Файл: Можно выделить две группы гтм по увеличению производительности скважин.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.04.2024
Просмотров: 28
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Залежь 1 расположена в северо-западной части площади. С севера-запада и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, с юго-запада и северо-востока - зонами выклинивания коллекторов пласта ЮК-10.
Залежь вскрыта скважиной №40. В результате испытаний в интервале глубин 2651-2662 м. (абс. отм.-2605,7-2616,7м) получен приток нефти 5,3 м3/сут. на штуцере 4 мм. Западнее, в скв.№39, получен при испытаниях приток воды. На основании сопоставления результатов, а также интервалов испытания скв.39 и 40 абсолютная отметка ВНК принята по нижним дырам перфорации в скв.№40 и составляет - 2616,7м.
Залежь 2 расположена в центральной части исследуемой площади. С северо-запада, востока и юга залежь ограничена линией ВНК, с запада и северо-запада - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами №433,431,400 и 408. Испытание скв.№433 проводилось с применением испытателя пластов в интервале глубин 2665-2750 м (абс. отм.-2624,8-2711,8м). В результате испытания получен приток фильтрата объемом 18,2 м3 при ∆р 11,7 МПа с нефтью. В скв.№431 получен приток нефти. Дебит составил 6,5 м3/сут. при Нд=1363 м [из интервала глубин 2622,7-2633,7м. (абс. отм. -2622,7-2633,7м)]. В скважине №408 получен приток 2,7 м3/сут при Нд=803 м. (абс. отм.2643,9-2648,9м), а из интервала глубин 2693-2696м приток воды- 7,4 м3/сут. Подошва продуктивного коллектора в скв.408 отбита на отметке -2654м.
На основании сопоставления результатов испытаний этих скважин и геофизических материалов, ВНК во второй залежи принят по отметке подошвы последнего нефтенасыщенного коллектора и составляет -2654 м.
Залежь 3 расположена в северо-восточной части исследуемой площади. С юга и юго-востока залежь ограничена линией ВНК, на северо-западе, севере, северо-востоке - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скв.№76,43,45,410,96. В скв.№43 и №45 пласт ЮК-10 испытан совместно с коллекторами тюменской свиты и отложениями палеозоя. Минимальная отметка кровли воды в скважинах №76 и №444 по геофизическим данным составляет -2664 м, что совпадает с отметкой нижней дыры перфорации в скв.№76.
Абсолютная отметка ВНК принята по отметке нижних дыр перфорации скв.№76 из интервала, давшего при испытаниях приток безводной нефти и составляет -2664м.
Залежь 4 с севера и запада ограничена линией ВНК, с востока и юга - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта. Залежь вскрыта скважинами 448 и 407, где пласт ЮК-10 испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК принята по нижним дырам перфорации в скв.№407 и составляет -2682м.
Залежь 5 расположена в южной части исследуемой площади. С севера она оконтурена линией ВНК, с запада и востока - линией выклинивания коллекторов шеркалинского горизонта, с юга - условной линией проведенной на 1 км южнее скв.№603, в которой пласт испытан раздельно. Абсолютная отметка ВНК приняты по абсолютной отметке нижней дыры перфорации указанного интервала и составляет -2587 м.
Наличие водоносных зон подтверждено испытаниями скважин №39,444, 423.
К востоку от условной линии подсчета (в районе скважин №437,450) на площади подсчета в Кальмановской зоне прослеживается часть основной залежи Талинской площади, запасы которой по категории С1 были подсчитаны институтом Укргпрониинефть в 1989 году. Контур залежи ограничен отметкой ВНК - 2608м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора (скв.№126 Талинской площади основной залежи). Этот участок залежи Талинской площади ограничен отметкой ВНК - 2608 м, которая является подошвой последнего продуктивного коллектора (скв.№126). Этот участок залежи Талинской площади скважинами в пределах Кальмановского прогиба не вскрыт, его площадь подсчитана по категории С2.
2.7 Гидрогеология
По геолого-геофизическим и гидрогеологическим данным в разрезе мезо-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района уверенно выделяются следующие водоносные комплексы, изолированные друг от друга непроницаемыми водоупорами:
.Толща континентальных песчано-глинистых отложений олигоцен-четвертичного возраста толщиной 150-250 м, которая содержит грунтовые и напорные пресные воды свободного водообмена. Этот комплекс имеет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. От нижележащих водоносных пород нижнего гидрогеологического этажа (зоны весьма затрудненного водообмена) определен мощной толщей (до 800м) глин турон-олигоценового возраста.
.Сеноман-альбский комплекс преимущественно алеврито-песчаных отложений (уватская свита и верхнеханты-мансийская подсвита) толщиной около 400 м содержит переливающиеся воды с минерализацией (по единичному анализу) 9,3г/м.. Величина притока воды при динамическом уровне сотни метров составляет десятки м3/сут. В составе воды содержание йода определено 7,6 мг/л, брома-23,9 мг/л. От нижележащих водосодержащих пород они отделены толщей глин нижнеханты-мансийской подсвиты мощностью порядка 150м.
.Комплекс песчано-алевритовых пород с прослоями глин верхневикуловской подсвиты. Общая толщина комплекса состовляет 150м. Водоносность комплекса недостаточна изучена. С учетом имеющихся данных по Красноленинскому своду комплекс содержит не переливающиеся напорные воды. Величина притока в скважину которых составляет чаще 1 м3/сут, а в отдельных скважинах достигает величин 50-100 м3/сут при динамическом уровне первые сотни метры. Величина минерализации вод описываемого комплекса 10-15 г/л, в воде содержится до 13-15 мг/л йода, 35-50 мг/л брома. Комплекс подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста.
.Комплекс песчано-глинистых отложений нижнесреднеюрского возраста (тюменская свита), включающий выветренную зону докембрийского фундамента. Толщина тюменской свиты, в пределах Восточно-Талинской площади колеблется, от 0 до 330 м. Толщина зоны выветренной достигает 65 м. Описываемый комплекс в районе Красноленинского свода характеризуется сложным строением и значительной изменчивостью коллекторских свойств отложений по разрезу и площади. При существующем качестве изученности достаточно затруднительно установить закономерности изменения параметров по всем показателям - зональности химического состава вод, величине притока флюида в скважину, степени гидравлической взаимосвязанности пластов и отдельных участков.
Притоки пластовых вод в процессе опробования скважин, в пределах Восточно-Талинской площади, получены из отложений тюменской и викуловской свит. Практически все пробы получены при опробовании объектов в колонне после вскрытия их перфорацией. Методика исследований была следующей
.Замеры пластовых давлений и температур в водоносных объектах.
.Замер удельного веса и дебитов воды в скважинах.
.Отбор глубинных и поверхностных проб воды, их химический анализ.
В соответствии с результатами анализа проб воды, на Восточно-Талинской площади, в шеркалинском горизонте распространены воды гидрокарбонатнонатриевого типа (по классификации В.А.Сулина) общая минерализация которых 8-10 мг/л.
Содержание йода в пробах колеблется от 7 до 11 мг/л, брома - 26-29 мг/л. Коллекторские свойства пластов ЮК-10 и ЮК-11 по площади неоднородны. Дебиты воды в процессе опробования скважин составляли 2,0-19,5 м3/сут. Низкие дебиты воды и невысокие концентрации компонентов, сложные климатические условия разработки месторождения позволяют сделать вывод о нецелесообразности извлечения в промышленных целях компонентов содержащихся в подземных водах.
Пластовые давления на площади замерялись в двух скважинах. В скважине 603 пластовое давление составляет 25,2 МПа, что на 0,6 МПа ниже условно гидростатического. Величины пластовых температур на Восточно-Талинской площади колеблются в пределах 97-121°С. Геотермический градиент изменяется от 1 до 6°С на 100м.
Пластовые воды Восточно-Талинской площади не могут рассматриваться в качестве их дальнейшего промышленного освоения. Не может быть самостоятельным образом реализовано и тепло пластового флюида из-за низких дебитов скважин.
Гидрогеологическая и гидродинамическая изученность «шнурковых» залежей шеркалинского горизонта соседней Талинской площади и их положение в пределах пластовой водонапорной системы Западной Сибири позволяют определить естественный режим их работы как упруго-водонапорный. Залежи нефти в пласте ЮК10 в пределах Восточно-Талинской площади относится также к типу «шнурковых». Размеры водонефтяной зоны значительно сокращены в сравнении с общими контурами залежей Роль напора законтурных вод, как фактора естественной пластовой энергии, понижена. В связи с неоднородностью толщины продуктивных пластов-коллекторов и изменчивостью их фильтрационно-емкостных свойств по площади, гидродинамическая связь между различными участками затруднена.
2.8 Свойства пластовых жидкостей
Отбор и исследование нефтей проведен институтом СибНИИНП, Центральной лабораторией Главтюменгеологии и службами производственного объединения Красноленинскнефтегаз.
Глубинные пробы нефти отбирались с помощью пробоотборников ВПП-300.Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».
Компонентный состав пластовых разгазированных нефтей и нефтяных газов
определялся методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-8МД, «Хром-5» и «Вариан -3700».
Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ выполнялся по стандартным типовым методикам. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.
Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (до 23 МПа) и высоких пластовых температур (до 105
С). Свойства нефтей в пределах залежей изменяются в широком диапазоне. (Таблица № 2.8.1.). Так, газосодержание от 140 м3/т до340 м3/т. Давление насыщение нефти газом по ряду скважин (около 30% от общего объема исследований) равно или выше пластового давления, что однозначно свидетельствует о наличии двухфазного потока как в зоне отбора, так и на забое скважин. Плотность разгазированной нефти невелика (780-825 кг/м
), что связано не только с индивидуальными свойствами нефти, но и выносом на поверхность конденсата, образующегося в пласте при фильтрации газонефтяной смеси в депрессионной воронке.На Талинском месторождении институтом УкрГипроНИИнефть в 1989 году была выполнена работа по подсчету запасов нефти и газа. За истекший период после проведения указанной работы по пластам были отобраны глубинные дополнительные пробы: ЮК10- в 49 скважинах, ЮК11- 4 скважинах. В связи с этим произошли изменения в подсчетных параметрах.
По данным СибНИИНП (глубинные пробы) для участков легкой нефти (32 скважины) газовый фактор составил 305м
/т, объемный коэффициент 1,887, плотность разгазированной нефти 799кг/м3.