Поддержание пластового давления на месторождении Ботахан
Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивного горизонта и их неоднородности. Свойства и состав нефти, газа и воды, расчет режима закачки воды с целью поддержания пластового давления.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 02.02.2016 |
| Размер файла | 1,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Дипломный проект
Поддержание пластового давления на месторождении Ботахан
Абдирова Эльза Жубаткановна
Содержание
Введение
Раздел 1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
1.3 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивного горизонта и их неоднородности
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.5 Физико-гидродинамические характеристики
1.6 Запасы нефти и растворенного газа
Введение
Актуальность темы. Поддержание пластового давления - эффективное средство разработки нефтяного месторождения. Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико-экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.
Эффективность систем поддержания пластового давления обуславливает извлечение вплоть до 20-35 % извлекаемых запасов, что подтверждается опытом разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.
Цель работы: Для оценки эффективности системы поддержания пластового давления провести анализ технико-экономических показателей разработки месторождения; анализ технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки; анализ выработки запасов нефти из пласта; выполнить расчет технологических показателей системы поддержания пластового давления; определить экономическую эффективность поддержания пластового давления в условиях месторождения Ботахан, конечной целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и наибольшую эффективность нефтедобычи
Основные задачи для поддержания пластового давления: Исходя из важности системы поддержания пластового давления на данном месторождении и поддержании проектных показателей разработки месторождения, большое внимание уделяется определению оптимальных технологических показателей работы нагнетательных скважин. Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды.
Практическая значимость: Нефть месторождения Ботахан высоковязкая, с высоким содержанием песка почти во всех продуктивных пластах, основной способ подъема таких нефтей на поверхность с помощью скважинных электровинтовых насосов. Но также небольшая часть скважин эксплуатируется ШСНУ. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. Особенностью разработки месторождения является использование системы поддержания пластового давления с закачкой воды.
Месторождение Ботахан было открыто в 1980 году, добыча ведется с 1981 года. Закачка воды начата в 1994г согласно проекта разработки, составленного КазНИПИнефть 1988г. Для закачки используется вода, поступающая с месторождения Карсак в объеме 1100-1200 мі/сут и попутно-пластовая вода с УПН Ботахан в объеме 810-820 мі/сут. Закачка ведется периодически по мере накопления воды в среднем по 12-15 часов в сутки. Закачка осуществляется через БКНС, где задействованы 2 насоса ЦНС-180-1050. Контроль состояния закачки осуществляется специалистами цеха поддержания пластового давления.
Методическая основа: При выполнений дипломного проекта были использованы проекты разработки нефтяного месторождения и техническая литература.
Раздел 1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Ботахан расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины, на расстоянии 40 км от берега Каспийского моря.
По административному делению относится к Макатскому району Атырауской области Республики Казахстан. Ближайшими населенными пунктами являются поселок Байчунас, расположенный в 40 км на северо-запад от месторождения и поселки Косчагыл и Кульсары в 40 и 55 км восточнее от него. Ближайший нефтепромысел Карсак находится в 10 км к северо-востоку. Областной центр г. Атырау находится в 100 км к северо-западу.
Железнодорожная магистраль по линии Атырау - Актау проходит на расстоянии 55 км (ст. Кульсары).
Населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами и частично дорогами с асфальтовым и гравийно-щебеночным покрытием.
Местность представляет собой пустынную песчаную равнину с абсолютными отметками рельефа около минус 20м.
Климат резко континентальный с сухим жарким летом (до +40°С) и малоснежной холодной (до -30°С) зимой.
Гидрогеологическая сеть развита слабо.
Севернее месторождения Ботахан протекает река Эмба, разливающаяся в период весеннего половодья и пересыхающая летом. Водоснабжение населенных пунктов осуществляется по водопроводу из реки Урал, обеспечение технической водой - из добывающих скважин.
Рисунок 1.1 Обзорная карта района работ, масштаб 1:1000 000
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
На месторождении Ботахан пробуренными скважинами вскрыта толща мезо-кайнозойских отложений. В геологическом разрезе выделены породы нижнепермской, триасовой, юрской, меловой и неоген-четвертичной систем. Литологическая характеристика разреза и толщины отложений даются на основании каротажа и описания керна на данной площади. Палеонтологические исследования на площади не проводились.
Пермская система - Р
Нижний отдел - Р1
Кунгурский ярус - Р1к
Отложения кунгурского яруса вскрыты тремя поисковыми скважинами (№№1, 2, 3) и представлены гипсом, ангидритом и белой кристаллической солью. В скв.№1 кунгурская соль в виде карниза вклинилась в отложения пермотриаса. В скв.№№1 и 2 соль прослеживается c глубин 2030м и 2186 м до забоя, неполная вскрытая толщина составляет соответственно 570м и 224м.
Триасовая система - Т
Отложения триаса вскрыты тремя поисковыми скважинами (№№1, 2, 3). Разрез представлен чередованием пестроцветных и сероцветных глин в верхней части, в нижней части - красно-коричневых глин с прослоями песчаников, алевролитов, реже - песков.
Вскрытая толщина пермотриасовых отложений колеблется от 491м в скв.№1 до 846м в скв.№3.
Юрская система - J
Отложения юрской системы вскрыты почти всеми пробуренными скважинами и представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел - J1
Нижнеюрские отложения представлены пачками мелко- и среднезернистых, реже крупнозернистых песков, часто водоносных с небольшими подчиненными прослоями песчанистых глин, содержащих растительные остатки.
Максимально вскрытая толщина нижнеюрских отложений в скважине №18 достигает 88м.
Средний отдел - J2
Разрез среднеюрских отложений литологический представлен переслаиванием песчано-глинистых отложений с включениями бурого угля.
К среднеюрским отложениям приурочены продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II, включающие по два пласта каждый.
Толщина среднеюрских отложений по скважинам колеблется от 297м (скв. №41) до 435м (скв.№16).
Верхний отдел - J3
Верхнеюрские отложения в нижней части представлены глинами буровато-серыми и зеленовато-серыми с редкими прослоями бурого горючего сланца. В верхней части - известняки и мергели серовато-зеленые с прослоями песчаников мелкозернистых, крепких, темно-зеленовато-серых.
Толщина отложений меняется от 57м в скв.№17 до 104м в скв.№7.
Меловая система - К
Нижний отдел - К1
В отложениях нижнемелового отдела выделяются альбский, аптский и неокомский ярусы, сложенные переслаиванием песчаников и глин.
Неокомский надъярус - К1ne
Неокомские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на верхнеюрских отложениях и представлены, преимущественно, глинами зеленовато-серыми, пестроцветными, плотными, с прослоями песка и песчаника, с обильными остатками пелиципод.
Толщина неокомских отложений изменяется от 259м (скв.№112) до 298м (скв.№3).
Аптский ярус - К1а
Отложения аптского яруса представлены глинами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми, с тонкими прослоями песчаников, алевролитов и песков.
В подошве яруса залегает небольшой толщины базальный горизонт водонасыщенных песков.
Толщина аптских отложений изменяется от 57м (скв.№78) до 91м (скв.№112).
Альбский ярус - К1al
Отложения альбского яруса представлены глинами темно-серыми, плотными, жирными на ощупь, иногда слабопесчанистыми и линзообразными с включениями мелкозернистого глауконитового песка и песчаника. В разрезе выделяются мощные пачки водоносных песков с редкими глинистыми пропластками.
Толщина отложений альбского яруса меняется от 163м в скв.13 до 243м в скв.№2.
Верхний отдел К2
Сеноманский ярус К2s
Литологический состав яруса преимущественно песчаный. Среди песков встречаются прослои глин. Пески мелко- и тонкозернистые, серые, желтовато-серые, слюдистые. Глины серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, песчанистые, известковистые, с прослоями желтоватого песка и обломками макрофауны.
Толщина отложений меняется от 52м в скв.№147 до 101м в скв.№122.
Турон-конъякский ярус К2t- k
Отложения яруса представлены мергелями зеленовато-серыми, плотными, глинистыми, с прослоями зеленых глин, с включениями писчего мела серовато-белого, плотного. В подошве отмечается фосфоритовая галька.
Толщина турон-коньякских отложений меняется от 42м в скв.№81 до 80м в скв.№23.
Сантонский ярус - К2st
В верхней и нижней частях разреза отложения сантонского яруса представлены мергелями светло-серовато-зелеными, плотными, иногда крепкими.
В средней части разреза залегает белый писчий мел, рыхлый.
Толщина отложений сантонского яруса меняется от 10м в скв.№16 до 37м в скв.№134.
Кампанский ярус - К2km
Отложения кампанского яруса представлены глинами светло-серовато-зелеными, сильно известковистыми, очень плотными, с включениями мела писчего, белого, плотного.
Толщина отложений меняется от 38м в скв.№134 до 91м в скв.№№ 8 и 81.
Неоген + четвертичная система (N+Q)
Отложения представлены глинами желтовато-серыми, серовато-зелеными, песчанистыми, сильно известковистыми, с битой ракушей и песками серовато-желтыми, разнозернистыми.
Толщина неоген-четвертичных отложений меняется от 39м в скв.№92 до 76м в скв.№24.
Тектоника
В тектоническом отношении площадь работ расположена в юго-восточной части Прикаспийской впадины в межкупольной зоне Жилая Коса-Джарчик-Карсак (рис. 1.2).
На западе она ограничена восточным крылом купола Джарчик, на юге - северным склоном купола Жилая Коса и на востоке - крутым склоном западного крыла купола Карсак.
Поверхность соли представлена структурной картой по VI отражающему горизонту, согласно которой соляное тело осложнено крутыми склонами. Замыкающая изогипса находится на отметке минус 1960м. Минимальная отметка залегания составляет минус 1940м.
Особенности геологического строения месторождения Ботахан детально изучены после проведения съемки 3Д в 1990-1991гг и переинтерпретации сейсмических материалов МОГТ 3Д, выполненных в 2013г ТОО "Петролеум Гео Сервисез (Казахстан)". В результате, по сейсмическим данным и данным бурения, был выявлен соляной карниз, расположенный в пределах Ботаханского поднятия. Погружение соли происходит в южном направлении в сторону западного склона купола Карсак, где плавно погружаясь, переходит в узкий соляной перешеек, соединяющий купола Карсак и Джарчик. В наиболее узкой части перешейка глубина залегания соли составляет минус 2439,4м по данным бурения глубокой скв.№3. С северной части к перешейку примыкает сложно построенная пермотриасовая мульда.
На площади работ соль вскрыта только глубокими скважинами №№ 1,2, 3.
Скважина №1 достигла карниза соли на глубине 2030 м (рис.1.3.). Скважины №№ 2 и 3 вскрыли соляное тело на глубинах 2186 и 2420м.
Все три скважины пробурены до забоев 2600м, 2410м и 2800м и вскрыли соль на толщину 570м, 224м, 380м, соответственно.
В результате обработки сейсмических материалов (2013г) была построена структурная карта по подошве соляного карниза, согласно которой скважина Г-1 пробурена в наиболее высокой части свода. Структура расширяется на северо-восток территории и замыкается изогипсой -2280м. Минимальная отметка в своде составляет -2160м, амплитуда 150м. Площадь структуры - 1,1 кв.км.
Рисунок 1.2 - Тектоническая схема
Поверхность пермотриасовых отложений по V отражающему горизонту представляет собой выраженное антиклинальное поднятие изометричной формы с амплитудой порядка 50 м, которая оконтуривается изогипсой минус 1600 м и имеет размеры 3,7 x 2,7 км. По данным сейсмики структура не нарушена сбросами. К северу от площади Ботахан прослеживается сброс субширотного простирания с падением на юг, южнее этого нарушения, на востоке от структуры Ботахан, прослеживается еще один сброс, идущий от купола Карсак с падением на север.
По III отражающему горизонту, стратиграфически приуроченному к подошве неокома, структура представляет собой антиклинальную складку, ориентированную с северо-запада на юго-восток. Размеры структуры по замыкающей изогипсе минус 1000м составляют 2,5х 0,87 км. Амплитуда на уровне 10м.
Продуктивные горизонты приурочены к среднеюрским отложениям, при этом выявлены 4 нефтяные залежи, объединенные в I и II среднеюрские горизонты. месторождение нефть пластовый давление
За основу настоящей работы взята геологическая модель, утвержденная в рамках Подсчета запасов 2013г.
По всем продуктивным пластам структура имеет идентичное строение в форме антиклинальной складки, не осложненной никакими нарушениями.
Рисунок 1.3. - Геологический разрез месторождения Ботахан по линии скважин 105-82
Нефтеносность
Месторождение Ботахан открыто в 1980г. Первооткрывательницей явилась скважина №1, расположенная в сводовой части структуры, где получен фонтан нефти с дебитом 45,3 мі/сут на 5мм штуцере. Поисково-разведочное и в дальнейшем эксплуатационное бурение выявило промышленную нефтеносность I (1 и 2 пласты) и II (1 и 2 пласты) среднеюрских горизонтов, которые расположены друг под другом и имеют идентичное строение. За период с 2004г по январь 2014г на месторождении дополнительно пробурены 29 новых эксплуатационных скважин.
Следует отметить, что при ПЗ-2013г приняты начальные уровни ВНК. В связи с тем, что месторождение находится в разработке с 1981г, горизонты (пласты) разрабатываются с ППД, раздел нефть-вода в скважинах, пробуренных в разное время, отмечается на различных уровнях, практически все добывающие скважины обводнены в той или иной степени. По типу природного резервуара нефтяные залежи пластовые, сводовые.
Ю-I горизонт
Горизонт вскрыт во всех пробуренных скважинах. Горизонт состоит из двух песчаных пластов 1 и 2, разобщенных между собой глинистыми пропластками толщиной 2-4 м.
Ю-I, 1 пласт
Глубина залегания пласта колеблется от 1186 до 1230м. Общая толщина коллектора изменяется от 0,4 до 14,7м и составляет в среднем 4,59м; общая эффективная толщина коллектора - от 0,4 до 9,3м при среднем значении 3,80 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах от 0,4м в скв.№45 до 8,2м в скв.№161, среднее значение - 3,57 м. Коэффициент расчлененности варьирует в пределах 1-4, в среднем составляя 1,58; коэффициент песчанистости - в пределах 0,1-0,9, в среднем - 0,65.
Продуктивность пласта доказана самостоятельным опробованием 65-ти скважин, 18 скважин опробовались совместно со 2 пластом, где получена безводная нефть в скважинах №№9, 10, 11 с дебитами 24,7 - 34 мі/сут. В самостоятельной разработке на 1 пласт находится 12 скважин с текущими дебитами нефти в пределах 0,8 - 8,3 т/сут, воды - 2,0 - 45,6 т/сут, совместно со 2 пластом работает 28 скважин, 4 скважины - №№167, 168, 169, 179 работают совместно со II-объектом (Ю-II - I+II пласты). Среднее значение ВНК принято на отметке минус 1231,5м. Появление воды выше водонефтяного контакта объясняется влиянием интенсивной разработки пласта. Высота нефтяной залежи при принятом ВНК составляет 23,9м. Площадь нефтеносности 3363 тыс.мІ.
Ю-I, 2 пласт
Глубина залегания пласта колеблется от 1193 до 1254м. Общая толщина коллектора составляет 9-19,6м, в среднем 16,07 м; общая эффективная толщина коллектора изменяется в пределах от 3,0 до 17,4м, в среднем 12,56 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - от 2,2м в скв.№102 до 16,0м в скв.№42, в среднем составляет 10,3м. Коэффициент расчлененности варьирует в пределах 2-7 пропластков; коэффициент песчанистости - в пределах 0,1-0,9, в среднем - 0,73.
Нефтеносность доказана самостоятельным опробованием в 72-х скважинах и в 18 скважинах опробование было совместное с I пластом. Получена безводная нефть в скважинах №№ 1, 4, 9, 10, 11, 16, 25, 43, 49, 56, 58, 69, 70, 74, 88, 107, 128, 132, 151 с дебитами от 2,8 до 55,7мі/сут. Самостоятельно 2 пласт разрабатывают 18 скважин с текущими дебитами нефти в пределах 0,9 - 16,9 т/сут, воды - 11,7 - 43,5 т/сут, совместно с 1 пластом работает 28 скважин, 4 скважины - №№167, 168, 169, 179 работают совместно со II-объектом (Ю-II - I+II пласты).
Водонефтяной контакт принят как среднее значение на абсолютной отметке минус 1244,2м. По новым скважинам появление воды выше принятого ВНК связано с обводнением пластов в процессе разработки. Высота нефтяной залежи с учетом принятого ВНК составляет 28м. Площадь нефтеносности 3789 тыс.мІ.
Ю-II горизонт
Горизонт прослеживается в 105-ти скважинах и состоит из 2-х пластов.
Ю-II, 1 пласт
Глубина залегания пласта находится на уровне 1358 - 1415м. Общая толщина коллектора находится в пределах от 1,2 до 30 м при среднем значении 19,6 м; общая эффективная толщина коллектора - от 1,2 до 16,6м, в среднем составляет 8,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах от 1,4м в скв.№155 до 14,8м в скв.№18, в среднем составляет 7,28 м. Коэффициент расчлененности изменяется в пределах от 1 до 8 пропластков и в среднем составляет 4,2; коэффициент песчанистости - в пределах 0,04-0,63, в среднем составляя 0,33.
Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием, проведенным в 57 скважинах самостоятельно и в 12 скважинах совместно со 2 пластом. В 17 объектах получена безводная нефть с начальными дебитами 0,3-43,6мі/сут, в 44 объектах - нефть с водой с начальными дебитами 0,85-38,5 мі/сут нефти и 0,3-55,1 мі/сут воды. 11 объектов характеризуют продуктивность 1 пласта, совместно со 2 пластом работают 10 объектов, 4 скважины - №№167, 168, 169, 179 работают совместно с I-объектом (Ю-I - I+II пласты).
Текущие дебиты нефти по этим скважинам составили 0,7-17,9 т/сут; воды - 0,2-40,2 т/сут.
Среднее значение положения водонефтяного контакта принято на абсолютной отметке минус 1414,7м по скважинам №№15, 17, 81, 149. Появление воды выше принятого ВНК по новым скважинам объясняется влиянием интенсивной разработки залежи.
При принятом значении водонефтяного контакта высота залежи составляет 30м.
Площадь нефтеносности равна 4107 тыс.мІ.
Ю-II, 2 пласт
Глубина залегания 2 пласта находится на уровне от 1392 до 1450м. Общая толщина горизонта изменяется от 12 до 52м; общая толщина коллектора находится в пределах от 1,6 до 29,5 м при среднем значении 20,48 м, общая эффективная толщина коллектора - от 4,0 до 18,4м, в среднем составляет 9,64 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах от 0,8 в скв.№152 до 18,4м в скв.№27, в среднем составляет 8,2 м. Коэффициент расчлененности варьирует в пределах от 2 до 9 пропластков и в среднем составляет 4,89; коэффициент песчанистости - в пределах 0,13-0,8, в среднем - 0,37.
Нефтеносность установлена по результатам опробования 58 скважин. 12 скважин опробованы совместно с 1 пластом. В 30 объектах получена безводная нефть с начальными дебитами 0,3-48мі/сут; в 30 объектах получена нефть с водой (0,3-73,3мі/сут нефти и 1,0-28,6 мі/сут воды), в одном объекте притока не получено. 3 объекта характеризуют продуктивность 2 пласта, совместно с 1 пластом работают 10 объектов, 4 скважины - №№167, 168, 169, 179 работают совместно с I-объектом (Ю-I - I+II пласты).
Среднее значение ВНК принимается на абсолютной отметке минус 1445,2м.
Появление воды выше принятого ВНК объясняется влиянием интенсивной разработки залежи. При принятом значении ВНК высота залежи составляет 35,5м. Площадь нефтеносности 3871 тыс.мІ.
1.3 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивного горизонта и их неоднородности
Средние значения параметров пород-коллекторов продуктивных пластов приняты на базе данных, приведенных в отчете по пересчету запасов нефти и газа (ПЗ-2013г), выполненном в 2013 г. В данной работе средние значения ФЕС и начальной нефтенасыщенности были обоснованы по керну, ГИС и по данным гидродинамических исследований скважин.
Результаты анализа керна
В процессе бурения керн был отобран в 17 поисково-разведочных и в 7 эксплуатационных скважинах (№№15, 16, 41, 42, 45, 47, 67). Проходка с отбором керна составила 1747 м, линейный вынос при этом составил 552,55 м, что соответствует 31,6% от проходки. В продуктивной части проходка составляет 999 м, вынос керна - 330,75 м, т.е. 33,1% от проходки.
Всего проанализировано 180 образцов, из них 127 образцов в пределах продуктивных юрских горизонтов: 45 определений по горизонту Ю-I и 82 образца по горизонту Ю-II. Кондиционными являются 112 образцов.
Для количественной интерпретации промыслово-геофизических материалов скважин использованы определения параметра пористости и параметра насыщения. Зависимости параметра пористости и параметра насыщения представлены уравнениями:
Рп=0,93Кп-1,94; Рн=Кв-1,96
По лабораторным анализам образцов керна для обоснования граничного значения пористости установлена связь между проницаемостью и пористостью. При проницаемости 1мД принятое граничное значение пористости равно 12,5%.
Полученные значения параметра пористости, параметра насыщения, граничные значения пористости использованы при интерпретации ГИС.
По текстурно-структурным особенностям выделены следующие разности:
- песчаники с различной степенью цементации: крепкосцементированные песчаники со значительным содержанием глинисто-карбонатного вещества и слабосцементированные песчаники;
- алевролиты песчанистые, темно-серого цвета, мелко- и крупнозернистые, слабокарбонатные, с включением ОРО;
- алевролиты глинистые, содержание песчаной фракции в которых не превышает 7,5%;
- пески и алевриты серые, мелко- и крупнозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые.
Флюидоупоры представлены глинами темно-серого цвета, с включением слюды, ОРО, часто переслаиваются с алевритом и песчаником.
Тип коллектора - поровый.
Результаты анализа геофизических исследований скважин
В настоящей работе выполнена интерпретация материалов ГИС по девяти скважинам: №№167, 168, 169, 178, 179, 180, 181, 182, 183, не вошедшим в утвержденный отчет ПЗ-2013г. По остальным 20-ти скважинам, пробуренным с 2004 по 2013гг (№№121, 122, 123, 125, 143, 152, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 159, 160, 161, 162, 163, 164, 165, 166), значения ГИС остались без изменения, как в подсчете запасов 2013г.
Комплекс промыслово-геофизических исследований проведен в открытом стволе и в колонне:
Виды и объемы ГИС. Геофизические исследования в открытом стволе по скважинам: №№167, 168, 169, 178, 179, 180, 181, 182, 183 выполнялись компанией ТОО "БатысГеоЗерттеу", включающие следующие методы: ПС, КВ, БК, МБК, ИК, МКЗ, ГК, НГК, АК, ГГК-П, фотоэлектрический, ВИКИЗ, термометрия, инклинометрия, спектральный гамма каротаж (СГК). Качество материалов ГИС хорошее.
В обсаженных частях ствола скважины (в колонне) для определения высоты подъема цемента проводилась ОЦК (отбивка цементного кольца), для оценки определения качества цементирования колонн проводился АКЦ.
Для определения рабочих пластов-коллекторов и определения профиля поглощения в интервалах нагнетания был выполнен комплекс исследований приборами PLT. Комплекс исследований включал следующие методы: ГК, ЛМ (локатор муфт), ТМ (термометрия), ВЛГ (влагометрия), РИС (резистивиметрия), Ман (манометрия), ЭМДС (электромагнитная дефектоскопия), СТД (термокондуктивная дебитометрия), РГД (разноскоростная расходометрия). Для определения текущей нефтенасыщенности проведен ИННК (импульсный нейтрон-нейтрон каротаж), прибором АИНК-43.
Интерпретация ГИС. Интерпретация геофизических исследований проводилась при помощи программного обеспечения "Interactive Petrophysics". Обязательно осуществлялся контроль качества полученных геофизических замеров и внесение поправок за диаметр скважины, раствор, давление и температуру.
Глинистость определялась по методам ГК, ПС, и КпНГК-ГГК. При определении эффективной пористости использовались кривые ГГК; АК и КпобщНГК. Выделение эффективных толщин проводилось с учетом граничного значения, установленного по данным керна.
В основу определения коэффициента нефтегазонасыщенности положена зависимость Арчи, использованная в подсчете запасов 2013г и утвержденная ГКЗ.
При интерпретации использованы сопротивления пластовой воды по I среднеюрскому горизонту - 0,028 Ом, по II среднеюрскому горизонту - 0,024 Омм.
В новой пробуренной скважине №167 в горизонте Ю-II были опробованы пласты (с дебитами Qн=12,7мі/сут), которые в свою очередь обладали слабыми геофизическими характеристиками, где значение сопротивления в продуктивных пластах находится на уровне вмещающих пород (1,3-1,4 Омм). На основе статистических данных по опробованию и расчетной нефтенасыщенности (Кнг) их трудно признать продуктивными. В таких случаях, данные пласты не оценивались, так как значения Кнг не достигали граничного значения нефтенасыщенности.
Во вновь пробуренных скважинах метод ГК слабо расчленяет геологический разрез на глинистые и песчанистые разделы, вследствие радиоактивности полимиктовых песчаников. Точность определения количественных параметров продуктивных коллекторов во многом зависит от оценки глинистости. Для этих целей на месторождении Ботахан можно рекомендовать проведение спектрометрического гамма-каротажа.
Все материалы по новым скважинам добавлены в существующую базу данных по ГИС.
Сведения об изменении общей, эффективной, нефтенасыщенной и водонасыщенной толщин приведены в таблице 1.1.
Полученные показатели неоднородности продуктивных пластов приведены в таблице 1.2.
В таблице 1.3 приведена характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности по лабораторным, геофизическим и гидродинамическим исследованиям.
Ниже приведены характеристики физических параметров и их неоднородности по каждому продуктивному горизонту.
Горизонт Ю-I. Горизонт вскрыт во всех пробуренных скважинах. Глубина залегания горизонта колеблется от 1186 до 1254м. Горизонт состоит из 2-х пластов.
Ю-I, пласт 1. Коллекторы изучены керном по 16 образцам из 7 скважин (№№4, 6, 9, 13, 14, 23, 45).
Открытая пористость по лабораторным исследованиям изменяется от 0,194 до 0,311 доли ед., среднее значение 0,262 доли ед. Проницаемость изменяется от 9,9 до 359 мД, в среднем 89,8 мД. По результатам ГИС коэффициент открытой пористости в среднем составляет 0,296 доли ед., изменяясь от 0,19 до 0,35 доли ед., нефтенасыщенность в среднем составляет 0,655 доли ед., изменяясь от 0,47 до 0,89 доли ед.
Проницаемость по результатам гидродинамических исследований скважин в среднем составляет 113,3мД.
Общая толщина коллектора изменяется от 0,4 до 14,7 м и составляет в среднем 4,59 м, общая эффективная от 0,4 до 9,3 м при среднем значении 3,8 м, нефтенасыщенная изменяется от 0,4 м (скважина №45) до 8,2 м (скважина №161) среднее значение 3,57м.
Коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 до 0,9 доли ед. и в среднем составляет 0,65 доли ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 4 и в среднем составляет 1,58.
Ю-I, пласт 2. Коллекторы изучены керном по 22 образцам из 11 скважин (№№4, 6, 7, 9, 10, 11, 12, 13, 15, 16, 45).
Открытая пористость по керну изменяется от 0,183 до 0,309 доли ед., средняя - 0,27 доли ед., средняя проницаемость по керну составляет 147,7 мД.
По результатам ГИС пористость изменяется от 0,21 до 0,35 доли ед., средняя - 0,307 доли ед., нефтенасыщенность изменяется от 0,48 до 0,89 доли ед., средняя - 0,677 доли ед., по результатам гидродинамических исследований скважин проницаемость в среднем составляет 213,0 мД.
Общая толщина коллектора изменяется от 9,0 до 19,6 м, в среднем составляет 16,11 м, общая эффективная от 3 до 17,4 м, в среднем 12,63 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,1 м (скважина №179) до 16 м (скважина №42), в среднем составляет 10,09м.
Коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 до 0,9 доли ед. и в среднем составляет 0,73 доли ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 2 до 7 и в среднем составляет 3,41.
Ю-II горизонт. Горизонт выделен в интервале 1358-1450м и прослеживается в 105-ти скважинах. Горизонт состоит из 2-х пластов.
Ю-II, пласт 1. Коллекторы изучены керном по 43 образцам из 15 скважин (№№1, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 41, 42, 47). Открытая пористость по лабораторным исследованиям изменяется в пределах от 0,154 до 0,301 доли ед., средняя пористость - 0,221 доли ед., проницаемость изменяется от 1,2 до 263,4 мД, средняя - 84,6 мД.
По результатам ГИС пористость изменяется от 0,20 до 0,36 доли ед., в среднем составляет 0,286 доли ед., нефтенасыщенность изменяется от 0,45 до 0,87 доли ед., в среднем составляет 0,558 доли ед.
По результатам гидродинамических исследований скважин проницаемость в среднем составляет 57,12 мД.
Общая толщина коллектора находится в пределах от 1,2 до 30 м при среднем значении 19,35 м, эффективная толщина изменяется в пределах от 1,2 до 16,6 м, в среднем составляет 8,38 м, нефтенасыщенная толщина изменяется по площади от 1,4 м (скважина №155) до 14,8 м (скважина №18), в среднем составляет 7,22 м.
Коэффициент песчанистости изменяется от 0,04 до 0,63 доли ед. и в среднем составляет 0,33 доли ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 8 и в среднем составляет 4,15.
Ю-II, пласт 2. Горизонт охарактеризован 35 образцами коллектора из 13 скважин (№№1, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 13, 16, 24, 47).
Открытая пористость по лабораторным исследованиям изменяется в пределах от 0,154 до 0,312 доли ед., средняя - 0,231 доли ед. Проницаемость изменяется от 1,7 до 350 мД, средняя - 40,9 мД.
По результатам ГИС пористость изменяется от 0,18 до 0,34 доли ед., в среднем составляет 0,255 доли ед., нефтенасыщенность изменяется от 0,45 до 0,78 доли ед., в среднем составляет 0,548 доли ед.
Гидродинамические исследования не проводились.
Общая толщина коллектора находится в пределах от 1,6 до 29,5 м при среднем значении 20,36 м, общая эффективная толщина изменяется в пределах от 1,5 до 18,4 м, в среднем составляет 9,61 м, нефтенасыщенная толщина изменяется по площади от 0,8 м (скважина №152) до 18,4 м (скважина №27), в среднем составляет 8,23 м. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,06 до 0,8 доли ед. и в среднем составляет 0,37 доли ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 2 до 12 и в среднем составляет 4,93.
Коллекторские свойства, определенные разными методами, отличаются по своим значениям. Значение пористости по керну несколько ниже значения по ГИС. Данные по ГИС позволяют более достоверно судить о пористости коллекторов, так как количество определений и количество скважин, охваченных исследованием по ГИС намного больше, чем по керну.
Таблица 1.1 Характеристика толщин пластов
|
Толщина |
Наименование |
Горизонты |
||||
|
I Юрский |
II Юрский |
|||||
|
Общая толщина коллектора |
1 пласт |
2 пласт |
1 пласт |
2 пласт |
||
|
Средняя, м |
4,59 |
16,11 |
19,35 |
20,36 |
||
|
Интервалы изменения, м |
0,4 - 14,7 |
9-19,6 |
1,2-30 |
1,6-29,5 |
||
|
Коэффициент вариации |
0,532 |
0,124 |
0,299 |
0,262 |
||
|
Нефтенасыщенная |
Средняя, м |
3,57 |
10,09 |
7,22 |
8,23 |
|
|
Интервалы изменения, м |
0,4-8,2 |
1,1-16 |
1,4-14,8 |
0,8-18,4 |
||
|
Коэффициент вариации |
0,415 |
0,365 |
0,393 |
0,432 |
||
|
Водонасыщенная |
Средняя, м |
2,30 |
6,29 |
3,46 |
4,49 |
|
|
Интервалы изменения, м |
0,5-4,6 |
0,8-15,1 |
0,7-12,4 |
1-15,8 |
||
|
Коэффициент вариации |
0,500 |
0,570 |
0,748 |
0,678 |
||
|
Общая эффективная |
Средняя, м |
3,80 |
12,63 |
8,38 |
9,61 |
|
|
Интервалы изменения, м |
0,4-9,3 |
3-17,4 |
1,2-16,6 |
1,5-18,4 |
||
|
Коэффициент вариации |
0,416 |
0,176 |
0,340 |
0,316 |
Таблица 1.2 Статистические показатели характеристик неоднородности пластов продуктивных горизонтов
|
Горизонт |
Пласт |
Кол-во скважин |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
|||||
|
Среднее значение |
Коэффициент вариации |
Интервал изменения |
Среднее значение |
Коэффициент вариации |
Интервал изменения |
||||
|
Ю-I |
1 |
149 |
0,65 |
0,298 |
0,1-0,9 |
1,58 |
0,486 |
1-4 |
|
|
2 |
152 |
0,73 |
0,163 |
0,1-0,9 |
3,41 |
0,298 |
2-7 |
||
|
Ю-II |
1 |
109 |
0,33 |
0,358 |
0,04-0,63 |
4,15 |
0,362 |
1-8 |
|
|
2 |
107 |
0,37 |
0,323 |
0,06-0,8 |
4,93 |
0,367 |
2-12 |
Средние значения проницаемости по горизонтам, определенные по керну и по гидродинамическим исследованиям, близки по значениям.
Исходя из статистических показателей неоднородности пластов, можно сделать вывод, что коллектора характеризуются большой изменчивостью толщин пласта и расслоением на пропластки, количество которых по юрским горизонтам в целом колеблется в пределах от 1 до 12, а их толщина изменяется от 0,4 до 18,4 м.
Высокое среднее значение коэффициента песчанистости характерно для 2 пласта горизонта Ю-I и равно 0,73, для 1 пласта - 0,65; для 1 пласта горизонта Ю-II равно 0,33 и 0,37 для 2 пласта.
В единичных скважинах (№№ 67,74,75,77,83,143,144,155,162) с учетом результатов опробования выше пласта Ю-I-1 выделены нефтенасыщенные толщины от 1 до 2м, которые при построении добавлены к коллекторам основного пласта. В остальных скважинах эта часть разреза более глинистая или водонасыщенная.
Рисунок 1.4. Нефтяное месторождение Ботахан (по К.Т. Вериной, 1981 г.) А- структурная карта по кровле пласта 1 продуктивного горизонта Ю-II; Б- геологический разрез по линии I-I; В - разрез продуктивной части отложений. 1 - зоны замещения коллектора; 2 - контур нефтеносности.
Таблица 1.3 Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности
|
Метод определения |
Наименование |
Проницаемость, мД |
Пористость, доли ед. |
Нефтенасыщенность, доли ед. |
|
|
Ю-I пласт 1 |
|||||
|
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
6 |
7 |
- |
|
|
Количество определений, шт |
11 |
16 |
- |
||
|
Среднее значение |
89,8 |
0,262 |
- |
||
|
Коэффициент вариации |
1,092 |
0,137 |
- |
||
|
Интервал изменения |
9,9-359,0 |
0,194-0,311 |
- |
||
|
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
- |
126 |
124 |
|
|
Количество определений, шт |
- |
171 |
164 |
||
|
Среднее значение |
- |
0,296 |
0,655 |
||
|
Коэффициент вариации |
- |
0,091 |
0,124 |
||
|
Интервал изменения |
- |
0,19-0,35 |
0,47-0,89 |
||
|
Гидродинамические исследования скважин. |
Количество скважин, шт. |
9 |
- |
- |
|
|
Количество определений, шт |
10 |
- |
- |
||
|
Среднее значение |
113,3 |
- |
- |
||
|
Коэффициент вариации |
0,8695 |
- |
- |
||
|
Интервал изменения |
8,4-315,0 |
- |
- |
||
|
Ю-I пласт 2 |
|||||
|
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
7 |
11 |
- |
|
|
Количество определений, шт |
10 |
22 |
- |
||
|
Среднее значение |
147,7 |
0,269 |
- |
||
|
Коэффициент вариации |
0,534 |
0,140 |
- |
||
|
Интервал изменения |
6,4-230,6 |
0,183-0,309 |
- |
||
|
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
- |
127 |
124 |
|
|
Количество определений, шт |
- |
321 |
308 |
||
|
Среднее значение |
- |
0,307 |
0,677 |
||
|
Коэффициент вариации |
- |
0,078 |
0,118 |
||
|
Интервал изменения |
- |
0,21-0,35 |
0,48-0,89 |
||
|
Гидродинамические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
15 |
- |
- |
|
|
Количество определений, шт |
18 |
- |
- |
||
|
Среднее значение |
213,0 |
- |
- |
||
|
Коэффициент вариации |
1,05 |
- |
- |
||
|
Интервал изменения |
29,1-875,8 |
- |
- |
||
|
Ю-II пласт 1 |
|||||
|
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
8 |
15 |
- |
|
|
Количество определений, шт |
14 |
43 |
- |
||
|
Среднее значение |
84,6 |
0,221 |
- |
||
|
Коэффициент вариации |
0,828 |
0,193 |
- |
||
|
Интервал изменения |
1,2-263,4 |
0,154-0,301 |
- |
||
|
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
- |
95 |
94 |
|
|
Количество определений, шт |
- |
274 |
253 |
||
|
Среднее значение |
- |
0,286 |
0,558 |
||
|
Коэффициент вариации |
- |
0,090 |
0,136 |
||
|
Интервал изменения |
- |
0,20-0,36 |
0,45-0,87 |
||
|
Гидродинамические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
9 |
- |
- |
|
|
Количество определений, шт |
16 |
- |
- |
||
|
Среднее значение |
57,12 |
- |
- |
||
|
Коэффициент вариации |
1,474 |
- |
- |
||
|
Интервал изменения |
0,52-347,85 |
- |
- |
||
|
Ю-II пласт 2 |
|||||
|
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
6 |
13 |
- |
|
|
Количество определений, шт |
15 |
31 |
- |
||
|
Среднее значение |
40,9 |
0,231 |
- |
||
|
Коэффициент вариации |
2,152 |
0,209 |
- |
||
|
Интервал изменения |
1,7-350 |
0,154-0,312 |
- |
||
|
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
- |
93 |
91 |
|
|
Количество определений, шт |
- |
309 |
279 |
||
|
Среднее значение |
- |
0,255 |
0,548 |
||
|
Коэффициент вариации |
- |
0,106 |
0,136 |
||
|
Интервал изменения |
- |
0,18-0,34 |
0,45-0,78 |
||
|
Гидродинамические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
- |
- |
- |
|
|
Количество определений, шт |
- |
- |
- |
||
|
Среднее значение |
- |
- |
- |
||
|
Коэффициент вариации |
- |
- |
- |
||
|
Интервал изменения |
- |
- |
- |
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
По месторождению Ботахан изучение состава и свойств нефти, газа и воды продуктивных I и II среднеюрских горизонтов проводилось в лабораториях ЦНИЛ АО "Эмбамунайгаз" и ТОО НИИ "Каспиймунайгаз" (таблицы 1.4, 1.8, 1.6, 1.7). На дату составления настоящего проекта дополнительных исследований проб нефти, газа и воды по месторождению после ПЗ-2005г не проводилось, поэтому свойства пластовых флюидов остались в прежних пределах. Как видно из таблиц 1.4-1.5, основные параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях практически не изменились.
Ниже в таблицах 1.6 -1.7 приведены результаты исследований состава и свойств нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, даны диапазоны изменения и средние значения физико-химических параметров. Пластовые нефти II среднеюрского горизонта более легкие, газосодержание, объемный коэффициент выше, чем в пробах из I среднеюрского горизонта и, как следствие, плотность и вязкость их в пластовых условиях ниже.
В целом, нефти I и II среднеюрских горизонтов характеризуются как легкие по показателю плотности, маловязкие, малосернистые, смолистые, парафиновые, с довольно значительным содержанием светлых фракций.
Таблица 1.4 Свойства пластовой нефти
|
Наименование параметров |
I среднеюрский горизонт (1+2 пласты) |
II среднеюрский горизонт (1+2 пласты) |
|||||||||||
|
В период 1981-1988гг |
В период 1989-2005гг |
В период 1981-1988гг |
|||||||||||
|
Количество исследований |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследований |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследований |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|||||
|
Скважин |
Проб |
Скважин |
Проб |
Скважин |
Проб |
||||||||
|
Пластовое давление, МПа |
9 |
12 |
13,16-13,97 |
13,17 |
12 |
17 |
11,48-13,05 |
12,26 |
6 |
8 |
14,95-16,21 |
15,77 |
|
|
Пластовая температура, ?С |
9 |
12 |
45,6-46,8 |
46,05 |
12 |
17 |
38,7-50,0 |
45,49 |
6 |
8 |
47,5-48,6 |
47,85 |
|
|
Давление насыщения, МПа |
9 |
12 |
4,09-8,19 |
6,21 |
12 |
17 |
4,13-11,04 |
7,44 |
6 |
8 |
4,13-8,45 |
6,44 |
|
|
Газосодержание при однократном разгазировании |
|||||||||||||
|
мі/т |
9 |
12 |
21,57-61,32 |
46,34 |
12 |
17 |
21,53-67,50 |
46,42 |
6 |
8 |
36,04-87,50 |
56,79 |
|
|
мі/мі |
9 |
12 |
19,29-55,5 |
38,81 |
12 |
17 |
18,1-57,38 |
39,34 |
6 |
8 |
29,13-72,78 |
46,68 |
|
|
Плотность, кг/мі |
9 |
12 |
720,9-823,7 |
715,16 |
12 |
17 |
719,2-839,8 |
764,09 |
6 |
8 |
723,9-798,1 |
747,83 |
|
|
Вязкость, мПа·с |
9 |
12 |
1,093-2,360 |
1,41 |
10 |
14 |
1,32-5,20 |
2,56 |
6 |
8 |
0,783-1,206 |
1,04 |
|
|
Объемный коэффициент |
9 |
12 |
1,066-1,326 |
1,15 |
12 |
17 |
1,027-1,232 |
1,16 |
6 |
8 |
1,057-1,246 |
1,18 |
Таблица 1.5 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
|
Наименование |
I среднеюрский горизонт (1+2 пласты) |
II среднеюрский горизонт (1+2 пласты) |
|||||||||||||||
|
В период 1981-1988гг |
В период 1989-2005гг |
В период 1981-1988гг |
В период 1989-2005гг |
||||||||||||||
|
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||||||
|
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
||||||||||
|
Кинематическая вязкость, ммІ/с |
|||||||||||||||||
|
при 20°С |
9 |
25 |
15,86-28,47 |
20,7 |
25 |
39 |
13,08-37,01 |
20,3 |
16 |
29 |
4,47-22,12 |
8,97 |
20 |
22 |
4,51-20,4 |
9,9 |
|
|
при 50°С |
9 |
25 |
6,65-9,34 |
7 |
25 |
23 |
6,16-9,01 |
7,7 |
16 |
29 |
2,14-8,54 |
4,06 |
16 |
17 |
2,54-7,09 |
4,2 |
|
|
t застывания, °С |
9 |
22 |
ниже-1 - (-30) |
-17,1 |
21 |
35 |
(-7) - (39) |
-17,7 |
15 |
27 |
(-15) - (-41) |
-25,8 |
20 |
22 |
(-13) - (-45) |
-22,1 |
|
|
Содержание, % масс: |
|||||||||||||||||
|
Серы |
9 |
25 |
0,15-0,47 |
0,26 |
25 |
39 |
0,1-0,95 |
0,31 |
16 |
29 |
0,1-0,32 |
0,2 |
18 |
18 |
0,12-0,94 |
0,27 |
|
|
Парафина |
6 |
10 |
1,7-2,5 |
2,1 |
10 |
10 |
0,01-2,13 |
0,96 |
6 |
8 |
1,69-2,65 |
2,1 |
3 |
3 |
0,07-0,18 |
0,99 |
|
