Путиловское месторождение

 

 

 

 

Введение

В связи с повышением ценности невосстанавливаемых  запасов нефти и стремительным  ростом стоимости ремонта скважин  во всем мире уделяется особое внимание правильному первоначальному заканчиванию скважин. Максимальная надежность и продуктивность приобретают особое значение для скважин, расположенных в море или в труднодоступных местах. Добиться надежности и продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески не сцементированы или, иначе говоря, склонны к разрушению. Механизм выноса песка необычайно сложен, на него оказывает влияние каждая операция при заканчивании скважины (от первоначального вскрытия пласта долотом до освоения скважины для отбора или закачки).

В настоящей главе дается общее  рассмотрение этой сложной технологии, которая будет более подробно изложена в следующих главах. На фактических примерах демонстрируется  множество серьезных последствий  неконтролируемого выноса песка  из пласта, которые можно предотвратить, применяя соответствующие методы задержания песка. Рассматриваются следующие вопросы:

1. Причины, заставляющие бороться с песком: снижение производительности скважин, разрушение обсадной колонны, щелевых фильтров и другого оборудования, очистка добываемого продукта от песка и проблема удаления этого песка.
2. Факторы, определяющие, в каких случаях необходимо применять средства задержания песка.
3. Принципы выбора между механическими и химическими методами задержания песка.
4. Особенности методов бурения и цементирования скважин и выбор соответствующих жидкостей для вскрытия пласта и закан- чивания скважины, позволяющие предупредить возникновение осложнений из-за выноса песка.

 

 

 

1.Геология

 

Путиловское месторождение в административном отношении расположено в Нефтекумском районе Ставропольского края, в 40 км к северо-востоку от г. Нефтекумска, который является районным центром Ставропольского края. Ближайшими месторождениями являются Зимняя Ставка (5 км северо-восточнее), Пушкарское (3,5 км восточнее), Озек-Суатское (5,5 км южнее). Право на пользование недрами Путиловского месторождения принадлежит НК «Роснефть-Ставропольнефтегаз» (лицензия СТВ № 0815 НЭ от 27.05.2005 г.

Месторождение Путиловское было открыто  в ноябре 1979 года. На 01.01.2007 на площади  пробурено шесть скважин: № 1, 2, 3, 4, -поисковые, № 5-разведочная и № 1 Затеречная параметрическая. Залежь нефти в VII₃ пласте нижнеюрских отложений была открыта при испытании в скважинах № 2, 3. Залежь нефти VIII₂ пласта нижнемеловых отложений была открыта при испытании в скважине № 5.

Запасы нефти и растворенного  газа категории С₁ месторождения Путиловское были оперативно подсчитаны и поставлены на баланс в 1992 году по VII пласту нижней юры и в 1994 году по VIII пласту нижнего мела. Балансовые запасы нефти по месторождению составляют 1059 тыс. т., начальные извлекаемые - 273 тыс. т, растворенного газа 22 млн. м³.

Эксплуатация  осуществляется на основании составленных в 2004 году Анализа разработки и прогноза технологических показателей по месторождению Путиловское. Данный «Анализ разработки…» рассмотрен на заседании ЦКР (протокол № 3213 от 22.09.2004 г.) с принятием уровней добычи нефти на срок до 2006 года включительно [11].

Начальные балансовые запасы нефти категории  В+С₁ по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ, составляют 1059 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти категории С₁ по месторождению – 273 тыс.т. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,258 от начальных балансовых запасов, утвержденных ГКЗ РФ. Всего в эксплуатации перебывало 3 добывающих скважины. По состоянию на 01.01.2007 г. в действующем фонде находятся 2 добывающие скважины № 3, 4 эксплуатирующие залежь нефти пласта VII нижнеюрских отложений, скважина №5, эксплуатирующая залежь VIII₂ нижнемеловых отложений находится в консервации. За 2006 год добыто  8,9 тыс. т нефти при средней обводненности продукции скважин на конец года 54,1 %. Текущий КИН составляет 0,047 при утверждённом 0,258, остаточные извлекаемые запасы нефти категории С₁ составляют 223 тыс.т.

Недропользователь – ООО «РН - Ставропольнефтегаз». Лицензия выдана на право пользования  недрами с целью геологического изучения и добычи нефти на Путиловском  месторождении без ограничения  по глубине – СТВ № 13299 НЭ от 13.09.2005 г. (срок окончания действия лицензии 07.06.2026 г. )

Анализ  эксплуатации залежи показывает, что  для полной выработки остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения  необходимо интенсифицировать процесс  разработки путем уплотнения сетки  добывающих скважин практически  посредством бурения новой скважины на отложения нижнего мела, бурения 2-го ствола в скв.3, 4 залежи нижнеюрских  отложений и расконсервацией  скважины № 5 и бурения в ней 2-го ствола.

Таким образом, назрела острая необходимость в  создании нового проектного документа, в котором должна быть дана объективная  оценка современного состояния разработки, намечены возможные пути выработки  остаточных извлекаемых запасов  нефти, дан прогноз добычи нефти  и других технологических показателей  разработки на заключительной стадии эксплуатации месторождения.

Настоящий проект разработки выполнена в соответствии с требованиями «Регламента составления  проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39-007-96  [1] и «Методическими указаниями по геолого-промысловому анализу  разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39.0-110-01 [2].

Отчет состоит  из двух томов: том I – текстовая часть, табличные приложения, том II – графические приложения.

Первичная геолого-промысловая информация по скважинам месторождения для  проведения анализа текущего состояния  разработки предоставлена ООО «РН  – Ставропольнефтегаз».

Авторы  «Проекта разработки…» выражают искреннюю  благодарность за оказание всесторонних консультаций и рекомендаций главному геологу ООО «РН - Ставропольнефтегаз»  В.В. Горбунову, начальнику технологического отдела геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений Д.В. Томашеву и всей геологической службе ООО  «РН - Ставропольнефтегаз».

Месторождение Путиловское расположено на Терско-Кумской  низменности (Ногайская степь). Местность  представляет собой обширную  низменную  полупустынную равнину, абсолютные отметки рельефа меняются от +40 до +73 м. На территории месторождения распространены курганы, высотой 3-4 м. Путиловское месторождение расположено в эрозионно-опасном районе. Широкое развитие получила ветровая эрозия почв, действию которой подвержено 95 % от общей площади территории Ставропольского края.

Путиловское месторождение в административном отношении расположено в Нефтекумском районе Ставропольского края, в 40 км к северо-востоку от г.Нефтекумска. Климат района континентальный теплый. Зима умеренно мягкая.

В 1971 г. между нефтяными месторождениями Урожайненское и Озек-Суат (юго- и юго-западнее Путиловского месторождения), была заложена параметрическая скважина 1-Затеречная, результаты бурения которой позволили уточнить геологическое строение рассматриваемого района.

С 1977 г. началось планомерное проведение сейсморазведочных работ МОГТ в пределах Ставропольского края, в том числе и по Путиловскому поднятию.

В 1978 г. Путиловская площадь была подготовлена к поисково-разведочному бурению (с.п. 1/77). В1979  г. пробурили поисковые скважины 1 и 2, которые были заложены в сводовых частях северного и южного куполов, выделенных по результатам сейсморазведочных работ 2Д.

В 1990-1991 гг. на Путиловском месторождении  пробурены поисково-разведочные  скважины 3 (северный купол) и 4 (южный  купол). Обе скважины по результатам опробований подтвердили промышленную нефтеносность пласта VII₃ нижнеюрских отложений.

С 1991 г. Путиловское месторождение введено в эксплуатацию работой на пласт VII₃ нижней юры скважин № 3 и № 4.

В 1992 г. была пробурена разведочная скважина 5 (северный купол) с целью уточнения геологического строения Путиловского участка и выявления залежей в юрских отложениях. При испытании нижнемеловых отложений в скважине № 5р из пласта VIII₂ получен промышленный приток нефти дебитом 36 м³/сут. После 1993 г. до настоящего времени поисково-разведочных работ на территории Путиловского месторождения не проводилось. Таким образом, по состоянию на 01.01 2006 г. на Путиловском месторождении пробурено четыре поисковых скважины (1п, 2п, 3п, 4п) одна разведочная (5р) и одна параметрическая (1-Затеречная). Все скважины кроме № 1-Затеречной находятся в пределах лицензионного участка Путиловского месторождени

Начальные балансовые запасы нефти категории  В+С₁ по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ, составляют 1059 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти категории С₁ по месторождению – 273 тыс.т. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,258 от начальных балансовых запасов, утвержденных ГКЗ РФ. Всего в эксплуатации перебывало 3 добывающих скважины. По состоянию на 01.01.2007 г. в действующем фонде находятся 2 добывающие скважины № 3, 4 эксплуатирующие залежь нефти пласта VII нижнеюрских отложений, скважина №5, эксплуатирующая залежь VIII₂ нижнемеловых отложений находится в консервации. За 2006 год добыто  8,9 тыс. т нефти при средней обводненности продукции скважин на конец года 54,1 %. Текущий КИН составляет 0,047 при утверждённом 0,258, остаточные извлекаемые запасы нефти категории С₁ составляют 223 тыс.т.

 

1.1.Гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования с целью определения  фильтрационных параметров нижнеюрских  отложений проводились на месторождении  Путиловское в скважинах № 3, 4 в 1990 году. Начальное пластовое давление в скважинах было определено по результатам  двух измерений и равно 34,9 МПа. Начальная  продуктивность по залежи была равна 9,3 м³/(сут х МПа).

Начальный дебит нефти был определен  по результатам 4 измерений, и средняя  величина его была равна 22,2 т/сут.

Пластовая температура по результатам двух измерений была равна 130°С.

Величина  газового фактора была равна 96,8 м³/т. Коэффициент проницаемости по VII пласту отложений нижней юры был равен 14,4 х10^-15 м².

Результаты  исследований приведены в таблице1.1

В 1993 году в скважине № 5 проводились исследования VIII₂ пласта нижнемеловых отложений. Начальное пластовое давление по залежи было определено по результатам трех измерений и равно 28,7 МПа. Начальная продуктивность по залежи была равна 7,8 м³/(сут х МПа).

Начальный дебит нефти был определен  по результатам трех измерений, и  средняя величина его была равна 20,8 т/сут.

Начальная пластовая температура была определена по результатам трех измерений. Её величина была равна 132° С. Величина газового фактора была равна 65,2 м³/т. Коэффициент проницаемости по VIII пласту отложений нижнего мела был равен 450 х10^-15 м².

Результаты  исследований приведены в таблице  1.1

 

 

 

 

Таблица 1.1 – Результаты гидродинамических исследований скважин Путиловского

месторождения

Номер скважины	Дата исследо- вания	Интервал перфорации, относительные абсолютные отметки, м	Толщина пласта, общая эффективн. нефтенас. м	Дебит нефти/газа	Обвод-ненность, %	Рпл/Рзаб МПа	Коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м	Удельный коэффициент продуктивности, м3/сут∙МПа∙м	Гидро-проводность, мкм2 см мПа∙с	Проницаемость, ∙ 10-3 мкм2	Вид исследования
VII J1
3	--	3448 - 3456 -3411 -3419 3446 - 3450 -3409 -3413	6,0 5,0	15	0	34,5/130	9,3	2,9	84,0	0,01	--
4	--	3444,5 - 3452 -3406,5 -3414	4,0 3,5	36	0	35,3/130	9,3	2,9	84,0	0,01	--
Средние значения		--	--	4,0 3,5	0	34,9/130	9,3	2,9	84,0	0,01	--
VIII2 K1
5	--	3101 - 3115 -3065 -3079 3114 – 3123 -3078 -3087 3111 - 3118 -3075 -3082	6,0 3,0	12	0	28,7/132	7,8	5,6	1465	0,45	--
	--			36	0	--	7,8	5,6	1465	0,45	--
Средние значения		--	3111 - 3118 -3075 -3082	20,8	0	28,7/132	7,8	5,6	1465	0,45	--

 

 

 1.2.Геологическое строение месторождения и залежей

По нефтегазогеологическому  районированию Путиловское месторождение  относится к Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области Северо-Кавказско-Мангышлакской  нефтегазоносной провинции. По районному  разделению областей месторождение  расположено в Восточно-Манычском  нефтегазоносном районе

В тектоническом  отношении Путиловское месторождение  расположено в восточной зоне Манычских прогибов (элемент I порядка) в пределах Шана-Худукской впадины (элемент III порядка), входящей в структуру более высокого порядка - Арзгирского прогиба (элемент II порядка).

В пределах Путиловского месторождения в юрском нефтегазоносном комплексе продуктивность установлена в горизонте VII нижнеюрских отложений, который разделен на пласты: VII₁, VII₂, VII₃, VII₄ и VII₅. Из них продуктивными, по данным интерпретации ГИС и опробований в скважинах, являются только три - VII₁ (приток нефти получен в скважинах № 2п, 3п и 4п), VII₂ (приток нефти с газом получен в скважине № 3п) и VII₃ (приток нефти получен в скважине № 4п). Общая толщина пласта VII₁ - 30-37 м, пласта VII₂ – 12-23 м, пласта VII₃ – 13-17 м.

Горизонт  VII сложен алевролито-песчанными пачками, разделенными прослоями аргиллитов. Разделение на отдельные пласты обусловлено наличием глинистых перемычек и разными водонефтяными контактами. Покрышкой служат выше залегающие отложения аргиллитов средней юры.

На Путиловском  месторождении продуктивность установлена  в пласте VIII₂ нижнего мела по результатам испытаний скважины № 5р. Покрышкой залежи служат глинисто-аргиллитовые отложения пласта VII. Альбаптские отложения сложены песчаниками и глинами

На Путиловском  месторождении осадочный чехол  представлен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Все  пробуренные на месторождении скважины № 1п, 2п, 3п, 4п, 5р и 1-Затеречная вскрыли триасовые отложения.

Палеозойская группа Каменноугольная  система. Наиболее древние осадочные отложения, встречающиеся в геологическом разрезе месторождений Ставропольского края - породы каменноугольного возраста. На Путиловском месторождении эти отложения не вскрыты. Характерной особенностью пород каменноугольной системы на месторождениях Ставрополья является их значительная метаморфизация и дислоцированность

Пермская система. На каменноугольных отложениях с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы позднепермского возраста. По данным бурения соседних месторождений отложения представлены в объеме куманской свиты верхней перми, которая имеет трёхчленное строение и подразделяется на три подсвиты.