Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 6 из 29)
1
Площадь залежей пласта ЮВ1 в сумме составляют 36,7% от площади залежи
2 3 составляет 39,7% от площади пласта ЮВ1 . Площадь залежи пласта ЮВ1
2 залежи пласта ЮВ1 (центр+юг). Площадь залежей пласта ЮВ2 в сумме
2 составляют 22,8% от площади залежи пласта ЮВ1 (центр+юг).
На месторождении основным объектом разработки является пласт
2 1 3
ЮВ1 , также в разработке находятся залежи пластов ЮВ1 , ЮВ1 и ЮВ2.
Рис.2.2 Совмещенный внешний контур нефтеносности залежей пластов
1 2 3
1
Пласт ЮВ1
В пределах Хохряковского месторождения по материалам ГИС и опробований установлено 8 залежей нефти структурно-литологического типа (графическое приложение 2.4):
• залежь 1 (северная периклиналь структуры в пределах внутреннего контура нефтеносности, район скважин 103, 108, 109) - находится в эксплуатации с 1990 года;
• залежь 2 (северная периклиналь структуры в пределах внутреннего контура нефтеносности, район скважин 115 и 16Р) – не вовлечена в разработку;
• залежь 3 (центральная часть структуры) - находится в
эксплуатации;
• залежь 4 (западная периклиналь структуры, район скважин 534,
535, 217 и 218) - не вовлечена в разработку;
• залежь 5 (западная периклиналь структуры, район скважин 273, 560, 751 и др) - находится в эксплуатации;
• залежь 6 (юго-западная часть площади, район скважин 12Р, 345,
575, 317 и др.) - находится в эксплуатации;
• залежь 7 (южная часть площади, район скважин 9Р и 20Р) - находится в эксплуатации;
• залежь 8 (ранее известная как Малосикторское месторождение,
район скважин 4П, 19Р и 326Р) – не вовлечена в разработку.
Залежь 1 вскрыта скважинами 103, 108, 109; пласт нефтенасыщен до подошвы.
В скважине 108 (пласт ЮВ11 опробован совместно с пластом ЮВ12)
3 получена безводная нефть до 61 м /сут.
Размеры залежи 0,4 1,25 км, высота 23 м.
Тип залежи литологически-ограниченный.
Залежь 2 вскрыта скважинами 115 и 16Р.
2
В скважине 115 (пласт опробован совместно с пластом ЮВ1 ) получен приток безводной нефти дебитом 4 т/сут.
Размеры залежи: 0,7 0,625 км, высота 19 м.
Тип залежи литологически-ограниченный.
Залежь 3 вскрыта более чем 140 скважинами различного назначения.
2 в разрезе 83 скважин и в 22
Пласт опробован совместно с пластом ЮВ1
скважинах раздельно, где получены безводные дебиты нефти. Водонефтяная
1 скважинами не вскрыта. зона залежи пласта ЮВ1
Размеры залежи 9,55,5 км, высота - 122 м.
Тип залежи структурно-литологический.
Залежь 4 вскрыта скважинами 534, 535, 217 и 218. Пласт ЮВ11 в разрезе этих скважин не опробован. По ГИС в разрезе всех скважин пласт нефтенасыщен до подошвы.
Размеры залежи 0,91,25 км, высота 16 м.
Тип залежи литологически-ограниченный.
Залежь 5 вскрыта 12 скважинами (скв. 273, 560, 751 и др.).
2
Пласт опробован совместно с пластом ЮВ1 в скважинах 273, 750, 751.
В скважине 560 в результате опробования получена безводная нефть дебитом. ВНК принят на отметке -2385,0 м.
Размеры залежи 2,21,6 км, высота 69 м.
Тип залежи структурно-литологический.
Залежь 6 вскрыта 23 скважинами.
В разрезе скважин 12Р, 578, 778, 861 и 317 пласт опробован совместно
2 с пластом ЮВ1 . Получена безводная нефть.
В скважине 779 пласт опробован в интервале -2297,8 -2300,7 м, получена безводная нефть. По ГИС в разрезе всех скважин пласт нефтенасыщен до подошвы.
Размеры залежи 2,8х2,0 км, высота 57 м.
Тип залежи литологически-ограниченный.
Залежь 7 вскрыта в разрезе 8 скважин.
2 в разрезе скважин 389, 596
Пласт опробован совместно с пластом ЮВ1
1 и 364, где из пласта, получена безводная нефть. Пласт ЮВ1 в разрезе всех скважин нефтенасыщен до подошвы.
2).
В скважине 881 (опробован совместно с пластом ЮВ1 Размеры залежи 1,5х0,6 км, высота залежи 55 м.
Тип залежи литологически-ограниченный.
Залежь 8 расположена на Мало-Сикторской площади и до утверждения запасов нефти ГКЗ в 2003 г считалась отдельным Малосикторским месторождением. Результаты бурения скв. 326Р, 325Р показали, что эта зона является одной из залежей Хохряковского месторождения. Залежь вскрыта скважинами 4П, 19Р, 326Р.
При опробовании пласта в скв. 19П и 326Р получены фонтанирующие притоки нефти с дебитами от 18,5 до 43,2 м3/сут.
В скважине 4П при совместном опробовании с нижележащим
2 водоносным пластом ЮВ1 в интервале 2404,7-2414,7 м получен незначительный приток воды с пленкой нефти. По ГИС коллекторы пласта в
2 в этой этой скважине характеризуются как продуктивные. Пласт ЮВ1
2 скважине водонасыщен. Проницаемая часть пласта ЮВ1 имеет лучшие
1 коллекторские свойства, чем пласт ЮВ1 . Вскрытая перфорацией водонасыщенная толщина в 2 раза превышает нефтенасыщенную (3,2 м против 1,6 м, соответственно). Всѐ это и объясняет получение только плѐнки
нефти при опробовании скважины 4П.
Все три скважины вскрыли чисто нефтяную часть пласта. Наиболее низкая отметка подошвы нефтенасыщенного коллектора отмечается на абсолютной глубине 2409,5 м в скважине 4П. Кровля водонасыщенной части
2 в скважине 4П отбивается на а.о. 2411,5 м. Исходя из пласта ЮВ1
вышеизложенного, ВНК по залежи принят на абс.отм. – 2410 м. Размеры залежи 12,5 х 4 км, высота достигает 43 м.
Тип залежи структурно-литологический.
Необходимо отметить, что в скважине 325Р, пробуренной после
1 утверждения запасов, пласт ЮВ1 заглинизирован. Данные по скважине позволили скорректировать линию глинизации, что привело к уменьшению запасов по залежи по сравнению с утвержденными ГКЗ.
Согласно постановлению ГКЗ (протокол №816 от 21.03.2003 г.), положение ВНК по пласту ЮВ11 принято на уровне –2395 м.
Кроме выделенных залежей, среди плотных пород встречаются отдельные небольшого размера слабопроницаемые линзы песчаников, вскрытые единичными скважинами. В этих линзах коллекторы представлены алевролитами и глинистыми песчаниками, характеризующимися низкими коллекторскими свойствами (пс от 0,4 до 0,55) и небольшими эффективными нефтенасыщенными толщинами. Размеры этих линз составляют всего 300 400м. Учитывая малые размеры линз, низкие коллекторские свойства слагающих пород и небольшие эффективные нефтенасыщенные толщины (до 1 м), эти линзы из подсчета запасов исключены.
2
Пласт ЮВ1
2 Хохряковского месторождения на дату Залежь пласта ЮВ1 утверждения запасов в ГКЗ была вскрыта 16 поисково-разведочными скважинами. Основная часть площади разбурена эксплуатационной сеткой скважин согласно утвержденной технологической схеме (700 скважин).
3
Дебит нефти колеблется от 3 до 110 м /сут.
В подсчете запасов 1976 г. ВНК по залежи был принят на отметках от 2386,0 м (запад) до -2416,0 м (восток). Геолого-промысловые материалы по скважинам, пробуренным на западном склоне залежи, согласуются с ранее принятой отметкой ВНК.
В разрезе большинства скважин, вскрывших водонефтяную зону на западной периклинали структуры, ВНК проходит в плотном разделе.
В скважинах 895, 588, 12Р, 301, 244, 229, 180, 520, 932 вскрывших
2 водонефтяную зону в направлении с юга на север, пласт ЮВ1 по ГИС
нефтенасыщен до отметок -2385,6, -2388,5, -2386,7, -2388,0, -2384,0, -2386,9, 2388,6, -2389,3, -2390,2 м, соответственно. В этих скважинах водоносные коллектора вскрыты на отметках -2388,6 м, -2389,3 м, -2389,7 м, -2389,2 м, 2391,1 м, -2393,7 м, -2390,0 м, -2390,5 м, -2392,2 соответственно. В пределах залежи пласт опробован на отметках от -2351,7 до -2397,6 м, где получена безводная нефть (табл. 2.1.4.2). В скважинах 229, 532, 533, 722 при нижней
2 дыре перфорации пласта ЮВ1 на отметках -2384,9 м, -2392,0 м, -2387,0 м, 2384,9 м соответственно получена жидкость. Содержание воды в продукции колеблется от 36 до 96% (табл.2.2). Получение жидкости из пласта, вероятно, обусловлено влиянием разработки залежи в районе этих скважин.
ВНК залежи пласта ЮВ12 наклонен с юго-запада на северо-восток. Наклонность ВНК подтверждается как данными интерпретации ГИС по скважинам так и результатами опробования скважин. Интервал изменения высотного положения ВНК 2388-2400 м.
Размеры залежи 25,0х13,0 км, средняя высота залежи 120 м.
Тип залежи пластово-сводовый.
3
Пласт ЮВ1
В процессе эксплуатационного разбуривания в разрезе большинства
скважин по материалам ГИС была установлена нефтенасыщенность
3 коллекторов пласта ЮВ1 . Раздельно пласт опробован в скважинах 11Р, 71Р, 402, 194, 812, 535, где получена безводная нефть.
В основном пласт ЮВ13 опробован совместно с пластом ЮВ12 и реже с пластом ЮВ2 (табл. 2.2). При совместной эксплуатации этих пластов дебиты нефти в скважинах колеблются от 5 до 60 т/сут.