2.1. Стратиграфия

В геологическом строении Хохряковского месторождения принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента, промежуточного комплекса и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

Стратиграфическое расчленение произведено в соответствии с унифицированной корреляционной схемой, утвержденной МСК СССР 30.01.78 г.

https://www.youtube.com/watch?v=ytcreatorsru

На площади работ породы фундамента вскрыты скважиной № 7, представлены темными кайнотипными вулканическими базальтами, плотными, подверженными метаморфизму. Вскрытая толщина составляет 2860 м. Возраст датируется предположительно: туринская серия триасовой системы или нижний карбон.

На размытой поверхности доюрских образований залегает мощная толща осадочных пород мезо-кайнозоя. Полный разрез осадочного чехла вскрыт скважиной № 7, где его толщина достигает 2753 м.

Мезо-кайнозойские отложения представлены юрской, меловой, палеогеновой, четвертичными системами.

Юрская система 

Отложения системы развиты повсеместно и представлены тремя отделами. Осадки нижнего и среднего из них слагают континентальную толщу тюменской свиты, которая сложена чередованием аргиллитов темно-серых, плотных, слюдистых и песчаников мелкозернистых, плотных, преобладающих в верхней части свиты, где выделяется пласт Ю2.

В составе верхней юры выделяется васюганская (наунакская), георгиевская и баженовская свиты, представленные преимущественно породами морского и прибрежно-морского генезиса.

Васюганская (наунакская) свита (келловей-оксфорд) сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В верхней части преобладают песчаники серые и светло-серые, глинистые, прослоями известковистые, нефтенасыщенные. Алевролиты серые, реже известковистые. В верхней части разреза в основном преобладают аргиллиты темно-серые и серые, плотные, часто алевролитовые.

С песчаниками васюганской свиты связана промышленная нефтеносность описываемого месторождения (регионально нефтеносный горизонт Ю1 – пласты Ю11 и Ю12). Толщина 55-70 м. Георгиевская свита (кимеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, зеленоватыми с глауконитом, известковистыми. Толщина от 1 до 7 м.

Баженовская свита (волжский ярус) завершает разрез верхнеюрских отложений аргиллитами темно-серыми, почти черными, битуминозными, плитчатыми, с включениями конкреций сидерита, пиритизированных обломками фауны и растительных остатков. Толщина свиты составляет 30-40 м.

Меловая система 

Отложения этой системы развиты повсеместно и представлены осадками всех ярусов обоих отделов.

Нижний отдел включает осадочные образования мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас валанжин) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, прослоями известковистыми, в основном слабобитуминозными. В глинистой почве выделяется ачимовская толща песчаников. Толщина песчаной толщи достигает 300 м.

Wikimapia

Вартовская свита (готеривский и барремский ярусы) представляют собой частое чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов морского и прибрежно-морского генезиса.

На Сургутском и Нижневартовском сводах песчаники вартовской свиты содержат промышленно нефтеносные пласты (группы АВ и БА), разделенные прослоями аргиллитов. В пределах Хохряковского месторождения эти пласты водоносные и нет их четкого разделения, т.к. опесчаниваются прослои аргиллитов, залегающих между ними. Толщина осадков 380-420 м.

Атлымская свита (нижний апт) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, слюдистыми, прослоями слабобитуминозными. В нижней части свиты алевролиты переходят в песчаники (пласт АВ1). В пределах описываемого месторождения алымская свита выделяется условно, по положению в разрезе. Толщина составляет около 50 м.

Нижняя часть покурской свиты (верхний апт альб) представлена переслаиванием песчано-глинистых разностей, причем более плотные из них приурочены, в основном, к низам свиты (аптский ярус), где выделяется регионально прослеживаемая кошайская пачка глин. Толщина нижней части около 550-600 м. Верхний отдел меловой системы включает в себя отложения верхней части покурской свиты, а также кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Верхняя часть покурской свиты (сеноман) по литологическому составу близка к нижележащим апт-альбским отложениям, но отличительной чертой является почти полное отсутствие аргиллитов и плотных песчаников и алевролитов, кроме того, характерно присутствие обломков янтаря.

На примыкающей к описываемому месторождению Охтеурьевской площади (северное месторождение) из песчаников верхней части покурской свиты получены промышленные притоки газа. Толщина сеномана около 250 м. Общая толщина покурской свиты достигает 850-900 м.

Кузнецовская свита (турон) представлена морскими глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, является региональной покрышкой для сеноманских отложений. Толщина свиты 25-32 м.

https://www.youtube.com/watch?v=ytdevru

Ипатовская свита (коньяк-сантонский ярусы) сложена песками и алевролитами, слабоуплотненными, серыми, иногда с глауконитом и глинами серыми, песчаными в верхней части слабоопоковидными. Толщина образований свиты 90-115 м.

Славгородская свита (кампан) сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, глинистыми. Толщина 80-105 м.

Ганькинская свита (маастрихт-датский ярусы), завершающая разрез меловых отложений, представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми, с прослоями мергелей, пропластками глауконито-кварцевых песков. Толщина отложений свиты 115-135 м.  

На отложениях меловой системы согласно залегает мощная толща морских и континентальных осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.

Палеоцен соответствует талицкой свите, сложенной морскими глинами темно-серыми, почти черными, алевритистыми, местами опоковидными, песками и алевролитами, слабосцементированными, кварцево-глауконитовыми. Толщина отложений свиты 75-100 м.

Поскольку в описываемом районе каротажные материалы выше по разрезу отсутствуют, они приводятся в соответствии со схемой 1967 г.

Люлинворская свита, включающая в себя осадки эоцена, делится на две части – нижнюю, сложенную опоками, опоковидными глинами с прослоями кварцево-глауконитовых песков и алевролитов. Верхняя подсвита представлена глинами с зеленовато-серыми, диатомовыми, иногда опоковидными. Глины алевритовые или песчанистые с тонкими прослоями песков и алевролитов. Толщина свиты 100-120 м.

Олигоцен состоит из чеганской, атлымской, новомихайловской, журавской и абросимовской свит.

Чеганская свита (нижний олигоцен), залегающая в кровле морского палеоцена, сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, голубоватыми, пластичными, алевритистыми с линзами и пропластками тонкозернистых кварцевых песков и алевролитов. Толщина порядка 15-20 м.

Атлымская свита, залегающая на размытой поверхности чеганских глин, в основании континентальных осадков олигоцена представлена песками разнозернистыми, преимущественно кварцевыми, глинами с бурыми углями. Толщина до 10 м.

https://www.youtube.com/watch?v=ytpolicyandsafetyru

Новомихайловская свита сложена песками, глинами, алевритами с прослоями бурых углей. Толщина 10-15 м.

Журавская свита состоит из алевролитов, песков с глауконитом и прослоев глин. Толщина ее осадков 25-30 м.

Абросимовская свита сложена песками, глинами с прослоями бурых углей. Толщина свиты 30-35 м.

На размытой поверхности континентального палеогена залегают породы четвертичной системы, сложенные аллювиально-озерными, пойменными осадками и образованьями надпойменных террас.

Область применения УЭЦН, достоинства и недостатки.

Погружные многоступенчатые центробежные электронасосы применяют для эксплуатации глубоких скважин с низкими уровнями и высокими коэффициентами продуктивности, обычная глубинно-насосная штанговая эксплуатация которых часто нарушается обрывами штанг и другими неполадками при ограничении производительности насосов, а компрессорная эксплуатация неэффективна из-за слишком малых погружений подъемника при больших удельных расходах рабочего агента. Эти насосы весьма целесообразно применять в скважинах, где необходимо осуществлять высокие и формированные отборы жидкости.

а) где, в жидкости содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;

б) с большим количеством свободного газа, снижающего производительность насоса.

Повышенное содержание свободного газа приводит к снижению напора, подачи, КПД, а работа насоса становится крайне неустойчивой. С чем сегодня пытаются бороться с помощью установки газосепараторов, различных штуцеров и частотных преобразователей оборотов вращения ПЭД.

2.2. Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие породы, слагающие, как установлено ранее, три структурно-тектонических этажа (СТЭ).

Предлагаем ознакомиться  Скорпион знак зодиака камни талисманы для женщин

Нижний, палеозойско-допалеозойского возраста, сложен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными метаморфизованными породами. Эти образования составляют складчатый фундамент и отвечают геосинклинальному этапу развития Западно-Сибирской плиты.

Промежуточный этаж пермско-триасового времени представлен породами парагеосинклинального генезиса, отличающийся меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. И верхний, мезозойско-кайнозойский комплекс, типично платформенный, сложен мощной толщей осадочных образований, сформированных в условиях  длительного и устойчивого прогибания фундамента Западно-Сибирской плиты.

На тектонической схеме мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты изучаемый район входит в состав Александровского мегавала – структуры 1 порядка. В структурном плане мегавал линейно вытянут в субмеридиональном простирании, имеет размеры 20-80 Х 300 км и ограничен с запада, северо-запада – Колтогорским и Верхне-Аганским мегапрогибами, а с востока, юго-востока, Восточно-Александровским мегапрогибом и Усть-Тымской впадиной – отрицательными структурными элементами 1 порядка.

https://www.youtube.com/watch?v=ytpressru

В тектоническом отношении Александровский мегавал контролирует ряд месторождений одноименного нефтегазоносного района и характеризуется довольно сложным геологическим строением, так как он сложен наличием ряда валообразных  и куполовидных поднятий – структур 2 порядка (Колик-Еганский, Санторской, Пермяковский, Охтеурский и др.).

Структуры 2 порядка, в свою очередь, также осложняются многочисленными более мелкими локальными поднятиями, но уже третьего порядка. Размеры и форма их весьма разнообразны: от 2х7 км до 5х23 км. С наличием последних и связаны практически все выявленные промышленные скопления нефти в пределах Александровского нефтегазоносного района.

В северной части мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локального поднятия также в юрских отложениях выявлено Хохряковское месторождение нефти. И, наконец, в юго-восточной части Александровского мегавала, на южном продолжении Колик-Еганского вала, на так называемой Лабазной группе локальных поднятий в отложениях васюганской свиты верхней юры было установлено наличие промышленных скоплений нефти на изучаемом Пермяковском месторождении.

Структурные карты по кровле пластов Ю11, Ю12, Ю2 построены отделом Региональной и разведочной геологии и геофизики (отв. исп. Туманов Н.Н.).

Сикторская структура (Хохряковское месторождение) по кровле пласта Ю2 (тюменская свита) оконтуривается изогипсой 2400 м. Амплитуда ее 160 м (наивысшая отметка 2240 м). Структура имеет субмеридиональное простирание. Размер структуры 38,0х12,0 км. Это брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. Углы наклона крыльев составляют 203, . При этом необходимо отметить, что восточное крыло несколько положе западного.

По кровле пласта Ю11 структурный план повторяет план пласта Ю12, однако, несколько расширяется площадь сводовых частей. Структура оконтуривается изолинией – 2400 м. Простирание субмеридиональное. В целом, рассматриваемые структурные планы по пластам имеют довольно спокойный характер. Структурные планы довольно четко сохраняются, что свидетельствует об унаследованном характере развития.

Выводы по геологическому строению.

1. Отложения горизонта ЮВ1 формировались в условиях флювиальной дельтовой равнины и характеризуются сильной лито-фациальной изменчивостью. Для пласта ЮВ11 характерна глинизация пород. Из-за ограниченности кернового материала судить об условиях формирования и характере распространения пласта ЮВ2 крайне сложно.

2. Коллекторами пласта ЮВ2 являются мелкозернистые, плохоотсортированные песчаники, с невысокими значениями глинистости и карбонатности, которые характеризуются низкими фильтрационно-емкостными параметрами. Среднее значение пористости составляет 15,1%, проницаемости – 2,1х10-3мкм2, водоудерживающей способности – 55,5%.

3. Наиболее неоднородными по своим гранулометрическим характеристикам являются отложения пласта ЮВ12. Коллекторами являются крупнозернистые алевролиты и мелко-, мелко-среднезернистые и среднезернистые песчаники. Алевролиты имеют подчиненное значение. Наибольшим распространением пользуются мелко-, мелко-среднезернистые песчаники среднеотсортированные с невысокой глинистостью и карбонатностью.

Среднезернистые песчаники встречаются, в основном, в средней части пласта, имеют малую толщину и развиты в разрезе многих скважин в пределах нефтяной части залежи. При визуальном изучении керна в них удалось установить наличие зон ослабленной цементации, а при детальном микроскопическом описании в таких песчаниках наблюдались крупные поры, не заполненные или частично заполненные каолинитом, иногда сообщающиеся между собой.

https://www.youtube.com/watch?v=ytaboutru

Такие песчаники характеризуются относительно высокими значениями коллекторских свойств (Кпр до 101.10-3мкм2). На месторождении выделена зона возможного развития таких песчаников. В процессе разработки месторождения в них будут формироваться трещины в связи с влиянием разнообразных гидродинамических процессов. Возможно, что это будет способствовать более быстрому освоению залежи.

4. Продуктивная часть пласта ЮВ11 сложена крупнозернистыми алевролитами, среднеотсортированными, с высоким содержанием пелитовой фракции до 19,6%, со средними значениями: пористости – 17,3%, проницаемости – 4,5.10-3мкм2, водоудерживающей способности – 49,5%.

5. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов ЮВ12 характеризуются следующими значениями: пористость от 10,9 до 24,3%. По проницаемости пласт сложен коллекторами III, IV, V, VI классов, с преобладанием IV и V класса. Наличие коллекторов VI и III классов свидетельствует о значительной невыдержанности эффективных прослоев. Проницаемость изменяется в пределах от 0,2.10-3мкм2 до 101.10-3мкм2.

6. Установлена зависимость проницаемости с гранулометрической характеристикой пород-коллекторов, в частности, с содержанием песчано-алевритовой фракции. С ее увеличением  возрастает значение коэффициента проницаемости.

При проведении рентгеноструктурного анализа была установлена прямая связь между содержанием каолинита в цементе и проницаемостью. Содержание набухающих монтмориллонитовых пакетов в составе смешано-слойных глинистых минералов не более 30%, то есть набухаемость в породе не выше 0,2%. Это свидетельствует о том, что в процессе разработки их влияние на изменение фильтрационно-емкостных характеристик пласта будет минимальным.

7. В пластах ЮВ11 и ЮВ12 коллекторские свойства ухудшаются от нефтяной части пласта к водной.

2.3. Общие сведения о нефтегазоносности разреза.

          Промышленная нефтегазоносность в пределах Александровского нефтегазоносного района, к которому приурочено Хохряковское месторождение, установлена в широком диапазоне от юрских до меловых отложений включительно.

           В пределах района открыто 5 нефтяных (Вахское, Чебачье, Пермяковское, Хохряковское, Колик-Еганское) и одно нефтегазовое месторождение (Северное).

В тектоническом отношении, как отмечалось выше, все выявленные залежи нефти контролируются поднятиями третьего порядка (Лабазная, Сикторская и др.), сгруппированными  в ряд валообразных приподнятых зон второго порядка, которые, в свою очередь, расположены в различных частях структуры первого порядка – Александровского мегавала, линейно-вытянутого в субмеридиональном направлении.

В стратиграфическом плане наличие промышленных скоплений нефти в основном доказано в песчаных пластах Ю11, Ю12-3 васюганской свиты верхнеюрского возраста и Ю2 в тюменской свите нижнесреднеюрского возраста, а также в пластах БВ8 и БВ10 валанжинского возраста, и газоносные верхи и отчасти низы (покурская свита) сеноманских отложений (Северное месторождение).

https://www.youtube.com/watch?v=upload

            На Хохряковском месторождении залежи нефти выявлены в песчаных пластах ЮВ11, ЮВ12 3, ЮВ2. Непромышленные притоки нефти отмечены в ачимовской толще.

             В числе поисковых задач особое место должна занимать проблема изучения и прогнозной оценки нефтеносности палеозойского фундамента. Ниже приводится описание залежей нефти горизонтов ЮВ1 и ЮВ2 Хохряковского месторождения.        

         Корреляция разрезов скважин юрских отложений в ручном варианте базировалась на выделении реперов в толще отдельных циклов осадконакопления, похожести каротажных диаграмм, а также учитывался характер насыщения коллекторов.

На основании корреляции скважин по блокам были построены геолого-статистические разрезы. На всей площади месторождения имеется четкий репер (подошва баженовской свиты). Это позволяет с достаточной степенью достоверности определить границы продуктивных горизонтов и проследить корреляцию разрезов пластов ЮВ11, ЮВ12 3, ЮВ2, выделенных в самостоятельные подсчетные объекты.

            Границы пластов прослеживаются достаточно уверено. На схемах сопоставления и геологических профилях можно проследить их значительные фациальные изменения, это, видимо, связано с условиями осадконакопления, которые на обширной площади месторождения различны.

Предлагаем ознакомиться  Алмаз в природе: как образуются, как происходит добыча, как отличить от подделки

            В пластах ЮВ11 и ЮВ2 имеются зоны глинизации песчаных пород.

             Таким образом, на основании выполненной детальной корреляции юрских отложений с учетом положений водонефтяного контакта и свойств пластовых флюидов в продуктивной части разреза было выделено три нефтяных подсчетных объекта.

Залежь пласта ЮВ11.

Залежь пласта ЮВ11 представлена чередованием пористо-проницаемых пород и плотных пород, сложенных песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрыт пласт 18 разведочными скважинами, в разрезе которых встречается от 1 до 4 проницаемых пропластов общей толщиной до 16 м. Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС. Нефтеносность их подтверждена испытанием скважины 12.

          По результатам бурения пласт Ю11 характеризуется относительной невыдержанностью коллекторов как по площади, так и по разрезу. Так в 6, 7, 8 блоках (северная часть) наблюдается полная глинизация песчаных коллекторов. Та же картина наблюдается во 2 блоке (южная часть).

           В пределах внутреннего контура нефтеносности на Хохряковском месторождении пробурено 9 скважин разведочных (№1, 2, 9, 11, 12,13, 15, 55, 61). За контуром нефтеносности пробурены три скважины (№3, 4, 20). В зоне глинизации пробурено девять скважин (№7, 10, 16, 17, 18, 54, 56, 57, 58).

            Пласт Ю11 испытан в 2 скважинах (№4, 12), скважина №4 оказалась за контуром нефтеносности. В скважине 12 пласт Ю11 опробован совместно с пластом Ю12-3. Получен фонтанирующий приток нефти 6,8 м3/сут. (на 3 мм штуцере).

              Водо-нефтяной контакт в пределах Ю11 (по промыслово-геофизическим данным) не отбивается.

Во всех скважинах (за исключением скважин, где пласт ЮВ11- водоносный и заглинизирован) песчаники пласта Ю11 нефтенасыщены до подошвы. Самая низкая отметка подошвы коллектора пласта Ю11, до которой отмечено нефтенасыщение – 2364,7 (скважина 12). Самая высокая отметка кровли коллектора, где он водонасыщен – 2412,0 (скважина 3).

Таким образом, по данным опробования и результатам интерпретации БКЗ нефтенасыщение во всех скважинах (исключая скважины 3, 4, 20) отмечено до подошвы коллекторов (самая низкая отметка – 2364,7 м в скважине 12), до этой отметки доказана и промышленная нефтеносность в этой же скважине – получен фонтанирующий приток нефти дебитом 6,8 м3/сут (на 3мм штуцере).

                Самая высокая отметка кровли водонасыщенного коллектора отмечена в скважине 3 – 2412,0 м.

                По внешнему контуру нефтеносности при отметке ВНК – 2386 м площадь по подсчетному объекту Ю11 Хохряковского месторождения равна 41,5 км2. Высота залежи – 47,3 м.

        Пласт Ю12 3 представлен монолитным песчаником, глинами и является основным объектом разработки Хохряковского месторождения.

https://www.youtube.com/watch?v=ytadvertiseru

         Подсчетный объект Ю12 3 на Хохряковском месторождении вскрыт 25 разведочными скважинами (скважина 10 ликвидирована по техническим причинам без каротажа) на глубинах 2388-2527 м.

          По результатам бурения и каротажа пласт Ю12 3 имеет довольно однородное строение в кровле и выдержан по мощности, как по разрезу, так и по площади. Однако общая мощность его изменяется от 23,2 (скважина 57п) до 56 м (скважина 11) к сводовой части структуры.

            В пределах внутреннего контура нефтеносности пробурено 14 скважин (16, 11, 58п, 14р, 7, 56р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9р, 61п). В межконтурной части пробурено 7 скважин (1, 17, 10, 16, 13, 20, 12). За контуром нефтеносности пробурено 4 скважины (3, 15, 8).

             Пласт Ю12 3 на Хохряковском месторождении опробован в 14 скважинах (№2, 3, 5, 6, 9, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 20). В скважине №12 он опробован совместно с пластом Ю11.

Промышленная нефтеносность пласта Ю12 3 доказана в 10 скважинах при раздельном опробовании (2, 5, 6, 9, 11, 14, 16, 17, 18, 20) и при совместном опробовании с пластом Ю11 в скважине 12. Дебиты нефти колеблются от 7,0 м3/сут (на 3 мм штуцере) в скважине 14 до 110 м3/сут (на 8мм штуцере) в скважине 16.

Водо-нефтяной контакт в пределах песчаного коллектора не отбивается. В 11 скважинах песчаные пласты нефтенасыщены до подошвы (№2 – 2362,6 м, №5 – 2361,3 м, №6 – 2350,2 м, №7 – 2367,2 м, №9 – 2371,6 м,  №11 – 2370,6 м, №14- 2371,7 м, №16 – 2385,9 м, №57п – 2350,4 м, №58п – 2373,2 м, №61п – 2362,4 м).

Таким образом, самая низкая отметка подошвы пласта, до которой отмечено нефтенасыщение – 2385,9 м в скважине 16 и самая высокая отметка, с которой кровля песчаников водонасыщена – 2392,6 м в скважине 8. Притоки безводной нефти получены с отметок – 2358,6 м (скв.2),- 2361,9 м (скв.5), – 2346,1 м (скв.6), – 2354,6 м (скв.7), – 2354,8 м (скв.9), – 2352,4 м (скв.11), – 2362,7 м (скв.16).

         При совместном опробовании пластов Ю11 и Ю12 3 в скв. 12 с отметок – 2348,7-2379,8 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 6,8 м3/сут (на 3 мм штуцере). В скважине 14 с отметок – 2371 м получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 7,0 м3/сут (на 3мм штуцере).  

В скважине 17 (при ВНК в интервале абс. отметок – 2383,2-2384,8 м) в интервале абс, отметок – 2373,0-2387,0 м получено 1,2 м3/сут нефти и 1,5 м3/сут воды при Ндин – 735 м, что не противоречит принятому ВНК. По химическому составу (минерализация 8018мг/л) это фильтрат бурового раствора и пластовой воды.

          В скважине 13 в интервале абс. отметок – 2362,3-2378,3 м получена пластовая вода дебитом 1,2 м3/сут с пленкой нефти (при Ндин –1160 м), подошва пласта – 2401,3 м. Поступление воды возможно из второго ствола, в котором водоносные пласты не изолированы.

В скважине 16 при опробовании пласта Ю12 в интервале абс, отметок – 2376,7-2384,7 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 2,5 м3/сут (на 3 штуцере). На забое отмечено наличие пластовой воды. Пласт Ю12 нефтенасыщен до абс. отметок – 2385,9 по данным геофизики. Поступление воды возможно из нижележащего интервала из-за некачественного цементажа эксплуатационной колонны.

Таким образом, по данным опробования и материалам промысловой геофизики водонефтяной контакт по пласту Ю12 3 Хохряковского месторождения принят в интервале абс. отметок – 2384,8-2386,6 м. Среднее значение по залежи – 2386 плюс-минус 8 м. Приток безводной нефти получен с абс. отметки – 2379,7 м (скважина 12).

         Площадь нефтеносности подсчетного объекта Ю12 3 при принятой абс. отметке ВНК – 2386 м в пределах внешнего контура равна 140,2 км2. Этаж нефтеносности 67 м.

          В целом залежь горизонта Ю1 имеет размеры 10,5х18,6 км. Высота залежи 71 м. Залежь – пластовая сводовая с элементами литологического экранирования по отдельным пропласткам и пласту Ю11.   

Залежь  пласта  Ю2.

        Пласт Ю2 развит в сводовой части структуры и вскрыт тремя разведочными скважинами (56р, 58п, 61п). Представлен чередованием песчаников и аргиллитов.

         Подсчетный объект Ю2 вскрыт на глубинах 2364,8-2409,6 м.

         По результатам бурения пласт Ю2 характеризуется невыдержанностью коллекторов, как по площади, так и по разрезу. В разрезе встречается от 1 до 5 проницаемых пропластков. Общая мощность пласта колеблется от 12 до 23 м.

Предлагаем ознакомиться  Радиодетали содержащие платину

2.5. Свойства пластовых жидкостей и газов  

https://www.youtube.com/watch?v=ytcopyrightru

Характеристика пластовых газонасыщенных нефтей Хохряковского месторождения изучена на образцах глубинных проб из скважин пласта ЮВ11-2-3 (скважины №5, 6, 7, 9, 11, 12, 16) и пласта ЮВ2 (скважины №56р, 295). Фракционный состав и физико-химические свойства разгазированных нефтей определены по данным анализа 18 проб из 13 скважин пласта ЮВ11-2-3 и 2 проб из 2 скважин пласта ЮВ2.

Отбор и исследование нефтей пласта ЮВ1 проводились службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологии в период разведочных работ на месторождении (1974-1976 г.г.). Глубинные и поверхностные пробы нефти пласта ЮВ2 исследовались при доразведке залежей службами институтов НижневартовскНИПИнефть и СибНИИНП (1986-1988 г.г.).

Обработка, систематизация и обобщение результатов комплексных исследований нетей и нефтяных газов с целью подготовки исходной информации для составления технологических схем разработки и обустройства месторождения выполнены сотрудниками отдела исследования нефтей и определения ресурсов газа СибНИИНП.

Глубинные пробы пластовой нефти отбирались из фонтанирующих скважин с помощью глубинных пробоотборников типа ПД-ЗМ и ВПП-300. Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти». Поверхностные пробы нефти отобраны с устья скважин, анализ проб выполнен по стандартным типовым методикам, обязательный перечень которых с указанием действующих ГОСТов приведен в документе ОСТ 39-112-80.

      Средние значения физических свойств пластовых нефтей в условиях пласта и при различных способах разгазирования представлены в таблице 2. Результаты экспериментального исследования глубинных проб из отдельных скважин приводятся в таблице 1.

Как следует из данных таблицы 2, нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (830С). Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластовой и по разрезу изменяется в диапазоне от 7,3 до 12,5 МПа, причем степень недонасыщенности заметно выше у нефтей пласта ЮВ2..

Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет 109 м3/т и 75 м3/т соответственно для пластов ЮВ1 и ЮВ2. В условиях пласта и на поверхности нефти легкие и маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,9-1,0 МПа.с. Значение газового фактора, плотности выделившегося газа и разгазированной нефти при дифференциальном (ступенчатом) способе разгазирования приведены по отдельным скважинам и по залежам в целом в таблице 2.2.

В составе пластовых нефтей молярная концентрация метана составляет 21-27%, концентрация его гомологов группы С2Н6 – С5Н12 колеблется около 25%. Нефтяной газ метанового типа, относительно жирный. В зависимости от способа разгазирования пластовой смеси средняя молярная концентрация метана в газе меняется от 52 до 74%.

Несмотря на некоторые отличия (по данным анализов плотность нефти пласта ЮВ2 несколько выше), разгазированные нефти обеих залежей однотипны и однозначно характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с объемным содержанием светлых фракций до 3000С около 50%. Технологический шифр нефтей – 1 Т1П2.

Имеющаяся информация о температуре застывания разгазированных нефтей крайне ограничена и ее достоверность вызывает сомнения из-за присутствия воды в исследуемых пробах. Наиболее вероятная температура потери подвижности нефти – от минус 5 до плюс 20С, что может служить причиной осложнений при транспорте продукции скважин.

Ввиду отсутствия достоверной информации о реологическом поведении продукции скважин при различных режимах движения жидкости (экспериментальные исследования в период разведки и доразведки не проводились), вязкость и плотность водонефтяных смесей в зависимости от температуры определены с помощью расчетных методов на основании известных физико-химических свойств и фракционного состава безводных нефтей.

Оценка величины вязкости выполнена для режима, при котором градиент скорости сдвига не ниже 200 с-1. Для уточнения реологических характеристик водонефтяных смесей в области пониженных температур (около 00С) рекомендуется в процессе опытно-промышленной эксплуатации выполнить комплекс  лабораторных исследований реальных промысловых эмульсий с учетом фактических условий их движения.

       В связи с тем, что разгазированные нефти пластов ЮВ1 и ЮВ2 однотипны и имеют близкие значения физико-химических параметров, характеристику водонефтяных смесей на стадии проектирования рекомендуется принять для месторождения в целом.

       1 ступень – давление 0,8 МПа, температура 130С;

       2 ступень – давление 0,5 МПа, температура 400С;

       3 ступень – давление 0,25 МПа, температура 150С;

       4 ступень – давление 0,103 МПа, температура 150С.

Для составления технологической схемы разработки и обустройства месторождения в качестве исходных данных рекомендуется принять параметры нефти и нефтяного газа, определенные для условий дифференциального (ступенчатого) разгазирования пластовой газонасыщенной смеси. Численные значения параметров, приведенные к стандартным условиям (0,1 МПа, 200С), представлены в таблицах настоящего раздела.

Пластовые воды продуктивных горизонтов Хохряковского месторождения относятся к хлор-кальциевому типу с высоким   содержанием ионов кальция и относительно низким  содержанием гидрокарбонатионов. Исключения составляет  пласт АВ4-5, где фиксируется повышенное содержание гидрокарбонат ионов и пониженное содержание ионов кальция.

Для целей ППД на месторождении используют поверхностные воды, что привело к формированию нестабильных вод. В результате чего на подземном и наземном оборудовании и в системах подготовки нефти наблюдается отложения карбонатных солей.

Свойства пластовых вод представлены в таблице 2.3.

Свойства пластовой жидкости, температура флюида, газосодержание, глубина залегания пласта Ю1 все эти и другие факторы позволяют применять в широких масштабах глубинную добычу погружными электроцентробежными насосами.  

Таблица 2.3.

Свойства пластовой воды

Свойства воды

ЮВ1

ЮВ2

ЮВ3

1

  Предельное газосодержание, м3

2,14

2,44

2,43

2

  Объемный коэффициент

1,008

1,016

1,016

3

  Вязкость в пластовых условиях, спз

0,51

0,43

0,44

4

  Общая минерализация, г/л

25,6

29

27,4

5

  Плотность в поверхностных условиях, г/см3

1,015

1,02

1,018

6

  Плотность в пластовых условиях, г/см3

1,009

1,004

1,004

Хохряковское нефтяное месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1972 г. Введено в эксплуатацию в 1985 г. в соответствии с технологической схемой разработки месторождения, составленной СибНИИНП в 1979 г.

–         проведены лабораторные исследования кернового материала, дана литологофизическая характеристика коллекторов с привязкой по разрезу к результату ГИС и опробования.

–         выполнены работы по определению типа строения коллектора с учетом условий формирования и осадконакопления в интервале продуктивных пластов.

–         разработаны алгоритмы определения ГИС подсчетных параметров пластов.

–         уточнены кондиционные пределы коллектора

–         определена начальная и остаточная нефтенасыщенность коллекторов по результатам испытания керна. 

Оперативный расчет запасов нефти проведен при помощи базы геофизических  данных « GEOBAS», автоматизированной системы картопостроения, а так же с использованием ряда программ по автоматизации подсчета запасов нефти и газа, разработанным в СибНИИНП.

С учетом переоценки балансовых запасов нефти проведен анализ текущего состояния разработки и выработки запасов нефти, выполнена оценка целесообразности проведения дальнейших буровых работ на Хохряковском месторождении, разработаны рекомендации по совершенствованию первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, глушения и освоения скважин.

https://www.youtube.com/watch?v=https:accounts.google.comServiceLogin

Рассмотрена возможность применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов  и воздействия на призабойную зону пласта. На основании проведенных расчетов и в соответствии с техническим заданием на составление Проекта разработки Хохряковского месторождения, предложены варианты разработки. Рассчитана экономическая эффективность предложенных вариантов.