В работе кратко представлены результаты исследований продуктивных пластов Гремячевского месторождения с целью выдачи рекомендаций по проектированию разработки его продуктивных отложений.

Ключевые слова: месторождение, пласт, гидродинамические исследования

В административном отношении Гремячевское месторождение расположено в Бузулукском районе Оренбургской области

Основной особенностью месторождения является то, что западная часть месторождения находится в пределах национального парка «Бузулукский бор», где запрещена съёмка 3D сейсморазведкой [1].

По состоянию на 01.01.2020 г. На лицензионном участке пробурено 29 поисково-разведочных скважин. Район охвачен сейсморазведочными работами 2D (28 пог.км) и 3D (77 пог.км ² ) [2]. В достаточном объёме проведены стандартные исследования керна (548 образцов пористости, 367 образцов проницаемости) и специальные исследования керна (24 опыта). Комплексы ГИС и ГДИС проведены в количестве 181 и 17 исследований, соответственно. Произведён отбор 10 глубинных и 18 поверхностных проб для исследования физико-химических свойств пластовых флюидов.

По результатам керновых исследований среднее значение пористости составляет 0.169 д.ед., проницаемости — 0.338 мкм ² .

В комплекс проведённых геофизических исследований скважин на месторождении входят:

− стандартный каротаж (СП+КС);

− боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3, БЭ3);

− индукционный каротаж (ИК);

− боковой каротаж (БК);

− микрозондирование (МКЗ);

− микробоковой каротаж (МБК);

− кавернометрия (КВ);

− радиоактивный каротаж (ГК, НКТ);

− плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П);

− акустический каротаж (АК);

− резистивиметрия (Рез);

− инклинометрия (Инк).

По результатам интерпретации материалов ГИС пористость изменяется в диапазоне от 12.5 % до 24.7 %, составляя в среднем 18.1 %. Нефтенасыщенность колеблется от 56.1 % до 76.3 %, в среднем 71.2 %. Проницаемость меняется от 0.145 мкм2 до 0.368 мкм ² , в среднем 0.352 мкм ² [4] [5].

Результаты гидродинамических исследований скважин (ГДИС) отражают непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и позволяют получать усреднённую информацию по значительной части пласта.

Первые разведочные скважины месторождения, давшие промышленные притоки нефти, опробовались в 1960-е годы. Опробование пластов проводилось как в процессе бурения с помощью испытателя пластов на трубах, так и после окончания бурения — в эксплуатационной колонне. Вызов притока осуществлялся компрессированием либо свабированием.

Для изучения и определения параметров пластов и продуктивности скважин на месторождении применялись следующие виды гидродинамических исследований:

− метод установившихся отборов (снятие индикаторной диаграммы — ИД);

− метод неустановившихся отборов (снятие кривой восстановления давления или уровня — КВД (КВУ).

Всего проведено 17 гидродинамических исследований нефтяных скважин. По результатам интерпретации полученных данных по ряду скважин были определены следующие параметры: коэффициент продуктивности — 3,8 м ³ /сут * МПа, пластовое давление — 34,5 МПа, гидропроводность пластов — 197.2 (мкм ² ·см)/(мПа·с).

Фильтрационные характеристики пластов, полученные по результатам гидродинамических исследований скважин, как в начальный период, так и в процессе эксплуатации, на различных режимах характеризуются значительной изменчивостью, что связано с различными геолого-технологическими факторами [3].

Пробы пластовых флюидов отбирались как до ввода залежи в разработку, так и в период пробной эксплуатации залежи. Основными определяемыми параметрами при однократном разгазировании были: давление насыщения, коэффициент сжимаемости, газосодержание, объемный коэффициент, плотность и вязкость пластовой нефти, плотность и вязкость сепарированной нефти, плотность выделившегося газа. Дифференциальная дегазация проводилась по схеме, моделирующей типовые условия сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на промысле.

Достаточно качественные исследования пластовой нефти были проведены в 1998 г. и 2000 г. Среднее значение давления насыщения нефти газом составило 13.6 МПа, газосодержания при стандартном разгазировании — 91.5 м ³ /т, при дифференциальном — 84.2 м ³ /т. Плотность пластовой нефти составила 740 кг/м ³ , вязкость — 2.59 мПа*с, молярная масса — 140.2 г/моль. Также был определен коэффициент сжимаемости нефти, который составил 14.75*10– ⁴ 1/МПа.

Динамика изменения ФХС во времени по многочисленным пробам разгазированной нефти за период пробной эксплуатации носит хаотичный характер [6].

Литература:

1. Бельц Г. М., Мануйлов Н. В. и др. Гидрогеологическая съемка и эколого- геологические исследования с картографированием масштаба 1:200000 листа N-39-ХХIХ («Бузулукский Бор» и г. Бузулук) в 2000–2003 гг. ФГУП «Оренбурггеоресурс». с.Нежинка, 2003
2. Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОГТ-2D на Гремячевской площади в 2000 году (сп № 5/2000), ОАО «Оренбурггеология», ОАО «Оренбургская геофизическая экспедиция», г. Оренбург, 2000 г.
3. РД 153–39.0–109–01. Методические указания. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. М., 2002
4. ГОСТ 26450.0–85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. М., Издательство стандартов, 1985, 4 с.
5. Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. М., «Недра», 1991, 219 с.
6. ГОСТ 17.4.4.02–84. Охрана природы. Почвы. Методы отбора и подготовки проб для химического, бактериологического, гельминтологического анализа, 1984