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 (ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК₆) и базального пласта.

Основным объектом проекта является пласт ЮК_2-3, 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 ЮК_2-3 – 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 ЮК_2-3.

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, ЮК_0-0¹, ЮК_2-3, 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 ЮК_2-3. 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+С₁+С₂ 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 С_1.

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:

Q_бал=F × h × k_п × k_н × γ_н × 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 ЮК_2-3 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 ЮК_2-3 (h_н – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; k_по – коэффициент открытой пористости, доли ед.; k_н – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; q – пересчетный коэффициент, доли ед.; q=1/b, r_н – 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.

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: