Гидродинамические исследования скважин на Северо-Хоседаюском месторождении

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Северо-Хоседаюского месторождения представлена в таблице 1.2

Таблица 1.1 - Состояние запасов нефти  на 01.01.2009 г.

 

Таблица 1.2 – Геолого–физическая характеристика продуктивного пласта

Параметры	D3fm III+IV
Cредняя глубина залегания, м	-2856,1
Тип залежи	массивная
Тип коллектора	карбонат
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	56000
Средняя общая толщина, м	54,2
Средняя эффект. нефтенасыщенная  толщина, м	24,9
Средняя эффект. водонасыщенная толщина, м	0
Пористость, доли ед.	0,1
Нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	-
Нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	0,86
Нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0,86
Проницаемость, мкм2	0,092
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,41
Расчлененность	7,8
Начальная пластовая температура, °C	65
Начальное пластовое давление, МПа	31,2
Вязкость нефти в пластовых  условиях, мПа·с	6,19
Плотность нефти в пластовых  условиях, т/м3	0,848
Плотность нефти в поверхностных  условиях, т/м3	0,878
Абсолютная отметка ВНК, м	-2909
Объемный коэффициент  нефти, доли ед.	1,063
Содержание серы в нефти, %	1,4
Содержание парафина в  нефти, %	9,07
Давление насыщения нефти  газом, МПа	7,0
Газовый фактор, м3/т	31,6
Содержание сероводорода, %	0
Вязкость воды в пластовых  условиях, мПа·с	0,70
Плотность воды в поверхностных  условиях, т/м3	1,121
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти	7,86
воды	4,19

Продолжение таблицы 1.2

Параметры	D3fm III+IV
породы	6,806
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,703

 

1.4 Состав и свойства  пород продуктивных пластов

Пласт D₃fm III-IV приурочен к рифогенным известнякам кровли нижнефаменского подъяруса и подошвы средне-верхнефаменского подъяруса, охарактеризован керном в 14 скважинах. Продуктивная толща представляет собой чередование известняков пористых, кавернозно-пористых, участками пористо-кавернозных и плотных, неравномерно трещиноватых. Коллекторами служат известняки водорослевые сферово-сгустковые и сгустково-сферовые, сгустково-комковатые, комковатые и строматолитовые, в подчиненном количестве включающие прослои известняков органогенно-обломочно-детритовых, тонкозернистых, участками онколитовых. Породы неравномерно перекристаллизованные, кальцитизированные, слабо доломитизированные, слабо глинистые (содержание нерастворимой примеси до 2 ÷ 3%), включают стилолиты, заполненные светло-коричневым битумом.

Лучшими коллекторскими свойствами обладают известняки водорослевые сферово-сгуствовые, сгустково-комковатые, комковатые, имеющие  высокую первичную пористость, что  послужило причиной для развития в них наиболее интенсивного выщелачивания. Данные разности известняков на 80 ÷ 90 % состоят из форменных компонентов, в различной степени гранулированных, перекристаллизованных. Сферы расположены, в основном, внутри сгустков. Сгустки и комочки состоят из пелитоморфного и тонкозернистого кальцита, отсортированы по размерам. Размер комков в мелкокомковатых разностях составляет 0,3 ÷ 0,5 мм, в крупнокомковатых - 0,5 ÷ 1,0 мм. Цементирующим материалом (10 ÷ 15%) служит кальцит разнокристаллический (от микро- до мелкокристаллического и средне-крупнокристаллический), участками кальцит и доломит. Типы цемента крустификационный и поровый.

Пустотное пространство представлено порами, кавернами и трещинами. Поры внутриформенные, межформенные и межкристаллические, округлой, овальной, изометричной, удлиненной, лапчатой, неправильной, сложной формы, сообщаются тонкими или расширенными выщелачиванием каналами. Размер пор  в сгустковых разностях известняков 0,02 ÷ 1,0 мм, в комковатых — 0,05 ÷ 1,0 мм, размер каверн – 1,0 ÷ 3,0 до 5 мм. Вторичные поры и каверны выщелачивания соединены открытыми трещинами шириной 15 ÷ 18 микрон. Трещины имеют повсеместное распространение, различную интенсивность развития и ориентировку, расширены выщелачиванием, вдоль их полостей развиты каверны. Наличие трещиноватости способствовало созданию участками сложных типов коллекторов: трещино-порового, трещино-каверного-порового и т.д.

В неэффективной части  пласта распространены известняки водорослевые сферово-сгустковые, сгустково-комковатые с базальным цементом (от 25% до 35%), детритово-шламовые, также известняки водорослево-пелитоморфные со сферами, комками, органогенным детритом и шламом. Известняки в разной степени глинистые, на периферийных участках с тонкими  прослоями аргиллитов известковистых, плотные с тонкими и мелкими  порами, редкими кавернами, расположенными в цементе изолированно друг от друга, участками трещиноватые, неравномерно перекристаллизованные и доломитизированные, кальцитизированные. Трещины осложнены  выщелачиванием, заполнены кальцитом  или темным глинистым материалом.

Покрышкой пласта служат плотные  глинисто-карбонатные отложения  средне-позднефаменского возраста, представленные известняками глинистыми, пятнисто-доломитизированными, с тонкими прослоями доломитов  и аргиллитов.

 

 

2. Состояние разработки месторождения

 

2.1 Текущее состояние разработки месторождения

Данные взяты из документа  «Проект пробной эксплуатации Северо-Хоседаюского месторождения». Настоящий проект пробной эксплуатации выполнен в связи с предстоящим вводом пребывающего в консервации Северо-Хоседаюского месторождения в разработку согласно выданной ООО «СК «Русвьетпетро» 08.09.2008 г. лицензии  НРМ № 00688 НР. При выполнении работы в качестве геологической основы приняты запасы, подсчитанные комплексной геологической экспедицией «Архангельскгеология» в 1990 г.

Северо-Хоседаюское месторождение, открытое в 1984 г. скв.1, в промышленную разработку не вводилось и до настоящего времени пребывает в консервации. Всего за период опытной эксплуатации скв.1, осуществлявшейся с 1984 г  по 1993 г  , из пласта D₃fm III+IV добыто  39 тыс.т безводной нефти.

Всего на месторождении  пробурено 19 скважин, из них 8 поисковых (скв.№№ 1, 2, 3, 4, 7, 11, 12, 33), 10 разведочных (скв.№№ 10, 18, 19, 21, 23, 24, 5, 14, 22, 26) и одна оценочная, законченная строительством позже остальных (скв.№ 30). Из общего числа скважин , 11 единиц (скв.№№ 1, 2, 3, 4, 5, 11, 12, 14, 22, 26, 33) или 58% пробуренного фонда, ликвидированы по различным  причинам. Остальные скважины находятся  в консервации (скв.№№ 7, 10, 18, 19, 21, 23, 24, 30).

 

2.2 Анализ режима разработки залежей

На дату составления  проекта пробной эксплуатации Северо-Хоседаюское  месторождение не разрабатывается. В период с 1983 по 1995 г.г. с целью поисков залежей углеводородов в отложениях перми-карбона, девона и силура, было пробурено 19 скважин. В настоящее время на месторождении 11 скважин ликвидированы, как выполнившие свое назначение и по техническим причинам, 8 скважин находятся в консервации. В период с 1984 г. по 1993 г. в опытной эксплуатации находилась одна скважина. За этот период по скв.№ 1 отобрано 39 тыс.т нефти. Эксплуатация проводилась с целью изучения режима нефтяной залежи, эксплуатационных характеристик, изменения устьевых и пластовых давлений. Перед вводом в опытную эксплуатацию были проведены гидродинамические исследования на скважине для определения продуктивности. Исследование на трех режимах прямого хода на штуцерах диаметрами 25, 3, 5 мм, результаты представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Результаты исследований скв.№ 1 в 1984 г.

№ п/п	Диаметр штуцера, мм	Дебит нефти, м3/сут	Газовый фактор, м3/м3	Давление, МПа
				Рзаб.	Ртр.	Рзат.	ΔР
1	25	209	н/з	259	0,42	1,35	5,5
	стат.	-	-	314	5,9	6,50	-
2	3,0	37	н/з	304	5,0	5,98	1,0
3	5,0	84	н/з	292	3,65	3,80	2,2

 

В мае 1989 г. были проведены текущие исследования скв.№ 1 на трех режимах прямого хода на штуцерах диаметрами 7, 9, 12 мм. Основные результаты исследования на продуктивность приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Результаты исследований скв.№ 1 в 1989 г.

№ п/п	Диаметр штуцера, мм	Давление, МПа				Дебит, м3/сут			Кпрод. м3/сут*МПа
		Ртр.	Рзат.	Рзаб.	ΔР	нефти	газа	пл.воды
	стат.	6,13	6,05	24,86	-	-	-	-	-
1	7,0	1,63	2,10	20,08	4,78	7,33	н/з	-	15,44
2	9,0	1,13	1,90	18,77	6,09	9,60	н/з	-	15,76
3	12,0	0,88	1,70	17,48	7,38	10,80	н/з	-	14,63
	стат.	6,0	5,97	24,86	-	-	-	-

 

продолжалась до 1993 г. Среднесуточный дебит нефти составлял 30,13 м³/сут при диаметре штуцера 3 мм, при этом буферное и затрубное давления соответствовали 3,4 и 3,6 МПа.

В настоящей работе ввод Северо-Хоседаюского месторождения  в разработку предполагает как вывод  скважин из консервации, так и  бурение новых добывающих скважин:

• в 2010 г. рекомендуется вывод из консервации 8 скважин с дебитом продукции 65 м³/сут. Кроме того намечается бурение 15 наклонных и одной вертикальной скважины с дебитом 70 ÷ 160 м³/сут;
• в 2011 г. предлагается бурение разведочной скв.№ 35, с целью уточнения геологического строения в северной части залежи, горизонтальной скв.№ 1301, двух вертикальных скв.№№ 1501, 11301 и 6 наклонных скважин. Дебит жидкости по скважинам предполагается на уровне 60 ÷ 120 м³/сут;
• в 2012 г. рекомендуется к бурению 8 наклонно-направленных скважин и одна вертикальная скв.№ 11201 с дебитом 60 ÷ 100 м³/сут;
• в 2013 г. намечается бурение 7 наклонных скважин и одной вертикальной скв.№ 1801 с дебитом 60 ÷ 100 м³/сут;
• в 2014 г. планируется пробурить 8 наклонных скважин и одну вертикальную скв.№ 1701 с дебитом 60 ÷ 90 м³/сут;
• в 2015 г. намечается бурение 7 наклонных и одной вертикальной скв.№ 1601 с дебитом 60 ÷ 80 м³/сут;
• в 2016 г. рекомендуется бурение 9-ти наклонных и одной вертикальной скв.№ 1901 с дебитом 60 ÷ 80 м³/сут;
• в 2017 г. планируется пробурить 5 наклонных скважин с дебитом 60 м³/сут.

Продуктивный  пласт Северо-Хоседаюского месторождения  характеризуется относительно большой  глубина залегания, низким газосодержанием, значительной разницей между пластовым  давлением и давлением насыщения  нефти газом. Для оценки возможности  фонтанирования скважин приведён расчёт фонтанного способа подъёма продукции, при различных давлениях на буфере скважин и обводнённости добываемой продукции в интервале 0 ÷ 100 %. Расчёт представлен в таблице 2.3 с рисунком 2.1. При расчетах характеристик фонтанирования диаметр насосно-компрессорных труб принят равным 73 мм и предполагается, что фонтанный лифт спущен до верхнего интервала перфорации продуктивного пласта. Исходя из проведенного расчета на безводной нефти и буферном давлении 1 МПа, скважины будут фонтанировать при забойном давлении до 25,4 МПа.

 

     Таблица 2.3 – Определение давления фонтанирования