Характеристика объекта разработки на участке бурения горизонтального ствола

Федоровское многопластовое месторождение расположено в Сургутском районе Тюменской области в 25−30 км на северо-востоке от г. Сургута.

В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского метоморфизированного фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла. Основные запасы нефти приурочены к нефтегазоносным пластам АС₄, АС₅₋₆, АС₇₋₈ готерив-барремского возраста и нефтеносным пластам БС₁, БС₁₀ (валантин-готеривского возраста).

Пласт АС₇₋₈ представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин. Мощность пласта 10−20 м. Высота залежи 8 м, ВНК принят на абсолютной отметке 1822 м. Пористость 24%, проницаемость до 150 мД. Пластовое давление 189−190 атм. Пластовая температура 56 С. Газовый фактор 53 м³/м³. Удельный вес нефти 0.887 г/см³. Залежь нефтяная, пластовая, сводовая с возможными литологическими экранами вблизи ВНК, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта АС₅₋₆ распространена в пределах всего месторождения. Пласт сложен чередующимися песчаниками, алевролитами, глинами и карбонатными породами. В свободных частях поднятий нефтяная залежь имеет газовые шапки. Открытая пористость изменяется в интервале от 24 до 28% и в среднем по пласту составляет 25.2%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне: от 4.9 до 170 310^-3 мкм². Сверху вниз по разрезу отмечается увеличение зернистости терригенного материала, уменьшение глинистости и, как следствие, повышение коллекторских свойств. Высота залежи 40 м. ВНК принят на отметке 1822 м., ГНК-1808−1812 м. Пластовое давление 189 атм. Пластовая температура 52 С, газовый фактор 53.4 м³/м³. Удельный вес нефти 0.878г/см³. Залежь газовая с нефтяной оторочкой, пластовая, с коллекторами порового типа.

Залежь пласта АС₄ распространена в пределах всего месторождения. Коллекторами нефти и газа являются мелкозернистые песчаники и средне-крупнозернистые алевролиты, переслаивающиеся с глинами и карбонатными образованиями. Перекрывается пласт глинистыми отложениями Алымской свиты мощностью 150−180 м. Общая мощность пласта меняется от 24 до 10 м. Эффективная мощность достигает 7.6 м. ВНК залежи принят на отметке 1822 м. Залежь пластовая, сводовая, газонефтяная. ГНК в пласте АС₄ принят такой же, как и для пласта АС₅₋₆. Высота залежи 62 м., ее газовой части 45 м. Пластовое давление 189 атм.

В дипломной работе рассмотрен участок Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения. В приложении 2 приведено геологическое строение по диаграммам скважин 1, 2, 3, 4, 5-Г. Скважина 5-Г имеет горизонтальное окончание, на планшете изображены кривые ПС и двух зондов ВИКИЗ: 0,7 и 2 м., переведенные на горизонтальную плоскость. Для удобства корреляции пластов приведены показания абсолютных отметок.

Объект разработки представлен пластами группы АС₄₋₈ с мощной газовой шапкой и подошвенной водой. Нефтяная оторочка по месторождению составляет в среднем 11 м. Как видно из приложения участок представляет собой сложно построенный разрез: сильно изрезанные кривые ПС и БК.

Пласт АС₄ четко выделяется на всем участке и представляет собой продуктивный пропласток мощностью 1.5−2 м. Пласт АС₅₋₆ представлен мощным и хорошо выдержанным в кровельной части по всем скважинам. Подошвенная часть сильно дифференцирована многочисленными глинистыми прослоями. Верхняя часть пласта АС₇₋₈ представляет хороший коллектор: монотонные кривые ПС и БК, а в районе скв. 4 однородность пласта нарушается.

В таблице 3 приведены параметры пластов по каждой скважине.

Таблица 3 Данные интерпретации комплекса ГИС по скважинам Федоровского месторождения.

Из анализа табличных значений видно, что коллектора высокопористые. Коэффициент открытой пористости Кпо по пласту АС₄ изменяется от 20.9 до 26.7%, проницаемость Кпр от 4до 1220 мД; по АС₅₋₆ Кпо-от 19до28.8%, Кпр-от 1 до 3020 мД; по АС₇₋₈ Кпо-от 22 до 28.7%, Кпр-от 6 до 2800 мД. Основным параметром при разработке месторождения является коэффициент нефтегазонасыщения Кнг, характеризующий промышленную ценность объекта. В газонасыщенных коллекторах, представленных пластами АС₄, АС₅₋₆, а в скв. 4 и АС₇₋₈, Кнг принимает значения 37−87%. В нефтенасыщенных интервалах 25−65%. Таким образом в данном районе Кпо, Кпр и Кнг изменяются в довольно широких пределах, что связано с особенностями осадконакопления и свидетельствует о неоднородности пластов по вертикали и по простиранию. В тресте «Сургутнефтегеофизика» дифференциация коллекторов на нефть и воду осуществляется по критическим значениям _ПС и ^кр_П (таблица 4).

Таблица 4 Значения _ПС и ^кр_П для пластов группы АС Федоровского месторождения.

Важной промышленной задачей является выделение ГНК, для дальнейшего перекрытия газонасыщеного интервала от продуктивного нефтеносного. Задача решается сопоставлением фоновых и повторных замеров ННК-Т. В таблице 5 приведены уровни ГНК, ВНК и подошвы переходной зоны (глубины даны в абсолютных отметках), определенные по каждой скважине.

Таблица 5 Значения абсолютных отметок ГНК, ВНК и подошвы переходной зоны по скважинам Восточно-Моховой площади.

Среднестатистические отметки ГНК и ВНК по площади соответствуют отметкам 1809 м и 1822 м.

Из таблицы видно, что ГНК на небольшом участке месторождения колеблется в пределах 6.9 м, ВНК — 9.7 м. Частично это можно объяснить аппаратурной погрешностью измерения, основная же причинаэто сложное строение разреза: наличие многочисленных маломощных глинистых и карбонатных покрышек. Нефтяная оторочка присутствует только в скважинах 2, 3 и 5-Г. Ее мощность соответственно составляет 1.4 м и 6.4 м. В скв.5-Г горизонтальный ствол заканчивается непосредственно в нефтенасыщенной части пласта, поэтому мощность ее неизвестна. В скв.1 есть переходная зона Rп и _ПС которой:5.6 омм и 0.79 (таблица 3). УЭС этого пропластка ниже критического (таблица 4), но выше УЭС нижележащих водонасыщенных пластов.

Из анализа приложения 2 и табличных данных видно, что горизонтальная часть ствола скв. 5-Г проходит по подошве пласта АС₅₋₆, который не является однородным. Длина горизонтальной части составляет 280 м, при этом ствол не является строго горизонтальным, а имеет синусоидальную форму, с амплитудой 3.7 м (абс. отм.:1807.1−1810.8). Таким образом, скважина пересекает как продуктивные, так и глинистые пропластки, чем и объясняется широкий диапазон изменения параметров (см. таблица 3).

Расстояние между скважинами 1, 2, 3, 4 составляет 700−800 м (схема их расположения относительно друг друга приведена в приложении 2) и горизонтальный ствол вскрывает треть этого интервала. Учитывая сложность геологического разреза, колебаний отметок ГНК и ВНК, а также особенность интерпретации метода ВИКИЗ (раздел 3.1.) достоверно ответить о характере насыщения пластов вскрытых горизонтальной скважиной затруднительно.