

На Усть-Тегусской площади поисковое бурение началось в 1991 г. В северо-восточной части площади заложили поисковую скважину 100, которая в 1992 г. доказала промышленную нефтеносность пласта Ю2. Эта скважина явилась первооткрывательницей Усть-Тегусского месторождения. При испытании в колонне в марте 1992 года из пласта Ю2 получен приток нефти дебитом 54 м3/сут на 5 мм штуцере.

На Усть-Тегусском месторождении проведёнными ранее геологоразведочными работами и исследованиями были выявлены промышленные залежи нефти в отложениях средней юры в пластах Ю2, Ю3, Ю4. В меловых отложениях, являющихся регионально нефтеносными, признаков нефтегазоносности выявлено не было.

Первый полный подсчёт запасов по Усть-Тегусскому месторождению был выполнен по 14 поиско-разведочным скважинам в 2006 году НАЦ РН ХМАО «им. Шпильмана» ответственный исполнитель Хафизов Ф.З (протокол 103 пд (ДСП) от 10.07.2007 г.).

В августе 2008 года по результатам вновь пробуренных 8 поисково-разведочных и 16 эксплуатационных скважин был выполнен оперативный пересчёт запасов Усть-Тегусского месторождения (протокол 18/823 - пр от 23.10.2008 г.).

На 01.01.2010 г на месторождении пробурено 32 разведочных и 65 эксплуатационных скважин, в том числе в период с 2006 г. по 2010 г. пробурено 74 скважины, из них 65 эксплуатационных и 9 разведочных.

На 01.01.2010 г. Усть-Тегусское месторождение разрабатывается согласно последнему утвержденному документу «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Усть-Тегусского месторождения» от 09.11.2006 (№ 3853). Согласно данному документу разработка месторождения ведется по обращенной семиточечной системе скважин с расстоянием между скважинами 600 м. Выделены два объекта: Ю2-Ю3 и Ю4. На период 2007-2010 гг. по опытно-промышленному участку было запланировано бурение 80 скважин. Общий фонд скважин по проекту составляет 859, в т.ч. добывающих - 581, нагнетательных - 278. Проектный КИН по объекту Ю2-Ю3- 0,321, по объекту Ю4 - 0,317.

В промышленную разработку Усть-Тегусское месторождение введено в феврале 2009 г. По состоянию на 01.01.2010 на месторождении пробурено 95 скважин, в т.ч. 65 эксплуатационных и 32 разведочных. Добыча нефти на месторождении ведется раздельно с пластов Ю2 и Ю4 и совместно с Ю2-Ю4.

Характеристики фондов по объектам приведены в таблице 8.1.

Таким образом, проектный фонд на опытно-промышленном участке реализован на 54,4 %. Добывающий фонд скважин эксплуатируется электроцентробежными насосами.

Распределение действующего фонда скважин месторождения по величине дебитов нефти:

· 23 % фонда (8 скв.) эксплуатируются с дебитом по нефти менее 50 м3/сут

· 31 % (11 скв.) фонда работают с дебитами в интервалах 50-100 м3/сут

· 10 скважин (28 %) эксплуатируются с дебитом 100-150 м3/сут

· 5 скважин (14 %) эксплуатируются с дебитами 150-200 м3/сут

· 4 скважин (11 %) эксплуатируются с дебитами более 200 м3/сут

Средний дебит нефти на 01.01.2010 по пластам: Ю2 - 112,5 м3/сут, Ю4 - 90 т/сут. Таким образом, пласт Ю2 характеризуется более высокими показателями и является основным объектом разработки.

Распределение действующего фонда скважин по значениям обводненности:

· По 65 % фонда (23 скв.) обводненность менее 10 %

· 23 % (8 скв.) фонда обводненность в интервале от 10 до 20 %

· 11 % (4 скв.) фонда обводненность в интервале от 20 до 50 %

· 8 % (3 скв.) фонда обводненность в интервале от 50 до 80 %

· Таблица 8.1

Характеристика фондов скважин по объектам на 01.01.2010 г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Пласт	Всего
		Ю2	Ю4	Ю2-Ю4
Фонд добывающих скважин	Пробурено	36	4	3	65
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	-
	Всего
	в том числе:
	Действующие	29	3	3	35
	из них: фонтанные	-	-	-	-
	ЭЦН	29	3	3	35
	ШГН	-	-	-
	бездействующие	-	1	-	1
	в освоении после бурения	23	-	-	23
	в консервации	-	-	-	-
	наблюдательные	-	-	-	-
	переведены под закачку	-	-	-	-
	переведены на другие горизонты	-	-	-	-
	в ожидании ликвидации	-	-	-	-
	ликвидированные	-	-	-	-
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	-	-	-	-
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	-
	Переведено из добывающих	6	-	-	6
	Всего	6	-	-	6
	в том числе:
	под закачкой	6	-	-	6
	бездействующие	-	-	-	-
	в освоении	-	-	-	-
	в консервации	-	-	-	-
	в отработке на нефть	12	-	-	12
	переведены на другие горизонты	-	-	-	-
	в ожидании ликвидации	-	-	-	-
	ликвидированные	-	-	-	-

Большая доля обводненности достигается по объекту Ю4 (36,7 %), что связано с большой долей площади водо-нефтяной зоны (57,1 % от нефтенасыщенной площади пласта). По пласту Ю2 основной причиной обводнения скважин является подтягивание конуса воды в скважинах расположенных в зоне ВНЗ.

Начало формирования системы ППД - октябрь 2009 г. На 01.01.2010 под нагнетание переведены 6 скважин на 1 кусту месторождения. Средняя приемистость по скважинам составляет 280 м3/сут. Накопленная закачка по фонду скважин составляет 215,8 тыс. м3. Накопленная компенсация добычи на 01.01.2010 составляет 20,4 %.

Общая накопленная добыча нефти на 01.01.2010 составила 827,3 тыс. т, в т.ч. на пласт Ю2 - 665,3 тыс. т, на пласт Ю4 - 162 тыс. т. Наколенная добыча жидкости по всем пластам - 1008,6 тыс. т, в т.ч. на пласт Ю2 - 753,2 тыс. т, на пласт Ю4 - 255,5 тыс. т. Таким образом, текущий КИН по пласту Ю2 составляет 0,005 д.ед, по пласту Ю4 - 0,0025 д. ед.

Глава 9. Подсчет запасов нефти и сопутствующих компонентов

9.1 Подсчет запасов нефти

Подсчет запасов нефти и растворенного газа в данной работе проведены объемным методом отдельно в каждом тектоническом блоке, по категориям запасов и зонам насыщения.

Qнє= F · hэф.нн · Коп · Кнн · с · и,

Qнє извл. = Qнє ·

где Qнє - начальные геологические запасы нефти, тыс.т,

Qнє извл - начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т,

F - площадь нефтеносности, тыс. м2,

hэф.нн - эффективная нефтенасыщенная толщина, м,

Коп - коэффициент пористости, д.ед.;

Кнн - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

с - плотность нефти, г/см3,

и - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д.ед.;

- коэффициент нефтеизвлечения, д.ед.;

...