Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

Введение

На Хохряковском месторождении используется механизированный способ эксплуатации струйными насосами, УШГН, Электроцентробежными насосами в большем количестве эксплуатируется ЭЦН.

За период 2003–2004 гг. динамические уровня понизились среднее 1835 м из-за неравномерной системы заводнения, и интенсивного отбора жидкости, пластовое давление упала в среднем до 190 атм.

На Хохряковском месторождении заглубляют установки в среднем на 2200 м снижая забойное давления в среднем на 50 атм, это дает нам увеличить приток из пласта.

Цель моего диплома заключается, чтобы уменьшить наработку на отказ, подобрать оптимальный режим работы скважины,

Для подбора оборудования и оптимизации ЭЦН применять ТМС, индикаторные кривые по исследованию скважин с помощью прибора Микон.

Необходима использовать ТМС в периодическом фонде скважин оборудованных ЭЦН это дает надежность эксплуатации оборудования, если программа не сработает по токовым нагрузкам то ТМС по параметрам температуры и давления на приеме насоса может отключаться и запускаться.

По давлению и температуре параметры забиваются в блок управления на Электон-04.

Электон-05 оборудован ЧПС где можно регулировать мощность электродвигателя он применяется для вывода на режим после ГРП.

Для вывода из периодического фонда на постоянный режим, а также можно установить ТМС для получения информации обоснованных параметров скважин.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Хохряковское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины, севернее среднего течения р. Вах. В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области. Расстояние от Хохряковского месторождения до г. Нижневартовска составляет 163 км.

Площадь работ представляет собой сглаженную слабопересеченную равнину, с плавным увеличением высотных отметок к северу (от 50 до 90 м.). Наблюдается сильная заболоченность территории, наличие большого количества озер, стариц, проток. Из крупных озер, прилегающих к территории месторождения можно отметить Ай-Енгтым-Емтор, Еккан-Еган-Эмтор, Энтиль-Пег-Эмтор. Имеющиеся в районе реки не судоходны, ширина их не превышает 10 м. Лес, в основном смешанный, с преобладанием хвойных пород. Животный мир довольно разнообразен.

Климат в районе резко континентальный. Температура в январе падает до -500С. Мощность снегового покрова достигает 1,5 м. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры. Температура воздуха достигает +300С. Среднегодовое количество осадков колеблется в пределах 420–450 мм. Ледостав обычно происходит в ноябре, вскрытие рек ото льда – во второй половине мая. Толщина льда 0,5 – 1 м.

Коренное население занимается рыболовством, звероводством, охотой, лесоразработкой.

Транспортировка грузов в район месторождения ведется в весенне-летнее время по реке Вах. В зимнее – осуществляется по «зимникам». Круглогодично используется авиатранспорт и автодорога.

Хохряковское месторождение относится к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В верхнем гидрогеологическом этаже разреза присутствуют 3 водоносных горизонта – четвертичный, атлым-новомихайловский и чеганский.

Наиболее значительным по запасам воды, пригодной к использованию в хозяйственных нуждах, является атлым-новомихайловский горизонт, который залегает на глубине 90–120 м. Воды горизонта пресные гидрокарбонатные магниево-кальциевые с минерализацией 0,1–0,4 г/л.

В Нижневартовском районе, кроме нефти и газа, добывают так же торф и строительные материалы. Запасы месторождения керамзитовых глин, открытого в районе г. Мегион, составляют по категории А+В+С1=2963,1 тыс. м3. Запасы месторождения строительного песка, открытого в 2,5 км. к юго-востоку от Мегиона, составляют 4,8 млн. м3. Кроме того, в районе пос. Варьеган расположено месторождение стекольного песка. В районе пос. Локосово и г. Мегион открыты месторождения глин, пригодных для производства кирпича.

Запасы месторождений строительных материалов используются для строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, а так же других производственных нужд.

1.2 История освоения месторождения

Хохряковское нефтяное месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1972 году. Введено в эксплуатацию в 1985 году в соответствии с технологической схемой разработки месторождения, составленной СибНИИНП в 1978 году.

Геологоразведочные работы, проводившиеся на Хохряковском месторождении, можно условно разделить на два этапа:

первый – до 1976, когда Главтюменьгеологией были подсчитаны и утверждены в ГКЗ СССР балансовые и извлекаемые запасы нефти;

второй – доразведка месторождения и начало ввода его в эксплуатацию в 1985 году. В этот период на месторождении Главтюменнефтегазом были пробурены 6 разведочных и поисковых скважин. Частично функции разведочных скважин выполняли также эксплуатационные скважины – оконтуривание залежи пласта ЮВ, уточнение характера насыщения пластов, отбор керна, отбор глубинных и поверхностных проб нефти и газа.

Залежи нефти выявлены в пластах верхнеюрских отложений васюганской свиты. Подсчет запасов нефти с утверждением в ГКЗ СССР был произведен в 1976 году (протокол №7697 от 29.09.1976 г.) Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии по данным бурения 16 разведочных скважин. Геологические запасы нефти при этом оценивались в следующих объемах: по категории С1 – 151,782 тыс. т., по категории С2 – 5744 тыс. т., извлекаемые – соответственно 48570 тыс. т. и 1838 тыс. т. Интенсивное разбуривание месторождения велось с 1838 года. В процессе промышленной эксплуатации появились новые данные о коллекторских свойствах и распространение продуктивных пластов, в частности отмечается расширение контура нефтеносности горизонта ЮВ1 в Восточной части месторождения. По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин, была выявлена новая залежь нефти в пласте ЮВ2, приуроченная к сводовой части центрального поднятия месторождения. Скважины №56, 250, 401, 402, 403, 404, 405, 413, 600, в которых производилось опробование пласта ЮВ2, показали его промышленную нефтеносность. Дебит нефти по объекту изменяется от 7,8 тон в сутки (скв. 401) до 59 тон в сутки (скв. 250).

В целях доразведки пласта ЮВ2 Хохряковского месторождения протоколом ЦКГРП П/О НВНГ №140 от 15.02.1988 г. было принято решение об углублении скважин основного фонда объекта ЮВ1 со вскрытием пласта ЮВ2 на участках месторождения в пределах внутреннего контура нефтеносности. По результатам бурения эксплуатационных скважин была оконтурена и изучена залежь пласта ЮВ2. За счет этого мероприятия удалось более детально изучить особенности геологического строения и местоположения пласта в плане месторождения.

Разбуривание объекта ЮВ1 эксплуатационными скважинами, ведущееся по всей площади месторождения, позволило уточнить границы площади нефтеносности, принятые расчетные параметры по пластам.

За период 1987–1989 гг. на месторождении пробурено 6 разведочных и поисковых скважин. Из них 3 скважины (57п, 58п, 61п) пробурены до коры выветривания с целью оценки нефтеносности доюрских образований. При испытании фундамента в скважине 57п получен приток воды, а в скважине 61п притока не получено. При испытании других пластов от ЮВ2 до коры выветривания притока нефти не получено.

В скважинах 54, 55 опробованы пласты ачимовской толщи. При этом получены притоки воды 27 и 15 т/сут. соответственно. При опробовании пласта ЮВ2 в скважине 56 получен приток нефти, в скважине 61п – нефть с водой, в скважине 58п – 10 т/сут. воды с пленкой нефти.

Все разведочные скважины, пробуренные в период 1987–1989 гг. расположены в контуре нефтеносности. При этом три из них (54, 55, 56) в основной части, 57п – на южном, 61п – на восточном, 58п – на северо-восточном крыле месторождения.

При опробовании ачимовской толщи и коллекторов нижней и средней юры (исключения пласт ЮВ2) получены притоки пластовой воды. Породы фундамента, как показали результаты опробования, также оказались непродуктивными.

Таким образом, проведенные разведочные работы на Хохряковском месторождении позволили открыть залежи нефти в пластах верхней и средней юры. Однако, доразведку месторождения нельзя считать завершенной, так как остались неоконтуренными залежи нефти в пластах ЮВ1 (1) и ЮВ1 (2) на севере ЮВ1 (2) на востоке.

Общий метраж разведочного бурения составляет 65,132 тыс. м в том числе 16,7 тыс. м пробурено П/О НВНГ.

На 1991 год на месторождении пробурено 25 разведочных скважин. Из этого количества 7 скважин ликвидированы. Скважины №3, 4, 8, 15 оказались за контуром нефтеносности.

Таким образом, проведенные геологоразведочные работы в пределах площади характеризуются достаточно большой эффективностью. Полученные материалы позволили уточнить геологическое строение месторождения, границы площади нефтеносности продуктивных пластов, подсчетные параметры и запасы нефти.

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

В геологическом строении Хохряковского месторождения принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента, промежуточного комплекса и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

Стратиграфическое расчленение произведено в соответствии с унифицированной корреляционной схемой, утвержденной МСК СССР 30.01.78 г.

Домезозойские образования.

На площади работ породы фундамента вскрыты скважиной №7, представлены темными кайнотипными вулканическими базальтами, плотными, подверженными метаморфизму. Вскрытая толщина составляет 2860 м. Возраст датируется предположительно: туринская серия триасовой системы или нижний карбон.

Мезо-кайнозойские отложения

На размытой поверхности доюрских образований залегает мощная толща осадочных пород мезокайнозоя. Полный разрез осадочного чехла вскрыт скважиной №7, где его толщина достигает 2753 м.

Мезо-кайнозойские отложения представлены юрской, меловой, палеогеновой, четвертичными системами.

Юрская система

Отложения системы развиты повсеместно и представлены тремя отделами. Осадки нижнего и среднего из них слагают континентальную толщу тюменской свиты, которая сложена чередованием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаников мелкозернистых, плотных, преобладающих в верхней части свиты, где выделяется пласт Ю2. Для отложений свиты характерно обильное содержание обугленного растительного детрита, углистость и пиритизация органики. Толщина тюменской свиты 420 м.

В составе верхней юры выделяется васюганская (наунакская), георгиевская и баженовская свиты, представленные преимущественно породами морского и прибрежно-морского генезиса.

Васюганская (наунакская) свита (келловей+оксфорд) сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В верхней части преобладают песчаники серые и светло-серые, глинистые, прослоями известковистые, нефтенасыщенные. Алевролиты серые, реже известковистые. В верхней части разреза в основном преобладают аргиллиты темно-серые и серые, плотные, часто алевролитовые. С песчаниками васюганской свиты связана промышленная нефтеносность описываемого месторождения (регионально нефтеносный горизонт Ю1 – пласты Ю11 и Ю12). Толщина 55–70 м. Георгиевская свита (кимеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, зеленоватыми с глауконитом, известковистыми. Толщина от 1 до 7 м.

Баженовская свита (волжский ярус) завершает разрез верхнеюрских отложений аргиллитами темно-серыми, почти черными, битуминозными, плитчатыми, с включениями конкреций сидерита, пиритизированных обломками фауны и растительных остатков. Толщина свиты составляет 30–40 м.

Меловая система

Отложения этой системы развиты повсеместно и представлены осадками всех ярусов обоих отделов.

Нижний отдел включает осадочные образования мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас + валанжин) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, прослоями известковистыми, в основном слабобитуминозными. В глинистой почве выделяется ачимовская толща песчаников. Толщина песчаной толщи достигает 300 м.

Вартовская свита (готеривский и барремский ярусы) представляют собой частое чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов морского и прибрежно-морского генезиса.

На Сургутском и Нижневартовском сводах песчаники вартовской свиты содержат промышленно нефтеносные пласты (группы АВ и БА), разделенные прослоями аргиллитов. В пределах Хохряковского месторождения эти пласты водоносные и нет их четкого разделения, т. к. опесчаниваются прослои аргиллитов, залегающих между ними. Толщина осадков 380–420 м.

Атлымская свита (нижний апт) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, слюдистыми, прослоями слабобитуминозными. В нижней части свиты алевролиты переходят в песчаники (пласт АВ1). В пределах описываемого месторождения алымская свита выделяется условно, по положению в разрезе. Толщина составляет около 50 м.

Нижняя часть покурской свиты (верхний апт+альб) представлена переслаиванием песчано-глинистых разностей, причем более плотные из них приурочены в основном к низам свиты (аптский ярус), где выделяется регионально прослеживаемая кошайская пачка глин. Толщина нижней части около 550–600 м. Верхний отдел меловой системы включает в себя отложения верхней части покурской свиты, а также кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Верхняя часть покурской свиты (сеноман) по литологическому составу близка к нижележащим апт-альбским отложениям, но отличительной чертой является почти полное отсутствие аргиллитов и плотных песчаников и алевролитов, кроме того, характерно присутствие обломков янтаря.

На примыкающей к описываемому месторождению Охтеурьевской площади (северное месторождение) из песчаников верхней части покурской свиты получены промышленные притоки газа. Толщина сеномана около 250 м. Общая толщина покурской свиты достигает 850–900 м.

Кузнецовская свита (турон) представлена морскими глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, является региональной покрышкой для сеноманских отложений. Толщина свиты 25–32 м.

Ипатовская свита (коньяк-сантонский ярусы) сложена песками и алевролитами, слабоуплотненными, серыми, иногда с глауконитом и глинами серыми, песчаными в верхней части слабоопоковидными. Толщина образований свиты 90–115 м.

Славгородская свита (кампан) сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, глинистыми. Толщина 80–105 м.

Ганькинская свита (маастрихт-датский ярусы), завершающая разрез меловых отложений, представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми, с прослоями мергелей, пропластками глауконито-кварцевых песков. Толщина отложений свиты 115–135 м.

Палеогеновая система

На отложениях меловой системы согласно залегает мощная толща морских и континентальных осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.

Палеоцен соответствует талицкой свите, сложенной морскими глинами темно-серыми, почти черными, алевритистыми, местами опоковидными, песками и алевролитами, слабосцементированными, кварцевоглауконитовыми. Толщина отложений свиты 75–100 м.

Люлинворская свита, включающая в себя осадки эоцена, делится на две части – нижнюю, сложенную опоками, опоковидными глинами с прослоями кварцево-глауконитовых песков и алевролитов. Верхняя подсвита представлена глинами с зеленовато-серыми, диатомовыми, иногда опоковидными. Глины алевритовые или песчанистые с тонкими прослоями песков и алевролитов. Толщина свиты 100–120 м.

Олигоцен состоит из чеганской, атлымской, новомихайловской, журавской и абросимовской свит.

Чеганская свита (нижний олигоцен), залегающая в кровле морского палеоцена, сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, голубоватыми, пластичными, алевритистыми с линзами и пропластками тонкозернистых кварцевых песков и алевролитов. Толщина порядка 15–20 м.

Атлымская свита, залегающая на размытой поверхности чеганских глин, в основании континентальных осадков олигоцена представлена песками разнозернистыми, преимущественно кварцевыми, глинами с бурыми углями. Толщина до 10 м.

Новомихайловская свита сложена песками, глинами, алевритами с прослоями бурых углей. Толщина 10–15 м.

Журавская свита состоит из алевролитов, песков с глауконитом и прослоев глин. Толщина ее осадков 25–30 м.

Абросимовская свита сложена песками, глинами с прослоями бурых углей. Толщина свиты 30–35 м.

Четвертичная система

На размытой поверхности континентального палеогена залегают породы четвертичной системы, сложенные аллювиально-озерными, пойменными осадками и образованьями надпойменных террас.

2.2 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие породы, слагающие, как установлено ранее, три структурно-тектонических этажа (СТЭ).

Нижний, палеозойско-допалеозойского возраста, сложен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными метаморфизованными породами. Эти образования составляют складчатый фундамент и отвечают геосинклинальному этапу развития Западно-Сибирской плиты.

Промежуточный этаж пермско-триасового времени представлен породами парагеосинклинального генезиса, отличающийся меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. И верхний, мезозойско-кайнозойский комплекс, типично платформенный, сложен мощной толщей осадочных образований, сформированных в условиях длительного и устойчивого прогибания фундамента Западно-Сибирской плиты. Этот комплекс отложений изучен, в том числе и глубоким бурением, наиболее полно, слагающие его породы образуют собственно осадочный чехол плиты и с ним связаны основные выявленные промышленные скопления углеводородов.

На тектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты изучаемый район входит в состав Александровского мегавала – структуры 1 порядка. В структурном плане мегавал линейно вытянут в субмеридиональном простирании, имеет размеры 20–80 Х 300 км и ограничен с запада, северо-запада – Колтогорским и Верхне-Аганским мегапрогибами, а с востока, юго-востока, Восточно-Александровским мегапрогибом и Усть-Тымской впадиной – отрицательными структурными элементами 1 порядка.

В тектоническом отношении Александровский мегавал контролирует ряд месторождений одноименного нефтегазоносного района и характеризуется довольно сложным геологическим строением, так как он сложен наличием ряда валообразных и куполовидных поднятий – структур 2 порядка (Колик-Еганский, Санторской, Пермяковский, Охтеурский и др.). Они, как правило, также имеют вытянутую форму меридионального простирания с юго-востока на северо-запад. Размеры их колеблются от 12х36 км до 13–22х115 км.

Структуры 2 порядка, в свою очередь, также осложняются многочисленными более мелкими локальными поднятиями, но уже третьего порядка. Размеры и форма их весьма разнообразны: от 2х7 км до 5х23 км. С наличием последних и связаны практически все выявленные промышленные скопления нефти в пределах Александровского нефтегазоносного района. В центральной и южной частях Александровского мегавала в пределах его Охтеурского куполовидного поднятия и Криволуцкого вала на Вахском и Чебачьем локальных поднятиях открыты одноименные месторождения нефти в отложениях верхней юры.

В северной части мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локального поднятия также в юрских отложениях выявлено Хохряковское месторождение нефти. И, наконец, в юго-восточной части Александровского мегавала, на южном продолжении Колик-Еганского вала, на так называемой Лабазной группе локальных поднятий в отложениях васюганской свиты верхней юры было установлено наличие промышленных скоплений нефти на изучаемом Пермяковском месторождении. В дальнейшем по данным глубокого бурения и сейсмики было высказано предположение, что Лабазная группа поднятий, очевидно, тяготеет к юго-восточному продолжению Колик-Еганского вала, так как четкого прогиба между Сикторской и Лабазной группами локальных поднятий не зафиксировано.

Сикторская структура (Хохряковское месторождение) по кровле пласта Ю2 (тюменская свита) оконтуривается изогипсой 2400 м. Амплитуда ее 160 м (наивысшая отметка 2240 м). Структура имеет субмеридиональное простирание. Размер структуры 38,0х12,0 км. Это брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. Углы наклона крыльев составляют 203. При этом необходимо отметить, что восточное крыло несколько положе западного.

По кровле коллекторов пласта Ю12+3 Сикторская структура оконтуривается изогибсой – 2400 м. Структурные построения четкие. Амплитуда – 100 м. Размеры 62,0х12,0 км. Простирание субмеридиональное. Это типичная брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. В сводовой части структуры выделяются две вершины: довольно больших размеров в южной части и несколько меньше – в северной части. Оконтуриваются они изогибсами 2300 и 2320 м. Восточное крыло несколько положе западного.

По кровле пласта Ю11 структурный план повторяет план пласта Ю12, однако, несколько расширяется площадь сводовых частей. Структура оконтуривается изолинией – 2400 м. Простирание субмеридиональное. В целом, рассматриваемые структурные планы по пластам имеют довольно спокойный характер. Структурные планы довольно четко сохраняются, что свидетельствует об унаследованном характере развития.

2.3 Строение залежей нефти

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 пропластков 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).

Пласт Ю11 испытан в 2 скважинах (№4, 12), скважина №4 оказалась за контуром нефтеносности. В скважине 12 пласт Ю11 опробован совместно с пластом Ю12-3. 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 3 мм 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, водо-нефтяной 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 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 до 56 м к сводовой части структуры.

В пределах внутреннего контура нефтеносности пробурено 14 скважин (16, 11, 58п, 14 р, 7, 56 р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9 р, 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 8 мм 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 водо-нефтяной 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 3 мм 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 Ндин – 735 м, что не противоречит принятому ВНК. По химическому составу (минерализация 8018 мг/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 Ндин –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 водо-нефтяной 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 (56 р, 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 56 р. 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. Водо-нефтяной 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) водо-нефтяной 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 Ндин – 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.

2.4 Свойства и состав нефти и нефтяного газа Хохряковского месторождения

Характеристика пластовых газонасыщенных нефтей Хохряковского месторождения изучена на образцах глубинных проб из скважин пласта ЮВ11-2-3 и пласта ЮВ2. Фракционный состав и физико-химические свойства разгазированных нефтей определены по данным анализа 18 проб из 13 скважин пласта ЮВ11-2-3 и 2 проб из 2 скважин пласта ЮВ2. Отбор и исследование нефтей пласта ЮВ1 проводились службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологии в период разведочных работ на месторождении (1974–1976 гг.). Глубинные и поверхностные пробы нефти пласта ЮВ2 исследовались при доразведке залежей службами институтов НижневартовскНИПИнефть и СибНИИНП (1986–1988 гг.). Обработка, систематизация и обобщение результатов комплексных исследований нетей и нефтяных газов с целью подготовки исходной информации для составления технологических схем разработки и обустройства месторождения выполнены сотрудниками отдела исследования нефтей и определения ресурсов газа СибНИИНП.

Глубинные пробы пластовой нефти отбирались из фонтанирующих скважин с помощью глубинных пробоотборников типа ПД-ЗМ и ВПП-300. Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39–112–80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти». Поверхностные пробы нефти отобраны с устья скважин, анализ проб выполнен по стандартным типовым методикам, обязательный перечень которых с указанием действующих ГОСТов приведен в документе ОСТ 39–112–80.

Компонентный состав нефтей и нефтяных газов исследован методами газо-жидкостной хроматографии на аппаратуре типа ЛХМ-8МД, ЦВЕТ-100 и ХРОМ-4. Концентрация компонентов пластовой газонасыщенной нефти определена по методу материального баланса на основании результатов анализа составов разделенных фаз.

Средние значения физических свойств пластовых нефтей в условиях пласта и при различных способах разгазирования представлены в таблице 2.1.

Как следует из данных таблицы 2.1. нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (830С). Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластовой и по разрезу изменяется в диапазоне от 7,3 до 12,5 МПа, причем степень недонасыщенности заметно выше у нефтей пласта ЮВ2. Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет 109 м3/т и 75 м 3/т соответственно для пластов ЮВ1 и ЮВ2. В условиях пласта и на поверхности нефти легкие и маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,9–1,0 МПа.с. Значение газового фактора, плотности выделившегося газа и разгазированной нефти при дифференциальном (ступенчатом) способе разгазирования приведены по отдельным скважинам и по залежам в целом в таблице 2.1.

В составе пластовых нефтей молярная концентрация метана составляет 21–27%, концентрация его гомологов группы С2Н6 – С5Н12 колеблется около 25%. Нефтяной газ метанового типа, относительно жирный. В зависимости от способа разгазирования пластовой смеси средняя молярная концентрация метана в газе меняется от 52 до 74%.

Несмотря на некоторые отличия (по данным анализов плотность нефти пласта ЮВ2 несколько выше), разгазированные нефти обеих залежей однотипны и однозначно характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с объемным содержанием светлых фракций до 3000С около 50%. Технологический шифр нефтей – 1 Т1П2.

Имеющаяся информация о температуре застывания разгазированных нефтей крайне ограничена и ее достоверность вызывает сомнения из-за присутствия воды в исследуемых пробах. Наиболее вероятная температура потери подвижности нефти – от минус 5 до плюс 20С, что может служить причиной осложнений при транспорте продукции скважин.

Ввиду отсутствия достоверной информации о реологическом поведении продукции скважин при различных режимах движения жидкости (экспериментальные исследования в период разведки и доразведки не проводились), вязкость и плотность водонефтяных смесей в зависимости от температуры определены с помощью расчетных методов на основании известных физико-химических свойств и фракционного состава безводных нефтей. Оценка величины вязкости выполнена для режима, при котором градиент скорости сдвига не ниже 200 С-1. Для уточнения реологических характеристик водонефтяных смесей в области пониженных температур (около 00С) рекомендуется в процессе опытно-промышленной эксплуатации выполнить комплекс лабораторных исследований реальных промысловых эмульсий с учетом фактических условий их движения.

В связи с тем, что разгазированные нефти пластов ЮВ1 и ЮВ2 однотипны и имеют близкие значения физико-химических параметров, характеристику водонефтяных смесей на стадии проектирования рекомендуется принять для месторождения в целом.

Приводимые в таблицах сведения о свойствах нефти и газа при дифференциальном разгазировании ориентированы на принципиальную схему обустройства, включающую термохимическую подготовку обводненной продукции скважин и следующие условия сепарации на ступенях:

1 ступень – давление 0,8 МПа, температура 130С;

2 ступень – давление 0,5 МПа, температура 400С;

3 ступень – давление 0,25 МПа, температура 150С;

4 ступень – давление 0,103 МПа, температура 150С.

Для составления технологической схемы разработки и обустройства месторождения в качестве исходных данных рекомендуется принять параметры нефти и нефтяного газа, определенные для условий дифференциального (ступенчатого) разгазирования пластовой газонасыщенной смеси. Численные значения параметров, приведенные к стандартным условиям (0,1 МПа, 200С), представлены в таблицах настоящего раздела.

2.5 Выводы по геологическому строению

1. Отложения горизонта ЮВ1 формировались в условиях флювиальной дельтовой равнины и характеризуются сильной лито-фациальной изменчивостью. Для пласта ЮВ11 характерна глинизация пород. Из-за ограниченности кернового материала судить об условиях формирования и характере распространения пласта ЮВ2 крайне сложно.

2. Коллекторами пласта ЮВ2 являются мелкозернистые, плохо отсортированные песчаники, с невысокими значениями глинистости и карбонатности, которые характеризуются низкими фильтрационно-емкостными параметрами. Среднее значение пористости составляет 15,1%, проницаемости – 2,1х10-3мкм2, водоудерживающей способности – 55,5%.

3. Наиболее неоднородными по своим гранулометрическим характеристикам являются отложения пласта ЮВ12. Коллекторами являются крупнозернистые алевролиты и мелко-, мелко-среднезернистые и среднезернистые песчаники. Алевролиты имеют подчиненное значение. Наибольшим распространением пользуются мелко-, мелко-среднезернистые песчаники среднеотсортированные с невысокой глинистостью и карбонатностью. Среднезернистые песчаники встречаются, в основном, в средней части пласта, имеют малую толщину и развиты в разрезе многих скважин в пределах нефтяной части залежи. При визуальном изучении керна в них удалось установить наличие зон ослабленной цементации, а при детальном микроскопическом описании в таких песчаниках наблюдались крупные поры, не заполненные или частично заполненные каолинитом, иногда сообщающиеся между собой. Такие песчаники характеризуются относительно высокими значениями коллекторских свойств (Кпр до 101.10-3мкм2). На месторождении выделена зона возможного развития таких песчаников. В процессе разработки месторождения в них будут формироваться трещины в связи с влиянием разнообразных гидродинамических процессов. Возможно, что это будет способствовать более быстрому освоению залежи.

4. Продуктивная часть пласта ЮВ11 сложена крупнозернистыми алевролитами, среднеотсортированными, с высоким содержанием пелитовой фракции до 19,6%, со средними значениями: пористости – 17,3%, проницаемости – 4,5.10-3мкм2, водоудерживающей способности – 49,5%.

5. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов ЮВ12 характеризуются следующими значениями: пористость от 10,9 до 24,3%. Проницаемость изменяется в пределах от 0,2.10-3мкм2 до 101.10-3мкм2.

6. Установлена зависимость проницаемости с гранулометрической характеристикой пород-коллекторов, в частности, с содержанием песчано-алевритовой фракции. С ее увеличением возрастает значение коэффициента проницаемости.

При проведении рентгеноструктурного анализа была установлена прямая связь между содержанием каолинита в цементе и проницаемостью. Содержание набухающих монтмориллонитовых пакетов в составе смешано-слойных глинистых минералов не более 30%, то есть набухаемость в породе не выше 0,2%. Это свидетельствует о том, что в процессе разработки их влияние на изменение фильтрационно-емкостных характеристик пласта будет минимальным.

3. Технологическая часть

3.1 Проектное решение по разработке месторождения

Хохряковское нефтяное месторождение открыто в 1972 году, введено в разработку в 1985 году на основании «Технологической схемы разработки», составленной СибНИИНП и утвержденной 18.05.1978 года протоколом ЦКР МНП №621. Промышленная нефтеносность связана с юрскими горизонтами ЮВ1 и ЮВ2, разрабатываемых совместно как единый эксплуатационный объект.

В основу проектных решений были положены сведения о бурении 15 разведочных скважин, 12 из которых располагались в пределах контура нефтеносности.

Первоначальные запасы утверждены в ГКЗ СССР в 1976 году (протокол №7697 от 29.09.1976 г.) и составляли:

·                   балансовые по категориям – С1 – 151,8 млн. т, С2 – 5.7 млн. т;

·                   извлекаемые по категориям – С1 – 48,6 млн. т, С2 1,8 млн. т.

Проектный коэффициент нефтеотдачи – 0,32.

Основные проектные решения утвержденного «Технологической схемой» варианта разработки следующие:

·                   выделение одного эксплуатационного объекта разработки – горизонта ЮВ1;

·                   общий проектный фонд скважин – 472, в том числе 269 добывающих, 123 нагнетательных и 80 резервных;

·                   размещение скважин по сетке 600 х 600 м с площадным заводнением;

·                   проектный уровень добычи нефти 1,7 млн. т/год;

·                   максимальная добыча жидкости 2,2 млн. т/год;

·                   максимальный объем закачки воды 3,4 млн. м3/год;

·                   давление на устье нагнетательных скважин – 14 МПа;

·                   давление на забое добывающих скважин – 15 МПа;

·                   диаметр эксплуатационных колонн – 146.

В 1986 году по предложению СибНИИНП, решением ЦКР МНП №1187 от18.02.1986 года, утверждено изменение площадной системы заводнения на трехрядную. Основной проектный фонд остался без изменения: 392 скважины, в том числе 295 добывающих и 97 нагнетательных скважин.

При проведении буровых работ в том же году был выделен и оконтурен горизонт ЮВ2. Протоколами ЦКГР п/о «Нижневартовскнефтегаз» (НВНГ) №№62 и 106 от 09.10.86 г. и 06.08.87 г., соответственно, принято решении о бурении дополнительных 11 скважин на этот пласт.

С целью сокращения объемов попутно добываемой воды и улучшения характеристик вытеснения СибНИИНП в 1988 году предложено пробурить на горизонт ЮВ1 дополнительно 88 скважин в зонах стягивающих рядов (протокол ЦКГР п/о НВНГ №140 от 15.02.88 г.).

В 1990 году на основании результатов геолого-промыслового анализа работы скважин и детальных технико-экономических расчетов СибНИИНП составлена «Дополнительная записка к технологической схеме разработки». В результате обоснования экономической целесообразности оптимизации плотности сетки скважин было рекомендовано бурение дополнительно 171 скважины, в том числе 88 утвержденных в 1988 г. (протокол №276 от 24.05.91 г.).

В процессе эксплуатации Хохряковского месторождения появились новые данные о фильтрационно-емкостных свойствах и распространении продуктивных горизонтов и пластов. Отмечается расширение контура нефтеносности горизонта ЮВ1 в восточной части месторождения. На Центральном и Северном поднятии выявлена новая залежь горизонта ЮВ2. В связи с этим в 1991 году был выполнен оперативный подсчет запасов по данным бурения 432 эксплуатационных и 22 разведочных скважин, по результам которого балансовые запасы в целом по месторождению по категории В + С1 увеличились на 27 702 тыс. т (на 17.9%), по категории С2 уменьшились на 56641 тыс. т и составили 103 тыс. т. Запасы по горизонту ЮВ2 определены по категории В + С1 в объеме 17195 тыс. т.

На основании пересчета запасов нефти и по результатам эксплуатации приконтурных скважин СибНИИНП принято решение об отмене бурения 10 и размещение 55 дополнительных скважин.

В 1992 году в связи с ужесточением работ скважин в природоохранных зонах на Хохряковском месторождении было принято решение об отмене бурения 5 скважин (протокол НГДУ «Нижневартовскнефть» от 05.11.92 г.).

В связи с неоднократным уточнением проектных решений и появлением дополнительной информации о геологическом строении продуктивных пластов специалистами СибНИИНП в 1994 – 95 гг. подготовлено «Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения». Основные проектные решения (протокол ЦКР №1877 от 20.09.1995 г.) принятого 2а варианта разработки (коэффициент нефтеизвлечения достигает 0.32) изложены ниже:

·                   общий проектный фонд скважин составляет 692 ед., в том числе 469 добывающих и 223 нагнетательных скважины;

·                   бурение новых скважин: 71 добывающая, 39 нагнетательных скважин основного и 121 скважина резервного фонда;

·                   предусмотрена интенсификация системы заводнения путем организации блочно-замкнутых элементов разработки;

·                   проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти из пробуренного фонда, включая кислотные обработки и дострел нефтенасыщенных толщин горизонта ЮВ2 в 84 добывающих и 59 нагнетательных скважинах;

·                   средняя плотность сетки скважин – 20,3 га/скв;

·                   проведение работ по гидроразрыву пласта (ГРП) на 94 скважинах;

·                   организация пробной эксплуатации горизонта ЮВ2 – на 35 добывающих скважинах основного, 20 скважинах резервного фонда и на 33 нагнетательных скважинах;

·                   проектный уровень добычи нефти – 1,97 млн. т/год;

·                   максимальный объем закачки воды 4,8 млн. м3/год;

·                   максимальная добыча жидкости 2,86 млн. т/год;

В связи с уточнением геологического строения горизонта ЮВ2, по согласованию с авторами проекта, были внесены изменения в схему размещения проектных скважин на этот объект. Отменено бурение 17 проектных скважин и предложено бурение 2 добывающих скважин резервного фонда в качестве уплотняющих на горизонт ЮВ1. Согласовано размещение 16 дополнительных скважин резервного фонда в районе скважины №71Р на пласт ЮВ1 (13 добывающих и 3 нагнетательные скважины).

В 2002 году ОАО «СибНИИНП» произведен пересчет запасов месторождения. По состоянию разведанности и за вычетом добычи на 1.01.2003 г. геологические запасы нефти Хохряковского месторождения оцениваются в количестве 248 980 тыс. т. по категории В+С1.

В это же время ЗАО «Тюменский Институт Нефти и Газа» выполнил работу «Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Хохряковского месторождения» [1] (протокол ЦКР №816-дсп от 21 марта 2003 г.), определяющую технологический КИН равным 0,331. Таким образом, запасы составили:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5