Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Полуньяхского месторождения

№ п/п	Наименование параметров	АС42	АС10	АС111	АС121	БС6 (р-н скв. 514)	БС6 (р-н скв. 512)	ЮС2	ЮС3
1	Ср. глубина залегания, м	1867- 1886	2021- 2039	2050- 2065	2054- 2086	2241- 2246	2235- 2238	2816- 2848	2870-2900
2	Тип залежи	литолог. экранир.	пласт. свод., с элементами литологич. экранирован.	литолог. экранир.	литолог. экранир.	пласт. сводовая	пласт. сводовая	пласт. свод., с элементами литологич. экранирован.	пласт. свод., с элементами литологич. экранирован.
3	Тип коллектора	терриген.	терриген.	терриген.	терриген.	терриген.	терриген.	терриген.
4	Площадь нефтеносности, тыс. м2	36178	43883	17631	36876	18716	6348	66315	79640
5	Общая толщина, м	5,1	13,6	11,3	17,75	22,2	22,2	13,2	23,4
6	Значения нефтен. толщин, м	0,8-8	1,0-4,8	4,8-5,6	4,0-7,8	4,8	2,4	1,2-2,4	3,4-5,6
	Ср. нефтенасыщ. толщина, м	3,0-3,3	2,9	5,1	5,6	4,8	2,4	1,8	4,5
7	Коэффициент пористости, д.е.	0,24	0,22	0,20	0,21	0,21	0,21	0,14	0,16
8	Проницаемость, 10-3мкм2	25,7-31,4	35,2-79,3	14,48-84,4	19,09-78,47	74,01	31,6	0,7-2,0	2,13-3,42
9	Коэффициент нефтенасыщенности, д.е.	0,48-0,53	0,48-0,53	0,41-0,49	0,49-0,54	0,58	0,58	0,55-0,61	0,65-0,72
10	Коэффициент песчанистости, д.е.	0,75	0,82	0,62	0,30	0,83	0,83	0,14	0,2
11	Коэффициент расчлененности, д.е.	2,0	2,7	3,0	4,5	5,7	5,7	1,5	7,7
12	Нач. пласт. температура, 0С	59	62	63	65	69	69	90	90
13	Нач. пласт. давление, МПа	18,9	20,5	-	20,8	22,5	22,5	28,5	29,0
14	Плотность нефти в поверх. условиях, г/см3	0,874	0,886	0,886	0,886	0,864	0,864	0,854	0,854
продолжение табл. 23б
15	Пересчетн. коэфф-т, д.е.	0,94	0,96	0,96	0,96	0,91	0,91	0,85	0,85
16	Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,825	0,866	0,866	0,857	-	-	-	-
17	Объемн. коэфф-т нефти, д.е.	1,064	1,04	1,04	1,04	1,098	1,098	1,176	1,176
18	Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с	4,0	7,6	7,6	7,6	3,0	3,0	1,4	1,4
19	Удельный коэф. прод-ти, м3*сут*МПа*м	1,53	0,37	0,28	0,18	1,078	1,087	0,115	0,13
20	ВНК (а.о.), м	1794	1935-1939	1967-1970	1999	2150	2145-2146	2757	2812
21	Макс. дебит, м3/сут (СДУ, м; d штуцера, мм; депрессия МПа)	19,5 (4)	7,2 (778)	9,3 (904)	16 (4)	6,9 (603)	-	1,8 (1212)	5,4 (1135)
22	Газовый фактор, м3/м	31	15	15	15	35	35	71	71
23	Коэфф-т прод-ти, т/сут*МПА	7,8	1,6	0,65	0,61	3,24	1,29	0,173	0,678
24	Баланс. запасы нефти, тыс. т	11500	18277	3379	10367	3509	708	5819	31358
25	Давление насыщения, МПа	7,3	4,9	4,9	4,9	10,3	10,3	11,0	11,0
26	Содержание серы в нефти, %	-	1,29	1,42	1,22	-	-	-	-
27	Содержание парафина, %	-	3,35	3,80	5,56	-	-	-	-
28	Соотношение балансовых запасов нефти по прод. пластам, %	13,5	21,5	4,0	12,2	4,2	0,8	6,8	37,0
29	Соотношение площадей нефт-ти прод. пластов, %	11,8	14,3	5,8	12,1	6,1	2,1	21,7	26,1
30	Степень перекрытия пласта ЮС2 площадями нефтеносности других продуктивных пластов,%	15,0	35,0	14,0	10,0	1,5	11,0	100	0

Площадь залежи пласта АС₄² перекрывает площадь залежи пласта ЮС₂ на 15%, залежи пласта АС₁₀ – на 35%, залежи пласта АС₁₁¹ – на 14%, залежи пласта АС₁₂¹ – на 10%, залежи пласта БС₆ (район скв. 514) – на 1,5%, залежи пласта БС₆ в районе скв. 512 – на 11% (она полностью перекрывается нижележащей залежью пласта ЮС₂), залежи пласта ЮС₃ совершенно не перекрываются (0%).

Следует также отметить, что площадь нефтеносности верхнего пласта АС₄² лишь частично перекрываются в плане пластами АС₁₀, БС₆ (район скв. 514) и ЮС₂. Залежь пласта АС₁₀ удалена по разрезу от пласта АС₄² на 150м, залежь пласта БС₆ – на 370м, а залежь пласта ЮС₂ - на 950м. Большие расстояния между пластами, а также разница в продуктивности и производительности скважин приводят к выводу о нецелесообразности объединения рассматриваемых пластов в единый объект эксплуатации (табл. 23б).

Площадь залежи пласта АС₁₀, как отмечалось выше, лишь частично перекрывает площадь пласта АС₄² (расстояние между пластами ≈ 150м), частично перекрывает площадь пластов АС₁₁¹ и ЮС₂. Почти полностью перекрывается площадь залежи пласта БС₆ (район скв. 512). Пласт АС₁₁¹ удален по разрезу от пласта АС₁₀ почти на 30 метров, пласт БС₆ удален от пласта АС₁₀ на расстояние 220м, пласт ЮС₂ – на гораздо большее расстояние. Площадь залежи АС₁₁¹ частично (примерно на 50%) перекрывает залежь пласта АС₁₂¹, которая удалена от АС₁₁¹ на 4-5 метров. Продуктивность и производительность обоих пластов близки между собой.

Площадь залежи пласта АС₁₂¹ частично перекрывает площадь залежи пласта ЮС₂ и почти полностью (≈ на 95%) площадь залежи пласта БС₆ (в районе скв. 512). Залежь пласта БС₆ залегает ниже пласта АС₁₂¹ на 180 м, что свидетельствует о нецелесообразности их объединения для совместной эксплуатации. Продуктивность и производительность данных пластов также различна.

Контуры нефтеносности юрских пластов ЮС₂ и ЮС₃ не совпадают в плане, поэтому должен решаться вопрос об их самостоятельной разработке. Таким образом, описываемые пласты характеризуются сложным строением, различными фильтрационными характеристиками, различной продуктивностью и производительностью, что значительно затрудняет выделение здесь эксплуатационных объектов.

С целью упрощения расчетов по предварительной оценке вариантов различного объединения пластов в эксплуатационные объекты, как отмечалось выше, рекомендован метод числовой оценки комплекса геолого-промысловых признаков, которые разбиваются по значениям экспериментального интервала на пять ранговых групп или категорий. Показателем совмещения пластов в эксплуатационные объекты при каждом варианте служит ранговый потенциал совокупности его параметров, вычисляется по следующей формуле:

W= ,

где W– ранговый потенциал (или показатель совмещения пластов в объекты эксплуатации); R – ранговая оценка фактических значений геолого-промысловых параметров; V – весовой коэффициент оценочного параметра; n – число оценочных геолого-промысловых параметров. Значения величин R и V приведены в табл. 23а.

На основе табл. 23а, 23б были рассчитаны ранговые потенциалы для каждого продуктивного пласта изучаемого месторождения:

пласт АС₄² – W=4,57; пласт БС₆ (район скв.514) – W=8,57;

пласт АС₁₀ – W=7,7; пласт БС₆ (район скв.512) – W=7,86;

пласт АС₁₁¹ – W=6,85; пласт ЮС₂ – W=4,28;

пласт АС₁₂¹ – W=6,43; пласт ЮС₃ – W=5,28;

Анализ приведенных величин показывает, что прежде всего в самостоятельные эксплуатационные объекты (с низкими значениями рангового потенциала) можно выделить залежи пластов АС₄², ЮС₂, ЮС₃. Средние и близкие значения рангового потенциала свидетельствуют о возможности объединения платов АС₁₀+АС₁₁¹+ +АС₁₂¹ для совместной эксплуатации. Очень высокие значения рангового потенциала говорят о весьма низкой возможности выделения пласта БС₆ в самостоятельный объект эксплуатации. Вероятно, необходимо провести соответствующие доразведочные работы, на основе которых будет приобщаться пласт БС₆. Таким образом, на основе анализа геолого-промысловых материалов нами в разрезе Полуньяхского месторождения выделены следующие эксплуатационные объекты: 1. пласт АС₄²; 2. пласты АС₁₀+АС₁₁¹+ АС₁₂¹; 3. пласт ЮС₂; 4. пласт ЮС₃; 5. пласт БС₆ – приобщаемый объект. Для окончательного решения вопроса о наиболее рациональном варианте выделения эксплуатационных объектов в разрезе Полуньяхского месторождения необходимо провести технико-экономические расчеты.

Анализ документов по проектированию разработки Полуньяхского месторождения показал, что в проекте пробной эксплуатации в 1993г. выделено два эксплуатационных объекта: 1. залежи пластов АС₁₀+АС₁₁¹+ АС₁₂¹; 2. залежь пласта БС₆. Для первого эксплуатационного объекта первоочередной участок для разбуривания был рекомендован в наиболее разведанной части месторождения (скв.512, 515). Рассмотрено 3 варианта размещения скважин с плотностью 16, 25, 36 га/скв., система трехрядная блоковая. Рекомендован вариант с плотностью 36 га/скв. По второму эксплуатационному объекту из-за небольшой нефтенасыщенной толщины было рекомендовано бурение опытной ячейки (6 добывающих, одна нагнетательная скважины) с плотностью 36 га/скв.

В другом документе – ТЭО КИН Полуньяхского месторождения на основе анализа геолого-промысловых материалов рекомендовано выделить 5 эксплуатационных объектов: 1. залежь пласта АС₄²; 2. залежи пластов АС₁₀+АС₁₁¹+ +АС₁₂¹; 3. залежь пласта БС₆; 4. залежь пласта ЮС₂; 5. залежь пласта ЮС₃.

Следовательно, предварительное выделение в разрезе Полуньяхского месторождения 4-х эксплуатационных объектов на основе учета ранговых потенциалов позволяет рекомендовать их для рассмотрения в проекте опытно-промышленной эксплуатации на описываемом месторождении.

Таким образом, предлагаемая методика ранговой оценки продуктивных пластов при анализе возможности их совмещения в эксплуатационные объекты предварительно позволяет не только качественно, но и количественно оценивать варианты подобного совмещения, т.е. решать одну из задач рационального проектирования разработки многопластовых нефтяных и нефтегазовых месторождений.