Западная прорва. Проект разведочных работ месторождения западная прорва
 Скачать 119.18 Kb.
|
1 2 2. МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Обоснование постановки поискового бурения. Как уже отмечалось, на балансе ОАО «Эмбамунайгах» находится 39 разрабатываемых месторождений, и практически все они находятся на поздней стадии разработки. Основным источником восполнения извлекаемых запасов УВ сырья могут служить ранее не выявленные залежи в разрезах этих месторождений, которые можно обнаружить на основе дополнительного изучения и пересмотра, имеющихся геолого-геофизических данных. Одним из перспективных направлений в решении проблемы восполнения запасов УВ сырья на юго-восток Прикаспийской впадины следует считать исследования валанжинского яруса, который является продуктивным на месторождении Кисимбай. В пользу этого выступает также факт разработки VII нижненеокомского горизонта месторождения ЗападныйТереньузюк и получение промышленного притока нефти из валанжинских отложений в скважине 313 соседнего месторождения ЦВ Прорва. 2.2. Система размещения поисковых и разведочных скважин Выбранная на проектируемой площади методика поисково-разведочных работ предусматривает на первом этапе бурение ограниченного количества поисковых скважин с задачей выявления нефтеносности в валанжинском ярусе нижнего мела с целью установления в нем залежи нефти для последующей разведки. На втором этапе осуществляется оконтуривание обнаруженной залежи и перевод перспективных ресурсов в промышленные категории, для чего будет определяться необходимый объем разведочного бурения с обоснованием заложения каждой скважины, будут конкретизироваться их задачи, определяться их глубины, очередность бурения. С целью поисков залежей нефти в отложеняих валанжина проектируются в 4 поисковые скважины. Две из них независимые, их рекомендуется заложить в различных структурных условиях. Скважина 400 закладывается на сейсмическом профиле 147318 пикет 38-80, 200м на юго-запад от скважины 46 и 570м на юго-восток от скважины 323, на наиболее приподнятом участке III отражающего горизонта. Скважина 401 закладывается на сейсмическом профиле 147317 пикет 17+00, 300м на юго-запад от скважины 311 и 540м на север от скважины 94, в условиях начала погружения III отражающего горизонта в западном направлении. Положении двух зависимых скважин будет определяться по результатам бурения скважин 400 и 401. Предварительно рекомендуется заложить их также в различных структурных условиях: Скважина 402 закладывается на сейсмическом профиле 147318 пикет 30+20, 320м на восток от скважины 322 и 400м на юг от скважины 306. Скважины 403 закладывается на сейсмическом профиле 147318 пикет 44+10, 300м на запад-юго-запад от скважины 313 и 530м на юго-запад от скважины 302. 2.3.1 Отбор керна и шлама На месторождении Западная Прорва отбор керна предусматривается производить во всех проектируемых скважинах. Интервалы отбора, а также его количество определено исходя из мощности и глубин залегания перспективных пластов. Приведены проектные интервалы отбора керна по проектируемым скважинам, которые могут уточняться и изменяться геологической службой ОАО «Эмбамунайгаз» в процессе бурения на основании фактических данных бурения. В соответствии с «Едиными правилами ведения геологоразведочных работ на нефть и газ» суммарный интервал отбора керна долен составить до 10% от общей глубины. Длина рейса с отбором керна 7м. В процессе бурения скважин в целях точной привязки интервалов отбора керна к предполагаемым продуктивным горизонтам перед их вскрытием производится контрольный замер бурового инструмента и используются данные каротажа. Обязателен отбор призабойного керна. В случае невыхода керна из какого-либо интервала или выноса его в количестве, недостаточном для производства лабораторных исследований, проходка с отбором керна будет продолжаться. Отбор керна также должен продолжаться в случаях выноса образцов с признаками нефти и газа до исчезновения последних. Линейный вынос керна должен быть не менее 60% от интервала проходки с отбором керна. Образцы пород, поднятые при бурении скважин, являются первичным фактическим документом, характеризующим разрез скважины. Временное хранение, укладка керна в ящики, литологическое описание керна и другие мероприятия по работе с каменным материалом должны осуществляться в соответствии с «Едиными правилами ведения геологоразведочных работ на нефть и газ». 2.3.2. Промыслово-геофизические исследования Во всех проектируемых скважинах на месторождении Западная Прорва предусматривается производство по всему стволу комплекса промыслово-геофизических исследований с целью литолого-стратиграфического изучения геологического разреза, определения глубин электрометрических реперов для корреляции разрезов скважин, а также уточнения интервалов отбора керна, изучения нефтегазоносности коллекторов, уточнения глубин залегания и характера нефтенасыщения продуктивных горизонтов и их испытания. Виды и объемы этих работ определены в проекте в соответствии с «типовыми и обязательными комплексами геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ», разработанными ЦНИИ нефтепромысловой геофизики. Эти комплексы в последующем оптимизированы геолого-геофизическими службами применительно для скважин ОАО «Эмбамунайгаз». Согласно указанному документу детальные исследования проводятся только в продуктивной части разрезов скважин в минимальный срок, не позднее 5 суток после их вскрытия. 2.3.3. Опробование , испытание и исследования скважин на продуктивность Вскрытие продуктивных горизонтов будет осуществляться на качественном буровом растворе с соблюдением существующих инструкций, руководящих документов и положений по освоению нефтяных и газовых скважин. Путем правильного подбора параметров промывочной жидкости и рецептуры ее обработки должно быть создано гидродинамическое равновесие «скважина-пласт». Перед проведением работ по испытанию объектов на продуктивность устье скважин оборудуется колонной головкой, производится обвязка и опрессовка устьевого оборудования на ожидаемое пластовое давление плюс 10% от него. Испытание объекта с помощью ИПТ необходимо производить непосредственно после вскрытия пласта с обеспечением оптимальной депрессии на пласт в зависимости от литолого-физической характеристики коллектора. Эксплуатационная колонна должна быть испытана на герметичность двумя способами – опрессовкой и снижением уровня жидкости в колонне с учетом глубины ее спуска и ожидаемого пластового давления. На устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование, опрессованное на полуторакратное давление. Перед проведением перфорации буровая должна быть обеспечена объемом промывочной жидкости в количестве не менее полуторакратного объема скважины. Промысловой практикой и научно-исследовательскими работами подтверждено, что дебит скважины будет больше в том случае, если при проведении перфорационных работ применять чистые жидкости (техническая или минерализованная вода, нефть) и если будет обеспечена промывка перфорационных каналов обратным потоком пластового флюида из пласта в скважину. А это достигается лишь при перфорации с перепадом давления, направленного в сторону ствола скважины, а не в пласт. Перед производством перфорационных работ необходимо использовать водные растворы солей, очищенных от механических примесей и загущенных специальными полимерами. Эти рассолы должны быть обработаны добавками неионогенных ПАВ с целью снижения поверхностного натяжения и капиллярного давления в порах пласта. Применение рассолов обосновано их ингибирующим действием на глинистую составляющую коллектора. Перфорационная жидкость закачивается в зону перфорации плюс 150-200м и оставшийся ствол скважины заполняется буровым раствором, с использованием которого производилось вскрытие продуктивных пластов. Вторичное вскрытие перспективных на нефть и газ объектов будет производиться путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивными зарядами из расчета 10 отверстий на 1пог.метр с привязкой РК с последующим проведением МЛ и Т для уточнения интервала перфорации. После вскрытия пласта в скважину опускаются НКТ до верхних отверстий. Вызов притока производится путем замены глинистого раствора на воду с последующей аэрацией. При получении слабых притоков нефти предусматривается уплотнение заряда и обработка призабойной зоны скважины с целью интенсификации притока. После получения фонтанирующего притока скважина должна работать на очистку необходимое для этого время. По аналогии с типом коллектора валанжинской залежи месторождения Кисимбай, нижняя часть валанжинского яруса на месторождении Западная Прорва вероятно сложены карбонатными породами, поэтому в случае неполучения притока, считаем целесообразным применение соляно-кислотной обработки скважины под давлением. Приводятся предлагаемые проектом интервалы глубин для испытания пластоиспытателем на трубах в открытом стволе скважины и опробования в эксплуатационной колонне, приуроченные к предполагаемым продуктивным горизонтам. Интервалы производства ИПТ и опробования в колонне будут уточняться геологическими службами ОАО «Эмбамунайгаз» и бурового подразделения после выдачи заключения по результатам промыслово-геофизических исследований. 2.4. Лабораторные исследования С целью получения возможно полной и достоверной информации по геологии и нефтегазоносности разбуриваемого месторождения проектом предусматривается следующий комплекс лабораторных исследований (в расчете на одну скважину): - определение физических и коллекторских свойств пород – 15 образцов; - литолого-минералогические исследования в иммерсионной жидкости двух фракции – 15 образцов; - гранулометрический анализ обломочных пород с определением процента карбонатности – 15 образцов; - анализ поверхностной пробы нефти – 5 образцов; - анализ глубинных проб нефти – 5 образцов; - анализ глубинных проб пластовой воды – 3 пробы; - анализ углеводородного состава газа – 3 пробы. Заключение При составлении проекта были рассмотрены все имеющиеся каротажные материалы по пробуренным скважинам месторождения Западная Прорва, проведена корреляция валанжинских отложений, построены структурные карты по кровле и подошве, по кровле карбонатной части, карты толщин между кровлей карбонатной части и подошвой валанжинского яруса, геологические профили. Подсчитаны перспективные ресурсы категории С3 в количестве 10 млн. балансовых и 3,7млн.т извлекаемых. С целью поисков залежей нефти и газа запроектировано бурение 4-х поисковых скважин с общим объемом 8000м. С целью ускорения работ по подтверждению нефтегазоносности валанжинских отложений рекомендовано испытание в простаивающих скважинах. Эффективность использования простаивающих скважин доказана на примере испытания валанжинского горизонта в скважине 313 месторождения ЦВ Прорва, из которой добыто 1223т нефти и 992т воды. На этом месторождении валанжинский горизонт был испытан еще в 4-х скважинах: 27,53,83, и 103. Из скважин 83 и 103 при испытании получена вода. Из скважин 27 и 53 при компрессировании также была получена вода, однако, после испытания в затрубном пространстве накопилась нефть в объеме 7,4м3, где при анализе пробы содержание воды оказалось всего 5%. Неудача при испытании этих скважин, возможно, связана с их ненадлежащим техническим состоянием. Этот момент непременно следует учесть при испытании простаивающих скважин на месторождении Западная Прорва. Кроме того, необходимо отметить, что на месторождении Западная Прорва порядка 20 эксплуатационных скважин, предусмотренных проектом разработки остались непробуренными. При возобновлении бурения этих скважин следует в обязательном порядке проводить в них полный комплекс исследовательских работ, охватывающих отложения валанжинского яруса и предусмотренных в настоящем проекте. Коллектор валанжинского продуктивного горизонта является очень сложным как по литологическому составу, так и по структуре порового пространства. Несмотря на полученные результаты небольшого объема исследовательских работ, выполненных на месторождении Кисимбай и ЦВ Прорва, этот вопрос все еще остается открытым. Поэтому эти работы следует продолжить более углубленно и целенаправленно. С этой целью во всех скважинах, которые будут буриться, рекомендуется сплошной отбор керна в интервале валанжинского яруса. По-видимому, следует ожидать, что разрез окажется полиминеральным карбонатным известковисто-доломитовым при наличии коллекторов с существенной кавернозностью. В такой ситуации большое значение имеет тщательное изучение структур порового пространства путем изготовления шлифов. При накоплении значительного объема информации возможность получения для данного месторождения зависимости показаний каротажей (НК, ГГК, АК) от пористости коллектора, что существенно может повлиять на точность определения запасов УВ. Список использованной литературы Досмухамбетов Д.М. «Проект на бурение глубоких структурно-поисковых и разведочных скважин на площади Прорва». Кульсаринская контора бурения ЗКГУ, г.Гурьев, 1961г Верина К.Т., Черепивская Л.И. и др. «Отчет по подсчету запасов нефти и газа месторождения Западная Прорва Бейнеуского района Мангышлакской области Казахской ССР» г.Гурьев, 1985г Айткалиева Н.Б., Ветрова В.П. и др. «Отчет по пересчету запасов нефти и газа валанжинского горизонта месторождения Кисимбай Атырауской области Ремпублики Казахстан по состоянию на 01.09.2001г», г.Атырау, 2001г Ерниязова Г.Т и др. «Проект поисково-разведочного бурения на валанжинские отложения месторождения ЦВ Прорва»г.Атырау,2002г Тема курсового проекта : Проект разведочных работ месторождения Западная Прорва 1 2 |