Анализ эксплуатации горизонтальных скважин на Онбийском месторождении ЗАО “ТАТЕХ”.

     В рассматриваемых отложениях залежи нефти приурочены к 13 структурным  образованиям, которые отделены друг от друга незначительными прогибами. В ряде случаев структуры разных участков объединены

Характеристика  коллекторских свойств

и нефтенасыщенности

                                                                                                               Таблица 1.

Метод  определения	Наименование	Проницае- мость, мкм2	Пористость, доли  ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли  ед.

Турнейский ярус
Лаборатор-	Количество  скважн,шт	8	8	8
Ные исследо- вания керна	Количество  определений, шт	450	509	320
	Среднее  значение	0,213	0,125	0,607
	Коэффициент вариации,
	доли  ед.	2,07	0,23	0,19
	Интервал изменения	0,015-1,327	0,100-0,198	0,450-0,880
Геофизические исследования  скважин	Количество скважин, шт	82	82	82
	Количество  определений, шт	1041	1041	1041
	Среднее значение	0,116	0,117	0,777
	Коэффициент вариации, доли  ед
		0,78	0,16	0,20
	Интервал изменения	0,02-0,142	0,073-0,176	0,525-0,914
Гидродинамические иссле- дования скважин	Количество  скважин, шт	67
	Количество  определений, шт	128
	Среднее значение	0,113 (Cуп+мал) 0,047 (Скз+чр)
	Коэффициент вариации,
	доли  ед	0,70
	Интервал изменения	0,040-0,510
	Принятые при  проектиро-
	вании	0,113 (Cуп+мал)      0,12 0,047 (Скз+чр)		0,68
Бобриковский горизонт
Лабораторные исследо- вания керна	Количество  скважин, шт	2	7	-
	Количество  определений, шт	2	33	-
	Среднее  значение	0,069	0,191	-
	Коэффициент вариации,
	доли ед.	0,98	0,28	-
	Интервал изменения	0,023-0,136	0,114-0,270	-
Геофизические исследо- вания скважин	Количество  скважин, шт	34	34	34
	Количество  определений, шт	40	40	40
	Среднее значение	0,106	0,202	0,680
	Коэффициент вариации,
	доли  ед	0,88	0,143	0,12
	Интервал изменения	0,022-0,367	0,117-0,230	0,510-0,815
Гидродинамические исследования скважин	Количество  скважин, шт	8
	Количество  определений, шт	15
	Среднее значение	0,321
	Коэффициент вариации,
	доли  ед	0,59
	Интервал изменения	0,170-0,550
	Принятые при  проектиро-
	вании	0,321	0,20	0,68
Башкирский ярус
Лабораторные исследования керна	Количество  скважин, шт	17	8	8
	Количество  определений, шт	188	91	86
	Среднее значение	0,064	0,126	0,727
	Коэффициент вариации,
	доли  ед.	1,86	0,21	0,14
	Интервал изменения	0,001-0,533	0,091-0,219	0,490-0,830
Геофизические исследо- вания скважин	Количество скважин, шт	70	170	75
	Количество  определений, шт	324	324	319
	Среднее значение	0,068	0,128	0,704
	Коэффициент вариации,
	доли  ед	0,77	0,15	0,079
	Интервал изменения	0,018-0,328	0,075-0,184	0,580-0,828
Гидродинами- ческие  исследования скважин	Количество  скважин, шт	6
	Количество  определений, шт	8
	Среднее значение	0,097
	Коэффициент вариации,
	доли ед	0,20
	Интервал изменения	0,04-0,33
	Принятые при  проектиро-
	вании	0,097	0,13	0,73

Характеристика толщин пластов (горизонтов)                                                                                                       Таблица 2.
Толщины	Наименование	Зоны  пласта (горизонта)		По  пласту в целом
		нефтенос.	ВНЗ
1	2	3	4	5
Малевско-упинский горизонт
Общая	Средняя, м		14,4	14,4
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,540	0,540
	Интервал изменения, м		1,2-33,4	1,2-33,4
Нефтенасыщенная	Средняя, м		7,2	7,2
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,430	0,430
	Интервал изменения, м		1,2-13,8	1,2-13,8
Эффективная	Средняя, м		9,2	9,2
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,538	0,538
	Интервал изменения, м		1,2-24,6	1,2-24,6
Кизеловско- черепетский горизонт
Общая	Средняя, м		29,5	29,5
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,233	0,233
	Интервал изменения, м		1,0-39,0	1,0-39,0
Нефтенасыщенная	Средняя,		11,45	11,45
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,533	0,533
	Интервал изменения, м		1,0-36,0	1,0-36,0
Эффективная	Средняя, м		14,3	14,3
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,399	0,399
	Интервал изменения, м		1,0-36,0	1,0-36,0
Бобриковский  горизонт
Общая	Средняя, м	3,6	1,9	3,56
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,198	0,327	1,198
	Интервал изменения, м	0,6-23,0	1,0-2,7	0,6-23,0
Нефтенасыщенная	Средняя, м	1,97	1,3	1,95
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,478	0,362	0,478
	Интервал изменения, м	0,6-5,8	0,8-2,0	0,6-5,8
Эффективная	Средняя, м	2,7	1,9	2,67
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,040	0,327	1,040
	Интервал изменения, м	0,6-17,4	1,0-2,7	0,6-17,4
Башкирский  ярус
Общая	Средняя, м		24,3	24,3
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,354	0,354
	Интервал  изменения, м		5,6-47,2	5,6-47,2
Нефтенасыщенная	Средняя, м		8,1	8,1
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,616	0,616
	Интервал изменения, м		1,0-24,2	1,0-24,2
Эффективная	Средняя, м		11,2	11,2
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,436	0,436
	Интервал изменения, м		0,8-24,2	0,8-24,2

       Таблица 3.

одним контуром нефтеносности (участки 10, 11). Глубина  залегания кровли продуктивных отложений изменяется от 1031,3 м до 1358,0 м, что в среднем составляет 1170,2 м. По результатам интерпретации сейсмических

       исследований закартированы и установлены границы зон предвизейских врезов, амплитуда которых достигает в отдельных случаях более 50 м (скв.554). Две области развития врезов приурочены  к участкам 1, 2, 4 и 7 . Наличие этих зон подтверждено результатами бурения скважин , но полученная информация характеризует только незначительные по площади участки. В районе же седьмого участка оконтурены еще три врезовые зоны по данным только сейсмики. Аналогичная зона, небольшая по площади и имеющая шнурковый характер распространения, прослеживается на пятом участке. Она подтверждена бурением трех скважин 11266, 11268 и 11546, а горизонтальная часть ствола скважины  11541г. в карбонатных отложениях прошла терригенный коллектор, которым компенсирован интервал вреза. В целом структурный фон турнейского яруса отличается слабой изрезанностью, что повлияло на спокойные формы очертания залежей. Эксплуатационное бурение на участках 2, 3, 4, 5 и 7 практически не изменило форм и размеры структур, контуры которых были также получены по результатам сейсмических исследований. Исходя из этого, видимо можно высказать предположение о том, что вероятность подтверждаемости выявленных структур бурением будет иметь аналогичную успешность.

       Отложения турнейского яруса представлены переслаиванием плотных и пористых органогенно-обломочных нефтенасыщенных прослоев карбонатных пород. Это известняки коричневые, коричнево-серые в различной степени перекристализованные. Известняки имеют различные структурные формы образования: сгустковые, полидетритово-комковатые, мелкотонкозернистые. Среди основных структурных форм встречаются переходные разности, но в каждой из них обязательно присутствует органогенный дейтрит. Структура порового пространства - межформенная.

       В составе турнейского яруса условно  выделяют три продуктивных пласта коллектора: кизеловский, черепетский и малевско-упинский (сверху вниз). Условность обусловлена отсутствием надежной перемычки между ними, наличием незначительной вертикальной трещиноватости и поэтому, при едином ВНК, турнейские залежи характеризуются как массивные, как единый гидродинамический резервуар наиболее перспективный для горизонтального бурения.

                С другой  стороны,  выделение  продуктивных горизонтов связано  различием их коллекторских свойств.  При сравнительно близких значениях пористости, которая изменяется от 11,8 % по черепетскому до 13,7% по кизеловскому и малевско-упинскому горизонтам, соответственно, на порядок они отличаются по фильтрационным свойствам. По первым двум пачкам величина проницаемости составляет 0,012 мкм² и 0,003 мкм², соответственно, в то  время как по отложениям малевско-упинской пачки проницаемость равна 0,113 мкм². В этой связи очевидно выделение двух объектов разработки: кизеловско-черепетского и малевско-упинского. (табл.1)

       Продуктивные  коллекторы малевско-упинского горизонта присутствуют практически на всех участках, за исключением 10 и 11,  имеют незначительную площадь распространения. Общая толщина горизонта составляет 14,4 м. при этом средняя нефтенасыщенная по участкам изменяет от 6,5 (участок 9) до 9,7 м (участок 2), в целом по площади она равна 7,2 м. Доля коллекторов в разрезе (песчанистость) в среднем составляет 0,68. Пласты-коллекторы хаотично представлены по толщине от 1 до 10 пропластков связанных между собой,  в среднем на одну скважину приходится 4,8 пропластка. В некоторых случаях появляется возможность проследить отдельные пропластки от скважины к скважине.

       Кизеловско-черепетские  отложения являются доминирующими  по площади распространения, а также  по представительности в пределах этажа нефтеносности. Объект разработки представлен чередованием пористых нефтенасыщенных пропластков с плотными разностями. В пределах общей толщины пачки, средняя величина которой составляет 29,5 м, насчитывается в среднем до 9,7 пропластков, приходящихся на одну скважину, при этом доля нефтенасыщенных коллекторов в объеме всей пачки составляет 0,49, что  в 1,4 раза меньше коэффициента песчанистости нижележащего горизонта. По участкам площади продуктивных коллекторов существенно различаются от 620  до 7733 тыс.м². Аналогичная тенденция просматривается по средневзвешенным нефтенасыщенным толщинам, колебание которых составляет от 1,0  (участок 7) до  12,0 м (участок 3). Продуктивные пропластки существенно различаются по емкостным и фильтрационным свойствам. Лабораторные исследования по значительному количеству определений показали, что значение пористости изменяется от 10,0 до 19,8%, при среднем значении 12,5%, а проницаемости от 0,015  до 0,213 мкм^2. Аналогичные определения при интерпретации геофизических данных дают величины параметров несколько ниже. С учетом всей имеющейся информации для проектирования приняты: проницаемость - 0,047 мкм², пористость - 0,12, нефтенасыщенность - 0,68 .

       Интервал  залегания бобриковских терригенных  коллекторов характеризуется значительной зональной неоднородностью. На стадии существующей разбуренности площади, большая ее часть представлена зоной отсутствия коллекторов, которая перекрывает практически всю восточную часть залежи. Область развития  продуктивных коллекторов контролируется так же как и во всех предыдущих случаях незначительными структурными поднятиями. На участках  3 и 5  залежи нефти приурочены к литологически-экранированным ловушкам, а на  участках 1, 2, 4, и 7  залежи носят пластово-сводовый характер и имеют потенциал для бурения горизонтальных скважин.