Отчет по практике: Разработка скважин Бухарского месторождения
Отчет по практике: Разработка скважин Бухарского месторождения
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
В геологическом строении Бухарском месторождении принимают участие девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.
В тектоническом отношении месторождение расположено на северном склоне Южно-Татарском своде. С запада оно ограничено узким и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим сводную часть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких, вытянутых в меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоков фундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.
Приуроченность района месторождения к прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы предопределяет заметное изменение структурных планов отложений верхнего девона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствует структурные слабовыраженные террасы и прогибы. Более сложный структурный план имеют вышележащие отложения, которым характерны четкие, линейно-вытянутые валообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованного структурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в виде рифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структуры облегания – Верхнее-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этих структур по кровле турнейского яруса достигают 65-70м. В основном для Бухарского месторождения характерными локальными элементами являются малоамплитудные поднятия III порядка. В пределах площади месторождения поверхность турнейского яруса осложнена «русловыми» врезовыми зонами, выделенными по результатам детализационных работ МОГТ в Заинском районе сейсморазведочной партии 9/96, которые были, в основном, подтверждены фактическим бурением 1997-2000 г.г.
Основой для структурных построений послужили результаты детализационных работ МОГТ Бухарской сейсморазведочной партии 9/96 в Заинском районе.
По разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне.
Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского и бобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Всего выявлено 47 залежей нефти, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структурой. Промышленные скопления нефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу-вверх), как Д1-в, Д1-б и Д1-а, сложенными песчаниками и алевролитами. Пласты Д1-а, Д1-б рассматриваются как один объект - Д1-а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются или имеют маломощные глинистые перемычки толщтной 0,8-1,2 м. Пласт Д1- выделяет как самостоятельный объект с собственным ВНК.
Д1-в представлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает в подошвенной части пашийского горизонта на глубине 1741,6 м, четко коррелируется по материалам ГИС и отделяются от пласта Д1-а+б перемычкой толщиной в 4,6 м. Тип коллектора – поровый. Нефтеносность пласта Д1-в по площади имеет ограниченное распространение. К нему приурочено всего 2 залежи на самом юге и одна в средней части месторождения. В 13 скважинах по материалам ГИС установлена нефтеносность, в 10 из них проведено опробование, дебиты нефти в которых варьируется от 0,3 до 22,1 т/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 0,6 до 2,8 м. Пласт Д1-в подстилается, в основном, подошвенной водой. Во многих скважинах вскрыт непосредственный ВНК, контуры нефтеносности проведены по усредненным значениям отметок ВНК по скважинам с учетом нижних дыр перфорации.
Пласт Д1-а+б развит повсеместно нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общего пробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до 2,4 м.
Всего выявлено 13 залежей нефти, приуроченных к сейсмоподнятиям III порядка. Залежи небольшие по размеру и высоте. Семь из них вскрыты только одной скважиной. Тип залежей – пласто-сводовый. ВНК вскрыт в 38% скважин, в которых установлена нефтенасыщенность. В связи с этим контуры нефтеносности в 3-х залежах проведены в соответствии с положением ВНК, определенным по ГИС и результатам опробования, в остальных только по абсолютной отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя. Погружение структур наблюдается в северном направлении. Абсолютные отметки ВНК, по которым проведены контуры залежей, изменяются с юга на север от –1496 до –1508,7 м. Контуры залежей в районе скважин 736, 785, 788, 790 и 793а перетерпели изменение по данным НВСП МОВ. Залежь нефти в районе скв.790 (Верхне-Налимовское поднятие) резко изменила ориентацию с субмеридионального направления по результатам сейсмоисследований на северо-восточное по результатам НВСП МОВ. Размеры залежи уменьшились вдвое. Залежь нефти в районе скв.736 изменила направление с северо-западного на северо-восточное, размеры ее увеличились незначительно. На залежах нефти, приуроченных к Восточно-Бухарскому поднятию (район скв.793а) и в районе скв.788, запасы нефти по которой не были утверждены в ГКЗ РФ, площадь нефтеносности увеличилась в два раза. Залежь нефти в районе скв.785 с северо-запада ограничена линией тектонического нарушения, выявленной по НВСП, за которой выявлен сброс на 5 метров по вертикали. Залежь ограничена линией сброса, являющейся в данном случае экраном. Размеры залежи уменьшились в 4 раза. Поэтому после проведения предложенных авторами работ по управлению сети сейсмопрофилей на некоторых участках месторождения, переобработки всего имеющегося материала по сейсмоисследованиям, проведения НВСП МОВ в скважинах, предложенных в главе доразведки, необходимо уточнить запасы нефти по месторождению в соответствии с полученными результатами.
Общая толщина отложений пашийского горизонта составляет в среднем 22,8 м, эффективная нефтенасыщенная 1,9 м, что соответственно отражается на коэффициенте песчанистости – 0,071, а коэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части – 0,631. Коэффициент расчлененности равен 4,067.
Выше по разрезу на глубине 1734,2 м залегают продуктивные отложения кыновского горизонта, приуроченные к пласту Д0-в. Коллектор представлен, в основном, алевролитами, реже песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми. Тип коллектора поровый.
Пласт Д0-в развит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти, которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25 скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д0-в опробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1,3 до 19,2 т/сут. Тип залежей – пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контуры нефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии с гипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. В четырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка.
Общая толщина кыновского горизонта изменяется от 13,8 до 23,6 м, составляя в среднем 19,3 м. Количество пропластков 1 – 4, коэффициент расчлененности – 1,852. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков варьирует в пределах 0,6 – 0,62 м, средняя равна 2,2 м. Коэффициент песчанистости составил 0,712. Толщина непроницаемого прослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая – 0,6-1,4 м.
1.2 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).
Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (50,1% - 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0 – 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 – 7,1%). Известковистость колеблется от 0,1 до 3%.
Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках – поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9 – 20,4%, проницаемость 118,3 – 644,5*10-3мкм2.
Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43,6-63,7%), средне- и сильнопесчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые (2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость – от 9,6 до 109,9*10-3мкм2.
Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. – 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатам гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, как наиболее представительное (46 скв. – 151 определение), которое равно 0,13 мкм2. Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм2.
Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Пашийские отложения характеризуются в целом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части – 0,631. На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8 м, суммарная нефтенасыщенная – 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины (10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам с подошвенной водой.
Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.
Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости – 19,6%, нефтенасыщенности – 74,3%, проницаемости – 0,126 мкм2, представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная – 2,2 м, эффективная – 3,0 м. Коллекторы харак-тся высокой неоднородностью расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости – 0,712. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».
Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых – 39 проб, поверхностных – 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно.
Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице
Таблица 1 Физико-химические свойства
| Наименование | Пашийский горизонт | |||
| Кол-во исследованных | Диапазон | Среднее | ||
| скважин | проб | изменения | значение | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Нефть | ||||
| Давление насыщения газом, МПа | 4 | 7 | 4.4-9.5 | 7,56 |
| Газосодержание, при однократном | ||||
| разгазировании, м3/т | 4 | 7 | 32.77-60.2 | 57,6 |
| Объемный коэффициент при однократном | ||||
| разгазировании, доли ед. | 4 | 7 | 1.1060-1.1700 | 1,1411 |
| Плотность, кг/м3 | 4 | 7 | 804.3-865.0 | 815,4 |
| Вязкость, мПа*с | 4 | 7 | 7.32-9.12 | 6,6 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном | ||||
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 2 | 2 | 1,1078 | 1,1078 |
| Пластовая вода | ||||
| Продолжение таблицы 1 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Газосодержание, м3/т | 0.25-0.42 | 0,335 | ||
| в т.ч. сероводорода, м3/т | н.о. | н.о. | ||
| Объемный коэффициент, доли ед. | 0,9987 | |||
| Вязкость, мПа*с | 30 | 30 | 1.73-1.95 | 1,84 |
| Общая минерализация, г/л | 30 | 30 | 230.89-291.82 | 269,01 |
| Плотность, кг/м3 | 30 | 30 | 1167.0-1190.0 | 1182,67 |
| Кыновский горизонт | ||||
| Нефть | ||||
| Давление насыщения газом, МПа | 6 | 14 | 4.5-9.1 | 7,25 |
| Газосодержание, при однократном | ||||
| разгазировании, м3/т | 6 | 14 | 42.8-68.0 | 59,28 |
| Объемный коэффициент при однократном | ||||
| разгазировании, доли ед. | 6 | 14 | 1.1131-1.1680 | 1,1501 |
| Плотность, кг/м3 | 6 | 14 | 810.0-860.0 | 823,1 |
| Вязкость, мПа*с | 6 | 14 | 4.95-8.51 | 5,45 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном | ||||
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 1 | 3 | 1,1387 | 1,1387 |
| Газосодержание, м3/т | 0.25-0.42 | 0,335 | ||
| в т.ч. сероводорода, м3/т | н.о. | н.о. | ||
| Объемный коэффициент, доли ед. | 0,9987 | |||
| Вязкость, мПа*с | 30 | 30 | 1.73-1.95 | 1,84 |
| Общая минерализация, г/л | 30 | 30 | 230.89-291.82 | 269,01 |
| Плотность, кг/м3 | 30 | 30 | 1167.0-1190.0 | 1182,67 |
| Бурегский горизонт | ||||
| Нефть | ||||
| Давление насыщения газом, МПа | 1 | 2 | 7 | |
| Газосодержание, при однократном | ||||
| разгазировании, м3/т | 1 | 2 | 50,7 | |
| Объемный коэффициент при однократном | ||||
| разгазировании, доли ед. | 1 | 2 | 1,124 | |
| Плотность, кг/м3 | 1 | 2 | 826,3 | |
| Вязкость, мПа*с | 1 | 2 | 7,39 | |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном | ||||
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 1 | 2 | 1,1129 | |
| Пластовая вода | ||||
| Газосодержание, м3/т | 0.1-0.13 | 0,12 | ||
| в т.ч. сероводорода, м3/т | н.о. | |||
| Объемный коэффициент, доли ед. | 0,9989 | |||
| Вязкость, мПа*с | 1 | 1,74 | ||
| Общая минерализация, г/л | 1 | 209,77 | ||
| Плотность, кг/м3 | 1 | 1168 | ||
| Турнейский ярус | ||||
| Нефть | ||||
| Давление насыщения газом, МПа | 3 | 8 | 4.95-5.05 | 4,99 |
| Газосодержание, при однократном | ||||
| разгазировании, м3/т | 3 | 8 | 16.6-20.6 | 18,6 |
| Объемный коэффициент при однократном | ||||
| разгазировании, доли ед. | 3 | 8 | 1.056-1.060 | 1,058 |
| Плотность, кг/м3 | 3 | 8 | 853.93-854.0 | 853,9 |
| Вязкость, мПа*с | 3 | 8 | 10.69-15.9 | 13,3 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном | ||||
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 3 | 8 | 1,0475 | 1,0475 |
| Продолжение таблицы 1 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Пластовая вода | ||||
| Газосодержание, м3/т | 0.20-0.25 | 0,225 | ||
| в т.ч. сероводорода, м3/т | н.о. | |||
| Объемный коэффициент, доли ед. | 0,9982 | |||
| Вязкость, мПа*с | 1 | 1 | 1,69 | |
| Общая минерализация, г/л | 1 | 1 | 236,05 | |
| Плотность, кг/м3 | 1 | 1 | 1161 | |
| Бобриковский горизонт | ||||
| Нефть | ||||
| Давление насыщения газом, МПа | 3 | 8 | 1.6-4.5 | 2,46 |
| Газосодержание, при однократном | ||||
| разгазировании, м3/т | 3 | 8 | 5.03-11.38 | 1,0216 |
| Объемный коэффициент при однократном | ||||
| разгазировании, доли ед. | 3 | 8 | 1.0140-1.0282 | 1,0216 |
| Плотность, кг/м3 | 3 | 8 | 895.0-907.0 | 905,9 |
| Вязкость, мПа*с | 3 | 8 | 28.91-88.43 | 55,54 |
| Объемный коэффициент при дифферен-ном | ||||
| разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 3 | 8 | 1,0001 | 1,0001 |
| Пластовая вода | ||||
| Газосодержание, м3/т | 0.08-0.12 | 0,1 | ||
| в т.ч. сероводорода, м3/т | н.о. | |||
| Объемный коэффициент, доли ед. | 0,998 | |||
| Вязкость, мПа*с | 2 | 2 | 1.71-1.72 | 1,71 |
| Общая минерализация, г/л | 2 | 2 | 235.27-260.80 | 248,04 |
| Плотность, кг/м3 | 2 | 2 | 1164.0-1165.0 | 1164,5 |
1.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда
