Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Выбор методики проведения разведочных работ





 

Основными продуктивными объектами на Пальяновской площади являются отложения викуловской свиты (ВК1, ВК2), отложения тутлеймской (ЮК0-ЮК01), абалакской (ЮК1), тюменской свиты (ЮК2-3, ЮК4, ЮК6) и базального пласта.

Основным объектом проекта является пласт ЮК2-3, который приурочен к отложениям тюменской свиты. Абсолютная отметка кровли пласта – -2355 м, подошвы – -2390 м. Глубина залегания кровли пласта 2397 м, кровли 2432 м, таким образом мощность исследуемого пласта составляет 35 метров.

Пласт ЮК2-3 – сложен терригенными песчано-алевритовыми отложениями и аргиллитами. В пласте выявлена одна крупная литологически и стратиграфически экранированная залежь. Размеры залежи составляют 22.9×7.2 км, высота около 170 м. ВНК в пределах залежи не выделялся, по причине отсутствия водоносных пропластков во вскрытых скважинах на территории лицензионного участка.

Участок бурения планируется заложением в северо-западной части западного крыла Пальяновской складки. Проектная глубина бурения скважины 2567 м.

В процессе строительства проектной скважины должен выполняться в максимальном объеме следующий типовой комплекс работ:

- геофизические исследования скважин;

- отбор и анализ глубинных и поверхностных проб нефти, газа и пластовой воды;

- отбор керна в объемах предусмотренных проектом;

- лабораторные исследования кернового материала.

Одной из важнейших задач поисково-разведочного бурения, наряду с выявлением залежей нефти, является изучение коллекторских свойств пород, трещиноватости, выявление прямых признаков нефтеносности. Основным методом получения этих сведений является отбор керна.

При бурении разведочной скважины №2280Р необходимо отобрать керн из пласта ЮК2-3.

Интервал 2397-2432 м необходимо бурить со сплошным отбором керна. Линейный вынос керна должен составлять не менее 90%.

В запроектированных интервалах отбора керна в проектной скважине №2280Р по трудности отбора керна породы относится ко II категории.



Примерный план отбора керна по проектной скважине №2280P приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1.

Проектируемый отбор керна по скважине №2280Р

Интервал отбора керна, м Проходка с керном, м Возраст отложений Категория пород по трудности отбора
2397-2432 Юрские отложения II

 

Для полного и всестороннего изучения геологического строения и нефтеносности отложений необходимо провести лабораторные исследования кернового материала и пластовых флюидов. Для получения максимально полной информации рекомендуется образцы пород отбирать в соотношении 3 образца на 1 метр мощности поднятого керна (35×3=105), таким образом образцов керна для лабораторных исследований необходимо в количестве 105 шт.

Виды и объемы лабораторных исследований кернового материала и флюидов по проектируемой скважине приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Ориентировочные объёмы лабораторных исследований в скважине №2280Р

№№ Наименование исследования, анализа Единица Кол-во
п/п измерения образцов,
    проб
1. Определение физических свойств (пористости, проницаемости, остаточной водонефтенасыщенности, карбонатности, водоудерживающей способности, смачиваемость, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения.) образец
2. Минералогический анализ образец
3. Люминесцентно-битуминологический анализ образец

 

 

Геолого-геофизические исследования в скважинах

 

В скважине планируется провести геофизические исследования, которые подразделяются на общие и детальные. Общие исследования выполнялись по всему разрезу скважин в масштабе 1:500, детальные – в продуктивных интервалах разреза в масштабе 1:200.

В интервале 0-670 м проводятся такие исследования как КС, ПС, КВ, Инкл, БКЗ

В интервале 670-2567 м – КС, ПС, КВ, Инкл, БКЗ.

В интервалах с продуктивными пластами 2342-2567 м проводятся ГК, НК.

В интервалах 0-670 проводят АКЦ, 670-2567 метров проводятся АКЦ и ГТИ.

Стандартный каротаж проводится в скважинах в масштабе 1:500 тремя зондами: подошвенным градиент-зондом А2.0М0.5N, кровельным градиент-зондом N0.5М2.0А, потенциал-зондом N6.0М0.5А с одновременной записью кривой ПС, кавернометрии и индукционного каротажа. Основной масштаб записи КС – 2,5 Омм/см, ПС – 12,5 мВ/см, кривой кавернометрии – 2 см/см, ИК – 10 мСим/см. Кривые зондирования и ПС регистрируются аппаратурой Э-1 и АБКТ в интервале скоростей 2000-3000 м/час; кривые кавернометрии записываются аппаратурой СКП со скоростью от 1500 до 2500 м/ч; кривые ИК записываются аппаратурой АИК-М, АИК-5 со скоростью 2000-2500 м/ч.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводится подошвенными градиент зондами размерами АО=0,45 м, 1,05 м, 2,25 м, 4,25 м, 8,5 м и кровельным зондом с АО=2,25 м. Кровельный градиент-зонд в подавляющем большинстве записывается в масштабе глубин 1:500, основные зонды БКЗ записывается в масштабе 1:200. В качестве регистрирующей используется аппаратура АБКТ, ЭК-1. В интервале БКЗ записывется диаграмма ПС. Основной масштаб записи диаграмм КС – 2,5 Омм/см, масштаб записи ПС – 12,5 мВ/см. Скорость записи составляет 2000-3000 м/ч.

Кавернометрия (КВ) проводится всему стволу скважины. Используемая аппаратура: МБКУ, АГАТ-М, ЭК-1. Скорость записи 1000 м/ч. Кривые регистрируются в масштабе 2 см/см.

Резистивиметрия проводится в интервале БКЗ в масштабе 1:200 с целью определения удельного сопротивления глинистого раствора. Запись осуществляется аппаратурой АБКТ, К-3, ЭК-1, КСП-2. Масштаб записи 0,5 Омм/см, скорость регистрации 2000-3000 м/час.

Радиоактивный каротаж (ГК, НК) проводится в масштабе 1:500 со скоростью 500-600 м/час только по продуктивным пластам. Использовалась аппаратура ДРСТ-3. Размер зондов НКТ – 50 см.

В качестве индикатора в канале ГК применются кристаллы NaJ(Tl) (размером 40×40 и 40×80), для канала НКТ-50 – кристаллы ЛДНМ (размером 30×60); источник нейтронов плутониево-бериллиевый (Pu-Be), мощностью более 9×106 нейтрон в секунду. Скорость регистрации при постоянной времени интегрирующей ячейки - 6 секунд от 220 до 500 м/час. Масштаб записи кривых ГК – 1 мкр/час на 1 см, кривых НКТ – 0,2-0,5 усл. ед. на 1 см.

Инклинометрия проводится по всему стволу с интервалом 25 м приборами КИТ, ИГН.

Акустический контроль цементирования проводится с целью определения качества цементного кольца за обсадной колонной. Регистрация параметров Ак, Ап, Тп осуществляется аппаратурой АКЦ-4. Масштаб записи Ак, Ар – 2-3 мка/см, Тр – 50 мкс/см. Скорость записи 1200-1500 м/час.

В целом, необходимо отметить, что комплекс ГИС позволяет с необходимой точностью выделять эффективные толщины, определять характер их насыщения, оценивать коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности коллекторов [1].

 

Подсчет запасов

Впервые подсчет запасов нефти и растворенного газа выполнен в 1986 году (протокол ГКЗ №10101) по викуловскому горизонту Ем-Еговской и Пальяновской площадей. В пределах Пальяновской площади запасы нефти в пласте ВК1 утверждены по категории С2 в количестве 100293 тыс.т.

Подсчет запасов нефти и растворенного газа Западно-Пальяновской площади в пределах лицензионного участка ОАО АНК «Югранефть» утвержден протоколом №10 от 17-20.10.1995 г. Утверждены запасы продуктивных пластов ВК1, ВК2, ЮК0-01, ЮК2-3, ЮК4 и базального горизонта. По состоянию изученности на 01.12.1995 г. оперативно подсчитаны запасы нефти продуктивного пласта ЮК1, а в 2007 году на баланс поставлены запасы нефти и растворенного газа продуктивного пласта ЮК6.

В 2004 году тематической партией ГеоНАЦ ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз“ выполнена переоценка запасов нефти продуктивного пласта ЮК2-3. По материалам скважины 1022Р, пробуренной в 2002 году, часть запасов нефти переведена из категории С2 в категорию С1.

Последний пересчет в 2008 г. «Переоценка геологических запасов нефти и растворенного газа северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения» (ЗАО «ТИНГ») на основе проведенной трехмерной сейсморазведки, бурения новых скважин и переинтерпретации имеющегося каротажного материала уточнил запасы Пальяновского ЛУ в сторону уменьшения посчитанных ранее запасов по категориям С1 и С2. Однако необходимость в выделении категории С2 по отложениям тутлеймской и абалакской свит, по аналогии с соседним Ем-Еговским участком привела к значительному приросту запасов по непромышленной категории.

Балансовые/извлекаемые запасы нефти по месторождению составили по категории В+С1 – 58579 / 16116 тыс.т, по категории С2 - 103383 / 23841 тыс.т.

Запасы нефти категории В+С12 по месторождению распределены, как представлено в таблице 3.3. [13].

Таблица 3.3.

Распределение по категориям запасов нефти Пальяновского участка

Объект Категория Начальные геологические запасы, тыс.т. Извлекаемые запасы, тыс.т. КИН
ВК1-2 B+C1 44 931 12 402 0.276
C2 2 472 0.276
ЮК0-01 C1 5 441 1 545 0.284
C2 34 887 5 832 0.167
ЮК2-6 C1 6 176 1 611 0.261
C2 59 252 15 465 0.261
БГ C1 2 031 0.275
C2 6 772 1 862 0.275

 

Подсчет запасов по категории С1 разведочной скважины №2280Р приведен в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

Подсчет запасов по категории С1 и С2 разведочной скважины №2280Р

Категория Пласт Параметры, принятые при подсчете Запасы
F, тыс. м2 h, м Объём нефтенас. пород, м3 m, доли ед. kн, доли ед. θ, доли ед. ρ, кг /м3 Начальные запасы нефти, тыс. т   КИН Извлекаемые Запасы нефти, тыс. т
С1 ЮК2-3 0,14 0,52 0,72 0,816 0,261
                           

 

Ожидаемый прирост балансовых запасов за счет проведенных геологоразведочных работ на Пальяновской площади по данному проекту доразведки юрского комплекса (J2) составляет 675 тыс.т. категории С1.

Подсчет запасов нефти проведен объемным методом. Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности. Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти использовали следующие формулы:

Qбал=F × h × kп × kн × γн × θ;

Q н извл = Q н бал . h ;

q = 1/b,

где Q н бал – балансовые запасы нефти, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h н – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k н – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q – пересчетный коэффициент, доли ед.;

r н – плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;

Q н извл – извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h – коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;

b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.

Подсчет запасов проведен по категориям С1 по пласту ЮК2-3 юрского комплекса (J2) в северо-западной части площади, где предусматривается проектом доразведки бурение разведочной скважины №2280Р.

Площадь для расчета запасов категории С1 определена по квадрату месторасположения проектной скважины 700×700 м и составляет 490 тыс.м2ю

Данные для подсчета запасов пласта ЮК2-3 (hн – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; kпо – коэффициент открытой пористости, доли ед.; kн – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; q – пересчетный коэффициент, доли ед.; q=1/b, rн – плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.; h – коэффициент нефтеотдачи, доли ед.; b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.) использованы по аналогии с соседним разведанным скважинами участка проектных работ.

Ожидаемый прирост балансовых запасов нефти по категории С1 составит 675 тыс.т., извлекаемы запасов по категории С1 составит 176 тыс. т.





Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015- 2021 megalektsii.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.