Файл: Геологопромысловая характеристика продуктивных отложений в связи с разработкой ЗападноМалобалыкского месторождения.docx
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 736
Скачиваний: 15
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.1 Физико-геогрфический очерк
Рис. 1 Обзорная схема района работ
1.2 Геолого-геофизическая изученность
Таблица 1. Геолого-геофизическая изученность
Рис. Временной разрез через центр Малобалыкского месторождения. Inline 330, структуры
2.1 Исходная информация по месторождению
Таблица 4. Распределение исследований ПГИ по пластам
2.2 Анализ освоения и разработки объекта ЮС2
Таблица 5 Результаты гидродинамических исследования скважин
Рис.8 Схема пространственного расположения залежей нефти. Объект ЮС2.
Таблица 11 − Входные показатели по скважинам. Объект ЮС2
Таблица 12 − Технологические показатели разработки. Западно-Малобалыкское месторождение. Объект ЮС2
Рис.12 Динамика технологических показателей. Объект ЮС2
Рис.13 Карта накопленных отборов. Объект ЮС2
Рис.14 Карта текущего состояния разработки. Объект ЮС2
Рис.15 Карта изобар 2017 г. Объект ЮС2
Рис. 16. Выкопировка с подсчетного плана пласта ЮС0 из ОПЗ 2017 г.
Таблица 17..Исходные характеристики расчетных вариантов разработки по объекту ЮС0
Таблица 18.Исходные данные и результаты расчетов по объекту ЮС0
Рис.17. Сопоставление фактических и проектных показателей. Объект ЮС2
2.2 Анализ освоения и разработки объекта ЮС2
По объекту ЮС2 один профиль притока снят в 2010 г. по скважине № 12Р. По выполненному промыслово-геофизическому комплексу при созданной забойной депрессии слабый приток жидкости отмечается из средней и подошвенной части перфорированного пласта ЮС2. Интервалы работают, скорее всего, нефтью через столб застойной воды. По данным комплекса Промыслово-геофизического исследования скважин, при прослеживании динамического уровня (водонефтяного раздела) определить общий дебит не представляется возможным из-за слабого притока и значительной газовой составляющей. По выполненным исследованиям при созданной депрессии нарушений эксплуатационного оборудования не выявлено. Коэффициент работающей толщины оценен в 0.16. Также в этой скважине проведен анализ технического состояния эксплуатационного оборудования в количестве трех исследований в 2010 году.
По первому исследованию (06.07.2010 г.) выявлено заколонное сообщение с ранее перфорированным (впоследствии изолированным цементным раствором) интервалом ачимовской пачки. По второму исследованию (23.07.2010 г.) отмечается циркуляция межтрубье- насосно-компрессорных труб. После устранения данного нарушения в работе оборудования провели третье Промыслово-геофизическое исследование (30.07.2010 г.). В 2013 году по скважине № 2009 проведено одно исследование.
За период 2001-2016 гг. всего было на месторождении проведено 674 исследования, из них 118 связаны с техническим состоянием эксплуатационной колонны, 484 – снятие профиля приемистости и 72 исследования по снятию профиля притока.
Охват фонда пробуренных добывающих скважин промыслово-геофизическими исследованиями по определению профиля притока составил примерно 20 %, по определению профиля приемистости было исследовано около 95 % нагнетательных скважин.
Методом неустановившихся отборов (кривой восстановления уровней) были проведены шесть исследований в четырёх скважинах, методом установившихся отборов (индукционный каротаж) – одно исследование в добывающей скважине № 2009. Нагнетательных скважин на этот пласт нет.
По результатам гидродинамических исследований скважин, проведенных в 2010-2012г (скважины №2009, 2008, 2010) получены следующие результаты:
- выявлена граница постоянного давления
- выявлена негерметичность фонтанной арматуры
- выявлен некорректная работа оборудования (замеры устьевым прибором).
Средние значения параметров полученные при исследованиях приведены в Таблице 5.
Таблица 5 Результаты гидродинамических исследования скважин
| Наименование | Количество | Интервал изменения | Среднее значение | |
| скважин | измерений | |||
| Пласт ЮС2 | ||||
| Нач. пластовое давление, МПа | 3 | 3 | 19.1-24.0 | 22.0 |
| Пластовая температура, 0С | 3 | 3 | 99 | 99 |
| Дебит нефти, т/сут | 3 | 3 | 2.8-21.6 | 9.1 |
| Обводненность, мас. % | 3 | 3 | 2.0-8.0 | 5.0 |
| Удел. продуктивность, м3/(м·сут·МПа) | 3 | 3 | 0.03-0.3 | 0.11 |
| Гидропроводность, Д·см/МПа·с | 2 | 2 | 0-2.6 | 1.3 |
| Проницаемость по нефти, мД | 3 | 3 | 0.3-3.1 | 1.3 |
Физико-литологическая характеристика.
Коллекторы пластов ЮС2 представлены песчаниками и алевролитами, имеющими зональный характер распространения. Они формировались в прибрежных и мелководных частях крупных пресноводных и опресненных водоемов в виде аккумулятивных песчано-алевритовых тел различной формы. Состав песчано-алевритовых пород чаще всего полимиктовый или аркозовый. Цемент в песчаниках глинистый или глинисто-сидеритовый порового типа. Породы характеризуются значительной литологической неоднородностью
, выражающейся в наличии многочисленных углисто-глинистых прослойков и тонкого переслаивания песчано-алевритовых прослоев различного грансостава.
Фильтрационно-емкостные свойства
Породы пласта ЮС2 характеризуются низкими коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами. Всего было отобрано 310 образцов керна, из них 140 образцов из скважины № 2010, 150 - из скважины № 701 и 20 образцов из скважины № 2014. Пористость по керну составляет от 1,0 % до
17,5 %, пористость по 310 образцам равна 9,4 %; проницаемость низкая и равна в среднем 1.8 мД по 310 образцам при диапазоне Кпр – от 0,1 до 87,2 мД; остаточная водонасыщенность измерена только методом центрифугирования и равна в среднем по 110 образцам 70,2 % при диапазоне 32,2 %-95,3 %.
Гистограммы распределения пористости (Кп), проницаемости (Кпр) и остаточной водонасыщенности (Кво) по керну представлены на рис. 4
 а) |  б) |
 в) | |
Рис.4 Распределения коэффициентов пористости (а), проницаемости (б) и остаточной водонасыщенности (в) по данным исследований керна.
Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по данным Геофизического исследования скважин
Пласт ЮС2 охарактеризован 196 определениями по данным геофизических исследований семь скважин. Открытая пористость варьирует в пределах от 10,1 % до 19,6%, составляя в среднем 14,0 %. Проницаемость имеет диапазон изменения от 0,4 до 27,9 мД при среднем значение 10 мД. Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности равно 0,45 д.ед. (0,04-0,78 д.ед.).
Ниже кратко иллюстрируются (рис. 5-7) фильтрационно-емкостные свойства пластов, полученные по результатам интерпретации геофизического исследования скважин.
Рис. 5 Распределение пористости по продуктивным пластам по данным геофизического исследования скважин.
Рис. 6 Распределение проницаемости по продуктивным пластам по данным геофизического исследования скважин.
Рис. 7 Распределение нефтенасыщенности по продуктивным пластам по данным геофизического исследования скважин.
Таблица 8 Распределение параметров Фильтрационно – емкостных свойств (результаты интерпретации геофизического исследования скважин.)
| Параметры, метод определения | Пласт ЮС2 | | ||
| - количество скважин | 7 | | ||
| - количество определений | 196 | | ||
| - минимальное значение, д.ед | 0.101 | | ||
| - максимальное значение, д.ед | 0.196 | | ||
| - среднее значение, д.ед | 0.14 | | ||
| 2 Коэффициент проницаемости | | | ||
| - количество скважин | 7 | | ||
| - количество определений | 196 | | ||
| - минимальное значение, м2 | 0.4 | | ||
| - максимальное значение, м2 | 27.9 | | ||
| - среднее значение, м2 | 10 | | ||
| 3 Коэффициент нефтенасыщенности | ||||
| - количество скважин | 7 | | ||
| - количество определений | 196 | | ||
| - минимальное значение, мД | 0.04 | | ||
| - максимальное значение, мД | 0.78 | | ||
| - среднее значение, мД | 0.44 | | ||