Анализ текущего состояния разработки объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторож-дения. Зиганшин Р.Ф.. Анализ текущего состояния разработки объекта юв12 Хохряковского месторождения

• Название: Анализ текущего состояния разработки объекта юв12 Хохряковского месторождения
• Анкор: Анализ текущего состояния разработки объекта ЮВ1-2 Хохряковского месторож-дения
• Дата: 13.06.2022
• Размер: 474 Kb.
• Имя файла: Зиганшин Р.Ф..doc
• Тип: Анализ; #588764
• страница: 3 из 6

1.2. Общие сведения о нефтегазоносности разреза.

Промышленная нефтегазоносность в пределах Александровского нефтегазоносного района, к которому приурочено Хохряковское месторождение, установлена в широком диапазоне от юрских до меловых отложений включительно.

В пределах района открыто 5 нефтяных (Вахское, Чебачье, Пермяковское, Хохряковское, Колик-Еганское) и одно нефтегазовое месторождение (Северное).

В тектоническом отношении, как отмечалось выше, все выявленные залежи нефти контролируются поднятиями третьего порядка (Лабазная, Сикторская и др.), сгруппированными в ряд валообразных приподнятых зон второго порядка, которые, в свою очередь, расположены в различных частях структуры первого порядка – Александровского мегавала, линейно-вытянутого в субмеридиональном направлении.

В стратиграфическом плане наличие промышленных скоплений нефти в основном доказано в песчаных пластах Ю₁¹, Ю₁^2-3 васюганской свиты верхнеюрского возраста и Ю₂ в тюменской свите нижнесреднеюрского возраста, а также в пластах БВ₈ и БВ₁₀ валанжинского возраста, и газоносные верхи и отчасти низы (покурская свита) сеноманских отложений (Северное месторождение). Отдельные нефте- и газопроявления непромышленного значения в пределах Александровского района отмечены в диапазоне от коньяк- сантонских отложений до фундамента.

На Хохряковском месторождении залежи нефти выявлены в песчаных пластах ЮВ₁¹, ЮВ₁²⁺³, ЮВ₂. Непромышленные притоки нефти отмечены в ачимовской толще.

В числе поисковых задач особое место должна занимать проблема изучения и прогнозной оценки нефтеносности палеозойского фундамента. Ниже приводится описание залежей нефти горизонтов ЮВ₁ и ЮВ₂ Хохряковского месторождения.

Корреляция разрезов скважин юрских отложений в ручном варианте базировалась на выделении реперов в толще отдельных циклов осадконакопления, похожести каротажных диаграмм, а также учитывался характер насыщения коллекторов.

На основании корреляции скважин по блокам были построены геолого-статистические разрезы. На всей площади месторождения имеется четкий репер (подошва баженовской свиты). Это позволяет с достаточной степенью достоверности определить границы продуктивных горизонтов и проследить корреляцию разрезов пластов ЮВ₁¹, ЮВ₁²⁺³, ЮВ_2, выделенных в самостоятельные подсчетные объекты.

Границы пластов прослеживаются достаточно уверено. На схемах сопоставления и геологических профилях можно проследить их значительные фациальные изменения, это, видимо, связано с условиями осадконакопления, которые на обширной площади месторождения различны.

В пластах ЮВ₁¹ и ЮВ₂ имеются зоны глинизации песчаных пород.

Таким образом, на основании выполненной детальной корреляции юрских отложений с учетом положений водонефтяного контакта и свойств пластовых флюидов в продуктивной части разреза было выделено три нефтяных подсчетных объекта.

Залежь пласта ЮВ₁¹.

Залежь пласта ЮВ₁¹ представлена чередованием пористо-проницаемых пород и плотных пород, сложенных песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрыт пласт 18 разведочными скважинами, в разрезе которых встречается от 1 до 4 проницаемых пропластов общей толщиной до 16 м. Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС. Нефтеносность их подтверждена испытанием скважины 12.

По результатам бурения пласт Ю₁¹ характеризуется относительной невыдержанностью коллекторов как по площади, так и по разрезу. Так в 6, 7, 8 блоках (северная часть) наблюдается полная глинизация песчаных коллекторов. Та же картина наблюдается во 2 блоке (южная часть).

В пределах внутреннего контура нефтеносности на Хохряковском месторождении пробурено 9 скважин разведочных (№1, 2, 9, 11, 12,13, 15, 55, 61). За контуром нефтеносности пробурены три скважины (№3, 4, 20). В зоне глинизации пробурено девять скважин (№7, 10, 16, 17, 18, 54, 56, 57, 58).

Пласт Ю₁¹ испытан в 2 скважинах (№4, 12), скважина №4 оказалась за контуром нефтеносности. В скважине 12 пласт Ю₁¹ опробован совместно с пластом Ю₁^2-3. Получен фонтанирующий приток нефти 6,8 м³/сут. (на 3 мм штуцере).

Водо-нефтяной контакт в пределах Ю₁¹ (по промыслово-геофизическим данным) не отбивается.

Во всех скважинах (за исключением скважин, где пласт ЮВ₁¹- водоносный и заглинизирован) песчаники пласта Ю₁¹ нефтенасыщены до подошвы. Самая низкая отметка подошвы коллектора пласта Ю₁¹, до которой отмечено нефтенасыщение – 2364,7 (скважина 12). Самая высокая отметка кровли коллектора, где он водонасыщен – 2412,0 (скважина 3).

Таким образом, по данным опробования и результатам интерпретации БКЗ нефтенасыщение во всех скважинах (исключая скважины 3, 4, 20) отмечено до подошвы коллекторов (самая низкая отметка – 2364,7 м в скважине 12), до этой отметки доказана и промышленная нефтеносность в этой же скважине – получен фонтанирующий приток нефти дебитом 6,8 м³/сут (на 3мм штуцере).

Самая высокая отметка кровли водонасыщенного коллектора отмечена в скважине 3 – 2412,0 м.

В связи с тем, что пласты Ю₁¹ и Ю₁²⁺³ гидродинамически взаимосвязаны и объединены в горизонт Ю₁, представляющий резервуар для единой залежи, водонефтяной контакт для верхнего подсчетного объекта (пласт Ю₁¹) принят единым с нижележащим подсчетным объектом (пластом Ю₁²⁺³) на отметке-2386 м

По внешнему контуру нефтеносности при отметке ВНК – 2386 м площадь по подсчетному объекту Ю₁¹ Хохряковского месторождения равна 41,5 км². Высота залежи – 47,3 м.

Залежь пласта Ю₁²⁺³.

Пласт Ю₁²⁺³ представлен монолитным песчаником, глинами и является основным объектом разработки Хохряковского месторождения.

Подсчетный объект Ю₁²⁺³ на Хохряковском месторождении вскрыт 25 разведочными скважинами (скважина 10 ликвидирована по техническим причинам без каротажа) на глубинах 2388-2527 м.

По результатам бурения и каротажа пласт Ю₁²⁺³ имеет довольно однородное строение в кровле и выдержан по мощности, как по разрезу, так и по площади. Однако общая мощность его изменяется от 23,2 (скважина 57п) до 56 м (скважина 11) к сводовой части структуры.

В пределах внутреннего контура нефтеносности пробурено 14 скважин (16, 11, 58п, 14р, 7, 56р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9р, 61п). В межконтурной части пробурено 7 скважин (1, 17, 10, 16, 13, 20, 12). За контуром нефтеносности пробурено 4 скважины (3, 15, 8).

Пласт Ю₁²⁺³ на Хохряковском месторождении опробован в 14 скважинах (№2, 3, 5, 6, 9, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 20). В скважине №12 он опробован совместно с пластом Ю₁¹.

Промышленная нефтеносность пласта Ю₁²⁺³ доказана в 10 скважинах при раздельном опробовании (2, 5, 6, 9, 11, 14, 16, 17, 18, 20) и при совместном опробовании с пластом Ю₁¹ в скважине 12. Дебиты нефти колеблются от 7,0 м³/сут (на 3 мм штуцере) в скважине 14 до 110 м³/сут (на 8мм штуцере) в скважине 16.

Водо-нефтяной контакт в пределах песчаного коллектора не отбивается. В 11 скважинах песчаные пласты нефтенасыщены до подошвы (№2 – 2362,6 м, №5 – 2361,3 м, №6 – 2350,2 м, №7 – 2367,2 м, №9 – 2371,6 м, №11 – 2370,6 м, №14- 2371,7 м, №16 – 2385,9 м, №57п – 2350,4 м, №58п – 2373,2 м, №61п – 2362,4 м). В четырех скважинах водонефтяной контакт проходит внутри плотных пропластков: скважина №1 – 2386,3-2388,1 м, №12 – 2386,7-2389,7 м, №13 – 2382,9-2385,1 м и №17 – 2383,2-2384,8 м. В четырех скважинах песчаники водонасыщены с кровли: скв.№3 – 2422,1 м, №4 – 2417, 4 м, №8 – 2392,6 м, №15 – 2402,8 м.

Таким образом, самая низкая отметка подошвы пласта, до которой отмечено нефтенасыщение – 2385,9 м в скважине 16 и самая высокая отметка, с которой кровля песчаников водонасыщена – 2392,6 м в скважине 8. Притоки безводной нефти получены с отметок – 2358,6 м (скв.2),- 2361,9 м (скв.5), - 2346,1 м (скв.6), - 2354,6 м (скв.7), - 2354,8 м (скв.9), - 2352,4 м (скв.11), - 2362,7 м (скв.16).

При совместном опробовании пластов Ю₁¹ и Ю₁²⁺³ в скв. 12 с отметок – 2348,7-2379,8 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 6,8 м³/сут (на 3 мм штуцере). В скважине 14 с отметок – 2371 м получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 7,0 м³/сут (на 3мм штуцере).

В скважине 17 (при ВНК в интервале абс. отметок – 2383,2-2384,8 м) в интервале абс, отметок – 2373,0-2387,0 м получено 1,2 м³/сут нефти и 1,5 м³/сут воды при Н_дин – 735 м, что не противоречит принятому ВНК. По химическому составу (минерализация 8018мг/л) это фильтрат бурового раствора и пластовой воды.

В скважине 13 в интервале абс. отметок – 2362,3-2378,3 м получена пластовая вода дебитом 1,2 м³/сут с пленкой нефти (при Н_дин –1160 м), подошва пласта – 2401,3 м. Поступление воды возможно из второго ствола, в котором водоносные пласты не изолированы.

В скважине 16 при опробовании пласта Ю₁² в интервале абс, отметок – 2376,7-2384,7 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 2,5 м³/сут (на 3 штуцере). На забое отмечено наличие пластовой воды. Пласт Ю₁² нефтенасыщен до абс. отметок – 2385,9 по данным геофизики. Поступление воды возможно из нижележащего интервала из-за некачественного цементажа эксплуатационной колонны.

Таким образом, по данным опробования и материалам промысловой геофизики водонефтяной контакт по пласту Ю₁²⁺³ Хохряковского месторождения принят в интервале абс. отметок – 2384,8-2386,6 м. Среднее значение по залежи – 2386 плюс-минус 8 м. Приток безводной нефти получен с абс. отметки – 2379,7 м (скважина 12).

Площадь нефтеносности подсчетного объекта Ю₁²⁺³ при принятой абс. отметке ВНК – 2386 м в пределах внешнего контура равна 140,2 км². Этаж нефтеносности 67 м.

В целом залежь горизонта Ю₁ имеет размеры 10,5х18,6 км. Высота залежи 71 м. Залежь – пластовая сводовая с элементами литологического экранирования по отдельным пропласткам и пласту Ю₁¹.

Залежь пласта Ю₂.

Пласт Ю₂ развит в сводовой части структуры и вскрыт тремя разведочными скважинами (56р, 58п, 61п). Представлен чередованием песчаников и аргиллитов.

Подсчетный объект Ю₂ вскрыт на глубинах 2364,8-2409,6 м.

По результатам бурения пласт Ю₂ характеризуется невыдержанностью коллекторов, как по площади, так и по разрезу. В разрезе встречается от 1 до 5 проницаемых пропластков. Общая мощность пласта колеблется от 12 до 23 м.

Максимальная эффективная толщина отмечена в сводовой части структуры 10,6 м (скважина 56), 21,4 м (скважина 61). Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС. Нефтеносность подтверждена испытанием скважин 56, 61.

В пределах внутреннего контура пробурена скважина 56р. Скважины 12, 9, 7, 14 пробурены за контуром нефтеносности. В скважинах №2, 6, 5, 57 пласт Ю₂ заглинизирован.

Пласт Ю₂ испытан в 2 скважинах (56, 61), доказана его промышленная нефтеносность.

В скважине 56 с интервала глубин 2448-2452 м (а.о. – 2376,5-2379,5 м) получен приток нефти дебитом 19,3 м³/сут. В скважине 61 с интервала глубин – 2436,5-2441 м (а.о. – 2387-2392,5) получена нефть с водой дебитом 21 м³/сут. Водонефтяной контакт как и для пластов Ю₁¹ и Ю₁²⁺³ принят на отметке – 2386 м, что подтверждается результатами испытания. Приток безводной нефти получен с абс. отметки – 2379,5 (скважина 56).

Площадь нефтеносности подсчетного объекта Ю₂ при принятой отметке ВНК – 2386 м в пределах внешнего контура равна 45 км² . Высота залежи 18 м. Залежь пластовая, сводовая с элементами литологического экранирования.

По промыслово-геофизическим данным на Хохряковском месторождении возможно нефтенасыщены коллектора ачимовской толщи (скважины 1, 2, 6) водонефтяной контакт определить не представляется возможным, поэтому о размере залежи судить трудно. Очевидно, она мала по размерам и водоплавающая. Об этом говорят результаты испытания скважин 2, 8, 10, 14, 54, 55.

В сводовой скважине при опробовании в интервале 2306-2314 м (а.о. 2240,3-2248,3 м) получен приток пластовой воды (16 м³/сут) и нефти (0,1 м³/сут) при Н_дин – 1127 м. Получение нефти в дальнейшем следует уточнить, так как в скважину в процессе бурения закачивается нефть.

В остальных скважинах (8, 10, 14, 54, 55) получена пластовая вода.

Запись геотермического градиента на месторождении не проводилась. Ближайшим к описываемым месторождениям, где проведены исследования изменения температуры по разрезу, является Самотлорское. На Самотлорском месторождении температура увеличивается от +3⁰С (60 м) до 103⁰С (на глубине 2760 м), причем рост температуры находится в строгом соответствии с особенностями литологического строения. Судить о закономерности изменения температуры на описываемых месторождениях не представляется возможным, т.к. из всех замеров пластовых температур, большая часть приходится на отложения самых низов мегионской (ачимовской тощи и васюганской свиты) в интервалах глубин 2300-2640 м. Разница температур в этом интервале составляет 20⁰С (67⁰С – 88⁰С), т.е. порядка 1⁰С на 100 м. На Самотлорском месторождении аналогичные отложения характеризуются градиентом порядка 5⁰С на 100 м.

Замеры пластовых температур приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1.
Продуктивные пласты юрского нефтегазоносного комплекса прослеживаются на всей территории рассматриваемого региона.

Расчетный статистический уровень по скважине №17 Хохряковского месторождения составляет +55 м, по скважине №35 Пермяковского месторождения +78 м, что говорит о существовании напорного режима. Результаты испытания скважин (получение фонтанирующих притоков нефти и переливающих притоков воды) также подтверждают существование напорного режима, а в комплексе с режимом растворенного газа, вероятнее всего, будет проявляться упруговодонапорный режим пластов.

Многолетнемерзлыми породами занято около половины территории Западно-Сибирской низменности. Большая часть нефтяных и практически все газовые месторождения Тюменской области расположены в зоне залегания многолетнемерзлых пород (ММП). Выделяют три основных мерзлых зоны: северную, центральную и южную. Мерзлые породы здесь являются продолжением реликтовых толщ центральной зоны.

Мерзлыми породами в районе являются песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит, Глубина их залегания на водоразделах 120-130 м, мощность 20-70 м. На северо-востоке Нижнетавдинского района кровля пород спускается до 335 м. Под поймами крупных рек, а иногда под первой надпойменной террасой, мерзлые породы отсутствуют совсем.

В рассматриваемом районе имеются лишь древние формы остаточного полигонального рельефа, которые свидетельствуют о распространении ММП в его пределах в период доклиматического оптимума, а их следы встречаются до 55-56⁰С северной широты.

Породы древнего слоя мерзлоты являются слоисто-мерзлыми, слабольдистыми и обладают массивной криогенной структурой.

Температура в разрезе слоя древней мерзлоты остановилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза и, по-видимому. Не ниже –0,1 - 0,2⁰С.