Отчет по практике в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Водоносный горизонт терригенных отложений эйфельского возраста. Воды напорные. Водообильность горизонта до 201 м3/сут. По характеристики Сулина воды представляют собой рассолы хлор-кальциевого типа с высокой минерализацией (до 199,579 г/л). В солевом составе преобладают хлориды натрия (S1 = 65,0 – 70,52%). Воды, полученными при опробовании скв. 3, 24, сильно метаморфизованы, коэффициенты метаморфизации изменяются в пределах rNa/rCl = 0,70 – 0,71; (rCl – rNa)/rMg = 4,71 – 5,94; реакция вод кислая-слабощелочная (pH = 3,2 – 6,3); гидрокарбонатный ион присутствует в водах в количествах 12,20 – 207,4 мг/л (табл. П.2.9). Пластовая температура до +68оС.

Водоносный горизонт терригенных отложений старооскольского возраста представлен одной пробой, взятой из скв. 3. Дебит воды до 34 м3/сут. По характеристики Сулина пластовая вода представляет собой рассол хлор-кальциевого типа с минерализацией 101,41 г/л. В солевом составе преобладают хлориды натрия. Коэффициент метаморфизации составил 0,71; (rCl – rNa)/rMg = 5,74; pH =7,2.

Водоносный горизонт терригенных отложений яранско-джьерского возраста охарактеризован двумя пробами из скв. 24. Воды хлор-кальциевого типа с высокой минерализацией до 183,3 г/л. В солевом составе преобладают хлориды натрия до 62%. Воды сильно метаморфизованы, коэффициенты метаморфизации изменяются в пределах rNa/rCl = 0,71; (rCl – rNa)/rMg = 2,28 – 4,75; pH = 7,25. Пластовая температура до +63оС.

Для всех водоносных комплексов юго-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции характерно увеличение с глубиной не только минерализации вод, но и концентраций брома, натрия, кальция и магния; содержание йода колеблется от 8,46 до 14,81 мг/л; брома – от 257,94 до 587,24 мг/л и достигает промышленно-кондиционных значений. При исследовании проб минерализованной воды из эйфельских водоносных пластов (ниже продуктивных) в скв. 21 зафиксировано незначительное наличие сероводорода 0,17 – 0,51 мг/л.

Газовый состав в пробах воды исследован в скв. 21 (D2 ef ниже продуктивных пластов). Пластовая вода характеризуется значительным содержанием растворенного газа, составляющем 3,3 м3/т, давление насыщение – 7,1 МПа при пластовом давлении 30,2 МПа и температуре 62оС. В составе проб газа, выделившегося при разгазировании пластовой воды, отмечается одновременно высокое содержание гелия (0,12% об.) и углеводородных (нефтяных) компонентов. Газ представляет собой смесь водорастворенного и попутного газов.

 

2. КРАТКИЙ АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Текущее состояние разработки месторождения

Пробная эксплуатация разработки месторождения начата в августе 2001 г. в соответствии с проектом пробной эксплуатации, составленным институтом «ПечорНИПИнефть» (протокол бюро ЦКР МЭ РФ №2710 от 24.05.2001). При реализации ППЭ первоочередной задачей являлось доизучение залежей нефти (уточнение геологической модели и гидродинамических параметров продуктивных пластов, оценка влияния законтурной водоносной области, изучение добывных возможностей и др.) с целью получения необходимой информации для составления в последующем проектного документа на разработку месторождения.

По величине начальных извлекаемых запасов нефти относится к группе мелких, по геологическому строению к категории сложных. Промышленная нефтеносность связана с терригенными отложениями D2 af (D2 еf), D2 st, D3ps (D3 jr, D3 dzr). Залежи пластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные.

В 1996 г. геологические запасы нефти, растворенного газа и попутных компонентов по месторождению были утверждены Центральной Комиссией по запасам Минприроды РФ (протокол №135 от 30.10.96).

В дополнении к 12 пробуренным "Ухтанефтегазгеологией" скважинам (из которых продуктивными оказались 4), в 1993 – 1994 гг. пробурены 2 разведочных скв. 1-Р (SLP-1) и 2-Р (SLP-2), в 2002 г. – эксплуатационная скв. 104, а в конце декабря 2003 г. скв. 109, которые в сочетании с сейсмическими исследованиями 3D, в те же годы, уточнили представления о геометрии залежей.

Новые данные о геологическом строении, полученные после бурения проектных скважин внесли некоторые коррективы в геологическую модель месторождения, однако принципиально не изменили ее.

Практика внутриконтурного заводнения (с температурой нагнетаемой воды существенно отличной от первоначальной пластовой) показала, что температурный фактор является  важным элементом нефтеизвлечения при применении современных технологий разработки и поэтому должен учитываться  при определении всех основных показателей разработки.

На месторождении пробурено 14 поисковых и разведочных скважин из них 9 (скв.1, 2, 3, 4, 23, 24, 25, 26, 28) оказались за пределами площади нефтеносности. На балансе предприятия по месторождению числится 8 скважин. Действующий фонд добывающих скважин состоит из 6 единиц. Пять из них эксплуатируются фонтанным способом. Одна скважина (скв.24) в консервации по причине отсутствия промышленного притока. Одна (скв.105) находится в освоении после бурения.

Разработка месторождения ведется на естественном режиме при ограниченных дебитах жидкости, в связи с необходимостью сохранения в продуктивных пластах начальных термобарических условий.

В феврале 2004 г. в эксплуатацию из бурения введена новая скважина 109, которая характеризуется высокой продуктивностью.

Годовая добыча нефти по новой скважине составила 62,4 тыс. т, что составляет » 40 % годовой добычи по месторождению в целом.

Годовая добыча в 2004 г. по месторождению составила 166,3 тыс.т безводной нефти.

Фактический  уровень добычи нефти незначительно ниже проектного, всего на 3,7 тыс. т или 2,2 %. Факторный анализ расхождения фактических показателей и проектных указывает, что отклонение фактической добычи нефти произошло, в основном за счет меньшего среднегодового дебита и меньшего действующего фонда добывающих скважин.

Накопленный отбор нефти и жидкости ниже проектного на 1,1 %. Среднесуточные дебиты по нефти и по жидкости практически соответствуют проектным. Не выполнены проектные показатели по вводу скважин из бурения (проект – 3 ед., факт – 1 ед.).

 

3. подготовка скважин к эксплуатации

3.1. Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ

Технологической схемой разработки в 2004 – 2008 гг. предусмотрено бурение 10 скважин, в т.ч. семи нагнетательных. Бурение предусматривается осуществить с 3-х буровых площадок, две из которых приурочены к расположению разведочных скв. 1-Р и 2-Р (доотсыпаются), а третья площадка отсыпается вновь.

Процесс проводки скважин на Южно-Лыжском месторождении является достаточно сложным ввиду отсутствия в разрезе юрских, пермских и каменноугольных отложений и присутствия мощных отложений верхнего и среднего девона, представленных соответственно глинисто-мергелистыми породами и абразивными песчаниками.

Основным видом осложнения в процессе бурения является подваливание глинисто-мергелистых отложений (мощностью от 900 до 1300 м) кыртаельской свиты верхнего девона.

Для безаварийной и качественной проводки скважин (учитывая опыт бурения на месторождении), а также с целью сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, предусматривается конструкция представленная в нижеследующей таблице 3.1

Таблица 3.1

 

Конструкция скважин

 

Название колонны	Диаметр, мм	Глубина спуска, м		Высота подъема цемента, м
		от	до	от	до
Направление	426	0	20	0	20
Кондуктор	324	0	250	0	250
Промежуточная	245	0	750	0	750
Эксплуатационная	178 (168)	0	2580	650	2580
Хвостовик	140	2430	2850	2430	2580

 

Схематические конструкции некоторых скважин приведены в Приложении 2.

Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 250 м с целью перекрытия пресных водоносных горизонтов, пригодных для питьевого и технического водоснабжения, что является основным требованием «Водного кодекса Российской Федерации».

Цементирование направления и кондуктора осуществляется чистым цементным раствором марки ПЦТ-II-50 плотностью 1,85 г/см3, с добавлением 5% СаСl2 от веса сухого цемента. В качестве буферной жидкости используется техническая вода.

Промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 750 м и перекрывает хорошо проницаемые породы, приуроченные к карбонатным отложениям, ыджид-каменской и кожвинской свит фаменского яруса верхнего девона. Цементирование колонны чистым цементным раствором марки ПЦТ II-50.

Эксплуатационная колонна изолирует интервалы залегания неустойчивых глинисто-мергелистых пород и обеспечивает безаварийное и качественное вскрытие продуктивных пластов на растворе пониженной плотности. Спуск колоны предусматривается в кровлю основной нефтенасыщенной пачки старооскольского горизонта на глубину 2580 м. Цементирование осуществляется в две ступени с использованием муфты ступенчатого цементирования на 150м выше башмака промежуточной колонны чистым цементным раствором на основе портландцемента марки ПЦТ 1-CC-100 с водоцементным отношением 0,44 плотностью 1,9 г/см3. По основным характеристикам предлагаемый цемент, унифицированный в соответствии со стандартом АРI Specificftion 10А, превосходит обычный тампонажный цемент ПЦТ-I-100 и обладает следующими свойствами:

– высокой растекаемостью при В/Ц=0,44, что позволяет более эффективно использовать добавки, регулирующие фильтратоотдачу, проницаемость, сроки схватывания;

– более чем в три раза снижается проницаемость цементного камня.

Для улучшения реологических свойств цементного раствора в него вводят нижеследующие добавки (см. таблицу 3.2)

Таблица 3.2

Добавки цементного раствора

Название реагента	Добавка реагента	Назначение реагента
TDF-1	1,7% от веса сухого цемента	Понизитель водоотдачи
TR-1	0,15 от веса сухого цемента	Замедлитель схватывания
Defoamer	0,5 л/м3 цементного раствора	Пеногаситель
Dual Spacer	10л концентрата на 1м3 буфера	Концентрат буферной жид-кости

 

Для улучшения качества крепления перед цементным раствором закачивается пачка вязко-упругого разделителя (цементного раствора объемом 2,2 м3) плотностью 1,3 г/см3. Для обработки ВУРа используются все перечисленные выше добавки. В качестве буферной жидкости используется ее концентрат Dual Spacer.

Продуктивные отложения перекрывает безмуфтовый «хвостовик» диаметром 140 мм, цементируемый на всю длину.

С целью улучшения качества крепления, на обсадные колонны устанавливаются пружинные центраторы в открытом стволе и жесткие в интервале захода колонны в башмак промежуточной колонны.

С целью снижения продолжительности проводки скважин, для бурения используется импортный породоразрушающий инструмент. Под эксплуатационную колонну и хвостовик используются соответственно долота диаметром 215,9 и 152,4 мм код IADC 537,617.

Бурение предусматривается вести с использованием отечественных бурильных труб диаметром 127 мм и элементов ее компоновки. При проходке в интервале 0 – 250 м используется буровой раствор на основе бентонита с добавкой кальцинированной соды.

В интервале бурения под промежуточную колонну, используется полимерглинистый буровой раствор, для обработки которого, в качестве селективного флокулянта, вводится ПАА, а для снижения водоотдачи – РАС-LV и РАС-R. Контроль за содержанием  Са++ осуществляется обработкой раствора кальцинированной содой и бикарбонатом натрия. В качестве смазывающей добавки рекомендуется ФК-2000.

Бурение под эксплуатационную колонну, с точки зрения сохранения устойчивости ствола представленного глинисто-мергелистыми отложениями, ведется на известково-калиевом буровом растворе плотностью 1,3 г/см3, для обработки которого используются следующие реагенты: КОН, Са(ОН)2, хлористый калий, крахмал (IDFLO), биополимер XCD, полианионная целлюлоза (Pac Plus LV), смазочная добавка ФК-2000, смазочная и ингибирующая добавка Soltex, Na2CO3, NaOH, лигносульфонат, пеногаситель, бактерицид. Плотность бурового раствора – 1,30 г/см3. В качестве утяжелителя используется СаСО3 и барит.

Первичное вскрытие пласта осуществляется на известково-калиевом растворе плотностью 1,05 г/см3.

Скважины бурятся по малоотходной технологии, для чего буровая установка оборудуется дополнительным блоком флокуляции и коагуляции бурового раствора (БФК). Установка предполагает использование четырехступенчатой системы очистки, включающей в себя два спаренных вибросита, центрифугу, пескоотделитель и илоотделитель, позволяющей проводить качественную очистку раствора, регулировать содержание в нем твердой фазы, что окажет благоприятное воздействие на показатели работы долот и качество первичного вскрытия продуктивного пласта. Очищенная в условиях буровой вода используется для повторного приготовления бурового раствора, благодаря чему расход ее на эти цели может быть снижен до 80%.