Разработка нефтяной залежи

. Залежь массивного типа имеет размеры 1,4х0,4 км, высоту – 3,0 м. Средневзвешенная толщина составила 1,5 м.

Пористость, нефтенасыщенность и проницаемость составляли соответственно: 11,0 %, 72,0 % и 0,007 (КВД). Коллекторские свойства приняты в целом по пласту.

Запасы на 1.10.2001 г. по категории С1 составляли: балансовые – 60 тыс. т, извлекаемые – 8 тыс.т.

Фаменский ярус.

По промыслово-геофизическим исследованиям в карбонатных отложениях фаменского яруса выделяется два проницаемых пласта: Фм1 и Фм2. Пласты в значительной степени неоднородны по разрезу.

Пласт-Фм1.

Продуктивный пласт располагается в 42-44 м от кровли фаменского яруса.

        Залежь массивного типа, размеры – 1,7х0,5 км, этаж нефтеносности – 21,0 м,средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 3,2 м.

Пористость, принятая при подсчете определена по керну – 10,0 %, проницаемость – 0,005, нефтенасыщенность – 58 %.

По состоянию на 1.01.2006 г. по пласту Фм1-а+б  поставлены на баланс по категории С2 в количестве: балансовые – 13 тыс.т., извлекаемые – 1 тыс.т.

Пласт-Фм2.

Пласт более выдержан по разрезу. Расположен от кровли фаменского яруса в 81-83 м. От вышележащего пласта Фм1 отделен пачкой глинистых известняков толщиной 14,6-19,8 м.

         Залежь массивного типа, размеры: 1,7х0,6 км, высота – 71 м, площадь нефтеносности – 1030 тыс. м2, средневзвешенная толщина – 7,2 м.

Пористость, принятая при подсчете определена по керну и составляет 12,0 %, нефтенасыщенность – 75,0 %, проницаемость – 0,014 мкм2 (КВД).

Коэффициент извлечения принят равным 0,1.

Суммарные запасы нефти открытых на Енапаевской площади месторождений и залежей, составили: по категории С1 – балансовые 26943 тыс.т, извлекаемые – 6198тыс.т; по категории С2 – балансовые 5531 тыс.т , извлекаемые 1211 тыс.т; растворённого газа по категории С1 –311млн.м3, по категории С2 – 65 млн.м3. Суммарные запасы свободного газа по категории С1 равны 79 млн.м3.

 

 

 

3.4. Гидрологическая характеристика.

 

Енапаевская площадь расположена на юго-восточной  окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в пределах Восточно-Русского сложного бассейна пластовых вод. Она входит в Уфимский бассейн карстовых вод и характеризуется широким и активным развитием современных карстовых процессов в нижнепермских карбонатно-сульфатных отложениях.

Зоны активного и замедленного водообмена с земной поверхностью представлены четвертичными и нижнепермскими отложениями. Водоносные породы зоны активной циркуляции подземных вод залегают в виде невыдержанных в пространстве слоев, прослоев и линз.

Основным водоносным комплексом активного водообмена на расматриваемой площади является артинско–филлиповский карбонатный водоносный горизонт, прослеживающийся под Ольховской брекчией и иренскими гипсами.

 Его особенностью является  неравномерная обводненность пород. Водообильность зоны с крупными  карстовыми водотоками приурочены к логам, сухим долинам и поддолинным потокам рек. Под брекчией минерализация вод достигает 1 г/дм3, а под иренскими гипсами – 3 г/дм3, иногда больше, причем вода часто содержит сероводород. Для зоны активного водообмена на участках распространения обводненных пород модуль подземного стока на поднятиях превышал 6-10 л/с на 1 км2. На участках депрессий изменялся от 0.5 до 1.8 л/сек на 1 км2.

В пределах распространения четвертичного водоносного комплекса и артинско–филипповского карбонатного водоносного горизонта подземные воды хорошего качества, они используются для хозяйственно – питьевого водоснабжения посредством проходки колодцев и скважин. В четвертичных отложениях углубление колодцев до гипсов часто приводит к их осушению. На глубине 80-120 м минерализация подземных вод артинско-филлиповских отложений возрастает, возможно появление сульфатных вод и сероводородное заражение.

В зоне замедленного водообмена распространены сероводородные воды сульфатно-кальциевого состава. Содержание сероводорода до 200-300 мг/дм3.

Гидрогеологическая характеристика газонефтеводоносных комплексов нижнего гидрогеологического этажа дается с использованием региональных закономерностей:

Т=0.014*Н+4.0 (1)

Р=0,0107*Н-0,007 (2)

где, Т - пластовая температура, Н - глубина замера, м , Р - пластовое давление в МПа.

Характеристика верхнекаменноугольно-нижнепермских и московских отложений описываемой площади представлена по весьма ограниченному количеству фактических и гидрогеохимических данных. Региональные гидрогеологические закономерности и особенности площади отражают ранние исследования, выполненные в лаборатории гидрогеологии.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский ГНВК на Енапаевской площади  залегает на глубинах 25-346 м, и объединяет карбонатные породы нижней части артинских и ассельско-сакмарских отложений.  В гидрогеологическом  отношении в районе работ комплекс не изучен.

Водоносные породы комплекса характеризуются значительной фильтрационной неоднородностью и по площади и по разрезу. В них распространены коллекторы порового и палеокарстового типов.

На основе региональной аналогии подземные воды верхнекаменноугольно – нижнепермских отложений могут быть представлены рассолами хлоркальциевого типа с характерным значением минерализации не более 97 г/дм3. Содержание компонентов в них не имеет промышленного значения.

Московский ГНВК терригенно – карбонатных пород в составе мячковских, подольских, каширских и верейских отложений залегает на глубинах от 784 до 958 м. Толщина от 287 до 373 м. Отложения не имеют отчетливо выраженного верхнего флюидоупора. К покрышке комплекса условно относятся верхнеподольские плотные и нижнемаячковские микрозернистые известняки и доломиты.

При исследовании скважин фактические  пластовые давления комплекса изменяются от 10.3 до 11.3 МПа, фактическая пластовая температура – 18,3-20 0С,  дебиты пластовых вод варьируются от 4 до 75 м3/сут.

По результатам химических проб подземные воды московских отложений являются рассолами хлоркальциевого типа, с минерализацией от 184 до 228 г/дм3, содержанием йода от 4.4 до 13.1 мг/дм3, брома от 407 до 537.8 мг/дм3. Коэффициент метаморфизации вод изменяется от 0,69 до 0,70,  коэффициент сульфатности - от 0,45 до 0,74.

Верхневизейско-башкирский ГНВК карбонатных пород перекрыт региональным башкирско-верейским флюидоупором, толщиной около 15 м, представленным нижневерейскими неравномерно известковыми аргиллитами и верхнебашкирскими неясно слоистыми глинистыми известняками. Кровля комплекса залегает на глубине 1080-1501м, мощность достигает 410м.

В гидрогеологическом отношении подземные воды комплекса изучены очень слабо. При исследовании скважин притоки пластовых вод составили - 4-207,3 м3/сут. Фактическое начальное давление изменяется от 10.4 до 11.3 МПа. Фактическая температура 20-22 0С.

Основываясь на региональных данных, можно утверждать, что подземные воды комплекса представлены хлоркальциевыми рассолами  с характерной пониженной минерализацией 198.3 - 208 г/дм3. Концентрация йода в них может составлять в среднем 10,03 мг/дм3, брома – 351,8 мг/дм3.

Нижнее-средневизейский ГНВК терригенных пород отделен от предыдущего тульским региональным флюидоупором, представленным карбонатно-глинистыми отложениями толщиной около 15 м.

Фактическое пластовое давление описываемого комплекса составляет от 13,9 до 15,7 МПа. Фактическая пластовая температура вблизи кровли комплекса изменяется от 24,5 до 29 0С. По химическому составу В.А. Сулина воды комплекса относятся к хлоркальциевому типу, с минерализацией от 174 до 257,7 мг/дм3, содержанием йода от 6,3 до 13,9 мг/дм3, брома от 456 до 717,2 мг/дм3. Химический состав подземных вод является характерным для данного комплекса.

Верхнедевонско-турнейский ГНВК карбонатных пород перекрыт турнейско-малиновским флюидоупором, состоящим из аргиллитов, алевролитов и плотных известняков толщиной около 13 м.

При исследовании скважин дебиты пластовых вод составили 2,3-987  м3/сут. Фактическое пластовое давление изменяется от 13,3 до 22,3. Фактическая температура от 26 до 36 0С.

Воды комплекса – это рассолы хлоркальциевого типа, с минерализацией от 219,5 до 273 г/дм3, содержанием йода до 21,7 мг/дм3, брома до 1026 мг/дм3.

Средне-верхнедевонский ГНВК включает в себя отложения от живетских до тиманских включительно. Комплекс  залегает на глубинах от 2144 до 2335 м. Мощность достигает 37 м.

При исследовании скважин притоки пластовых вод составили 4,1-1123 м3/сут.

Фактическое начальное давление изменяется от 19,6 до 22,4 МПа. Температура фактическая от 34,5 до 39 0С. По химическому составу рассолы комплекса относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией -  219,6 - 251 г/дм3, содержанием йода от 5,3 до 15,8 мг/дм3, брома от 1068 до 1149 мг/дм3.

В заключении гидрогеологической характеристики Енапаевской площади необходимо отметить следующее.

Район характеризуется нормальным типом гидрохимического профиля: с глубиной увеличивается минерализация подземных вод и наблюдается закономерная смена их гидрохимических типов.

Палеозойские отложения имеют нормальный термодинамический режим. Газонефтеводоносные комплексы обладают высокой степенью гидрогеологической закрытости разреза и благоприятными условиями для сохранения углеводородных залежей в толще палеозойских пород.

При бурении скважин следует учитывать наличие в карбонатных породах сероводорода до 300 мг/дм3, растворенного в пластовых водах, особенно в окско-серпуховско-башкирских и нижнепермских отложениях.

 

ГЛАВА 4

Методика и объем проектируемых работ.

1. Цели и задачи поисково-оценочного бурения.

 

Перед поисковым бурением ставятся следующие задачи:

• Геолого-технологические, геохимические и промыслово-геофизические исследования скважин;
• Опробование и испытание в процессе бурения перспективных нефтегазоносных комплексов с отбором проб пластовых флюидов;
• Испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных пластов с отбором проб нефти, газа, воды;
• Получение первых промышленных притоков;
• Определение физико-химических свойств флюида в некоторых скважинах;
• Обоснование и получение общих представлений и величине запасов по категориям С1 и С2.

Перед оценочным бурением ставятся следующие задачи:

• Геолого-технологические, геохимические и промыслово-геофизические исследования;
• Отбор керна в интервалах залегания продуктивных пластов в количестве, обеспечивающем представительность определений фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, изменений петрофизических параметров по разрезу и площади месторождения и обоснование подсчетных параметров по данным ГИС.
• Опробование в процессе бурения пластоиспытателями или приборами на каротажном кабеле с отбором глубинных проб пластовых флюидов;
• Испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных пластов;
• Работы по интенсификации притоков углеводородов из пластов, представленных сложными коллекторами, с сопровождениями их специальными методами ГИС;
• По результатам оценочного  бурения производится подсчет запасов по категориям С1 и С2.

Конечной целью работ является поиски новых залежей, оценка запасов по ним и обоснование целесообразности дальнейшей разведки и разработки.

2. Обоснование заложения скважин и их геологический разрез.

Для решения поставленных задач на Енапаевской площади проектируется пробурить 2 скважины общим метражом 4800 м.

Геологической основой для проектирования поисково-оценочного бурения на площади послужила структурная карта, построенная по кровле тульских терригенных отложений.

         

           Скважина №1 поисковая. Закладывается на юго-запад от скважины №2. Расстояние между 1и 2 скважинами 138 м. Целью бурения является оконтуривание выявленной залежи.

Скважина №2 оценочная. Закладывается в сводовой части площади. Цель бурения скважины является вскрытие вероятно продуктивных горизонтов. Проектная глубина 2400 м. Проектный горизонт вендский комплекс.

Проектные разрезы всех скважин предоставляется в виде таблицы 4.2.1.

 

                                                                                                                 Таблица 4.2.1.

Стратиграфический разрез	Скважина №1	Скважина №2
Четвертичная система	0-30	0-30
Шешменский горизонт	30-96	30-96
Соликамский горизонт	96-135	96-135
Иренский горизонт	135-210	135-210
Филлиповский горизонт	210-273	210-273
Иргинский, Саргинский, Саронинский горизонты	273-483	273-483
Бурцевский горизонт	483-543	483-543
Сакмарский ярус	543-693	543-693
Ассельский ярус	693-810	693-810
Верхне-каменноуголный отдел	810-948	810-948
Мячковский горизонт	948-1029	948-1029
Подольский горизонт	1029-1137	1029-1137
Каширский горизонт	1137-1191	1137-1191
Верейский горизонт	1191-1236	1191-1236
Мелексский горизонт	1236-1263	1236-1263
Черемшанский горизонт	1263-1278	1263-1278
Нижне-башкирский подъярус	1278-1311	1278-1311
Протвинский, Запалтюбинский горизонты	1311-1332	1311-1332
Тарусский, Стешевский горизонты	1332-1428	1332-1428
Михайловский, Венский горизонты	1428-1587	1428-1587
Алексинский горизонт	1587-1620	1587-1620
Тульский горизонт	1620-1665	1620-1665
Бобриковский горизонт	1665-1692	1665-1692
Радаевский горизонт	1692-1716	1692-1716
Косьвинский горизонт	1716-1722	1716-1722
Кизеловский горизонт	1722-1740	1722-1740
Черепетский горизонт	1740-1764	1740-1764
Малеевско-упенский горизонт	1764-1785	1764-1785
Верхне-фаменский подъярус	1785-1830	1785-1830
Средне-фаменский подъярус	1830-1941	1830-1941
Нижне-фаменский подърус	1941-2076	1941-2076
Воронежский, Евлановский, Ливенский горизонты	2075-2222	2075-2100
Мендымский горизонт	2222-2279
Доманиковый горизонт	2279-2306
Саргаевский горизонт	2306-2318
Тиманский горизонт	2318-2330
Мулинский горизонт	2330-2336
Ардатовский горизонт	2336-2342
Вендский комплекс	2342-2400