Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Озерного месторождения

     Пласт См

     

     В кровле сакмарского яруса выделяется сакмарский пласт, сложенный известняками детритово-мшанковыми, детритово-сгустковыми. Залежь является пластовой, сводовой, водонефтяной, размерами 1,2х1,5 км. Общая толщина пласта изменяется от 13 до 30 м, в его составе выделяются 2-11 проницаемых прослоев толщиной 0,6-6,8 м. Расчлененность пласта высокая и в среднем составляет 5,5. Границы нефтеносности приняты условно на отметке -736 м, по данным испытания скважины № 48, из которой получена чистая нефть при соответствующей отметке нижних дыр перфорации. Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважина № 47 в сводовой части,  составляет 6,8 м, в скважине № 46 ее значение равно 3,2 м.  

     Башкирский  ярус

     Отложения башкирского яруса на Озерном  месторождении представлены типичными для морских фаций породами и сложены плотными и проницаемыми известняками, реже доломитами. В проницаемой части башкирского яруса на основании сводно-стратиграфического разреза и схемы корреляции  выделяются три продуктивных пласта Бш₁, Бш₂ и Бш₃  

     Пласт Бш₁

     Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 9,5 м. В его составе выделяются 1-4 проницаемых пропластка толщиной 0,4-2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная  толщина в пробуренных скважинах  колеблется в пределах 1,6-4,8 м. Наибольшие ее значения отмечены в западной части залежи (скважин №№ 47 и 44), среднее значение составляет 2,8 м. Залежь имеет пластовый, сводовый характер. Водонефтяной контакт установлен по данным опробования скважин и ГИС на отметке –1279 м. 

     Пласт Бш₂

     Между пластами Бш₁и Бш₂ находится непроницаемый карбонатно-глинистый раздел толщиной 1,5-3,5 м. Общая толщина пласта изменяется в пределах 16,4-33,6 м. По ГИС в пласте выделяется 6-11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-4,0 м. Пласт характеризуется коэффициентом расчлененности 8,2 и коэффициентом песчанистости 0,34. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется от 0,6 (скважине № 42 – восточная часть структуры) до 10,7 м (скважина № 47 – западная часть). В среднем в пределах площади нефтеносности ее значение равно 4,4 м. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт установлен на отметке –1282 м.

     

     

     Пласт Бш₃

     Отделяется  от вышележащего пласта плотными карбонатными породами толщиной 1,5-5 м. По данным ГИС  в пласте выделяется 3-12 проницаемых  пропластков толщиной 0,4-5,6 м. Содержит небольшую пластовую, сводовую залежь в районе скважины № 47. Выделено 4 нефтенасыщенных пропластка суммарной толщиной 4,4 м, среднее значение по пласту 1,9 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 6,1, песчанистости – 0,35. Водонефтяной контакт (отметка –1285 м) принят на основании испытания скважины № 47 в колонне.  

     Пласт Фм

     Рифовый массив фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Коллекторы фаменского пласта имеет сложное строение. Наряду с основным поровым типом присутствует порово-каверновый, возможно порово-трещинный тип коллектора. Общая толщина отложений фаменского возраста изменяется в пределах 126-163 м. Толщина эффективной нефтенасыщенной части варьирует от 0,6 (скважине № 35) до 28,2 м (скважине № 40), составляя в среднем 11,7 м. В целом пласт характеризуется высокой неоднородностью с низким коэффициентом отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей 0,155 и высоким коэффициентом расчлененности – 15. Пласт Фм содержит массивную залежь. ВНК принят на отметке –1699 м, что подтверждается результатами опробования скважин и ГИС.

     Характеристики  толщин продуктивных пластов и неоднородности приведены в таблицах 1.1 и 1.2 
 
 
 
 
 

     

       
 
 

     Таблица 1.1

     Характеристика  толщин продуктивных пластов

Толщина Наименование      По  пласту в целом               См Бш1 Бш2 Бш3 Ок Фм Общая Средняя, м 23,0 7,6 28,2 9,1 28,0 153,0        Коэн. вариации, д.ед. 0,56 0,64 0,72 0,68 0,70 0,54             Интервал  изменения, м 13-30 4,4-9,5 16,4-33,6 5,8-14,2 24,9-34,0 126-163 Газона- Средняя, м                                           насыщенная      Коэн. вариации, д.ед.                                                       Интервал  изменения, м                                           Эффективная Средняя, м 2,3 2,8 4,4 1,9 7,6 11,7 нефтенасы-      Коэн. вариации, д.ед. 0,68 0,74 0,65 0,58 0,54 0,66 щенная      Интервал  изменения, м 3,2-6,8 1,6-4,8 0,6-10,7 0-4,4 2,8-10,2 0,6-28,2

 
 
 
 
 
 
     

     

     Таблица 1.2

     Статистические  показатели характеристик неоднородности пластов

	Кол-во скв.,	Коэффициент песчанистости, д.ед.		Коэффициент расчлененности, д.ед.
Пласт	использованных для определения	Среднее значение	Коэффициент вариации	Среднее значение	Коэффициент вариации
См	3	0,33		5,5
Бш1	11	0,38		2,6
Бш2	11	0,34		8,2
Бш3	2	0,35		6,1
Ок	9	0,287		8,33
Фм	14	0,155		15

 

 

      1.5. Физико-химические  свойства флюидов  и коллекторов

     Физико-химические свойства нефти на месторождении  изучены по 33 поверхностным пробам, 30 из которых кондиционны. Наиболее полно поверхностными пробами охарактеризован  пласт Фм - отбрана 21 проба из 10 скважин. По остальным продуктивным пластам  они распределены следующим образом: См - 1, Бш - 6, Ок - 2 пробы.

     Глубинных проб отобрано 65, кондиционны из них 42. Распределение количества отобранных глубинных проб по пластам приведено  ниже:

пласт Фм - 33 пробы из 6 скважин,

пласт См - 3 пробы,

пласт Бш₃ - 2 пробы (скв.47).

     Залежи  пластов  Бш₂ и Бш₁ глубинными пробами не охарактеризованы. На основании идентичности параметров поверхностных нефтей пластов Бш_1, Бш₂ и Бш_3, характеристики пластовой нефти приняты по группе этих пластов в целом.

     Физико-химические свойства нефти и попутного газа - плотность, пересчетный коэффициент, газовый фактор определены по данным дифференциального разгазирования.

     Количественная  характеристика изученности поверхностными и глубинными пробами месторождения  с распределением их по продуктивным пластам представлена в таблице 1.3 
 
 
 
 
 
 
 

                                                                                 Таблица 1.3

     Количество  исследованных проб

Пласт	Количество  исследованных скважин				Количество  проб
	по  глубинным пробам	по поверхностным пробам	попутный  газ		глубинных	поверхностных	попутный        газ
См	1	1	1	7(3)		1(1)	1(1)
Бш	1	7	1	6(2)		9(6)	1(1)
Ок	1	1	1	5(4)		2(2)	1(1)
Фм	6	10	6	47(33)		21(21)	7(7)

 
 

     Результаты  исследования глубинных проб пластовых  нефтей методом дифференциального  разгазирования приведены в таблицах 3 и 4. Анализ попутного газа глубинных  проб дифференциального разгазирования представлен в таблице 1.6.4  

     Физико-химическая характеристика нефтей по пластам

     Пласт См. Разгазированная нефть средней плотности, равной 0,865 г/см³, маловязкая, смолистая, парафинистая.

     Дегазированная  нефть относится к классу сернистых - содержание серы 0,85%, смолистых - смол 14,75%. Содержание парафина 2,06%, асфальтенов - 2,65% масс. Кинематическая вязкость нефти равна 6,45 мм²/с. Температура плавления парафина равна 52,8º С (таблица 1.4).

     

     Пластовая нефть легкая, маловязкая, пластовое давление равно 9,4 МПа, давление насыщения нефти газом - 6,65 Мпа. По данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,818 г/см³, в стандартных - 0,862 г/см³ вязкость - 2,37 мПа*С. Начальное газосодержание составило 52,5 м³/т.

     Растворенный  в нефти газ соответствует  этаново-пропановой фракции с высокой  жирностью. Газ малометановый, малоазотный - (6,78%). Отличается высоким содержанием  сероводорода (6,47). Состав растворенного  газа приведен в таблице 1.4 

     Таблица 1.4

     Физико-химические свойства пластовой нефти

     

Наименование	Пласты
	См	Бш1+2+3	Ок	Фм
Давление  насыщения, МПа	6,65	13,58	12,71	10,28
Пластовое давление, МПа	9,4	15,5	17,0	18,2
Газосодержание, м³/т	52,5	53,8	83,3	136,7
Пластовая температура, ºС	21	23	23	29,8
Плотность нефти, т/м³
- в пластовых условиях	0,818	0,804	0,780	0,727
- в стандартных условиях	0,862	0,844	0,843	0,831
Вязкость  динамическая, мПа*с	2,37	2,41	2,08	1,02