Размещено на http://www.allbest.ru/

5

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное бюджетное учреждение высшего профессионального образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Институт Природных ресурсов

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

Направление Нефтегазовое дело

Специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Выпускная квалификационная работа (на соискание квалификации инженер)

Анализ особенностей эксплуатации и эффективности применения горизонтальных скважин на Майском нефтяном месторождении (Томская область)

Томск - 2012

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное бюджетное учреждение высшего профессионального образования «Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Институт природных ресурсов

Кафедра ГРНМ

Задание на выполнение выпускной квалификационной работы

1. Тема выпускной квалификационной работы: «Анализ особенностей эксплуатации и эффективности применения горизонтальных скважин на Майском нефтяном месторождении (Томская область)» утверждена приказом ректора (распоряжением декана)

2. Срок сдачи студентом готовой работы 5.06.2012г.

3. Исходные данные к работе. Пакет технической, технологической и нормативной информации по Майскому нефтяному месторождению, тексты и графические материалы отчетов и исследовательских работ, фондовая и научная литература.

4. Содержание текстового документа (перечень подлежащих разработке вопросов)

Введение

4.1 Общие сведения

4.2 Общие геологические сведения

4.3 Текущее состояние разработки

4.4 Основные задачи гидродинамических исследований в горизонтальных скважинах

4.5 Определение «работающей» длины горизонтальной скважины по результатам наземных исследований на Майском месторождении

4.6 Исследования горизонтальных скважин Майского месторождения на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации

4.7 Исследования горизонтальных скважин Майского месторождения на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации

4.8 Определение зависимости производительности горизонтальной скважины от длины её горизонтального участка

4.9 Основные выводы

5. Перечень графического материала

5.1 Обзорная карта района «Майского» месторождения

5.2 Общие геологические сведения

5.3 Свойства нефти и воды пласта Ю1

5.4 Свойства нефти и воды пласта Ю14-16

5.5 Текущее состояние разработки

5.6 Основные задачи гидродинамических исследований

5.7 Результаты наземных испытаний

5.8 Профиль горизонтального участка скважины № 102

5.9 Совмещенный график барометрических исследований скважины №102

5.10 Графики измерений температуры скважины №102

Дата выдачи задания на выполнение квалификационной работы 01 февраля 2012 г.

Реферат

Выпускная квалификационная работа содержит 103 страницы, 21 таблицу, 36 рисунков,12 СЛАЙДОВ 16 источников.

МЕСТОРОЖДЕНИЕ, НЕФТЬ, ДОБЫЧА, СКВАЖИНА, ВЕРТИКАЛЬНАЯ СКВАЖИНА, ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА, ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ СТВОЛ, ТЕХНОЛОГИЯ, РАБОЧИЕ ПАРАМЕТРЫ, МОДЕРНИЗАЦИЯ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, ОПТИМИЗАЦИЯ.

Объектом исследования являются горизонтальные скважины Майского нефтяного месторождения Томской области.

Цель работы - анализ особенностей эксплуатации и эффективности применения горизонтальных скважин на Майском нефтяном месторождении.

В выпускной квалификационной работе приведены сведения о Майском месторождении, нормы технологического режима. Представлены подробные гидродинамические расчеты по действующим горизонтальным скважинам. Проведены расчеты горизонтального участка скважины, тем самым выявлены особенности работы пласта в определенном интервале. Проанализирован процесс работы горизонтального участка в определенных интервалах различными гидродинамическими приборами. Проведен анализ применимости различных методов для расчета работающей длины горизонтального участка скважины. Дипломная работа выполнена в текстовом редакторе Microsoft Word, с Microsoft Excel.

Содержание

• Введение
• 1. Общие сведения о месторождении
• 2. Геологическое строение месторождения и залежей
• 2.1 Геолого-геофизическая изученность
• 2.2 Поисково-разведочное бурение и эксплуатационное бурение
• 2.3 Нефтегазоносность
• 2.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
• 2.4.1 Определение коэффициента пористости
• 2.4.2 Определение нефтенасыщенности
• 2.4.3 Определение характера насыщения
• 2.4.4 Свойства и состав пластовых флюидов
• 2.4.5 Гидродинамические исследования скважин
• 2.4.6 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
• 2.5 Запасы углеводородов
• 3. Особенности эксплуатации и эффективность применения горизонтальных скважин
• 3.1 Обзор источников, посвященных определению производительности горизонтальных скважин
• 3.2 Основные задачи гидродинамических исследований
• 3.3 Сравнительная оценка моделей определения дебита горизонтальных скважин
• 3.4 Определение «работающей» длины горизонтальных скважин по результатам наземных исследований на майском месторождении
• 3.5 Исследования горизонтальных скважин майского месторождения на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации
• 3.6 Экспериментальное нахождение предельной «работающей» длины горизонтальной перфорированной трубы
• 3.7 Приближённое решение задачи о распределении расхода и давления в горизонтальной перфорированной трубе
• 3.8 Анализ результатов проведенных экспериментов
• 3.9 Определение зависимости производительности горизонтальной скважины от длины её горизонтального участка
• 4. Охрана недр на месторождении
• 4.1 Охрана недр при ведении буровых работ
• 4.2 Охрана недр в процессе эксплуатации
• 4.3 Охрана недр при консервации и ликвидации скважин
• Основные выводы
• Список использованной литературы

Введение

Опыт внедрения горизонтального бурения показывает, что разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин (ГС) позволяет решить целый комплекс задач, которые были не под силу разработчикам при эксплуатации месторождений вертикальными скважинами (ВС).

Возможные направления применения ГС, связанные с достоинствами горизонтального бурения, освещены во многих публикациях отечественных и зарубежных специалистов. Однако, среди них, в основном, решаются задачи, связанные с изменением дренажной системы коллекторов, повышением качества вскрытия продуктивной толщи, увеличением поверхности контакта скважины с породой, с вопросами расстановки фильтров. Главному же вопросу исследования влияния геометрических параметров ствола на продуктивность ГС в зависимости от геолого-физических характеристик пластов уделяется значительно меньше внимания. Существующие теоретические основы проектирования длины горизонтальной скважины во многом расходятся с реальными данными.

На сегодняшний день исследования в области гидродинамики горизонтальных скважин остаются актуальными, поскольку известные методики расчёта непригодны для определения параметров горизонтальных скважин в неоднородных многослойных пластах, либо требуют значительного математического аппарата. При проектировании длины горизонтального участка в большинстве случаев опираются на гидродинамические исследования (ГДИ) уже пробуренных скважин на подобных месторождениях.

Анализ накопленного материала по гидродинамике ГС как теоретического, так и опытно-промышленного показал, что для выявления особенностей работы горизонтальных скважин и разработки нового способа механизированной эксплуатации ГС необходимо выполнить значительный объем теоретических работ, а также стендовых экспериментов.

1. Общие сведения о месторождении

Майское нефтяное месторождение географически расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности, в Обь-Иртышском междуречье, в бассейне реки Васюган - левого притока Оби. Территория района месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину с широкими заболоченными водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до + 135 м. Заболоченность местности составляет 50 - 60% территории. Основной водной артерией в районе проектируемых работ является р. Васюган, протекающая в непосредственной близости от площади работ в 2 - 3 км. Климат района континентальный. Среднегодовая температура составляет +3^о С.

Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1 - 1,5 м, на заселённых - 0,3 - 0,4 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м. Многолетнемёрзлых пород по данным бурения не установлено. Среднегодовое количество осадков составляет 400 - 500 мм, максимум отмечается в июле-августе и декабре-январе. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и сохраняется до начала мая. Его высота составляет от 0,4 - 0,5 м на открытых участках до 2 м на залесенных. Реки вскрываются преимущественно в начале мая, ледостав начинается в ноябре, болота обычно промерзают к началу января.

В административном отношении Майское нефтяное месторождение находится в южной части Каргасокского района Томской области, в пределах лицензионного блока 70 - 3. Расстояния до ближайших городов области следующие: до Кедрового, где находится ближайший аэропорт областного значения, - 125 км, до Томска - 470 км (ближайшая железнодорожная станция и речной порт). Ближайший населённый пункт - п. Майск, который расположен в 25 км по зимней дороге[1].

Магистральных путей сообщения вблизи района проектируемых работ нет. Доставка бурового оборудования и материалов осуществляется по «зимнику». Вахты на буровую доставляются из г. Кедрового на вертолётах.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд и эксплуатационного бурения можно использовать подземные воды чеганской свиты нижнего олигоцена.

Майское месторождение в промышленно-экономическом отношении находится в Средневасюганском нефтегазоносном районе, который находится в Васюганской нефтегазоносной области. Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Нижнее-Табаганское, Калиновое, Урманское, Северо-Останинское и др. В 12 км к югу от месторождения проходит нефтепровод «Игольское - Герасимовское - Лугинецкое - с. Парабель» (рисунок 1.1.).

Рисунок 1.1. Обзорная карта района Майского месторождения

2. Геологическое строение месторождения и залежей

2.1 Геолого-геофизическая изученность

Майское локальное поднятие расположено в Пудинском нефтегазоносном районе Васюганской нефтегазоносной области. В тектоническом плане оно приурочено к северной периклинали Лавровского наклонного вала.

История геолого-разведочных работ, исключая предшествующие исследования рекогносцировочно-региональной стадии, на рассматриваемой площади насчитывает около 37 лет (таблица 2.1.). Локальное поднятие было выявлено и подготовлено к глубокому бурению в 1970 г. сейсморазведочными работами МОВ масштаба 1 : 100000 (с/п 24/69-70, Дугова А.Ф., СОКГЭ).

Поисковые работы в пределах Майской площади были начаты в 1971 г. бурением скважины 390Р расположенной на южном крыле Майского локального поднятия, по результатам испытания скважины была открыта залежь нефти непромышленного значения в горизонте Ю₁ (келловей-оксфорд).

В 1976 - 77 гг. в районе Майского поднятия были проведены сейсмические исследования МОГТ, КМПВ (с/п 7,4/76-77, Карапузов Н.И., ТГТ) масштаба 1 : 100000 в результате которых были более детально изучены нижние комплексы платформенного чехла и отложений второго структурного яруса.

В 1978 - 79 гг. после проведения дополнительных работ МОГТ масштаба 1 : 100000 (с/п 4,5,7/78-79, Берлин Г.И., ТГТ) было уточнено глубинное геологическое строение Майского поднятия, выполнены новые структурные построения по отражающим горизонтам IIа (подошва баженовской свиты) и Ф₂ (кровля доюрских образований). По новому структурному плану Майская площадь включает в себя три локальных поднятия: Северо-Майское, Майское и Южно-Майское.

В пределах Южно-Майского локального поднятия в период 1979 - 80 гг. в 10 км на юго-восток от скважины 390Р была пробурена параметрическая скважина 1. Вскрытый комплекс палеозойских, юрских и меловых отложений в нефтегазоносном отношении интереса не представляют.

В 2004 - 05 гг. по заказу недропользователя ООО «Альянснефтегаз» были проведены площадные сейсморазведочные работы МОГТ 2D масштаба 1 : 50000 на лицензионных участках № 70, 86 (с/п 6/04-05, Забуга Т.В., ЗАО «ТГТ») позволившие уточнить строение Майской площади. В 2005 г. на Майском локальном поднятии было возобновлено глубокое бурение. В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р была пробурена оценочная скважина 392Р. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи в пласте Ю_14-15 (тюменская свита) и пласте Ю₁^3-4 (васюганская свита).

На основе структурных построений, выполненных по результатам проведенных работ, в 2005 г., был впервые выполнен подсчет запасов Майского месторождения [1].

В 2005 - 2006 гг. на месторождении были проведены дополнительные сейсморазведочные работы МОГТ 2D масштаба 1 : 50000 (с/п 6/05-06, Харитоненко В.П., ЗАО «ТГТ»), а также пробурены разведочные скважины 393Р и 394Р в куполе (северо-западная часть) Майского локального поднятия. Работы, выполненные в период 2005 - 2006 гг., позволили уточнить структурные планы продуктивных пластов месторождения, а также, за счет дополнительных данных, полученных в результате исследования керна и геофизических исследований, вновь пробуренных скважин, провести переинтерпретацию ГИС по скважине 392Р и в целом повысить достоверность определения петрофизических параметров коллекторов месторождения. Кроме того, полученные данные позволили пересчитать запасы нефти по категории С₂ пласта Ю_14-15^.

Выполненные по результатам интерпретации сейсморазведочных работ и данных глубокого бурения 2004 - 2006 г.г. структурные построения легли в основу предварительных геологических моделей пластов Ю₁^3-4 и Ю_14-15 Майского месторождения.

Таблица 2.1 - Геолого-геофизическая изученность района работ

Виды работ, масштаб	Организация, проводившая работы	Основные результаты работ
1	2	3
1. Исследования рекогносцировочно-региональной стадии	Разные, 50е - 70е гг.	Определена общая морфология Лавровс-кого наклонного вала и прилегающих районов Нюрольской впадины.
2. Поисковые рабо-ты МОВ, 1 : 100000	с/п 24/69-70, Дугова А.Ф.., СОКГЭ, 1970 г.	На северной периклинали Лавровского вала выявлено и подготовлено к глубокому бурению Майское локальное поднятие.
3. Бурение поиско-вой скважины 390Р	Томское территориальное геологическое управление, Западная НГРЭ, 1971 г.	Установлена нефтеносность Майской площади. Нефтенасыщен горизонт Ю1. Ввиду получения непромышленного притока нефти скважина ликвидирована.
4. Площадные рабо-ты МОГТ, КМПВ 1 : 100000	с/п 4, 7/76-77, Карапузов Н.И., ТГТ, 1976 - 77 гг.	В районе Майского поднятия детально изучены нижние комплексы платформенного чехла и отложений второго структурного яруса.
4. Площадные рабо-ты МОГТ, 1 : 100000	с/п 4,5,7/78-79, Берлин Г.И., ТГТ, 1978 - 79 гг.	Уточнено строение Майского поднятия, проведены новые структурные построения по основным отражающим горизонтам IIа (подошва баженовской свиты) и Ф2 (кровля доюрских образований).
5. Бурение параметрической скважины 1.	Томское территори-альное геологическое управление, Западная НГРЭ, 1979 - 1980 гг.	Признаков нефтегазоносности в отложениях всего вскрытого комплекса пород Южно-Майского локального поднятие не выявлено. Скважина ликвидирована.
6. Площадные работы МОГТ, 1 : 50000	с/п 6/04-05, Забуга Т.В., с/п 6/05-06, Харитоненко В.П., ЗАО «ТГТ», 2004 - 2006 г.г.	Уточнено строение Майского локального поднятия. Построены структурные карты по основным отражающим горизонтам.
7. Бурение поисковых разведочных скважин 392Р, 393Р, 394Р	ЗАО «Нефтепромбурсевис», 2004 - 2006 гг.	Изучен геологический разрез осадочного чехла. Установлена нефтенасыщенность пластов Ю13-4 и Ю14-15.

2.2 Поисково-разведочное бурение и эксплуатационное бурение

горизонтальный скважина нефтяной месторождение

Майская площадь была введена в поисковое бурение в 1971 г. заложением первой скважины 390Р. Забой скважины находится на глубине 3093 м. (-2965.3 а.о.). Во вскрытом разрезе по геолого-геофизическим данным нефтеносной характеристикой обладает пласт Ю₁^3-4 горизонта Ю₁ васюганской свиты. При его испытании в колонне получен приток воды с нефтью. При испытании в открытом стволе Тюменской свиты совместно с палеозоем был получен приток пластовой воды [1].

В 1972 г. закончена строительством скважина 391Р (забой на глубине 2860 м., -2756.4 а.о.). Скважина вскрыла пласт Ю₁^3-4, однако в ходе испытаний пласта, как в открытом, так и в закрытом стволе был получен приток воды без признаков нефти [1].

С 2004 г. начинается новый этап в изучении Майского месторождения. В период с 2004 по 2007 гг. были пробурены скважины 392Р, 393Р, 394Р, 397Р.

C 2007 г. начинается эксплуатационное бурение на Майском месторождении. В 2007 - 2008 гг. пробурены скважины: на пласт Ю₁^3-4 101, 102, 103, 202, 204, 205. На пласт Ю_14-16 539 и 542. Также были пробурены оценочные скважины 395, 396 на пласт Ю₁^3-4.

Сведения об объемах буровых работ приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Сведения об объемах буровых работ

Назначение скважин	Количество пробуренных скважин	Количество ликвидированных скважин	Причина ликвидации скважин
	всего	в том числе до пласта	в том числе до пласта
		Ю13-4	Ю14-16
Поисковые (390Р, 391Р)	2	2	1	2	390Р - выполнившая геологическое назначение 391Р - выполнившая геологическое назначение
Разведочные (392Р, 397Р)	2	2	2	0
Оценочные (393Р, 395, 396, 394Р)	4	4	1	0
Эксплуатационные (101, 102, 103, 202, 204, 205, 539, 542)	8	8	4	0
Всего	16	16	8	2

2.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю_14-16 (аален) тюменской свиты и Ю₁^3-4 (келловей-оксфорд) васюганской свиты.

Пласт Ю_14-16

Нефтяная залежь пласта Ю_14-16 приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р, 393Р, 397, 539 и 542 на абсолютных отметках 2825,4 - 2852,7 м. Толщина пласта составляет в среднем 57 м, при эффективных значениях от 25 до 47 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 18 и их эффективная толщина изменяется от 0,6 до 13,7 м. Керном пласт охарактеризован в разрезе скважин 392Р, 393Р и 397Р. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. Слоистость песчаников меняется от субгоризонтальной до ритмичной косой, обусловленной крупным углистым растительным детритом или глинистым материалом. Текстурные и структурные характеристики песчаников указывают на их аллювиальный генезис.

В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 - 3027,8 м (а.о. - 2852,7 - 2900,1 м). Опробование пласта Ю_14-16 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 - 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю₆ и ниже до забоя в отложениях палеозоя. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м³/сут.

В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977,8 - 3028,2 м (а.о. -2849,0 - 2899,5 м). Опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 - 2995,0 м (а.о. -2851,3 - 2866,3 м). Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м³/сут. на среднединамическом уровне 1552 м Соответственно, дебит нефти равен 1,1 м³/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды (минерализация 20,7 г/л) при работе ЭЦН составил 23,3 м³/сут. и 8,5 м³/сут. соответственно.

Нефть особо легкая (плотность 794,4 кг/м³), высокопарафинистая (содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S - 0%).

Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия, полученную воду нет основания считать пластовой.

В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в интервале 2953,0 - 3004,0 м (а.о. -2822,4 -- -2873,4 м). Получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 32,6 м³/сут. Испытание пласта в колонне проводилось в интервалах перфорации 2956 - 2990,5 м; 2967 - 2989 м; 2983 - 2987 м, 2989 - 2990,5 м; 2993 - 2995,5 м; 2996,5 - 2997,5 м; 2998,5 - 3000 м (а.о. от -2825,4 до -2869,4 м). Дебит нефти составил 2,1 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды при работе ЭЦН составил 124 м³/сут и 22 м³/сут соответственно.

Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов [2] условным уровнем на отметке -2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии.

Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластово-сводовой. Размеры залежи - 13,2 Ч 5 км, амплитуда - 80 м.

Пласт Ю₁^3-4

Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём поступавшего терригенного материала и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. В пределах месторождения пласт представлен толщей песчаников с прослоями глинистых разностей пород толщиной 1 - 2 м. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю₁³ и Ю₁⁴ в разрезах подугольной толщи Майской площади.

Пласт вскрыт всеми скважинами на абсолютных отметках -2527,6 - 2543,3 м. Толщина пласта составляет в среднем 24 м, при эффективных значениях от 14,6 до 22 м. По керну он характеризуется мелкозернистыми песчаниками средне- и крепко сцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала.

Испытание пласта проводились в скважинах 390Р, 392Р и 394Р. В скважине 390Р пласт испытан в интервале 2675 - 2693 м (абс. отм. -2547,3 - -2565,3 м). Перфорацией вскрыта нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м³/сут., а дебит пластовой воды 10,8 м³/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.

В скважине 392Р испытана только верхняя часть пласта Ю₁^3-4. Из интервалов перфорации 2665,5 - 2666,1 м, 2667,9 - 2670,3 м, 2671,3 - 2673,1 м (абсолютная отметка нижнего отверстия перфорации - -2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м³/сут. при депрессии 156,8 атм.

Нефть легкая (плотность 829,6 кг/м³), парафинистая (содержание парафинов 4,4%), малосернистая (S - 0,4%).

В скважине 393Р испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7 - 2665 м (абс. отм. 2525,3 - -2534,6 м). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м³/сут.

Скважина 394Р вскрыла пласт Ю₁^3-4 и при ее освоении получен устойчивый приток безводной нефти. Максимальный дебит жидкости (буровой раствор, пластовая нефть и газ) в период отчистки скважины (работа на амбар) составил 440 м³/сут. При работе на штуцере 12 мм был получен дебит нефти 28,5 м³/сут, на штуцере 8 мм - 77,6 м³/сут, на штуцере 12 мм - 99,48 м³/сут.

Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке -2552,0 м по дополнительной изогипсе 2552 м на структурной карте, построенной по первому проницаемому пропластку пласта Ю₁^3-4.

Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластово-сводовой. Размеры залежи - 6,3 Ч 3,01 км, амплитуда - 25,8 м.

2.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

2.4.1 Определение коэффициента пористости

Оценка коэффициента пористости проводилась:

- по акустическому каротажу

- по НГК и НКТ.

Определение коэффициента пористости по акустическому каротажу проводилось по зависимости В.И. Добрынина (2.1):

, (2.1)

где

DT_ск - время распространения волны в скелете матрицы, мкс/м

DT_ж - время распространения волны в жидкости, мкс/м

DT - показание в пласте, мкс/м.

С_р - корректирующий коэффициент

Пористость коллекторов по НГК определялась по методике, разработанной во ВНИИГеофизике. Методика заключается в нормировании диаграмм НГК в единицах водородосодержания по логарифмической шкале. Модуль логарифмирования определялся по двум опорным пластам, в качестве одного опорного пласта использовался плотный пласт карбонатизированного песчаника, залегающего в подошве Баженовской свиты. Пласт имеет значительное распространение на многих месторождениях, пористость которого по керновым данным колеблется от 5% до 8%. При расчете принята пористость равная 5%. В качестве пластов с высоким водородосодержанием использовались минимальные значения глинистых пластов. Их пористость принята равной 35%.

Для реализации алгоритма в автоматическом режиме разработана математическая модель, реализованная в виде функции(2.2):

(2.2)

где

_п - водородосодержание в опорном плотном пласте, д.ед.

НГК_п - значение НГК опорного плотного пласта, у.ед.

_гл - водородосодержание в опорном глинистом пласте, у.ед.

НГК_гл - значение НГК опорного глинистого пласта, д.ед.

НГК - показание в пласте.

Коэффициент пористости рассчитывался на основе следующего уравнения(2.3):

(2.3)

где

_св - водородосодержание связанной воды (_св = 0,35),

К_гл - объемная глинистость, д.ед.

Для низкопроницаемых коллекторов, как правило, представленных песчаниками карбонатно-глинистыми, песчано-глинистыми и глинисто-карбонатными, определение пористости корректнее проводить несколькими методами. Для построения геологической модели необходима поточечная интерпретация пористости. Для ее расчета рекомендована зависимость пористости по НГК, которая согласуется с керновыми данными по всем продуктивным прослоям.

Определение глинистости для всех пластов проведено по формуле Стайбера(2.4):

 (2.4)

где

ГКmax - максимальное значение показаний ГК опорного глинистого пласта;

ГКmin - минимальное значение показаний ГК опорного песчаного пласта;

ГК - показания ГК в пласте

2.4.2 Определение нефтенасыщенности

Определение нефтенасыщенности коллекторов Майского месторождения проводилось по формуле Арчи-Дахнова(2.5):

(2.5)

где

- сопротивление пластовой воды

Кпо - коэффициент открытой пористости

- сопротивление пласта

a, m, b, n - параметры Арчи

Принятые параметры для расчета нефтенасыщенности представлены в таблице 2.3

Таблица 2.3 - Параметры для расчета нефтенасыщенности

Параметр	Ю13-4	Ю14-16
, Омм	0,065	0,05
а	1,95	2,72
b	0,96	0,67
m	1,3	1,26
n	1,8	2,76

Сопротивление пластовой воды принято по данным лабораторных исследований.

Определение параметров Арчи проводилось по данным лабораторных исследований параметра пористости (Рп) и параметра насыщенности (Рн). Графики с данными, по которым определялись параметры Арчи, приведены на рисунках 2.2 - 2.5

Рисунок 2.2 Зависимость Рп от Кпо для пласта Ю₁^3-4

Рисунок 2.3 Зависимость Рн от Кв для пласта Ю₁^3-4

Рисунок 2.4 Зависимость Рп от Кпо для пласта Ю_14-16

Рисунок 2.5 Зависимость Рн от Кв для пласта Ю_14-16

2.4.3 Определение характера насыщения

Определение характера насыщения коллекторов проводилось с использованием кривых фазовых проницаемостей по продуктивным пластам Майского месторождения. Кроме этого, определение характера насыщения коллекторов проводилось по методике, основанной на сопоставлении фактических значений Кв, определенных по интерпретации геофизических исследований, с критическими значениями К_в^св, К_в^в, К_в^н+в. Критические значения были установлены по кривым фазовых проницаемостей, полученных путем пересчета данных по фазовым проницаемостям по формуле Кори по данным Майского месторождения. Полученные критические значения водонасыщенности представлены в таблице 2.4 и на рисунке 2.6

Таблица 2.4 - Результаты осреднения относительных фазовых проницаемостей по формуле Кори

Водонасыщенность нормированная, д.ед.	Относительная фазовая проницаемость по нефти, д.ед.	Относительная фазовая проницаемость по воде, д.ед.
0,398	0,000	1,000
0,416	0,000	0,880
0,434	0,001	0,768
0,451	0,002	0,666
0,469	0,004	0,572
0,487	0,006	0,487
0,504	0,008	0,410
0,522	0,011	0,341
0,540	0,014	0,279
0,557	0,017	0,224
0,575	0,021	0,177
0,593	0,025	0,136
0,610	0,030	0,101
0,628	0,035	0,072
0,646	0,040	0,049
0,663	0,046	0,031
0,681	0,052	0,018
0,699	0,058	0,009
0,716	0,064	0,003
0,734	0,071	0,001
0,752	0,079	0,000
1	1,000	0,000



Рисунок 2.6 Относительные фазовые проницаемости, пересчитанные по формуле Кори

Полученные результаты представлены в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Критические значения водонасыщенности для пласта Ю₁^3-4

Кво	Кввн+в	Квв
0,398	0,658	0,752

По пласту Ю_14-15 имеется только одно исследование керна на предмет определения фазовых проницаемостей, таким образом, критические значения водонасыщенности определены на данных одного исследования и представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Критические значения водонасыщенности для пласта Ю_14-15

Кво	Кввн+в	Квв
0,343	0,603	0,726

Полученные результаты интерпретации сопоставлены с данными опробования скважин.

2.4.4 Свойства и состав пластовых флюидов

Пласт Ю₁^3-4

Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю₁^3-4 Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р и пластовой пробе из скважины 102, отобранной 2.02.2011 г. [1]. Свойства были приняты по данным исследования глубинной пробы из скважины 102.

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

- легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 829,6 кг/м³)

- малосернистую (содержание серы - 0,4%)

- смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 6,8%)

- парафинистую (содержание парафинов - 4,4%)

- с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 300єC составляет 46,5%).

Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002.

Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю₁^3-4 Майского месторождения получены по исследованию пробы со скважины 102 [4]. Компонентный состав и физические свойства приведены в таблицах 2.7. - 2.9.

Таблица 2.7. - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Пласт Ю13-4
	Количество исследованных	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4
Вязкость, мПа·с
при 20° С	1	2	5,51
50° С	-	-	-
Температура застывания, °С	-	2	-
Температура насыщения парафином, °С	-	-	-
Массовое содержание, %	Серы	1	2	0,40
	Смол силикагеновых	1	2	6,83
	Асфальтенов	1	2	1,24
	Парафинов	1	2	4,41
	Солей	-	-	-
	Воды	-	-	-
	Мехпримесей	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-
Объемный выход фракций, %	н.к. - 100° С	1	2	5
	до 150° С	1	2	15,5
	до 200° С	1	2	26
	до 250° С	1	2	35
	до 300° С	1	2	46,5

Таблица 2.8 - Свойства нефти и воды

Наименование	пласт Ю13-4
	Значение
1	2
а)	Нефть
	Давление насыщения газом, МПа	9,6
	Газосодержание, м3/т	76,1
	Объемный коэффициент, доли ед.	1,2
	Плотность, кг/м3	829,6
	Вязкость пластовой нефти, мПа·с	0,97
	Температура застывания, °С	-
б)	Пластовая вода
	Объемный коэффициент, доли ед.	1,019
	Общая минерализация, г/л	35,5
	Плотность, кг/м3	1024,3

Таблица 2.9 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Наименование компонентов, параметров	Молярная концентрация, %
	Газ на ступенях разгазирования	Газ в сумме	Нефть после сепарации	Нефть пластовая
	1 ступень	2 ступень
He	0,002	0,000	0,002	0,000	0,001
H2	0,009	0,000	0,009	0,000	0,005
CO2	1,310	1,470	1,310	0,040	0,513
N2	1,740	0,640	1,720	0,000	0,643
СН4	68,607	48,296	68,342	0,505	25,729
C2H6	6,085	7,805	6,105	0,365	2,501
C3H8	10,270	16,915	10,360	2,460	5,396
i-C4H10	4,315	8,135	4,365	2,700	3,321
n-C4H10	4,255	8,420	4,305	3,780	3,977
i-C5H12	1,405	3,110	1,430	3,190	2,534
n-C5H12	0,980	2,270	0,990	2,975	2,240
C6H14	0,685	1,840	0,700	6,845	4,558
С7Н16	0,280	0,870	0,295	8,775	5,620
С8Н18	0,055	0,225	0,065	6,010	3,798
С9Н20+высшие	0,002	0,004	0,002	62,355	39,164
Давление, МПа	0,3	0,28
Температура, ОС	30	55
Молярная масса, г/моль	25,500	33,210	25,540	181,3	124,5
Плотность в станд. условиях, кг/м3	1,060	1,381	1,062	829,6
Плотность в пласт. условиях, кг/м3					739,3
Газовый фактор, м3/т	75,3	0,8	76,1
Объемный коэффициент					1,213

Зависимости свойств нефти от давления также были получены по данным исследования пластовой пробы скважины 102 и представлены на рисунках 2.7 - 2.10.



Рисунок 2.7 Зависимость газосодержания пластовой нефти от давления

Рисунок 2.8 Зависимость плотности пластовой нефти от давления

Рисунок 2.9 Зависимость объемного коэффициента от давления

Рисунок 2.10 Зависимость вязкости пластовой нефти от давления

Пласт Ю_14-16

Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю_14-16 Майского месторождения проводились на глубинной пробе скв. 527Р.

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

- особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797,4 кг/м³)

- не сернистую (отсутствует)

- малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 3,3%)

- высокопарафинистую (содержание парафинов - 17,78%)

- с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 57%).

Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002.

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождению аналогу - Фестивальному.

Свойства пластовой нефти данного месторождения приведены в таблицах 2.10. и 2.11.

Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Васкеза-Бегза для вязкости.

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 47 г/л как максимум по горизонту Ю_14-16.

Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.11.).

Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды.

Таблица 2.10 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Пласт Ю14-16
	Количество исследованных	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4
Вязкость, мПа·с
при 20° С	1	1	35,3
50° С	1	1	3,9
Температура застывания, °С	1	1	+16,9
Температура насыщения парафином, °С	-	-	-
Массовое содержание, %	Серы	1	1	отс.
	Смол силикагеновых	1	1	1,72
	Асфальтенов	1	1	1,58
	Парафинов	1	1	17,78
	Солей	-	-	-
	Воды	-	-	-
	Мехпримесей	1	1	1,20
Температура плавления парафина, °С	-	-	-
Объемный выход фракций, %	н.к. - 100° С	1	1	6
	до 150° С	1	1	18
	до 200° С	1	1	28
	до 300° С	1	1	50,3
	до 350° С	1	1	57
Таблица 2.11 - Свойства нефти и воды
Наименование	пласт Ю14-16
	Рекомендуемое значение
1	2
а)	Нефть
	Давление насыщения газом, МПа	11,6
	Газосодержание, м3/т	102,1
	Объемный коэффициент, доли ед.	1,25
	Плотность, кг/м3	797,4
	Вязкость пластовой нефти, мПа·с	0,91
	Температура застывания, °С	+16,9
б)	Пластовая вода
	Объемный коэффициент, доли ед.	1,026
	Общая минерализация, г/л	47
	Плотность, кг/м3	1024,7

2.4.5 Гидродинамические исследования скважин

Для определения фильтрационных характеристик пластов Ю₁^3-4 и Ю_14-16 были проведены гидродинамические исследования скважин № 390, 392, 393, 394, 396, 102.

После завершения бурения поисковой скважины №390 Майской площади было проведено испытание четырех объектов в интервалах: интервал 2900 - 3093 м (нижняя часть тюменской свиты + кровля фундамента), интервал 2726 - 2773 м (верхняя часть тюменской свиты , пласт Ю₂), интервал 2675 - 2693 м (нижняя часть горизонта Ю₁), интервал 2655 - 2665 м (верхняя часть горизонта Ю₁).

Пластовая вода с небольшим количеством нефти была получена из интервалов пласта Ю₁^3-4 на глубине 2675 - 2693 м [1]. По результатам исследования были сделаны следующие выводы: интервал 2675-2693 м является нефтеводоносным, причем нефтяные пропластки в верхней части, так как основное количество нефти скапливалось в затрубном пространстве, дебит пластовой минерализованной воды 10,8 м³/сут., нефти 1,4 м³/сут.

В процессе испытания интервала пласта Ю_14-16 на глубине 2900-3093 м получен приток пластовой воды, дебит при средне приведенном динамическом уровне 320 м составил 15,3 м³/сут., при переливе - 2 м³/сут. (при забойном давлении порядка 31,26 МПа). Отсутствие следов нефти объясняется тем, что опробование пласта Ю_14-16 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 - 3093 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю₆ и ниже. Следовательно, можно предположить, что основной приток жидкости происходил из нижележащих водонасыщенных пластов, чем и объясняется отсутствие признаков нефти по результатам испытаний скважины 390 в этом интервале.

По остальным интервалам скважины 390 получен приток пластовой воды без признаков нефти и газа.

На основании результатов испытаний скважины 390 было принято решение об освоении двух объектов: в интервалах пластов Ю₁^3-4 и Ю_14-16.

В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390 в 2005 г. была пробурена оценочная скважина 392. В скважине 392 опробование пласта Ю_14-16 проводилось в интервале 2980,0 - 2995,2 м. Вызов притока из пласта осуществлялся снижением уровня солевого раствора по трубной системе методом свабирования до глубины 1905 м [1]. Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м³/сут. Соответственно дебит нефти равен 1,1 м³/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м³/сут.

После проведения ГРП и выполнения очистки скважину вывели на стабильный режим при проведении свабирования, когда величина притока пластового флюида компенсирует объем извлекаемой свабом жидкости и уровень в скважине остается постоянным. Далее в течение 118 часов была записана кривая восстановления давления (КВД) и затем в течении 32 часов был записан полный комплекс профиля притока с периодическим определением уровней и записью забойных давлений.

По материалам регистрации профиля притока на скважине 392 установлено, что подошва работающей мощности пласта отмечается на глубине 2995 м; основной приток пластового флюида выявлен в интервале 2982,0 - 2990,4 м; источником обводнения скважинной продукции является перфорированная часть пласта в интервале 2980,3 - 2994,4 м.

После проведенного на сква...