Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

"ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт геологии и нефтегазового дела

Направление (специальность) - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Кафедра - Геологии и разработки нефтяных месторождений

Выпускная квалификационная работа

(на соискание квалификации инженер)

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ НА МАЙСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

(Тема выпускной квалификационной работы)

Студент гр. з - 2723/10 Р.В. Иващенко

Руководитель Г.Ф. Ильина

к. г-м. н, доцент

Томск - 2008

Реферат

Дипломная работа ______ страница, 8 рисунков, 31 таблица, 13 графиков 9 источников, Объектом исследования являются нефтяные залежи Майского месторождения.

В процессе работы проанализированы текущие состояние разработки фонда скважин и проведение гидравлического разрыва пласта на Майском нефтяном месторождении.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МАЙСКОЕ месторождение, ЗАЛЕЖЬ, Фонд скважин, ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ, Методы интенсификации, кислотная обработка, Палеозой, ГРП, подсчет запасов, геология месторождения, технологические решения.

Содержание

• Введение
• 1. Общие сведения о месторождении
• 2. Геолого-физическая характеристика месторождения
• 2.1 Геологическое строение месторождения
• 2.2 Тектоника
• 2.3 Нефтегазоносность
• 2.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды
• 2.5 Физико-химические свойства пластовых вод
• 2.6 Утвержденные запасы нефти
• 3. Анализ (пробной эксплуатации) текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки
• 3.1 Анализ текущего состояния Майского нефтяного месторождения
• 4. Анализ методов интенсификации на Майском нефтяном месторождении
• 4.1 Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
• 4.1.1 Сущность ГРП
• 4.1.2 Технология проведения ГРП
• 4.1.3 Оборудование используемое при ГРП
• 4.1.4 Зависимость эффективности ГРП от коллекторских свойств пласта
• 4.1.5 Анализ эффективности ГРП
• 4.2 Бурение горизонтальных скважин
• 4.3 Дополнительная перфорация и воздействие пороховыми генераторами давления
• 4.4 Кислотные обработки призабойной зоны
• 5. Охрана окружающей среды
• 5.1 Охрана атмосферного воздуха
• 5.2 Охрана недр в процессе эксплуатации
• Заключение
• Список литературы

Введение

Поисковые работы в пределах Майской площади были начаты в 1971 году бурением скважины 390Р расположенной на южном крыле Майского локального поднятия и по результатам испытания скважины была открыта залежь нефти не промышленного значения в горизонте Ю_{1 (}келловей-оксфорд).

В 2004-05 гг. были проведёны площадные сейсморазведочные работы МОГТ 2D, позволившие уточнить строение Майской площади. В 2005 г. на Майском локальном поднятии в районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р была пробурена оценочная скважина 392Р. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи в пласте Ю_{14-15 (}тюменская свита) и пласте Ю₁^{3-4 (}васюганская свита). Полученные результаты ранее проведенных работ и периода 2004-05 г. г. дали основание впервые провести оценку запасов Майского нефтяного месторождения с постановкой их на баланс. В зимний сезон 2005 - 2006 г на месторождении были проведены дополнительные работы (сейсморазведочные МОГТ-2D и бурение скважин 393Р). [5].

В результате получена качественно новая информация, которая позволила провести переинтерпретацию ГИС скважины-первооткрывательницы (№ 392Р). На данный момент месторождение слабо разведано, отсутствует достаточный объём исходных данных для составления технологической схемы разработки. Поэтому на первом этапе эксплуатации ведется наиболее детальное изучение всех особенностей геологического строения, характеристики резервуара и флюидов, создания предварительной геолого-технической модели, обоснование рационального варианта пробной эксплуатации залежи нефти и выдача рекомендаций по доразведке месторождения.

На данный момент ведутся работы по бурение скважин пласта Ю₁^3-4 и подготовка к бурению скважин пласта Ю_14-15. [5].

Целью выпускной квалификационной работы является анализ методов интенсификации - гидравлического разрыва пласта проводимого на месторождении.

1. Общие сведения о месторождении

Майское нефтяное месторождение географически расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности, в Обь-Иртышском междуречье, в бассейне реки Васюган - левого притока Оби. Территория района месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину с широкими заболоченными водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до + 135 м. Заболоченность местности составляет 50 - 60% территории. Основной водной артерией в районе проектируемых работ является р. Васюган, протекающая в непосредственной близости от площади работ в 2 - 3 км. Климат района континентальный. Среднегодовая температура составляет +3^о С.

Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1 - 1,5 м, на заселённых - 0,3 - 0,4 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м. Многолетнемёрзлых пород по данным бурения не установлено. Среднегодовое количество осадков составляет 400 - 500 мм, максимум отмечается в июле-августе и декабре-январе. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и сохраняется до начала мая. Его высота составляет от 0,4 - 0,5 м на открытых участках до 2 м на леснных. Реки вскрываются преимущественно в начале мая, ледостав начинается в ноябре, болота обычно промерзают к началу января.

В административном отношении Майское нефтяное месторождение находится в южной части Каргасокского района Томской области, в пределах лицензионного блока 70 - 3. Расстояния до ближайших городов области следующие: до Кедрового, где находится ближайший аэропорт областного значения, - 125 км, до Томска - 470 км (ближайшая железнодорожная станция и речной порт). Ближайший населённый пункт - п. Майск, который расположен в 25 км по зимней дороге.

разрыв гидравлический пласт месторождение

Магистральных путей сообщения вблизи района проектируемых работ нет. Доставка бурового оборудования и материалов осуществляется по "зимнику”. Вахты на буровую доставляются из г. Кедрового на вертолётах.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд и эксплуатационного бурения можно использовать подземные воды чеганской свиты нижнего олигоцена.

Майское месторождение в промышленно-экономическом отношении находится в Средневасюганском нефтегазоносном районе, который находится в Васюганской нефтегазоносной области. Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Нижнее-Табаганское, Калиновое, Урманское, Северо-Останинское и др. В 12 км к югу от месторождения проходит нефтепровод "Игольское - Герасимовское - Лугинецкое - с. Парабель” (рисунок 1.1.). [5].

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района Майского месторождения

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Геологическое строение месторождения

Промышленная нефтеносность на Майском месторождении связана с песчаным пластом Ю₁^3-4, горизонта Ю₁ васюганской свиты и пластом Ю_14-15 тюменской свиты.

Такие основные параметры продуктивных пластов, как стратиграфические границы кровли и подошвы коллектора, характеристики фильтрационной и литологической неоднородности разреза, а также интервалы опробования пластов в скважинах представлены в таблицах, 2.1., 2.2.

Таблица 2.1 - Характеристика толщин продуктивных пластов (объект Ю₁^3-4)

Толщина	Наименование	Зоны пластов Ю13-4
		Нефтяная	Водо- нефтяная	По пласту в целом
Общая	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	18,8 0,1 17,2-23,8	21,5 0,2 17,2-29	25,3 0,22 17,2-29
Эффективная	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	15,4 0,1 12,9-18	16,3 0,17 11,3-26,6	16,4 0,12 11,3-27,5
Нефте-насыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	15,4 0,1 12,9-18	9,2 0,46 0-17,2	10,6 0,4 0-18
Водо-насыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	-	7,1 0,8 0-26,6	12,2 0,55 0-26,6
Непроницаемых разделов	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	3,3 0,5 1-8,3	5,2 0,53 1-11,9	5,1 0,5 1-13,1

Таблица 2.2 - Характеристика толщин продуктивных пластов (объект Ю_14-15)

Толщина	Наименование	Зоны пластов Ю14-15
		Нефтяная	Водо- нефтяная	По пласту в целом
1	2	3	4	5
Общая	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	24,26 0,05 21 - 26	24,91 0,04 22,5-27,2	24,52 0,05 15,2 - 29,9
Эффективная	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	22,21 0,08 16,4-25,5	22,71 0,07 16,6-25,8	22,24 0,08 14,6 - 29,5
Нефте-насыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	22,21 0,08 16,4 - 25,5	12,82 0,47 0 - 25,8	16,65 0,4 0 - 25,8
Водо-насыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	-	9,9 0,57 0 - 24,6	14,54 0,64 0 - 29,1
Непроницаемых разделов	Средняя, м Коэффициент вариации, д. е. Интервал изменения, м	2,33 0,60 0 - 8,7	2,21 0,68 0 - 8,7	2,33 0,60 0 - 8,7

Формирование пласта Ю_14-15 происходило в континентальной обстановке осадконакопления. Это следует как из общепринятых для рассматриваемой территории представлений о характере осадконакопления верхнетоарских осадков. Из описания кернового материала в скважинах 392Р и 393Р, где песчаная толща имеет градационное строение, характерное для многоярусных (разветвлённых) речных систем, по разрезу отмечаются прослои углей и галечных горизонтов (интервал глубин 3009 - 3018 м в скважине 392Р), крупные фрагменты растительных остатков, косая, линзовидная слоистость, площадная выдержанность песчаной толщи в пределах Майского поднятия и сопредельных площадей.

По особенностям литологического состава пласт Ю_14-15 представлен переслаиванием песчаников светло-серых, мелкозернистых, средне и крепкосцементированных, однородных, иногда карбонатизированных, с косой и волнистой слоистостью. Отмечаются включения слюды, пирита, растительных остатков.

Согласно лабораторным исследованиям керна, пористость песчаников меняется в пределах 0,09 - 0,17 д. ед., проницаемость в пределах 0,2 - 20 мД. Прогнозную геологическую модель пласта Ю_14-15 можно описать исходя из седиментационной модели рек разветвлённого типа и прогнозируемого направления потока.

Как следует из модели осадконакопления, реки разветвлённого типа характерны для предгорных ландшафтов, и их отложения свойственны низам платформенного чехла. Основную роль в процессах распределения осадочного материала разветвлённых рек играют останцовые формы рельефа. Тяготеющие к пониженным участкам останцового рельефа, эти реки характеризуются высокой латеральной миграцией речного русла. Это способствует хаотичному распределению фильтрационно-емкостных свойств песчаника в объёме коллектора и более значительной латеральной выдержанности ФЕС по направлению течения реки.

Распределение останцовых возвышенностей на момент формирования пласта Ю_14-15 можно реконструировать по характеру пространственного развития нижнетоарских глин тогурской свиты, залегающих в подошве рассматриваемых пластов.

Продуктивные пласты Ю₁³ и Ю₁⁴ формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём поступающего терригенного материала и малые углы наклона морского дна, способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде, отразилось в совместном присутствии пластов Ю₁³ и Ю₁⁴ в разрезах подугольной толщи Майской площади.

Особенности осадконакопления песчаников регрессирующего моря отразились и на характере распределении фильтрационно-емкостных свойств пласта Ю₁^3-4 по разрезу. Так, в соответствии c седиментационной моделью, накопление песчаников происходило в различных гидродинамических обстановках. В результате регрессии моря песчаные отложения переходной и предфронтальной зон (пласт Ю₁⁴) перекрывались песчаниками пляжа (пласт Ю₁³) вверх по разрезу.

В переходной и предфронтальной пляжевой зонах, где аэрация песчаников была затруднена, преобладала восстановительная обстановка. Это способствовало проявлению процессов седиритизации, что характерно для подошвенной части пласта Ю₁^3-4 и отражается в послойной седиритизации песчаников разного масштаба.

В зонах нижнего и верхнего пляжа, с высокой степенью аэрации песчаных отложений, о чём свидетельствует присутствие в керне следов илоедов в кровельной части пласта Ю₁^3-4, преобладала окислительная обстановка.

Процессы сидеритизации повлияли на первичные коллекторские свойства пласта и характер его насыщения.

Так, распределение проницаемости от пористости для пласта Ю₁^3-4 на графике массивов значений, в целом, свидетельствует о наличие двух зависимостей. Анализ распределения образцов по разрезу показал, что при равных значениях пористости проницаемость образцов песчаника из подошвенной пласта значительно ниже образцов его кровельной части.

Наблюдаемые различия можно связать с особенностями проявления сидеритизации в поровом пространстве. Более обширно эти процессы проявились в поровых каналах, соединяющих отдельные поры, уменьшили их радиус и снизили проницаемость песчаников. Отражены результаты капиллярных исследований керна, из которых следует, что средний радиус пор песчаников кровельной части пласта составляет 8 мкм, а для подошвенной части этот параметр составляет 2 - 4 мкм. [5].

2.2 Тектоника

В тектоническом плане из всей группы локальных поднятий, осложняющих северную периклиналь Лавровского наклонного вала, наиболее приподнятым в рельефе верхнеюрских отложений является изометричный блок Майского локального поднятия (рисунок 2.1.).

Рисунок 2.1 - Выкопировка из тектонической карты юрского структурного яруса юго-восточной части Западно-Сибирской плиты

По замыкающей сейсмоизогипсе регионального горизонта IIa (2550 м) амплитуда поднятия составляет 43 м. Площадь структуры по замыкающей сейсмоизогипсе составляет 27 км².

По кровле пласта Ю_14-15, структурная основа которого построена близлежащему отражающему горизонту Ia (кровля песчаного пласта Ю₁₀), размеры поднятия в пределах замыкающей изогипсы (2900 м) составляют 13,5 х 4 км при амплитуде 80 м.

2.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю_14-15 тюменской свиты и Ю₁^{3-4 (}келловей-оксфорд) васюганской свиты.

Пласт Ю_14-15

Нефтяная залежь пласта Ю_14-15 приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р и 393Р на абсолютных отметках 2824 - 2852,7 метров. Толщина пласта составляет в среднем 23 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 7 и их эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,2 м. Керном пласт охарактеризован в разрезе скважин 392Р и 393Р. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 - 3005,8 м (а. о. - 2852,7 - 2878,1 м). Опробование пласта Ю_14-15 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 - 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю₆ и ниже до забоя в отложениях палеозоя. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м³/сут.

В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977,8 - 3003,5 м (а. о. - 2849,0 - 2874,7 м.). Опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 - 2995,0 м (а. о. - 2851,3 - 2866,3 м). Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м³/сут. на среднединамическом уровне 1552 м. Соответственно, дебит нефти равен 1,1 м³/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды (минерализация 20,7 г/л) при работе ЭЦН составил 23,3 м³/сут. и 8,5 м³/сут. соответственно.

Нефть легкая (плотность 794,4 кг/м³), парафинистая (содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S - 0%) (таблицы 2.8 и 2.9.).

Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия, полученную воду нет основания считать пластовой.

В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в интервале 2953,0 - 3004,0 м (а. о. - 2822,4 - 2873,4 м). Получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 32,6 м³/сут. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке - 2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии. Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой (таб.2.3.). Размеры залежи - 13,5 Ч 4 км, амплитуда - 85 м. (рис.2.2)

Рисунок 2.2 - Геологический разрез по линии скважин 393Р - 392Р

Таблица 2.3 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов объекта Ю_14-15

Параметры	Объекты
	Ю14-15
1	2
Средняя глубина залегания, м	2875
Тип залежи	пластовая-сводовая
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтеносности, тыс. м2	36319
Средняя общая толщина, м	24,6
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	19,7
Средняя водонасыщенная толщина, м	-
Пористость, %	0,123
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед.	0,658
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	-
Проницаемость, мкм2	0,0025
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,72
Коэффициент расчлененности, доли ед.	4,7
Начальная пластовая температура,°С	98,7
Начальное пластовое давление, МПа	31,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	0,91
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,682
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,784
Абсолютная отметка ВНК, м	-2900,0
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,25
Содержание серы в нефти, %	0
Содержание парафина в нефти, %	10,2
Давление насыщения нефти газом, МПа	17,5
Газосодержание нефти, м3/т	236
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,34
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,026
Средняя продуктивность, 10 м3/ (сутМПа)	0,606
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т.	32216
в том числе: по категории С1/С2	2050/30166
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т.	6443
в том числе: по категории С1/С2	410 /6033
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,2
в том числе: по категории С1/С2	0,2/0,2

Пласт Ю₁^3-4

Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём поступавшего терригенного материала, и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. В пределах месторождения пласт представлен толщей песчаников с прослоями глинистых разностей пород толщиной 1 - 2 м. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю₁³ и Ю₁⁴ в разрезах подугольной толщи Майской площади. Пласт вскрыт всеми скважинами на абсолютных отметках 2527,6 - 2540,6 м. Толщина пласта составляет в среднем 25 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По керну он характеризуется мелкозернистыми песчаниками средне - и крепко сцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала. Испытание пласта проводились в скважинах 390Р, 392Р и 394Р. В скважине 390Р пласт испытан в интервале 2675 - 2693 м (абс. отм. - 2547,3 - 2565,3 м). Перфорацией вскрыта нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м³/сут., а дебит пластовой воды 10,8 м³/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.

В скважине 392Р испытана только верхняя часть пласта Ю₁^3-4. Из интервалов перфорации 2665,5 - 2666,1 м, 2667,9 - 2670,3 м, 2671,3 - 2673,1 м (абсолютная отметка нижней дыры перфорации - 2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м³/сут. при депрессии 156,8 атм. Нефть легкая (плотность 843,3 кг/м³), парафинистая (содержание парафинов 7,73%), малосернистая (S - 0,3%) (таблицы 2.5 и 2.6.). В скважине 393Р испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7 - 2665 м (абс. отм.2525,3 - 2534,6 м см. рисунок 2.2.). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м³/сут.

Скважина 394Р вскрыла пласт Ю₁^3-4 и при ее освоении был получен короткий период притока с оценочным дебитом нефти порядка 361 м³/сут. Освоение скважины проводилось в летний период, до завершения строительства системы нефтесбора, вследствие этих причин полноценного испытания скважины провести не удалось. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке - 2552,0 м по дополнительной изогипсе 2552 м на структурной карте, построенной по первому проницаемому пропластку пласта Ю₁^3-4. Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой. (таб.2.4.). Размеры залежи - 5,3 Ч 2,1 км, амплитуда - 26 м. (рис.2.2).

Таблица 2.4 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов (Объекта Ю₁^3-4)

Параметры	Объекты
	Ю13-4
1	2
Средняя глубина залегания, м	2538
Тип залежи	пластовая-сводовая
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтеносности, тыс. м2	8977
Средняя общая толщина, м	25,28
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	12,6
Средняя водонасыщенная толщина, м	10,75
Пористость, %	14,9
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли. ед.	0,67
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	0,49
Проницаемость, мкм2	0,0092
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,8
Коэффициент расчлененности, доли ед.	4,3
Начальная пластовая температура,°С	85
Начальное пластовое давление, МПа	27
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	1,41
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,749
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,843
Абсолютная отметка ВНК, м	-2552,0
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1, 19
Содержание серы в нефти, %	0,3
Содержание парафина в нефти, %	7,73
Давление насыщения нефти газом, МПа	6,3
Газосодержание нефти, м3/т	44,5
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,38
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,024
Средняя продуктивность, 10 м3/ (сутМПа)	0,606
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т.	5180
в том числе: по категории С1/С2	2149/3031
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т.	1554
в том числе: по категории С1/С2	410/650
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,3
в том числе: по категории С1/С2	0,3/0,3

2.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды

Пласт Ю₁^3-4

Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю₁^3-4 Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р (таблица 2.5.).

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м³)

малосернистую (содержание серы - 0,3%)

смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 5,8%)

высокопарафинистую (содержание парафинов - 7,73%)

с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 61%).

Нефть относится к 1 классу и 1 типу по ГОСТ Р 51858-2002.

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. В качестве месторождений аналогов были выбраны месторождения, где объектом разработки является пласт Ю₁^3-4: Двуреченское, Лесмуровское, Моисеевское и Крапивинское.

Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю₁^3-4 Майского месторождения отсутствуют. Свойства пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Принятые физические свойства приведены в таблицах 2.6 и 2.7 Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам. [5].

Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по эмпирическим корреляциям Маккейна и Михана на основе принятой минерализации (таблица 2.6.).

Таблица 2.5 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти (Объекта Ю₁^3-4)

Наименование	Пласт Ю13-4
	Количество исследованных	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4
Вязкость, мПа·с
при 20° С	1	1	8,9
50° С	1	1	6,8
Температура застывания,°С	1	1	+5,1
Температура насыщения парафином,°С	-	-	-
Массовое содержание, %	Серы	1	1	0,30
	Смол силикагеновых	1	1	4,89
	Асфальтенов	1	1	0,91
	Парафинов	1	1	7,73
	Солей	-	-	-
	Воды	-	-	-
	Мехпримесей	1	1	0,18
Температура плавления парафина,°С	-	-	-
Объемный выход фракций, %	н. к. - 100° С	1	1	5
	до 150° С	1	1	17
	до 200° С	1	1	27
	до 300° С	1	1	50
	до 350° С	1	1	61

Таблица 2.6 - Свойства нефти и воды (Объекта Ю₁^3-4)

Наименование	пласт Ю13-4
	Рекомендуемое значение
1	2
А)	Нефть
	Давление насыщения газом, МПа	6,3
	Газосодержание, м3/т	44,52
	Объемный коэффициент, доли ед.	1, 1905
	Плотность, кг/м3	843
	Вязкость пластовой нефти, мПа·с	1,41
	Температура застывания,°С	+5,1
Б)	Пластовая вода
	Объемный коэффициент, доли ед.	1,019
	Общая минерализация, г/л	35,5
	Плотность, кг/м3	1024,3

Таблица 2.7 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (Объекта Ю₁^3-4)

	Пласт Ю13+4
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартныхх условиях	При дифферен-циальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделив- шийся газ	нефть	выделив- шийся газ	нефть
	%%	%%	%%	%%	%%
	моль	моль	моль	моль	моль
1	2	3	4	5	6
Сероводород	-	-	-	-	-
Углекислый газ	1,85	0	1,98	0,05	0,55
Азот + редкие	2,88	0	3,13	0,00	0,84
В т. ч. гелий
метан	56,34	0,12	61,99	0,07	15, 19
этан	9,83	0,31	10,37	0,39	2,95
пропан	15,51	2,01	13,47	3, 19	5,90
изобутан	3,26	1,06	1,75	2,26	2,38
н. бутан	6,42	3,45	4,87	3,44	3,61
изопентан	1,61	2,37	0,75	2,84	2,36
н. пентан	1,51	3,25	1,03	3,13	2,59
гексаны + остаток	0,81	87,45	0,67	84,66	63,64
Молекулярная масса	27,461	174,70	24,25	168,3	122,9
Плотность	-	-	-	-	-
- газа, кг/м3	1, 208	-	1,101	-	-
- газа относительная (по воздуху), д. ед.	-	-	-	-	-
	1,002	-	0,914	-	-
- нефти, кг/м3	-	853,7	-	822,5	775,6

Пласт Ю_14-15

Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю_14-15 Майского месторождения проводились на поверхностной пробе в скважине 392Р (таблица 2.8.).

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797,4 кг/м³)

не сернистую (отсутствует)

малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 3,3%)

высокопарафинистую (содержание парафинов - 17,78%)

с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 57%).

Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002.

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождению аналогу - Фестивальному. Анализ физико-химических свойств нефти Фестивального месторождения был проведен на двух глубинных пробах в скважине 252.

Свойства пластовой нефти данного месторождения приведены в таблицах 2.9 и 2.10. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Васкеза-Бегза для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю₁. Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.9.).

Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды. [5].

Таблица 2.8 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти (Объекта Ю_14-15)

Наименование	Пласт Ю14-15
	Количество исследованных	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4
Вязкость, мПа·с
при 20° С	1	1	35,3
50° С	1	1	3,9
Температура застывания,°С	1	1	+16,9
Температура насыщения парафином,°С	-	-	-
Массовое содержание, %	Серы	1	1	отс.
	Смол силикагеновых	1	1	1,72
	Асфальтенов	1	1	1,58
	Парафинов	1	1	17,78
	Солей	-	-	-
	Воды	-	-	-
	Мехпримесей	1	1	1, 20
Температура плавления парафина,°С	-	-	-
Объемный выход фракций, %	н. к. - 100° С	1	1	6
	до 150° С	1	1	18
	до 200° С	1	1	28
	до 300° С	1	1	50,3
	до 350° С	1	1	57

Таблица 2.9 - Свойства нефти и воды (Объекта Ю_14-15)

Наименование	пласт Ю14-15
	Рекомендуемое значение
1	2
А)	Нефть
	Давление насыщения газом, МПа	17,53
	Газосодержание, м3/т	236
	Объемный коэффициент, доли ед.	1,25
	Плотность, кг/м3	797,4
	Вязкость пластовой нефти, мПа·с	0,91
	Температура застывания,°С	+16,9
Б)	Пластовая вода
	Объемный коэффициент, доли ед.	1,026
	Общая минерализация, г/л	36
	Плотность, кг/м3	1024,7

Таблица 2.10. - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (Объекта Ю_14-15)

	Пласт Ю14-15
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть
	%%	%%	%%
	моль	моль	моль
1	2	3	6
Сероводород	-	-	-
Углекислый газ	1,70	0	1, 19
Азот + редкие	2,28	0	1,59
в т. ч. гелий
метан	66,73	0,05	46,56
этан	9,53	0,26	6,73
пропан	8,65	1,1	6,36
изобутан	2,81	1,04	2,27
н. бутан	3,95	2,44	3,49
изопентан	1,39	2,34	1,68
н. пентан	1,28	3,22	1,87
гексаны + остаток	1,68	89,55	28,26
Молекулярная масса	26,124	214	82,95
Плотность	-	-	-
- газа, кг/м3	1,09	-	-
- газа относительная (по воздуху), д. ед.	-	-	-
	0,905	-	-
- нефти, кг/м3	-	800,7	604,9

2.5 Физико-химические свойства пластовых вод

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю₁.

Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.9.).

Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды

1. Майская площадь, скважина № 392.

Все пробы содержат большую примесь технической воды, обогащенной хлористым калием.

В природных условиях содержание калия наблюдается не более 200-300 мг/л. В исследуемых пробах оно колеблется от 1272 до 6161 мг/л.

Содержание других макро - и микрокомпонентов низкое. Так, например, содержание стронция в неизменённых природных условиях в водах юрских отложений не менее 300 мг/л. В исследованных пробах оно колеблется от 18,2 до 80,2 мг/л. Примерно на столько же понижено содержание йода, брома, лития, рубидия. [5].

2.6 Утвержденные запасы нефти

Майское месторождение открыто в 2005 г. бурением скважины 392Р ЗАО "Нефтепромбурсервис" по заказу недропользователя ОАО "Альянснефтегаз”. Продуктивность на месторождении приурочена к пластам Ю₁^{3-4 (}васюганская свита) и Ю_14-15 (тюменская свита). При испытании пласта Ю₁^3-4 получен приток нефти дебитом 3,2 м³/сут при депрессии 15,7 МПа. При испытании пласта Ю_14-15 был получен приток нефти дебитом 1,1 м³/сут с фильтратом бурового раствора дебитом 0,7 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды составил 23,3 м³/сут. и 8,5 м³/сут., соответственно.

Подсчет запасов нефти по пласту Ю₁^3-4 проводился в 2005 г. объемным методом. Площадь нефтеносности принята по изогипсе - 2552,0 м (условное положение ВНК принятое по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 390Р) и составляет 8878 тыс. м². Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 10,3 м. Коэффициент открытой пористости - 0,16. Коэффициент нефтенасыщенности был принят равным 0,50. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,840 и 0,843 г/см³. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0,3 д. е.

Первый подсчет запасов нефти по пласту Ю_14-15 проводился в 2005 г. объемным методом. В 2006 г., после проведения на месторождении дополнительных работ (сейсморазведка, бурение скважины 393Р) в зимний сезон 2005 - 2006 гг., был выполнен пересчет запасов категории С₂. Площадь нефтеносности в пределах категории запасов С₁ ограничивается радиусом влияния продуктивной скважины (в пределах площади находятся скважины 390Р и 392Р), равным двум шагам эксплуатационной сетки (1000 м) и составляет 4038 тыс. м². Положение ВНК принято условно по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 390Р на а. о. - 2870,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 12,5 м. Коэффициент открытой пористости - 0,13. Коэффициент нефтенасыщенности был принят равным 0,49. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,8 и 0,797 г/см³.

Площадь нефтеносности запасов категории С₂ в пределах условно принятого контура - 2900,0 м (условное положение ВНК принятое по подошве нефтенасыщенной части пласта после интерпретации ГИС скважины 393Р и переинтерпретации ГИС скважины 392Р) и границы запасов С₁ составляет 31 592 тыс. м². Эффективная нефтенасыщенная толщина принята равной 19,2 м. Коэффициент открытой пористости - 0,13. Коэффициент нефтенасыщенности был принят 0,60. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,8 и 0,797 г/см³. Коэффициент извлечения нефти по обеим категориям запасов принят, равны м 0,2 д. е. [5].

3. Анализ (пробной эксплуатации) текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки

3.1 Анализ текущего состояния Майского нефтяного месторождения

Для определения фильтрационных характеристик пластов Ю₁^3-4 и Ю_14-15 были проведены гидродинамические исследования скважин 390Р, 392Р, 393Р, 394Р.

Ю_14-15

Испытания на приток и определение гидродинамических характеристик пласта Ю_14-15 проводилось по скважине 390Р, строительство которой осуществлялось в 1972 г., и по скважинам 392Р и 393Р, строительство которых осуществлялось в 2004 - 2005 г.

Скважина 390Р была заложена в юго-восточной части Майского локального поднятия. Опробование пласта Ю_14-15 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 - 3097 метров. Вызов притока производился сменой глинистого раствора на техническую воду с последующим снижением уровня воды свабированием на глубину 400 м. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м³/сут. (при забойном давлении порядка 31 МПа). Пластовое и статическое давление на устье определялось после 15 часов стояния скважины на восстановлении давления, в результате оценка пластового давления составила 31,2 МПа. Отсутствие следов нефти объясняется тем, что опробование пласта Ю_14-15 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 - 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю₆ и ниже. Следовательно, можно предположить, что основной приток жидкости происходил из нижележащих водонасыщенных пластов, чем и объясняется отсутствие признаков нефти по результатам испытаний скважины 390Р в этом интервале.

В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р в 2005 г. была пробурена скважина 392Р. В скважине 392Р опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 - 2995,2 м. Пласт вскрыт с помощью зарядов ЗПКО-89С-АТ. Плотность перфорации составила 19 отв. /п. м. Вызов притока из пласта осуществлялся снижением уровня солевого раствора по трубной системе методом свабирования до глубины 1905 м. Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м³/сут. при депрессии равной 14,87 МПа. Соответственно дебит нефти равен 1,1 м³/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м³/сут. Первоначальный коэффициент продуктивности пласта составил 0,118 м³/ (сут * МПа).

После проведения ГРП и выполнения очистки скважину вывели на стабильный режим свабирования. В таком режиме скважина отработала в течение 21 часа. Коэффициент продуктивности при этом составил 4,24 м³/ (сут * МПа).

Далее в течение 118 часов была записана кривая восстановления давления (КВД), и затем в течение 32 часов был записан полный комплекс профиля притока с периодическим определением уровней и записью забойных давлений.

В результате анализа и интерпретации, данных исследования скважины 392Р на неустановившемся режиме фильтрации (замер КВД) определены следующие параметры пласта: пластовое давление - 29,42 МПа, проницаемость пласта - 2,67 - 4,72 мД, гидропроводность - 11,4 х 10^-12 м³/ (Па * с), скин-эффект равен - (-1,57).

По материалам регистрации профиля притока на скважине 392Р установлено, что подошва работающей мощности пласта отмечается на глубине 2995 м. Основной приток пластового флюида выявлен в интервале 2982,0 - 2990,4 м. Источником обводнения скважинной продукции является перфорированная часть пласта в интервале 2980,3 - 2994,4 м. [5].

После проведенного на скважине 392Р гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти при работе ЭЦН составил 23,3 м³/сут. и минерализованной воды 8,5 м³/сут. (депрессия 14,61 МПа). [7].

В скважине 393Р (расположенной в центральной части месторождения), в интервале 2953 - 3004 м было проведено исследование пласта Ю_14-15 пластоиспытателем КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД. Проведено два цикла испытания: первый цикл - приток в течение 20 мин, замер кривой восстановления давления в течение 20 мин; второй цикл - приток продолжительностью 120 мин, замер восстановления давления в течение последующих 120 мин. При первом цикле испытания был получен приток нефти и глинистого раствора со средним дебитом 32,6 м³/сут. Контроль состава проводился по влагометрии и резистивиметрии. Кривая восстановления давления первого цикла не обрабатывалась из-за недостаточной продолжительности самого исследования. При обработке кривой восстановления давления второго цикла испытания были получены следующие результаты: оценка пластового давления составила 32,3 МПа; проницаемость - 0,8Ч10^-3 мкм²; скин-фактор S = 5,35; коэффициент продуктивности составил 0,06 м³/сут/МПа при депрессии на пласт - 31,35 МПа. [5].

Ю₁^3-4

Испытания на приток и определение гидродинамических характеристик пласта Ю₁^3-4 проводилось по скважине 390Р, строительство которой осуществлялось в 1972 г и по скважинам 392Р, 393Р, 394Р, строительство которых осуществлялось в период 2004 - 2006 гг.

В скважине 390Р пласт вскрыт в интервале 2675 - 2693 м с помощью зарядов ПКС-80. Плотность перфорации составила 16 - 17 отв. /п. м. Вызов притока из пласта осуществлялся сменой глинистого раствора на техническую воду. По результатам исследования были сделаны следующие выводы: интервал 2675 - 2693 м является нефтеводоносным, причем нефтяные пропластки находятся в верхней части, так как основное количество нефти скапливалось в затрубном пространстве, дебит на среднем динамическом уровне 727 м пластовой минерализованной воды 10,8 м³/сут, нефти 1,4 м³/сут. Пластовое давление 27 МПа, пластовая температура +85⁰С.

В скважине 392Р пласт Ю₁^3-4 был вскрыт перфорацией в интервалах 2665,5 - 2666,1 м, 2667,9 - 2670,3 м, 2671,3 - 2673,1 м с помощью зарядов Predator 4 ¹/₂^". Плотность перфорации составила 16,6 отв. /п. м. Вызов притока осуществлялся снижением уровня свабированием до глубин 1950, 1840, 1820 м с извлечением из скважины 49,7 м³ жидкости (тех. вода, солевой раствор, нефть 8,9 м³). Первые два снижения выполнены с целью очистки пласта и первоначальной оценки продуктивности пласта. После третьего снижения уровня проведены исследования. В результате объект испытания (пласт Ю₁^3-4) можно охарактеризовать как непереливающий, нефтенасыщенный, с низкими коллекторскими свойствами. При исследовании при депрессии 15,89 МПа был получен дебит практически безводной нефти равный 3,2 м³/сут. Оценка коэффициента продуктивности составила 0,2 м³/ (сут * МПа). Результаты обработки индикаторной диаграммы, полученной по расчетному дебиту скважины и измеренному забойному давлению, представлены на график 3.1 Оценка коэффициента продуктивности по индикаторной диаграмме составила 0,06 м³/сут/МПа, что значительно меньше среднего диапазона значений коэффициентов продуктивности по пласту Ю₁^3-4 и противоречит величине коэффициента продуктивности (0,2 м³/сут/МПа), полученной по известной депрессии и дебиту скважины 392Р. Следовательно, достоверность определения данной величины не будет учитываться при дальнейшем анализе.



График 3.1 - Индикаторная диаграмма (по результатам исследования скважины 392Р)

В скважине 393Р, в процессе бурения в интервале 2655,7 - 2665 м было проведено исследование пласта Ю₁^3-4 пластоиспытателем КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД. При испытании был получен приток разгазированной нефти со средним дебитом 71,2 м³/сут. Перед остановкой скважина отработала 118 мин_, после чего была остановлена на 77 мин для записи КВД. Оценка пластового давления составила 26,58 МПа, проницаемость - 19,2Ч10^-3 мкм², скин-фактор S = 0,34. Потенциальный коэффициент продуктивности составил 7,2 м³/сут/МПа. Для проверки достоверности результатов анализа была проведена повторная интерпретация данных КВД (графики 3.2 - 3.3), при этом:

1. оценка проницаемости составила 20,3Ч10^-3 мкм², что близко по значению к первоначальной оценке в 19,2Ч10^-3 мкм².

2. оценка скин-фактора составила S = 2,4, что, в отличие от первоначальной оценки скин-фактора (S = 0,34), говорит об определенном ухудшении состояния призабойной зоны.

График 3.2 - Диагностический график (по результатам исследования скважины 393Р)

График 3.3 График Хорнера (по результатам исследования скважины 393Р)

В 2006 г. в центральной части месторождения севернее скважины 393Р была пробурена горизонтальная поисковая скважина 394Р. Скважина 394Р вскрыла пласт Ю₁^3-4 и при ее освоении был получен короткий период притока с оценочным дебитом нефти порядка 361 м³/сут. Освоение скважины проводилось в летний период, при отсутствии системы нефтесбора, вследствие этих причин полноценного испытания скважины провести не удалось. В процессе освоения скважины газовый фактор варьировался в диапазоне 38 - 55,8 м³/т.

На данный момент, наиболее распространенным методом расчета технологических показателей разработки является создание постоянно действующих геолого-технологических моделей коллекторов. При создании проекта эксплуатации Майского месторождения были использованы модульные программные комплексы для геолого-гидродинамического моделирования Petrel и Eclipse компании Schlumberger^®. Входящие в их состав модули были использованы на различных этапах создания модели: от визуализации и анализа исходных данных до создания трехмерной сетки, населения ее свойствами и расчета фильтрации флюидов в пласте. Данный программный продукт прошел аттестацию и рекомендован ЦКР Роснедра для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей.

С помощью модулей данных программных комплексов возможно построение геологической и гидродинамической моделей трехмерной многофазной фильтрации в сжимаемом пласте. Они имеют обширные сервисные возможности в задании геологии залежи, физико-химических свойств пластовых флюидов и физико-механических параметров пласта, а также могут служить для воспроизведения истории разработки, выдачи получаемой информации в числовом и графическом виде. Кроме этого, программные пакеты обладают мощной системой для экспорта и импорта данных, что обеспечивает их хорошую информационную связь и преемственность с другими программными пакетами.

Таким образом, созданная геолого-технологическая модель является мощным инструментом для расчета прогнозных вариантов и принятия оптимального решения по его дальнейшей разработке.

Модель пластового флюида - двухфазная (модель "черной нефти”): нефть (с растворенным газом) и вода. Начальное пластовое давление для пласта Ю₁^3-4 принято равным 27 МПа, для пласта Ю_14-15 - 31,1 МПа.

Физико-химические свойства нефти и воды заданы в виде зависимостей свойств от давления. Значения свойств получены по аналогии с соседними месторождениями, а также в соответствии с эмпирическими корреляциями.

Относительные фазовые проницаемости в модели были определены для каждой ячейки с использованием функции масштабирования относительных фазовых кривых программы симулятора.

Для пласта Ю₁^3-4 было проведено 5 экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей (график 3.4.):

График 3.4 - Относительные фазовые проницаемости для пласта Ю₁^3-4

Для получения единых кривых относительных фазовых проницаемостей экспериментальные данные были аппроксимированы функциями Кори (формулы 3.1 - 3.3., график 3.5.):

, (3.1.)

, (3.2.)

, (3.3.)

где

К_в - водонасыщенность, д. е.

К_вн - нормированная водонасыщенность, д. е.

К_во - насыщенность связанной воды, д. е.

К_но - остаточная нефтенасыщенность, д. е.

k_ов, k_он - относительная фазовая проницаемость для воды и нефти соответственно

k_ов', k_он' - максимальное значение относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти соответственно

k_ов^exp, k_он^exp - коэффициенты Кори.

Параметры функций Кори были подобраны методом наименьших квадратов:

k_ов' = 0,079; k_он' = 1,0; k_ов^exp = 1,9; k_он^exp = 2,5, К_во = 0,40, К_но = 0,25.

При этом коэффициент вытеснения составил 0,574.

Для пласта Ю_14-15 было проведено 1 исследование по определению относительных фазовых проницаемостей (график 3.5.).

График 3.5 - Относительные фазовые проницаемости для пласта Ю_14-15

Ввиду того, что данное исследование может быть не репрезентативно для всего пласта, в качестве ОФП для данной модели были взяты модифицированные ОФП с месторождения-аналога Широтного (полученные путем адаптации гидродинамической модели), но при этом остаточные насыщенности были перемасштабированы на значения, полученные экспериментально с учетом капиллярометрии (график 3.6.):

К_во = 0,46, К_но = 0,27.

График 3.6 - Относительные фазовые проницаемости, используемые в модели пласта Ю_14-15

Капиллярные кривые (также как и относительные фазовые проницаемости) задавались для каждой ячейки, нормированные за остаточную водонасыщенность.

Законтурная область в обеих моделях моделировалась аналитическим водоносным горизонтом Картера-Трэйси.

Построенные гидродинамические модели были использованы для выбора оптимального варианта разработки по каждому объекту. [5].

Одна из задач эксплуатации многопластовых месторождений, особенно при низкой степени изученности залежей, является выделение эксплуатационных объектов. Ведущая роль при этом принадлежит геологическим характеристикам пластов. Различные пласты объединяются или разделяются на основе комплексного изучения геологического строения залежи и её объектов, их гидродинамической характеристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах выделения эксплуатационных объектов. [2].

В данном месторождении оба объекта рассматриваются и эксплуатируются раздельной эксплуатации в силу ряда факторов: