Геологическое строение Северо-Комсомольского месторождения и проект доразведки залежей нефти и газа пласта ПК1 меловых сеноманских отлож

 

          С учетом  коэффициента нефтеотдачи 0,2 извлекаемые запасы нефти составляют 147227,6 тыс. т

          С учетом  газосодержания 23м³/т запасы растворенного газа в нефти составили: в залежи 1 – 1557 млн м³, в залежи 2 – 2678 млн м³.

В приложениях 5-7 приведены соответственно карты эффективных нефтенасыщенных толщин, эффективных газонасыщенных толщин, подсчетный план пласта ПК1.

 

4. Доразведка Северо-Комсомольского месторождения 

 

Доразведка месторождения — это изучение и уточнение геологического строения залежей месторождения, введенного в эксплуатацию, в основном по результатам бурения опережающих эксплуатационных скважин и, в меньшей мере, дополнительных разведочных скважин. Главная задача доразведки — получение информации для уточнения показателей разработки эксплуатационных залежей или подготовки к разработке залежей, или частей залежей, ввод в разработку которых планируется во вторую очередь (перевод скважин на нижележащие и вышележащие горизонты).

Методика проведения работ на стадии доразведки определяется особенностями геологического строения и особенностями ввода в эксплуатацию изучаемого месторождения. Для изучения участков залежей, не освещенных бурением, или в случае выявления новых залежей (литологически и тектонически экранированных) применяется разведочное бурение с детальной сейсморазведкой. Скважины размещают по профилям или по равномерной сетке в зависимости от закономерностей строения пласта-коллектора.

В данном разделе дипломной работы в качестве проекта доразведки Северо-Комсомольского месторождения рассматривается бурение восьми разведочных скважин:

 

№ скв	511	512	519	520	521	522	523	524
Забой	3320	3280	3300	2550	1870	1870	3000	1980

 

Несмотря на достаточную изученность  и охваченность ГРР месторождения, его строение и запасы требуют уточнения. Следует принять во внимание, что группы пластов ПК, АП, БП, Ю и Ач содержат перспективные запасы нефти, газа и конденсата, как было подсчитано в [1], а запасы пласт ПК1 категории С2 могут быть переведены в С1.

В пределах выделенных перспективных объектов в проекте доразведки предусматривается бурение перечисленных выше разведочных скважин с целью выявления, уточнения границ распространения залежей и перевода запасов углеводородов категории С2 в С1.

Таким образом, в процессе проведения геологоразведочных работ на площади  должны быть решены следующие задачи:

- выявление новых залежей углеводородов в перспективных и открытых продуктивных пластах;

- уточнение контура распространения залежи;

- определение характера насыщения и положения межфлюидных контактов;

- измерение дебитов нефти, газа, конденсата, воды и разделение залежей углеводородов на промышленные и непромышленные.

В процессе выполнения основных задач  попутно решаются следующие вопросы:

-         определение пластового давления, давления насыщения и коэффициентов продуктивности скважин;

           -         исследование гидродинамической  связи залежей с законтурной  областью;

- изучение изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов;

- изучение изменчивости физико-химических свойств флюидов по площади и разрезу залежей;

- установление характеристик, определяющих выбор методов воздействия на залежь и призабойную зону с целью определения коэффициентов извлечения.

Наиболее перспективными в нефтегазоносном отношении на территории проектируемых работ являются среднеюрский, верхнеюрский, нижнемеловой и апт-альбский нефтегазоносные комплексы. Каждый из комплексов можно рассматривать как самостоятельный этаж разведки.

Для дальнейшего составления проекта необходимо привести горно-технологические условия проходки проектируемых скважин (таблица 3).

 

 

Номер проходческого интервала	Стратиграфическая приуроченность	Литологические особенности разреза	Категории пород по твердости	Категория пород по образимости
1	Q- P 1-3	Пески, суглинки, супеси, гравий, галька, глины в мерзлом состоянии	1-3	2-4
2	К2	Глины желтовато-зеленоватые с  прослоями диатомитов, опоки, глины  опоковидные. Глины темно-серые с  линзами алевритов и песков, прослоями  известковистые	2-5	2-7
3	К2 - К1 покур	Чередование песков, песчаников, алевролитов, алевритовых глин. Характерен  обильный растительный детрит, линзы бурых  углей.	3-7	3-8
4	К1 тангал	Глины серые комковатые, чередующиеся в сложном сочетании с серыми песчаниками и алевролитами. Обугленный раст. детрит	3-7	4-8
5	К1 сорт	Песчаники серые с прослоями  аргиллитоподобных глин. Обугленный растительный детрит	5-7	5-8
6	К1 ачим	Неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов с аргиллитами. Обуглен.раст.детрит	5-7	6-9
7	J3	Аргиллиты битуминозные с коричневатым оттенком	5	6
8	J3 васюг	Песчаники серые с прослоями  карбонатных разностей, алевролитов  и глин	5-7	6-9
9	J3 тюмен	Переслаивание песчаников, алевролитов  и аргиллитов	5-7	6-9

 

Система размещения скважин предусмотрена  в соответствии с «Методическими указаниями по ведению работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа» (1982 г.) «Методическими рекомендациями по выбору систем размещения поисковых и разведочных скважин» (1982 г.) и «Временной классификацией скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений» (Москва, 02.2001 г.) с учетом рекомендаций геофизической службы, подготовившей структуры к глубокому бурению.

Скважины 511 с забоем 3320 м, 512 (забой 3280 м) закладываются на отложения средней и верхней юры со вскрытием пласта Ю2, а так же ачимовской толщи (скв. 511 – Ач4, скв. 512 – Ач3).

Скважина 519 проектируется на Западном блоке Северо-Танловского поднятия с забоем 2550 м до отложений готерива (пласт БП11-2). В ней предполагается прирост по 18 пластам, располагающимися вертикально один под другим.

Скважины 521 и 522 проектируются на Восточном  блоке Восточно-Танловского поднятия для доразведки залежей альба  с забоем 1870 м для каждой скважины.

Для скважины 523 предполагается забой 3000 м с вскрытием ачимовской толщи (пласт Ач3).

Проектная глубина скважины 524 – 1980 м, исследуемые пласты ПК19 и ПК202.

Глубина проектируемых скважин  определена с учётом вскрытия проектного горизонта плюс 50 м.

При размещении скважин рассматривался наиболее оптимальный вариант, при котором предпочтение отдавалось тем участкам, где возможно вскрытие по разрезу наибольшего числа выявленных залежей.

Сводные данные о конструкции проектируемых  скважин приведены в таблице 4.

 

 

 

 

Таблица 4. Сводные данные о конструкции проектируемых скважин

 

№ п/п	Наименование колонны	Диаметр колонны,	Марка стали	Глубина спуска,	Высота подъема	Примечание
		мм		м	цемента за колонной, м
РАЗВЕДОЧНАЯ   СКВАЖИНА   №№ 524
1	Направление	323.9	Д	100	до  устья	прямой способ
						цементирования
2	Удлиненный	244.5	Д	1250	до устья	прямой способ
	кондуктор					цементирования
3	Эксплуата-	168.3	Д, Е	1980	до  устья	прямой (комбини-
	ционная					рованный) способ
						цементирования
РАЗВЕДОЧНЫЕ   СКВАЖИНЫ   №№ 521, 522
1	Направление	426	Д	60	до  устья	прямой способ
						цементирования
2	Кондуктор	323.9	Д	550	до  устья	прямой способ
						цементирования
3	Техни-	244.5	Д	1250	до  устья	прямой (комбини-
	ческая					рованный) способ
						цементирования
4	Эксплуата-	168.3	Д, Е	1870	до  устья	прямой (комбини-
	ционная					рованный) способ
						цементирования
РАЗВЕДОЧНЫЕ   СКВАЖИНЫ   №№ 519, 525, 526, 527
1	Направление	426	Д	60	до  устья	прямой способ
						цементирования
2	Кондуктор	323.9	Д	550	до устья	прямой способ
						цементирования
3	Техни-	244.5	Д	1530	до  устья	прямой (комбини-
	ческая					рованный) способ
						цементирования
4	Эксплуата-	168.3	Д, Е	2830	до  устья	прямой (комбини-
	ционная					рованный) способ
						цементирования

 

 

 

 

 

Таблица 4 (продолжение)

№ п/п	Наименование колонны	Диаметр колонны,	Марка стали	Глубина спуска,	Высота подъема	Примечание
		Мм		м	цемента за колонной, м
РАЗВЕДОЧНАЯ   СКВАЖИНА   №№ 523
1	Направление	426	Д	60	до  устья	прямой способ
						цементирования
2	Кондуктор	323.9	Д	550	до устья	прямой способ
						цементирования
3	Техни-	244.5	Д	1530	до  устья	прямой (комбини-
	ческая					рованный) способ
						цементирования
4	Эксплуата-	168.3	Д, Е	3000	до  устья	прямой (комбини-
	ционная					рованный) способ
						цементирования
РАЗВЕДОЧНЫЕ   СКВАЖИНЫ   №№ 511, 512, 514
1	Направление	426	Д	60	до  устья	прямой способ
						цементирования
2	Кондуктор	323.9	Д	550	до устья	прямой способ
						цементирования
3	Техни-	244.5	Д	1530	до  устья	прямой (комбини-
	ческая					рованный) способ
						цементирования
4	Эксплуата-	177.8	Д, Е	3170	до  устья	прямой (комбини-
	ционная					рованный) способ
						цементирования
5	Хвостовик	127	Д	3070 -	на всю	прямой способ
				3320	длину	цементирования

 

 

Указанные конструкции могут гарантировать:

- безаварийную и качественную  проводку скважины;

- получение полной геолого-геофизической информации о вскрываемом разрезе скважины, высокое качество отбираемого керна, наиболее полное определение коллекторско-емкостных свойств и гидродинамической характеристики продуктивных пластов;

- возможность получения потенциально возможных дебитов;

- минимальное отрицательное воздействие  на продуктивные пласты;

- сохранение целостности сооружения  на всем протяжении срока испытания  скважины и возможного ее использования  в качестве эксплуатационной, наблюдательной  и т. п.;

- соблюдение правил безопасности работ и стандартов по охране окружающей среды.

Для безаварийной и качественной проводки скважин на месторождении предлагается пять вариантов конструкций в  зависимости от необходимости вскрытия тех или иных пластов. Глубина  спуска эксплуатационной колонны определяется интервалами залегания продуктивных горизонтов, а диаметр колонны - путем согласования требований по размерам используемого оборудования.

Скважиной № 524  планируется вскрытие продуктивных пластов ПК19 и ПК20, поэтому эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на проектную глубину 1980 м. В связи с расположением скважины вне контура пласта ПК1 интервал залегания отложений сеноманского яруса и вышележащих водонасыщенных, неустойчивых отложений перекрывается спуском удлиненного кондуктора. Башмак кондуктора располагается в плотных породах на проектной глубине 1250 м, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовыми флюидами и герметизации устья скважины при возможном ГНВП в процессе первичного вскрытия нижележащих продуктивных пластов согласно п. 2.3.2. «Правил...».

Диаметр кондуктора определяется допустимыми  зазорами между муфтами эксплуатационной колонны и внутренней стенкой  кондуктора, а также необходимостью бурения долотом диаметром не менее 295,3 мм и возможностью применения стандартного противовыбросового оборудования. Для этих целей оптимальными являются обсадные трубы диаметром 244,5 мм по ГОСТ 632-80. При выбранном диаметре необходимый зазор между стенками скважины и трубами, требуемый действующими «Правилами...», выдерживается при применении долот диаметром 295,3 мм.

Направление из обсадных труб диаметром 324 мм в данной скважине спускается на глубину 100 м для перекрытия верхних  неустойчивых отложений и защиты устья скважины от размыва при последующем бурении.

Во второй по конструкциям группе скважин (со вскрытием пластов ПК15-ПК19) эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на глубину 1870 м. Необходимый  зазор между стенками скважины и  муфтами эксплуатационной колонны, требуемый действующими «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», обеспечивается при бурении долотом диаметром 215,9 мм.