Перспективы бурения боковых стволов с горизонтальным окончанием в районе 9 блока объекта ав1/3 +ав2 поточного месторождения

 

 

 

 

 

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ

«ЛУКОЙЛ – ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

ТЕРРИТОРИАЛЬНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

«ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»

 

 

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

НА КОНКУРС МОЛОДЫХ СПЕЦИАЛИСТОВ

НА ЛУЧШУЮ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКУЮ РАЗРАБОТКУ

 

ТЕМА: “ПЕРСПЕКТИВЫ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ В РАЙОНЕ 9 БЛОКА ОБЪЕКТА АВ1/3 +АВ2 ПОТОЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ”

 

 

 

 

 

 

Исполнитель: (Техник-Геолог ЦДНГ-2) _____________ И.Ф.Ахметзянова

 

      

Руководитель: (Начальник ОМРНиГМ) ____________ А.С. Антипин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лангепас, 2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ

    стр.

ВВЕДЕНИЕ                  3

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ               4

1.1 Общие сведения о  районе работ              4

1.2 Общие сведения о  геологическом строении месторождения          7

1.3 Характеристика продуктивных  пластов объекта АВ13+АВ2          7

1.4 Текущее состояние разработки пластов объекта АВ13+АВ2 Поточного месторождения                                                                                 13

2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ               24

2.1 Перспектива применения технологии бурения вторых стволов

скважин с горизонтальным окончанием                          24

2.2 Проектирование системы доразработки пласта АВ2

Поточного       месторождения              28

2.3 Обоснование необходимости совершенствования системы

разработки пласта АВ2 Поточного месторождения           42

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ                                                                45

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ                                                               46

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ                                  47

ПРИЛОЖЕНИЯ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Большинство месторождений Западной Сибири находятся на стадиях разработки, характеризующейся снижением уровней добычи нефти и высоким обводнением скважинной продукции.

В связи с длительной разработкой активных запасов углеводородов, в структуре остаточных извлекаемых запасов с каждым годом увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов нефти.

Наряду с этим почти на каждом месторождении имеются возможности применения новых технологий, способных повысить степень выработки запасов нефти и, как следствие, улучшить технологические и экономические показатели разработки месторождений.

В данном вопросе не являются исключением и месторождения, разрабатываемые ТПП «Лангепаснефтегаз», в частности и Поточное месторождение.

Данная тема, раскрытая на примере Поточного месторождения, будет интересна и актуальна и для других месторождений разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

1.1. Общие сведения о районе работ

 

В административном отношении Поточное нефтяное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в радиусе 50 км от Поточного лицензионного участка расположены гг. Мегион, Лангепас, Покачи.

Открытие месторождения состоялось в августе 1974 г., когда первой поисковой скважиной 23П, пробуренной на восточном склоне Пусинской структуры, были выявлены промышленные скопления нефти в пластах БВ6, БВ8 и Ач21. За период 1977-1979 гг. бурением в юго-восточной части месторождения девяти разведочных скважин подтверждено единство Поточно-Урьевской залежи по пластам АВ13, АВ2, выявлены нефтенасыщенные толщины в пластах БВ10 и ЮВ0.

К концу 1978 г. месторождение введено в разработку по пластам АВ13, АВ2, БВ6, БВ8, с 1981 г. – по пластам ачимовской толщи.

По месторождению выполнено 3 подсчета запасов и 10 проектных документов. ООО «КогалымНИПИнефть» на сегодняшний день  выполнен подсчет запасов по материалам бурения 1279 скважин, в том числе 45 поисково-разведочных, с выделением 14 промышленно-продуктивных подсчетных объектов: пластов АВ13, АВ2, БВ5, БВ6, БВ8, БВ9, БВ10, БВ11, Ач1, Ач21, Ач22, Ач3, ЮВ0, ЮВ11.

Участок проекта расположен в юго-восточной части Поточного лицензионного участка и включает залежи пластов АВ13 и АВ2 (объект разработки АВ13+АВ2) в районе скважин 35Р-34Р и скважины 77Ц (район кустовых площадок №№ 38, 43, 44, 54, 55, 56, 57).

Территория рассматриваемого участка полностью покрыта съемкой сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3D сп 1361/03, с севера к участку примыкает площадь исследований сп 1361/01 (Поточный и Северо-Поточный ЛУ), с юга - сп 1386/07 (Урьевский ЛУ). Южная часть участка изучена редкой сетью профилей 2D (рисунок 1).

Рисунок 1. Схема изученности сейсморазведочными работами

 

На севере Поточное месторождение граничит с Южно-Покачевским, на северо-востоке – с Северо-Поточным, на юге – с Урьевским, на западе – с Лас-Еганским месторождениями (рисунок 2). Разработку месторождений осуществляет ТПП «Лангепаснефтегаз».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2. Обзорная карта месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз»

 

1.2. Общие сведения о геологическом строении месторождения

 

Геологический разрез месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований. Породы осадочного чехла представляют собой ритмы чередования песчано-глинистых отложений юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

В тектоническом плане Поточное месторождение приурочено к Пусинскому, Северо-Пусинскому и Северо-Урьевскому локальным поднятиям III порядка, расположенным в северо-западной части Нижневартовского свода, на структуре II порядка – Урьевском куполовидном поднятии, которое находится между Мегионским валом и Покачевским куполовидным поднятием.

Промышленная нефтеносность района связана с терригенными отложениями нижнего мела (алымская свита – пласт АВ13, ванденская свита – пласты АВ2, БВ5, БВ6, БВ7, мегионская свита – пласты БВ8, БВ9, БВ101, БВ102, БВ11, Ач1, Ач21, Ач22, Ач3) и верхней юры (васюганская свита - пласты ЮВ11, ЮВ12, ЮВ13), залегающими в интервале глубин 1700 - 2600 м.

Геолого-физическая характеристика пластов АВ13, АВ2 представлена в таблице 1.

 

1.3. Характеристика продуктивных пластов объекта АВ13+АВ2

 

Пласт АВ13 выделяется в основании алымской свиты, представлен неоднородным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, с прослоями и линзами карбонатных отложений. Коллекторы представлены алевролитами светло-серыми, крупно-мелкозернистыми и мелко-крупнозернистыми и буровато-серыми алевритистыми песчаниками, средне-мелкозернистыми, нефтенасыщенными.

Общая толщина пласта изменяется в интервале 7,3 – 12,9 м, составляя в среднем 9,8 м. Нефтенасыщенная толщина изменяются в пределах от 0,5 до 4,4 м, среднее значение – 1,3 м. В разрезе пласта выделяются 1-3 проницаемых прослоя, толщина которых изменяется от 0,5 до 2,7 м, средняя расчлененность разреза – 1,5. Толщина глинистых пропластков изменяется от 0.3 до 5.3 м, среднее значение – 2.4 м. Среднее значение песчанистости – 16,8%.

Продуктивный пласт АВ13 представлен несколькими литологически экранированными залежами, приуроченными к Северо-Урьевскому поднятию (район скважины 35Р основной залежи пласта АВ13 и залежи 6-12 по пересчету запасов) и пластово-сводовой залежью в районе скважины 77Ц.

Залежи на Северо-Урьевском поднятии разделены обширной зоной неколлекторов. Общая толщина пласта составляет 9.9 м при изменении от 7.3 до 12.9 м. Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в среднем составляют 1.4 м, изменяясь в пределах 0.5-3.4 м.

Фильтрационно-емкостные свойства по ГИС изучены по 122 определениям в 67 скважинах. Пористость изменяется от 17 до 24.1%, составляя  в среднем 19.4%. Среднее значение проницаемости равно 18.6*10-3 мкм2 при изменении от 0.7 до 191.3*10-3 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности изменяется от 30.4 до 62.1% (46 скважин, 62 определения) и в среднем составляет 39.1%.

Залежи практически полностью расположены в ЧНЗ, имеются только узкие, выделенные условно, ВНЗ по залежам 6 и 8 (районы скважин 382 и 809). Средняя отметка ВНК по залежам составляет -1765.0 м.

Залежь района скважины 77Ц вскрыта 12 скважинами, нефтенасыщенными по ГИС. Общая толщина пласта в пределах залежи составляет в среднем 9.1 м, изменяясь от 7.9 до 10.5 м. Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются по скважинам  в пределах  0.9-4.4 м при  среднем  значении 1.7 м, средняя нефтенасыщенная

толщина по залежи принята равной 1.1 м. Среднее значениепесчанистости составляет 18.1%, расчлененность - 1.5.

ФЕС коллекторов по керну представлены по двум определениям из скважины 77Ц. Коэффициент пористости в среднем равен 22.7%, проницаемость – 268.1*10-3 мкм2, остаточная водонасыщенность – 34%.

По данным ГИС (12 скважин, 21 определение) коэффициент пористости изменяется от 17.2 до 25.3%, в среднем составляя 21%; среднее значение проницаемости – 85.7*10-3 мкм2 при изменении от 0.8 до 507.3*10-3 мкм2. Начальная нефтенасыщенность варьирует в пределах 37.9-52.7% (11 скважин, 14 определений), среднее значение - 45%.

Пласт АВ2 залегает в кровле ванденской свиты, верхняя часть которой формировалась в континентальных условиях. Пласт литологически неоднороден, что обусловлено чередованием песчано-алевритовых и глинистых прослоев. В зависимости от условий осадкообразования (континентальные и переходные фациальные образования), накопление коллекторов происходило как с хорошо выдержанными глинистыми прослоями, так и без них, вследствие чего песчаные слои сливались в монолитный пласт.

Средняя глубина залегания пласта в пределах участка – 1940.0 м.

По площади и разрезу пласт выдержан, распространен повсеместно. Общая толщина пласта АВ2 на участке в пределах залежей изменяется от 19.8 м (скважина 467) до 33.7 м (скважина 807), составляя в среднем 25.4 м. Эффективная толщина изменяется от 1.2 м (скважина 484) до 26.3 м (скважина 340), среднее значение – 16.6 м. Эффективная нефтенасыщенная  толщина в среднем составляет 4.4 м при изменении от 0.7 м (скважины 808, 915) до 13.2 м (скважина 344).

ФЕС пласта по данным геофизических исследований изучены по 1439 определениям в 143-х скважинах. Пористость изменяется от 16.2 до 24.5%, среднее значение – 23.1%. Проницаемость в среднем по участку составляет 1142.3*10-3 мкм2, изменяясь в интервале от 3.9 до 2283.6*10-3 мкм2.

По нефтенасыщенной части пласта (574 определения) среднее значение пористости - 22.3%, проницаемости - 795.0*10-3 мкм2.

Начальная нефтенасыщенность в среднем составляет 50%, при изменении от 34.8 до 65.3% (134 скважины, 466 определений).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание: * - Параметры приняты по нефтенасыщенной части разреза

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов АВ13, АВ2 Поточного месторождения.

 

Продуктивный пласт АВ2 представлен участком Основной залежи (район скважин 35Р-34Р), приуроченным к Северо-Урьевскому поднятию, и пластово-сводовой залежью в районе сважины 77Ц. Пласт представлен водонефтяной зоной, в границах залежей отдельными скважинами вскрыты участки водонасыщенного коллектора, зона замещения вскрыта скважиной 962.

Участок залежи на Северо-Урьевском поднятии (район скважин 35Р-34Р). Общая толщина пласта составляет 25.5 м при изменении от 19.8 до 33.7 м. Эффективная толщина в среднем составляет 16.8 м, изменяясь в пределах 1.2-26.3 м. Нефтенасыщенная толщина варьирует от 0.7 до 13.2 м, среднее значение – 4.7 м. Средняя расчлененность разреза – 4.8, песчанистость – 65.5%.

Пористость по керну составляет в среднем 21.8% (4 скважины, 32 определения), среднее значение коэффициента проницаемости - 158.2*10-3 мкм2 (28 определений), остаточная водонасыщенность - 31.6% (25 определений).

Фильтрационно-емкостные свойства по ГИС изучены по 1388 определениям в 136 скважинах. Коэффициент пористости в среднем равен 23.1%, среднее значение проницаемости - 1141.6*10-3 мкм2. По нефтенасыщенной части разреза пласта пористость составляет 22.3%, проницаемость - 792.8*10-3 мкм2 (560 определений).

Коэффициент нефтенасыщенности определен по 456 определениям в 128 скважинах, в среднем составляет 50%.

Залежь района скважины 77Ц вскрыта семью скважинами, нефтенасыщенными по ГИС. Общая толщина пласта в пределах залежи составляет в среднем 22.9 м, изменяясь от 21.1 до 24.8 м. Эффективная толщина изменяется по скважинам в пределах 11.0-16.1 м при среднем значении 12.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем по скважинным данным составляет 3.0 м, изменяясь от 2.2 до 3.9 м, среднее значение по залежи принято равным 1.7 м.

Средняя отметка ВНК по залежи составляет -1765.0 -1770.0 м.

ФЕС коллекторов по керну представлены по 39 определениям из скважины 77Ц. Коэффициент пористости в среднем равен 21.8%, проницаемость - 309.1*10-3 мкм2. Остаточная водонасыщенность, изученная по 37 определениям, в среднем составляет 32%.

По данным ГИС (51 определение) коэффициент пористости изменяется от 16.2 до 24.5%, в среднем составляя 23.1%. Среднее значение проницаемости – 1162.6*10-3 мкм2 при изменении от 4.1 до 2267.3*10-3 мкм2. По нефтенасыщенной части разреза пласта (14 определений) пористость в среднем составляет 23%, проницаемость – 881.0*10-3 мкм2.