Продуктивные пласты - Использование гидравлического разрыва пласта при добыче нефти

Комплекс БВ8 в пределах контура нефтеносности вскрыт 92-мя разведочными и поисковыми скважинами и 3207 эксплутационными, пробуренными на этот и нижележащие пласты. Залежь ограничена с запада, юга и частично с востока линией глинизации коллекторов. В структурном плане горизонт приурочен к наклонной поверхности и погружается в восточном и северо-восточном направлении. С севера и востока она контролируется линией ВНК, который установлен на абсолютной отметке - 2657 - 2666 м. Вся площадь водонефтяного контакта находится на северном склоне Большекотухтинского поднятия между границами замещения продуктивного комплекса непроницаемыми породами. Ширина межконтурной зоны составляет 4,0 - 7,5 км, а доля ее по отношению к площади всей залежи - 7,5 %. Эффективная нефтенасыщенная толщина по площади составляет в среднем - 8,0 метров. Большая часть площади нефтеносности (95%) является чисто нефтяной зоной. Водонефтяная зона залежи имеет небольшие размеры - 15% от площади залежи, приурочена к северной части месторождения. Пласт БВ8 освоен и находится в разработке. При испытании разведочных скважин были получены притоки нефти дебитами от 0,3 м3/сут (скважина № 2П, динамический уровень 1115 м) до 179 м3/сут (скважина № 24П, штуцер 8 мм). Притоки были получены с глубин, соответственно, 2635,6 - 2743,2 м (абсолютная отметка минус 2538,1 - 2645,7 м) и 2620,6 - 2663,2 м (абсолютная отметка минус 2535,6 - 2578,1 м). В целом, горизонт БВ8 характеризуется очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35 %, проводимости 238,8 %, что в 2 - 3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям месторождений Нижневартовского и Сургутского сводов. Крайне высок показатель прерывистости пласта. В целом разрез относится к регрессионному типу. Песчанистость и проницаемость уменьшаются от кровли к подошве. В связи со значительными размерами простирания нефтеносного коллектора горизонта БВ8 и изменчивостью его свойств по площади, характеристика толщин, коллекторских свойств, неоднородности дается по восточной, центральной и западной частям месторождения. Песчанистость гидродинамически связанной зоны в пределах центральной части изменяется от 0,57 до 0,82, в среднем составляя 0,71. Толщина колеблется от 6,3 м до 16,6 м, составляя в среднем 11,0 м, средняя эффективная толщина равна 7,9 м. Расчлененность связанной зоны равна 3,903, причем минимальная равна 1,0, а максимальная - 4,6.

Характерной особенностью центральной части гидродинамически связанной зоны является то, что в разрезе пласта значительную долю составляют пропластки толщиной более 6 метров. Они занимают 25 % объема коллекторов пласта БВ8. В целом литотип "монолиты" составляет 48 % от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. Тонкие пропластки (литотип "тонкослоистые"), толщиной до 2 м, составляют 26 % объема коллекторов и на литотип "полумонолиты" с толщиной пропластков от 2 до 4 м приходится 26 % от всего объема.

Таблица 1 - Геолого-физическая характеристика пласта БВ8

Параметры

Пласт БВ8

Средняя глубина залегания, м

2765

Тип залежи

Массивная,

Литологически

Экранированная

Тип коллектора

Терригенный,

Поровый

Средняя нефтенасыщенная толщина эффективная, м

8,1

Пористость пород, %

19,2

Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.

0,614

Проницаемость по керну, мкм2

0,026

Коэффициент расчлененности, доли ед.

8,2

Начальная пластовая температура, 0С

82

Начальное пластовое давление, МПа

27,9

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с

0,867

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

771

Плотность нефти, кг/м3

842

Давление насыщения нефти газом, МПа

7,2 - 10,7

Газосодержание нефти, м3/т

53 - 77

Центральная часть связанной зоны характеризуется значительной долей низко проницаемых коллекторов. Проницаемость по ГИС до 0,05 мкм2 имеют почти 50 % от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. В реальности же пропластки с такой проницаемостью являются либо не коллекторами, либо содержат в ограниченной степени подвижные запасы нефти. Непроницаемые коллектора (0,02 - 0,2 мкм2) занимают 15 % объема зоны, высокопроницаемые коллектора - 34 объема. Причем коллектора с проницаемостью свыше 0,7 мкм2 занимают 21 % объема коллекторов всей гидродинамически связанной зоны. Средняя проницаемость по гидродинамически связанной зоне равна 0,151 мкм2. Сравнивая показатели коллекторских свойств, можно отметить, что центральная часть гидродинамически связанной зоны представлена лучшими коллекторами Повховского месторождения. Песчанистость прерывистой зоны в пределах центральной части месторождения изменяется от 0,36 до 0,51, составляя в среднем 0,39. Проницаемость зоны в среднем равна 0,07 мкм2, причем проницаемость монолитов прерывистой зоны выше проницаемости тонкослоистого коллектора почти в 2 раза, что существенно влияет на выработку запасов прерывистой зоны. Низкопроницаемый коллектор занимает 52 % от объема всей 2-й зоны; проницаемость от 0,02 до 0,2 мкм2 имеют 21 % коллекторов и высокопроницаемые коллекторы занимают 27% объема прерывистой зоны. Расчлененность прерывистой зоны равна 6,278, расчлененность на 1 м продуктивной части разреза равна 0,676. Средняя эффективная толщина прерывистой зоны в центральной части горизонта БВ8 составляет 9,3 м. Основная доля коллектора прерывистой зоны содержится в пропластках толщиной от 0 до 3 м - 70% объема пласта БВ8. На долю тонкослоистого коллектора (толщина пропластков не превышает 2 м) приходится 85% объема продуктивной части прерывистой зоны, а на монолиты, соответственно, только 15%, причем 8% из них приходится на пропластки толщиной более 6 м. В восточной части месторождения запасы нефти составляют:

    - по гидродинамически связанной зоне - 16% от запасов зоны в целом; - по прерывистой зоне - 26% от запасов зоны; - по горизонту - 35% от запасов горизонта в целом.

Можно сказать, что средние показатели по западной части месторождения несколько выше, чем по восточной. Эффективная толщина коллектора по всему разрезу горизонта БВ8 на западе равна 10,7 м, а на востоке - 8,3 м. Общие толщины также выше в западной части и составляют 28,3 м, против 20,7 м в восточной части. Значения песчанистости примерно равны. Так, по гидродинамически связанной зоне в восточной части коэффициент песчанистости равен 0,65 и 0,64 - в западной, и по прерывистой зоне - 0,33 против 0,32 соответственно. По проницаемости наблюдается более существенное различие. Так, по гидродинамически связанной зоне на востоке месторождения средняя проницаемость равна 0,138 мкм2, а на западе 0,323 мкм2. Особенно отличаются проницаемости монолитов и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 0,215 мкм2, а полумонолитов - 0,192 мкм2, тогда как в западной части 0,128 мкм2 и 0,865 мкм2 соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 0,062 мкм2, а на востоке 0,071 мкм2.

Коллекторские свойства пласта БВ8 Повховского месторождения определяются по данным лабораторных исследований керна и гидродинамических исследований скважин. Исследования показали, что продуктивный горизонт БВ8 неоднороден как по разрезу, так и по площади. По разрезу происходит ухудшение коллекторских свойств к подошве, а наличие глинистой перемычки толщиной 3 - 5 м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ8. Пласт БВ8 основной, содержит до 80% месторождения. Залегает повсеместно, общая толщина 17,6 - 26,6 м. Верхняя часть пласта 10 - 16 м монолитна с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя - тонкое чередование проницаемых и плотных непроницаемых пород. На территории месторождения из шести выявленных залежей продуктивного пласта ЮВ1 в стадии промышленной разработки находится залежь в районе скважины №100. Остальные залежи пласта ЮВ1 не разрабатываются. Залежь район скважины № 100 расположена на северной части месторождения и является основным объектом разработки, наибольшая по площади и основная по запасам. Морфология залежи определяется структурной картой поверхности кровли, поверхностью подошвы пласта и поверхностью ВНК на абсолютной отметке минус 2875 м. Размеры залежи в плане составляют 17,0 х 10,5 км, высота 40 м. Длинная ось залежи ориентирована с юго-запада на северо-восток. Дебиты нефти при испытании скважин составили от 0,7 до 130,0 м3/сут по разведочным скважинам и от 1,8 до 11,0 м3/сут по ксплуатационным. Эффективная толщина пласта в скважинах меняется от 0,8 до 21,6 м, или в среднем - 9,3 м.

Похожие статьи




Продуктивные пласты - Использование гидравлического разрыва пласта при добыче нефти

Предыдущая | Следующая