Дипломная (вкр): Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

Пласты АВ1(1) и АВ1(2) представлены сильно глинистыми песчаниками и алевролитами "рябчиковой структуры". Пласт АВ1(1) распространен не повсеместно и на большой площади замещен глинами. Пласт АВ1(2), за исключением пяти небольших участков в западной части площади, представлен коллекторами.

Залежь продуктивных пластов АВ1(3) и АВ2(1) - пластово-сводовая. В структурном плане она представляет собой (по изогипсе -1680 м) изометричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания с размерами 22 х 10 км и амплитудой 34 м. Пласты АВ1(3) и АВ2(1) в большинстве скважин можно дифференцировать глинистый прослой между АВ2(1) и АВ2(2) может достигать 8 м, но есть участки, где пласты сливаются в единый песчаный объект. Пласт АВ2(2) практически по всей площади является водоносным, только в пределах Центрального поднятия по данным ГИС имеются локализованные участки, интерпретирующиеся как нефтенасыщенные. Эффективные толщины горизонта АВ1(3)+ АВ2(1) варьируют в пределах 2,9 - 23 м и в среднем составляют 12,4 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины пачки приурочены к центральной части залежи и изменяются в тех же пределах, что и эффективные. Эффективные толщины пластов горизонта АВ1-2 по скважинам изменяются от 3,4 до 36,8 м, нефтенасыщенные - 1,2 - 27,9 м. Таким образом, следует отметить, что отложения продуктивных горизонтов, как правило, представляют собой сложно построенные в геологическом отношении тела.

.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях юрской - горизонт ЮВ1 (средняя глубина 2450 м) и меловой системы БВ10 (2250 м), БВ8 (2125 м), АВ1-2 (1730 м) отложений. В среднем для Центральной залежи ВНК проводится на отметках -2405-2410 м, а на северо-западе понижается до -2418-2424,3 м. Запасы нефти оценены

по категории В+С1 в количестве 10055 тыс.т - балансовые, 3069 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт БВ10 на Мыхпайской площади представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых разностей. При опробовании получены притоки нефти, ВНК принят на отметке -2206 м. Запасы нефти западной части залежи оценены по категории С2 в количестве 790 тыс.т - балансовые, 197 тыс.т - извлекаемые, центральной части залежи по категории В+С1 в количестве 23740 тыс.т - балансовые, 9456 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт БВ8 является одним из основных объектов разработки на Мыхпайской площади и отмечается высокой потенциальной продуктивностью пластов. Западная залежь - пластово-сводового типа, глубина залегания 2090 м. В плане залежь представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания с размерами 6 х 1,7 км при амплитуде до 24 м. ВНК принят на отметке -2103-2105 м. Центральная залежь, также пластово-сводового типа, является наибольшей по размерам и запасам, глубина залегания составляет 2070 м, высота 34 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по геолого-геофизическим разрезам скважин, вскрывшим горизонт БВ8, составляет 11,6 м. Запасы нефти горизонта оценены по категории А+В+С1 в количестве 48718 тыс.т - балансовые, 26690 тыс.т - извлекаемые, по категории С2 в количестве 5746 тыс.т - балансовые, 1142 тыс.т - извлекаемые.

Горизонт АВ1-2 на Мыхпайской площади представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Породы взаимно замещают друг друга на коротких расстояниях. Пласты группы АВ1-2 рассматриваются как единый объект разработки. Среднестатистический ВНК в целом по горизонту принят на отметке -1672 м. Эффективные толщины пластов горизонта АВ1-2 по скважинам изменяются от 3,4 до 36,8 м, нефтенасыщенные - 1,2 - 27,9 м. Запасы нефти пласта АВ1(2) оценены по категории С1 в количестве 43370тыс.т - балансовые, 10938 тыс.т - извлекаемые, пласта АВ1(3)+АВ2(1) по категории В+С1 в количестве 86780 тыс.т - балансовые, 30560 тыс.т - извлекаемые.

1.4 Гидрогеологическая характеристика

В разрезе месторождения выделяется пять регионально выдержанных водонефтегазоносных комплексов [12]. Все комплексы насыщены однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в отложениях сеномана. Юрский комплекс включает кору выветривания и песчано-глинистые породы тюменской свиты толщиной 200-250 м. Коллекторские параметры пород невысокие, многие скважины оказались «сухими» или в них получены слабые притоки (не более 1 м³/сут при низких динамических уровнях). Общая минерализация вод по данным, полученным на соседних площадях, составляет 30,9-33,2 г/л, тип воды хлоридно-кальциевый, сульфаты отсутствуют. Водорастворенные газы метанового состава, содержат тяжелые углеводороды до 8%, азота 2-4%, газонасыщенность 1500-1800 см³/л.

Берриас-валанжинский комплекс (ачимовская пачка) не испытывался. По аналогии с соседними площадями воды комплекса имеют минерализацию 28-30 г/л, хлоридно-кальциевого типа, водорастворенные

газы метанового состава, газонасыщенность 1100-1500 см³/л.

Характерная особенность температурного поля Самотлорского месторождения и прилегающих к нему площадей, в т.ч. Мыхпайской - отсутствие широко распространенной на других месторождениях связи температурных аномалий со структурными формами пород осадочного чехла. Через центральную сводовую часть структуры в направлении с юго-востока на северо-запад проходит полоса температурного минимума. Для водообеспечения используются водозаборные скважины, пробуренные в непосредственной близости от нагнетательной на пласты апт-альб-сеноманских отложений, извлекаемая вода из которых не требует дорогостоящей подготовки и используется в Западно-Сибирском регионе повсеместно. Закачка подземных вод предпочтительнее поверхностных, так как исключается отложение солей в скважинах и системах сбора и подготовки нефти, осадкообразование, снижение приемистости, негативное воздействие на коллекторские свойства пласта, не наблюдается коррозионное разрушение водоводов. Стабильная температура воды водозаборных скважин +25-40⁰С предотвращает замерзание водоводов в зимний период при вынужденной остановке скважин. Количество сульфат-восстанавливающих бактерий (СВБ) в пресной воде на порядок выше, чем в подземных водах.

.5 Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов

Пористость (открытая) коллекторов Мыхпайского месторождения определялась лабораторными методами по керну и по промыслово-геофизическим данным (ГИС). В качестве геофизического показателя для определения К_п использовались замеры потенциалов собственной поляризации. Построены зависимости К_n=f(). Для построения зависимости по юрскому пласту использовались материалы других месторождений. Средневзвешенные значения К_п, рассчитанные двумя методами (по керну и ГИС) не всегда совпадают при хорошей сходимости этих значений по одним и тем же интервалам. Для расчета использовались значения пористости, полученные по ГИС.

Проницаемость коллекторов определялась по данным ГИС, ГДИ (гидродинамические методы исследования) и по керновым анализам в лабораторных условиях.

По объектам АВ1-2, БВ8 преобладают коллекторы с проницаемостью более 100*10^-3 мкм² (частость 64% случаев по АВ1-2, 62% - по БВ8).

По объекту ЮВ1 характерно преобладание коллекторов с проницаемостью 0,23-0,3 мкм². Коллекторы с проницаемостью свыше 100*10^-3мкм² встречаются редко (частость 1,4%). Большинство образцов для пласта ЮВ1 изучены по водоносной части Мыхпайского месторождения (290 из 375 образцов). Средние значения коллекторских свойств по нефтяной и более изученной водоносной части пласта близки между собой (проницаемости соответственно равны 7,7 и 8,1*10^-3мкм² ) и это дает право использовать данные водоносной части для нефтяной.

Нефтенасыщенность коллекторов определялась несколькими методами: по определению остаточной воды в кернах (остаточная вода определялась центрифугированием); по данным ГИС; по методике слоистого коллектора (для пласта АВ1(2)-«рябчик»).

Результаты, полученные разными методами, имеют хорошую сходимость. Толщины пластов принимались по данным подсчета запасов нефти [2]. По пласту ЮВ1 эффективные толщины изменяются от 6,2 до 10,4 м, эффективные нефтенасыщенные - 6,0-6,7 м. По пласту БВ10 эффективные толщины изменяются от 0 до 4,8 м, эффективные нефтенасыщенные - 0-4,8 м. По пласту БВ8 эффективные толщины изменяются от 6,2 до 19,6 м, эффективные нефтенасыщенные - 0,6-14,3 м. Залежь в западной части примыкает к Мегионскому месторождению и отделяется от него узким прогибом шириной около 1 км.

.6 Физико-химические свойства флюидов

Физико-химические характеристики нефти, газа и воды изучались по поверхностным и глубинным пробам, отобранным из скважин в процессе их опробования и эксплуатации. Результаты исследования показали, что нефти продуктивных пластов легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые. Давление насыщения 8-10 МПа, газосодержание 57-104 м³/т в пластовых условиях при однократном разгазировании, 40-94 м³/т при условии промысловой сепарации. Разгазированные нефти по молярной массе изменяются в сторону ее уменьшения. Состав нефтяного газа для пластов различен (таблица 1.1 - 1.4).

Таблица 1.1

Свойства и химический состав воды Мыхпайского месторождения

.7 Состояние баланса запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти и растворенного газа, выполненный институтом СибНИИНП, с утверждением их ГКЗ СССР производился по месторождению трижды:

в 1965 г. утверждены балансовые запасы по категории С2 по залежам пластов группы АВ в количестве 21720 тыс.т, БВ8 -19960 тыс.т и ЮВ1-3960 тыс.т, суммарно- 45640 тыс.т .);

в 1974 г. - по категориям С1 и С2 по материалам 18 скважин по пластам АВ1(2), АВ1(3), АВ2(1), БВ8(1-2), БВ10(1), БВ10(2), суммарно С1+С2 в количестве 287007 тыс.т. - балансовые и 125288 тыс.т - извлекаемые (Протокол ГКЗ № 7249 от 30.10.74 г.) [1];

в 1986 г. балансовые запасы по сравнению с ранее утверждёнными увеличились по категориям В+С1 на 138960 тыс.т (122,6%) (Протокол ГКЗ № 10185 от 20.05.87 г.) [2,3]

Таблица 1.2

Состав пластовой нефти

Таблица 1.3

Компонентный состав нефтяного газа, %