Анализ геологической неоднородности пласта АС11 в связи с доразведкой Среднесалымского нефтегазоконденсатного месторождения

    Способы определения характера насыщения  коллекторов гранулярного типа базируются на использовании критических значений удельного электрического сопротивления (УЭС) (rп), коэффициента увеличения сопротивления (Рн) или коэффициента водонасыщенности (Кв) и нефтенасыщенности (Кн), численные значения которых устанавливаются сопоставлением этих параметров с результатами опробования пластов различного насыщения. Для нахождения критических значений УЭС существует два пути. Первый, называемый "эмпирический" предусматривает нанесение на кросс-плот в координатах rп-aпс результатов попластовых испытаний. Происходит дифференциация полей точек в соответствии с характером насыщения пластов "вода", "нефть", "газ". Беря граничное значение УЭС между областями полей "вода-нефть", устанавливают граничное, критическое значение УЭС, которое имеет некоторый диапазон вариации в зависимости от вариации коэффициента пористости коллекторов.

    Достоверность устанавливаемых таким образом  количественных критериев зависит от объема и качества опробований пластов с различными свойствами и характером насыщения.

    В выборку исходных данных для разделения по характеру насыщения включается информация по интервалам, где получены однофазные притоки флюида. Данные по интервалам, где отмечались многофазные притоки, использовались лишь при качественном цементировании затрубного пространства и отсутствии перетоков из вмещающих коллекторов.

    Вторым  более корректным методом определения  критического значения УЭС  является экспериментальное исследование характера  относительных фазовых проницаемостей "вода-нефть" на керне с одновременным замером rп образцов.

    Для различного диапазона коэффициента пористости и коэффициента проницаемости образцов керна граничное значение коэффициента водонасыщенности (Кв тек), при которой из смеси порового флюида "вода-нефть", в продукции начинает поступать свободная вода, варьирует в диапазоне 45-48. Критическому значению коэффициента водонасыщенности соответствует критическое значение параметра насыщения (Рн кр) равное 2,9, что соответствует критическому значению УЭС при rв равном 0,66 Омм и модальном значении коэффициента пористости 13,8% (в пластовых условиях) - величине равной 77,2 Омм.

    При оценке характера насыщения коллекторов  пласта АС₁₁ ранее использовалось критическое значение УЭС равно 50 Омм.

    Традиционно считается, что УЭС не может быть привлечено к разделению между собой продуктивных пластов на нефте - и газонасыщенные, так как у обоих флюидов УЭС стремится к бесконечности. На практике же изучение закономерности величин rп против газоносной и нефтеносной части разреза убедительно выявляет превышение первых над вторыми. Это явление объясняется уменьшением величины остаточной воды в газовой части пласта при прочих равных условиях по сравнению с Кво в нефтеносной части пласта на 5-7% абс. Это количество воды испаряется с поверхности твердой фазы коллектора и переходит в газовую фазу внутрипорового пространства в парообразном виде. При эксплуатации газовых залежей эта вода выносится на поверхность или иногда конденсируется внутри эксплуатационных труб, накапливаясь в призабойной части пласта.

    Тем не менее, даже это различие в УЭС  газовых и нефтеносных пластов  не может служить надежным и однозначным критерием разделения характера насыщения продуктивных пластов, так как влияние других более значимых факторов нивелирует дифференциацию rп против газонасыщенной и нефтенасыщенной части пластов.

    Для более надежного решения этой задачи привлекаются другие методы ГИС, в частности, временные замеры нейтронных параметров, опробователи пластов на кабеле и акустический метод в варианте широкополосного и низкочастотного спектра.

    Так же для определения насыщения  пород коллекторов будет проведен отбор проб пластового флюида аппаратурой  на кабеле, выполнение гидродинамический  каротаж и осуществление опробования пластов аппаратурой типа ОПН.

3.10. Перфорация и вызов притока

 

    Привязка  интервалов перфорации проводится по ГК. Вскрытие интервалов будет произведено  перфораторами типа  ЗПРК-50У, плотностью 24 отверстий на 1метр (168 зарядов).

    Пласт перфорируем только в интервале  нефтяной оторочки, с депрессией на пласт с последующим вызовом  притока.

    В связи с пониженными температурами  воздуха, наличием в разрезе скважин интервала с многолетнемерзлыми породами (ММП) и риском замерзания раствора в скважине, перфорацию на глинистом растворе в условиях Крайнего Севера не рекомендуется производить.

    Перфорация  скважины начинается при заполнении скважины конденсатом с удельным весом 0,76-0,88 г/см³ который обеспечивает депрессию на пласт в пределах 20-30 кгс/см при стрельбе первой перфорационной сборки нижнего интервала вскрытия пласта. Для спуска зарядов в скважину и перфорации под давлением необходимо использовать специальный лубрикатор. После отстрела первой сборки производится освоение скважины для удаления посторонней жидкости и конденсата из ствола скважины.

    Способ  вторичного вскрытия продуктивного  пласта при депрессии и равновесии давления на пласт позволит более  качественно вскрывать продуктивные пласты перфорацией. При этом практически исключается попадание техногенной жидкости вторичного вскрытия в пласт, происходит ускоренный и более полный вынос фильтрата бурового раствора первичного вскрытия пласта из скважины сразу при освоении скважины, особенно из нижней ее части. Применение этой технологии позволит сократить сроки отработки скважины в среднем на сутки, значительно увеличить продуктивность скважины, уменьшить депрессию на пласт, обеспечит более равномерную отработку пласта и ускоренную очистку призабойной зоны пласта скважины.

3.11. Испытание

    При выборе объектов испытания и оптимального комплекса работ по исследованию скважин учитывается необходимость решения следующих задач:

1. Изучение характера насыщения и продуктивных характеристик коллекторов;
2. Определение положения межфазовых контактов;
3. Определение гидродинамических характеристик продуктивных пластов;
4. Обоснование пластового давления и т.д.

    Количество  объектов опробования и их положение  в приделах продуктивной толщи определяется в зависимости от намеченных задач, данных комплекса ГИС и технического состояния скважин. При определении  объектов опробования в скважине необходимо обеспечить надёжную изоляцию каждого последующего объекта от предыдущих, исключить возможность  заколонных перетоков в результате нарушения целостности цементного камня.

    Для определения продуктивных характеристик, состава и свойств пластового флюида будет испытана вся нефтенасыщенная толщина.

    Объект испытания должен располагаться несколько выше ВНК. Если в процессе испытания объекта будет получен приток нефти и пластовой воды, то после определения дебита нефти и воды, параметров работы скважины на различных режимах и пластовых термобарических условиях, проводят комплекс ремонтно-изоляционных работ для ликвидации притока воды. После этого скважину вновь осваивают и, убедившись в отсутствии воды в добываемой продукции, проводят комплекс гидродинамических исследований и отбор проб.

3.12. Оценка эффективности проектируемых доразведочных работ

 

     Результатами  поисково-разведочных работ является прежде всего уточнение геологической  модели неокомских залежей и повышение достоверности обоснования подсчетных параметров. Важным моментом в разведочных работах является уточнение всех подсчётных параметров по выявленным залежам пластов АС₁₁ Средне-Салымского месторождения.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

4. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

     На  основании проведенных геологических  исследований на Средне-Салымском месторождении планируется бурение двух разведочных скважин № 200, 202 глубиной 2328 и 2312 м.

 

Таблица 4.1.

Исходные  данные

     4.1 Расчет необходимых капитальных вложений

 

     Основные  фонды геологических предприятий  играют важную роль в производственной деятельности. От их состава, технического уровня и интенсивности использования во многом зависит не только выполнение геологического задания, но и качество получаемой геологической информации, сроки проведения работ и экономические показатели работы организации. Эффективность их применения самым непосредственным образом влияет на себестоимость работ, производительность труда, прибыль, рентабельность.

     Капитальные вложения в проект рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость.

     Для нефтяных месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной  структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое  перевооружение.

     Расчет  капитальных вложений при составлении  проектной документации для разрабатываемых  месторождений, особенно если они территориально примыкают к другим месторождениям, должен осуществляться с учетом возможности  использования имеющихся мощностей объектов промыслового обустройства для нужд проектируемого объекта. Т.к. в составе капиталовложений есть часть затрат, которая не зависит от изменения производственной мощности объекта (например, стоимость подъездных железнодорожных путей).

     Расчет  капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство.

     Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости  от глубины и типа скважины, а  также количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых в бурение. Капитальные затраты на бурение скважин в текущем году рассчитываются по формуле:

 

                                                       Кбур = Кскв×Nскв                                                 (4.1)

     где Кскв – стоимость бурения скважины (добывающей, нагнетательной, резервной и др.), млн. руб.;

     Nскв – ввод скважин (добывающих, нагнетательных, резервных и др.) в бурение в текущем году, скв.