Разработка скважин Бухарского месторождения
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
|