Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области

дипломная работа

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

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 С12

2050/30166

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т.

6443

в том числе: по категории С12

410 /6033

Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

0,2

в том числе: по категории С12

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

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 С12

2149/3031

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т.

1554

в том числе: по категории С12

410/650

Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

0,3

в том числе: по категории С12

0,3/0,3

Делись добром ;)