СКАЧАТЬ:  opisanie-ecn-i-grp.zip [222,3 Kb] (cкачиваний: 560)

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Область применения УЭЦН, достоинства и недостатки.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Стратиграфия

Домезозойские образования.

Мезо-кайнозойские отложения

Юрская система

Меловая система

Палеогеновая система

Четвертичная система

2.2. Тектоника

2.3. Общие сведения о нефтегазоносности разреза.

Залежь пласта ЮВ₁¹.

Залежь пласта Ю₁²⁺³.

Залежь  пласта  Ю₂.

2.4. Свойства нефти и нефтяного газа Хохряковского   месторождения

2.5. Свойства пластовых жидкостей и газов

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Состояние разработки месторождения.

3.2. Запасы нефти и газа

3.3. Фонд скважин.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

4.1. Применяемые конструкции скважин и устьевое оборудование

4.2. Состав и комплектность УЭЦН

4.3. Технические характеристики УЭЦН

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.

5.1. Схема и принцип работы УЭЦН

5.2. Анализ причин отказов УЭЦН

5.3. Анализ аварий (полетов) по фонду УЭЦН по ОАО «ННП» за 2000 год.

5.4. Вибродиагностика УЭЦН.

5.5. Подбор и оптимизация технологического режима скважин эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

5.5.1. Расчет оптимального давления на приеме УЭЦН

5.5.2. Расчет реальных характеристик УЭЦН

5.5.3. Подбор УЭЦН

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

6.1. Характеристика производственно-хозяйственной деятельности ОАО «Нижневартовское Нефтегазодобывающее Предприятие».

6.2.Анализ динамики технико-экономических показателей.

6.3. Анализ научно-технического развития.

6.3.2. Основные направления мероприятий НТП принятые в  2000 г.

7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ

7.1. Обеспечение безопасности работающих.

7.1.1. Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

7.1.2.Санитарные требования

7.1.3.Противопожарные требования

7.1.4.  Мероприятия по безопасности при эксплуатации нефтяных скважин

7.1.5.Технические требования и охрана труда при эксплуатации УЭЦН.

7.2. Экологичность проекта

7.2.1. Влияние проектируемых работ на окружающую среду

7.2.2. Применение передовых технологий по охране окружающей среды при эксплуатации месторождений

7.3. Чрезвычайные ситуации

8. ПРЕДЛОЖЕНИЯ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ РАБОТЫ ФОНДА УЭЦН И ПОВЫШЕНИЮ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ.

8.1. Геолого-технические мероприятия

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

ВВЕДЕНИЕ

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.

Не рекомендуется применять погружные центробежные электронасосы в скважинах:

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.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Хохряковское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины, севернее среднего течения р. Вах. В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области. Расстояние от Хохряковского месторождения до г. Нижневартовска составляет 163 км.

Площадь работ представляет собой сглаженную слабопересеченную равнину, с плавным увеличением  высотных  отметок  к  северу (от 50 до 90 м). Наблюдается сильная заболоченность территории, наличие большого количества озер, стариц, проток. Из крупных озер, прилегающих к территории месторождения можно отметить Ай-Енгтым-Емтор, Еккан-Еган-Эмтор, Энтиль-Пег-Эмтор. Имеющиеся в районе реки не судоходны, ширина их не превышает 10 м.  Лес, в основном смешанный, с преобладанием хвойных пород. Животный мир довольно разнообразен.

Климат в районе резко континентальный.  Температура  в  январе  падает  до -50⁰С. Мощность снегового покрова достигает 1,5 м. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры. Температура воздуха достигает +30⁰С. Среднегодовое количество осадков колеблется в пределах 420-450 мм. Ледостав обычно происходит в ноябре, вскрытие рек ото льда – во второй половине мая. Толщина льда 0,5 – 1 м.

Коренное население занимается рыболовством, звероводством, охотой, лесоразработкой.

Транспортировка грузов в район месторождения ведется в весенне-летнее время по реке Вах. В зимнее время – осуществляется по «зимникам». Круглогодично используется авиатранспорт и автодорога.

Хохряковское месторождение относится к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В верхнем гидрогеологическом этаже разреза присутствуют 3 водоносных горизонта – четвертичный, атлым-новомихайловский и чеганский.

Наиболее значительным по запасам воды, пригодной к использованию в хозяйственных нуждах, является атлым-новомихайловский горизонт, который залегает на глубине 90-120 м. Воды горизонта пресные гидрокарбонатные магниево-кальциевые с минерализацией 0,1-0,4 г/л.

В  Нижневартовском районе, кроме нефти и газа, добывают так же торф и строительные материалы. Запасы месторождения керамзитовых глин, открытого в районе г. Мегион, составляют по категории  А+В+С1=2963,1 тыс.м3. Запасы месторождения строительного песка, открытого  в 2,5 км.  К юго-востоку от Мегиона, составляют 4,8 млн.м3. Кроме того, в районе пос. Варьеган расположено месторождение стекольного песка. В районе пос. Локосово и г. Мегион открыты месторождения глин, пригодных для производства кирпича.

Запасы месторождений строительных материалов используются для строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, а так же других производственных нужд.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

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.

Домезозойские образования. 

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.

Мезо-кайнозойские отложения 

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. Для отложений свиты характерно обильное содержание обугленного растительного детрита, углистость и пиритизация органики. Толщина тюменской свиты 420 м.

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.

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.

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.  

Палеогеновая система 

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.

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.

Четвертичная система 

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

2.2. Тектоника

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

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. Этот комплекс отложений изучен, в том числе и глубоким бурением, наиболее полно, слагающие его породы образуют собственно осадочный чехол плиты и с ним связаны основные выявленные промышленные скопления углеводородов.

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.

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.). Они, как правило, также имеют вытянутую форму меридионального простирания с юго-востока на северо-запад. Размеры их колеблются от 12х36 км до 13-22х115 км.

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 центральной и южной частях Александровского мегавала в пределах его Охтеурского куполовидного поднятия и Криволуцкого вала на Вахском и Чебачьем локальных поднятиях открыты одноименные месторождения нефти в отложениях верхней юры.

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. В дальнейшем по данным глубокого бурения и сейсмики было высказано предположение, что Лабазная группа поднятий, очевидно, тяготеет к юго-восточному продолжению Колик-Еганского вала, так как четкого прогиба между Сикторской и Лабазной группами локальных поднятий не зафиксировано.

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 коллекторов пласта Ю₁²⁺³  Сикторская структура оконтуривается изогипсой – 2400 м. Структурные построения четкие. Амплитуда – 100 м. Размеры 62,0х12,0 км. Простирание субмеридиональное. Это типичная брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. В сводовой части структуры выделяются две вершины: довольно больших размеров в южной части (район скважины 6) и несколько меньше – в северной части (район скважины 2). Оконтуриваются они изогипсами 2300 и 2320 м. 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. 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, Ю₁^2-3 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). Отдельные нефте- и газопроявления непромышленного значения в пределах Александровского района отмечены в диапазоне от коньяк- сантонских отложений до фундамента.

            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, ЮВ_2, 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.

            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 Ю₁^2-3. 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.

                В связи с тем, что пласты Ю₁¹ и Ю₁²⁺³ гидродинамически взаимосвязаны и объединены в горизонт Ю₁, представляющий резервуар для единой залежи, водонефтяной контакт для верхнего подсчетного объекта (пласт Ю₁¹) принят единым с нижележащим подсчетным объектом (пластом Ю₁²⁺³) на отметке-2386 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.

Залежь пласта Ю₁²⁺³.

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

         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). В четырех скважинах водонефтяной контакт проходит внутри плотных пропластков: скважина №1 – 2386,3-2388,1 м, №12 – 2386,7-2389,7 м, №13 – 2382,9-2385,1 м и №17 – 2383,2-2384,8 м. В четырех скважинах песчаники водонасыщены с кровли: скв.№3 – 2422,1 м, №4 – 2417, 4 м, №8 – 2392,6 м, №15 – 2402,8 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 Н_дин – 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 Н_дин –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.

         Максимальная эффективная толщина отмечена в сводовой части структуры 10,6 м (скважина 56), 21,4 м (скважина 61). Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС. Нефтеносность подтверждена испытанием скважин 56, 61.

         В пределах внутреннего контура пробурена скважина 56р. Скважины 12, 9, 7, 14 пробурены за контуром нефтеносности. В скважинах №2, 6, 5, 57 пласт Ю₂ заглинизирован.

        Пласт Ю₂ испытан в 2 скважинах (56, 61), доказана его промышленная нефтеносность.       

        В скважине 56 с интервала глубин 2448-2452 м (а.о. – 2376,5-2379,5 м) получен приток нефти дебитом 19,3 м³/сут. В скважине 61 с интервала глубин – 2436,5-2441 м (а.о. – 2387-2392,5) получена нефть с водой дебитом 21 м³/сут. Водонефтяной контакт как и для пластов Ю₁¹ и Ю₁²⁺³ принят на отметке – 2386 м, что подтверждается результатами испытания. Приток безводной нефти получен с абс. отметки – 2379,5 (скважина 56).

        Площадь нефтеносности подсчетного объекта Ю₂ при принятой отметке ВНК – 2386 м в пределах внешнего контура равна 45 км² . Высота залежи 18 м. Залежь пластовая, сводовая с элементами литологического экранирования.

         По промыслово-геофизическим данным на Хохряковском месторождении возможно нефтенасыщены коллектора ачимовской толщи (скважины 1, 2, 6) водонефтяной контакт определить не представляется возможным, поэтому о размере залежи судить трудно. Очевидно, она мала по размерам и водоплавающая. Об этом говорят результаты испытания скважин 2, 8, 10, 14, 54, 55.

          В сводовой скважине при опробовании в интервале 2306-2314 м (а.о. 2240,3-2248,3 м) получен приток пластовой воды (16 м³/сут) и нефти (0,1 м³/сут) при  Н_дин – 1127 м. Получение нефти в дальнейшем следует уточнить, так как в скважину в процессе бурения закачивается нефть.

          В остальных скважинах (8, 10, 14, 54, 55) получена пластовая вода.

        Запись геотермического градиента на месторождении не проводилась. Ближайшим к описываемым месторождениям, где проведены исследования изменения температуры по разрезу, является Самотлорское. На Самотлорском месторождении температура увеличивается от +3⁰С (60 м) до 103⁰С (на глубине 2760 м), причем рост температуры находится в строгом соответствии с особенностями литологического строения. Судить о закономерности изменения температуры на описываемых месторождениях не представляется возможным, т.к. из всех замеров пластовых температур, большая часть приходится на отложения самых низов мегионской (ачимовской тощи и васюганской свиты) в интервалах глубин 2300-2640 м. Разница температур в этом интервале составляет 20⁰С (67⁰С – 88⁰С), т.е. порядка 1⁰С на 100 м. На Самотлорском месторождении аналогичные отложения характеризуются градиентом порядка 5⁰С на 100 м.

        Замеры пластовых температур приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1.          

        Продуктивные пласты юрского нефтегазоносного комплекса прослеживаются на всей территории рассматриваемого региона.

         Расчетный статистический уровень по скважине №17 Хохряковского месторождения составляет +55 м, по скважине №35 Пермяковского месторождения +78 м, что говорит о существовании напорного режима. Результаты испытания скважин (получение фонтанирующих притоков нефти и переливающих притоков воды) также подтверждают существование напорного режима, а в комплексе с режимом растворенного газа, вероятнее всего, будет проявляться упруговодонапорный режим пластов.

        Многолетнемерзлыми породами занято около половины территории Западно-Сибирской низменности. Большая часть нефтяных и практически все газовые месторождения Тюменской области расположены в зоне залегания многолетнемерзлых пород (ММП). Выделяют три основных мерзлых зоны: северную, центральную и южную. Мерзлые породы здесь являются продолжением реликтовых толщ центральной зоны.

          Мерзлыми породами в районе являются песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит, Глубина их залегания на водоразделах 120-130 м, мощность 20-70 м. На северо-востоке Нижнетавдинского района кровля пород спускается до 335 м. Под поймами крупных рек, а иногда под первой надпойменной террасой, мерзлые породы отсутствуют совсем.

           В рассматриваемом районе имеются лишь древние формы остаточного полигонального рельефа, которые свидетельствуют о распространении ММП в его пределах в период доклиматического оптимума, а их следы встречаются до 55-56⁰С северной широты.

           Породы древнего слоя мерзлоты являются слоисто-мерзлыми, слабольдистыми и обладают массивной криогенной структурой.

           Температура в разрезе слоя древней мерзлоты остановилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза и, по-видимому. Не ниже –0,1  -  0,2⁰С.

2.4. Свойства нефти и нефтяного газа Хохряковского   месторождения

       Характеристика пластовых газонасыщенных нефтей Хохряковского месторождения изучена на образцах глубинных проб из скважин пласта ЮВ₁^1-2-3 (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 ЮВ₁^1-2-3 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.

       Компонентный состав нефтей и нефтяных газов исследован методами газожидкостной хроматографии на аппаратуре типа ЛХМ-8МД, ЦВЕТ-100 и ХРОМ-4. Концентрация компонентов пластовой газонасыщенной нефти определена по методу материального баланса на основании результатов анализа составов разделенных фаз.

      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 ЮВ_2.. Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет 109 м³/т и 75 м ³/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.

       Приводимые в таблицах сведения о свойствах нефти и газа при дифференциальном разгазировании ориентированы на принципиальную схему обустройства, включающую термохимическую подготовку обводненной продукции скважин и следующие условия сепарации на ступенях:

       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.

2.5. Свойства пластовых жидкостей и газов  

Пластовые воды продуктивных горизонтов Хохряковского месторождения относятся к хлор-кальциевому типу с высоким   содержанием ионов кальция и относительно низким  содержанием гидрокарбонатионов. Исключения составляет  пласт АВ_4-5, 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.

Вывод:

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

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Состояние разработки месторождения.

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.

Подсчет запасов нефти по Хохряковскому месторождению был выполнен в 1976 г. Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологией по данным бурения 16 разведочных скважин для двух подсчетных объектов (ЮВ₁¹  и ЮВ₁²). Геологические запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, по категории С1 составили 151782 тыс.т., по категории С2 – 5744 тыс.т., извлекаемые – соответственно 48570 тыс.т. и 1838 тыс.т. Интенсивное разбуривание месторождения велось с 1986 г. В процессе промышленной эксплуатации новые данные о коллекторских свойствах и распространение продуктивных пластов, в частности отмечается расширение контура нефтеносности горизонта ЮВ₁ в Восточной части месторождения. По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин была выявлена новая залежь – ЮВ₂, приуроченная к сводовой части центрального поднятия месторождения. В настоящее  время на Хохряковском месторождении пробурено 432 эксплуатационных и 6 дополнительных разведочных скважин, по которым выполнен большой объем геофизических и промысловых исследований, отобран значительный объем керна . В связи с этим  произведена оперативная  переоценка балансовых и извлекаемых запасов нефти по Хохряковскому месторождению с привлечением полного объема необходимых исследований и обоснования подсчетов запасов нефти. Для этого выполнен следующий объем работ:

-         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. 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.

Геологоразведочные работы, проводившиеся на Хохряковском месторождении, можно условно разделить на два этапа:

первый – до 1976 года, когда Главтюменьгеологией были подсчитаны и утверждены в ГКЗ СССР балансовые и извлекаемые запасы нефти;

второй – доразведка месторождения и начало ввода его в эксплуатацию в 1985 году. В этот период на месторождении Главтюменнефтегазом были пробурены 6 разведочных и поисковых скважин. Частично функции разведочных скважин выполняли также эксплуатационные скважины – оконтуривание залежи пласта ЮВ, уточнение характера насыщения пластов, отбор керна, отбор глубинных и поверхностных проб нефти и газа и др.

Поскольку геологоразведочные работы, проведенные на месторождении до 1976 года, детально описаны в Подсчете запасов нефти, выполненном Главтюменьгеологией, в настоящей работе целесообразно остановиться только на втором этапе работ.

После ввода Хохряковского месторождения в эксплуатацию, в процессе разбуривания купольной части месторождения была открыта залежь нефти в пласте ЮВ2. Скважины NN 56, 250, 401, 402, 403, 404, 405, 413, 600, в которых проводилось опробование пласта ЮВ2, показали его промышленную нефтеносность. Дебит нефти по объекту изменяется от 7.8 т/сут (скважина 401) до 59т/сут (скважина 250).

В целях доразведки пласта ЮВ2 Хохряковского месторождения протоколом ЦКГР П/О НВНГ № 140 от 15.02.88 года было принято решение об углублении скважин основного фонда объекта ЮВ1 со вскрытием пласта ЮВ2 на участках месторождения в пределах внутреннего контура нефтеносности. По результатам бурения эксплуатационных скважин была оконтурена и изучена залежь пласта ЮВ2. За счет этого мероприятия удалось более детально изучить особенности геологического строения и местоположения пласта в плане месторождения.

Разбуривание объекта ЮВ1 эксплуатационными скважинами, ведущееся по всей площади месторождения, позволило уточнить границы площади нефтеносности, принятые подсчетные параметры по пластам.

Результаты опробования разведочных скважин, пробуренных на Хохряковском месторождении, приведены в таблице 2.

За период 1987-89 годов на месторождении пробурено 6 разведочных и поисковых скважин. Из них три скважины (57п, 58п,61п) пробурены до коры выветривания с целью оценки нефтеносности доюрских образований. При испытании фундамента в скважине 57п получен приток воды, а в скважине 61п притока не получено. При испытании других пластов от ЮВ2 до коры выветривания притока нефти не получено.

В скважинах 54, 55 опробованы пласты ачимовской толщи. При этом получены притоки воды 27 и 15 т/сут соответственно. При опробовании пласта ЮВ2 в скважине 56 получен приток нефти, в скважине 61п – нефть с водой, в скважине 58п – 10 т/сут воды с пленкой нефти.

Все разведочные скважины, пробуренные в период 1987-89 г.г. расположены в контуре нефтеносности. При это три из них (54, 55, 56) в сводовой части, 57п – на южном, 61п – на восточном, 58п – на северо-восточном крыле месторождения.

При опробовании ачимовской толщи и коллекторов нижней и средней юры (исключая пласт ЮВ2) получены притоки пластовой воды. Породы фундамента, как показали результаты опробования, также оказались непродуктивными.

Таким образом, проведенные разведочные работы на Хохряковском месторождении позволили открыть залежи нефти в пластах верхней и средней юры. Однако, доразведку месторождения нельзя считать завершенной, так как остались неоконтуренными залежи нефти в пластах ЮВ1(1) и ЮВ1(2) на севере и ЮВ1(2) на востоке.

Общий метраж разведочного бурения составляет 65.132 тыс.т, в том числе 16.7 тыс.м пробурено П/О НВНГ.

На дату составления отчета на месторождении пробурено 25 разведочных скважин. Из этого количества 7 скважин ликвидированы. Скважины №3, 4, 8, 15 оказались за контуром нефтеносности.

Таким образом, проведенные геологоразведочные работы в пределах площади характеризуются достаточно большой эффективностью. Полученные материалы позволили уточнить геологическое строение месторождения, границы площади нефтеносности продуктивных пластов, подсчетные параметры и запасы нефти.

Сведения об объемах разведочного и поискового бурения на Хохряковском месторождении.

                                                                                  Таблица № 3.1.