Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области
2.3 Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю14-15 тюменской свиты и Ю13-4 (келловей-оксфорд) васюганской свиты.
Пласт Ю14-15
Нефтяная залежь пласта Ю14-15 приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р и 393Р на абсолютных отметках 2824 - 2852,7 метров. Толщина пласта составляет в среднем 23 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 7 и их эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,2 м. Керном пласт охарактеризован в разрезе скважин 392Р и 393Р. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 - 3005,8 м (а. о. - 2852,7 - 2878,1 м). Опробование пласта Ю14-15 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 - 3003,5 м (а. о. - 2849,0 - 2874,7 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 легкая (плотность 794,4 кг/м3), парафинистая (содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S - 0%) (таблицы 2.8 и 2.9.).
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. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке - 2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии. Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой (таб.2.3.). Размеры залежи - 13,5 Ч 4 км, амплитуда - 85 м. (рис.2.2)
Рисунок 2.2 - Геологический разрез по линии скважин 393Р - 392Р
Таблица 2.3 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов объекта Ю14-15
Параметры |
Объекты |
|
Ю14-15 |
||
1 |
2 |
|
Средняя глубина залегания, м |
2875 |
|
Тип залежи |
пластовая-сводовая |
|
Тип коллектора |
поровый |
|
Площадь нефтеносности, тыс. м2 |
36319 |
|
Средняя общая толщина, м |
24,6 |
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
19,7 |
|
Средняя водонасыщенная толщина, м |
- |
|
Пористость, % |
0,123 |
|
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед. |
0,658 |
|
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. |
- |
|
Проницаемость, мкм2 |
0,0025 |
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,72 |
|
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
4,7 |
|
Начальная пластовая температура,°С |
98,7 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
31,1 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
0,91 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,682 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,784 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2900,0 |
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,25 |
|
Содержание серы в нефти, % |
0 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
10,2 |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
17,5 |
|
Газосодержание нефти, м3/т |
236 |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас |
0,34 |
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,026 |
|
Средняя продуктивность, 10 м3/ (сутМПа) |
0,606 |
|
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т. |
32216 |
|
в том числе: по категории С1/С2 |
2050/30166 |
|
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т. |
6443 |
|
в том числе: по категории С1/С2 |
410 /6033 |
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,2 |
|
в том числе: по категории С1/С2 |
0,2/0,2 |
Пласт Ю13-4
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 - 2540,6 м. Толщина пласта составляет в среднем 25 м, при эффективных значениях от 17 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 Ю13-4. Из интервалов перфорации 2665,5 - 2666,1 м, 2667,9 - 2670,3 м, 2671,3 - 2673,1 м (абсолютная отметка нижней дыры перфорации - 2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м3/сут. при депрессии 156,8 атм. Нефть легкая (плотность 843,3 кг/м3), парафинистая (содержание парафинов 7,73%), малосернистая (S - 0,3%) (таблицы 2.5 и 2.6.). В скважине 393Р испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7 - 2665 м (абс. отм.2525,3 - 2534,6 м см. рисунок 2.2.). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м3/сут.
Скважина 394Р вскрыла пласт Ю13-4 и при ее освоении был получен короткий период притока с оценочным дебитом нефти порядка 361 м3/сут. Освоение скважины проводилось в летний период, до завершения строительства системы нефтесбора, вследствие этих причин полноценного испытания скважины провести не удалось. 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 Ю13-4. Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой. (таб.2.4.). Размеры залежи - 5,3 Ч 2,1 км, амплитуда - 26 м. (рис.2.2).
Таблица 2.4 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов (Объекта Ю13-4)
Параметры |
Объекты |
|
Ю13-4 |
||
1 |
2 |
|
Средняя глубина залегания, м |
2538 |
|
Тип залежи |
пластовая-сводовая |
|
Тип коллектора |
поровый |
|
Площадь нефтеносности, тыс. м2 |
8977 |
|
Средняя общая толщина, м |
25,28 |
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
12,6 |
|
Средняя водонасыщенная толщина, м |
10,75 |
|
Пористость, % |
14,9 |
|
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед. |
0,67 |
|
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед. |
0,49 |
|
Проницаемость, мкм2 |
0,0092 |
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,8 |
|
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
4,3 |
|
Начальная пластовая температура,°С |
85 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
27 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
1,41 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,749 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,843 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2552,0 |
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1, 19 |
|
Содержание серы в нефти, % |
0,3 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
7,73 |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
6,3 |
|
Газосодержание нефти, м3/т |
44,5 |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас |
0,38 |
|
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,024 |
|
Средняя продуктивность, 10 м3/ (сутМПа) |
0,606 |
|
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т. |
5180 |
|
в том числе: по категории С1/С2 |
2149/3031 |
|
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т. |
1554 |
|
в том числе: по категории С1/С2 |
410/650 |
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,3 |
|
в том числе: по категории С1/С2 |
0,3/0,3 |