Часть 1 Абалакская свита
Кальчинское месторождение было открыто в 1990г. С тех пор на нем постоянно ведутся геологоразведочные работы. Первая скважина введена в пробную эксплуатацию в октябре 1992г. Значительная часть площади нефтеносности уже разбурена сеткой эксплуатационных скважин в соответствии с проектом эксплуатации.
В нефтегазоносном отношении Кальчинский лицензионный участок расположен в пределах Тобольского нефтегазоносного района Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и характеризуется средней плотностью потенциальных ресурсов углеводородов. На территории Кальчинского лицензионного участка охватывающего значительную территорию Уватского района Тюменской области и имеющего протяженность с запада на восток – 117км и с севера на юг до 78 км с общей площадью порядка 6090 км2, расположено Кальчинское и Северо-Кальчинское и Центрально-Алымское нефтяные месторождения.
На Кальчинском нефтяном месторождении нефтеносность разреза установлена на глубинах 2513-2862м в стратиграфическом диапазоне от тюменской свиты среднеюрского возраста до ачимовской толщи ахской свиты нижнемелового возраста. Залежи нефти выявлены в пластах Ю4, Ю3, Ю1, Ю1аб (абалакская свита), Ю0, Ач3, Ач22, Ач21-2, Ач21-1, Ач14, Ач13, Ач12 и Ач11. Причем, залежи в пластах Ю1, Ю1аб и Ю0 (баженовская свита) открыты после защиты запасов УВ по Кальчинскому месторождению в ГКЗ, в 1999 году.
Для выбора и обоснования способа вскрытия Ачимовской толщи необходимо оценить все геологические условия залегания продуктивных пластов. Кроме того необходимо учесть следующие параметры:
-
Оценить мощность продуктивной залежи;
-
Выяснить характер насыщенности (тип пластового флюида и пластовое давление);
-
Оценить характер изменения свойств (проницаемость, однородность, устойчивость) по мощности продуктивной залежи.
Далее представлена некоторая геологическая информация, необходимая для расчетов по вскрытию продуктивных отложений абалакской свиты разведочной скважиной 79Р.
Таблица 1
В соответствии с проектными данными, проектная глубина скважины без учета удлинения составляет 2780 м. Кровля абалакской свиты расположена на абсолютной отметке 2760 м.
В таблице приведена литолого-стратиграфическая характеристика района работ. По данным исследования керна из соседних скважин, сейсмического профиля изучаемой площади, проектный продуктивный горизонт расположен в нижнемеловых отложениях, которые представлены аргиллитами.
Таблица 2
В соответствии с физико-механической характеристикой, абалакские аргиллиты имеют: Кп=0,18-0,2, Кг=1, карбонатность 0,5-1%. По промысловой классификации относятся к средней категории пород.
Конструкция скважины 79Р рассчитана в соответствии со всеми нормативными документами и представлена ниже.
Таблица 3
Необходимо отметить, что данные для проектирования являются расчетными. Таким образом, имеем, что интервал залегания абалакской свиты – 2760-2780 м, вмещающие горные породы – аргиллиты, Рпл принято, равным 29,4 МПа. По данным промыслово-геофизических исследований имеем, что характер насыщения абалакских отложений – нефть. Градиент пластового давления составляет 0,00981, как и по всему разрезу. Коллектор однородный по литологическому составу пород, слабосцементированный, по фильтрационной характеристике относится к коллекторам пористого типа, характеризуется однородностью насыщения нефтью. Для более полной характеристики залежи в абалакской свите необходимо изучить сейсмический профиль и его интерпретацию для представленного участка.
Вскрытие продуктивного горизонта на тех или иных режимах должно соответствовать методикам, принятым на производстве. Прежде всего, необходимо оценить давление, ожидаемо при бурении разведочной скважины 79Р.
Итак, давление, принятое на основании исследований по соседним скважинам на Кальчинском лицензионном участке, равно 29,4 МПа. Далее необходимо оценить, имеем ли мы дело с нормальным Рпл или же с зонами АВПД либо АНПД. При глубине 2760-2780 м (интервал залегания абалакской свиты), и расчетном давлении, условие grad Рпл =0,1 МПа/10м не выполняется. Следовательно, по скольку такое равенство неверно, а левая часть уравнения больше правой, то в этом случае, имеет место быть зона с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Таким образом, необходимо производить бурение на репрессии, когда давление в скважине выше пластового, для того, чтобы не допустить нефтепроявлений.
Рис 1. Выбор и обоснование конструкции забоя скважины
Поскольку в скважине разведочной скважине 79Р по расчетным данным мы имеем дело с аргиллитами, необходимо выбрать такую конструкцию скважины, чтобы она полностью отвечала требованиям действующих на сегодняшний день нормативных документов, правилам техники безопасности на месторождении и позволяла получать максимальные дебиты нефти, а также минимизировать возможность возникновения аварии на скважине.
По приведенной классификации имеем, что по проведенным исследованиям вполне возможно оценить весь комплекс параметров скважины для корректного выбора конструкции скважины.
Коллектор прочный (аргиллиты), однородный, близкорасположенные напорные горизонтов и подошвенных вод не обнаружено, следовательно, необходимо выбрать раздельный способ эксплуатации. По данным исследования керна, продуктивный пласт является устойчивым, Рпл принято, равным 29,4 МПа (высокое), аргиллит является непроницаемой вмещающей породой. Таким образом, из приведенных данных следует, что наиболее оптимальным решением при строительстве разведочной скважины на Кальчинском месторождении будет забой смешанного типа. А именно, продуктиный горизонт будет открыт и незацементирован, при этом возможна установка фильтра.
При соблюдении правил техники безопасности, требований нормативных документов и техники исполнения проекта, возможно получить максимально возможные дебиты нефти на скважине 79Р.
Обоснование выбора бурового раствора для вскрытия абалакской свиты (2760-2780 м.). Предположительно для вскрытия этого интервала будет израсходовано 15,46 м3 ингибированного полимерглинистого бурового раствора, плотностью 1100-1130 кг/м3, если принять, что раствор будет расходоваться равномерно при бурении нижнего интервала 2365-2780. Плановое количество бурового раствора для вскрытия нижнего интервала составляет 347,9 м3. Соответственно абалакская свита составляет 4,44% от него.
Поскольку исследуемые продуктивные отложения входят в интервал вскрытия пород в скважине 79Р на ингибированном полимерглинистом буровом растворе (960-2780 м.), ниже будет рассмотрена характеристика параметров для вскрытия отложений, относящихся только к этому интервалу.
Таблица 4
Основой для приготовления бурового раствора на всех интервалах вскрытия нефтеносных и непродуктивных пластов является техническая вода (ОСТ 51-01-03-84). Наиболее значимым компонентом при приготовлении ингибированного полимерглинистого раствора для вскрытия нижнего интервала является микрокольматант. Его доля в растворе составляет 39,99%. Более подробная характеристика компонентного состава раствора для вскрытия всех интервалов в скважине приведена ниже. Техника и технология приготовления бурового раствора соответствует требованиям руководящий документов и технике безопасности проведения работ.
Предварительные расчеты показали, что объем бурового раствора, требуемого при бурении разведочной скважины 79Р, составляет 347,9 м3. Из которых для заполнения ствола скважины потребуется 92,1 м3, на поверхности – 92,1 м3, технологические потери составят 163,8 м3, для повторного использования раствор не требуется.
Таблица 5
Данный проект предусматривает:
-
Оценку мощности продуктивной залежи;
-
Уточнение характера насыщенности (тип пластового флюида и пластовое давление);
-
Изучение характера изменения свойств (проницаемость, однородность, устойчивость) по мощности продуктивной залежи.
В проекте заложены такие расчеты, как:
-
Обоснование литологических особенностей Кальчинского ЛУ;
-
Результаты исследования керна, как этап выяснения стратиграфической принадлежности горных пород;
-
Выбор и обоснование конструкции забоя скважины;
-
Рекомендуемый буровой раствор.
На основании проекта по вскрытию абалакской свиты Кальчинского месторождения разведочной скважиной 79Р можно получить максимальные дебиты нефти. Главными условиями выполнения всех проектных решений является соблюдение правил техники безопасности, нормативных документов РФ, применяемых при поиске, разведке и добычи полезных ископаемых и внутренних нормативных документов.
Часть 2 Ачимовская нефтяная толща
Одной из основных задач при разработке месторождения является достижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН). Кальчинское месторождение находится на поздней стадии разработки, что обуславливает актуальность задач по поддержанию проектных объемов извлечении пластовой нефти. Для более полного представления обо всех особенностях разрабатываемого месторождения необходимо рассматривать все особенности месторождения, включая литологические, петрофизические гидродинамические, геофизические условия недр. В совокупности с показателями разработки и контроле над эксплуатацией месторождения системный подход представляет собой полную информацию по месторождению и возможность изменить некоторые величины в системе разработки, с целью оптимизации процесса добычи нефти. Такой подход наиболее актуален, особенно, если необходимо добуривать скважины, с целью уточнения геологического строения месторождения и повышения нефтеотдачи пласта, за счет увеличения эксплуатационной сетки скважин. В этой связи необходимо рассмотреть все особенности продуктивных пластов по лабораторным анализам пластового флюида и макро- и микроописания керна.
Рассмотрим вопросы, связанные с доразведкой месторождения путем бурения новых скважин для уточнения строения залежей и перевода разведочных и оценочных скважин в фонд эксплуатационных скважин. Для этого необходимо установить фильтрационно-емкостные свойства пласта для последующего выбора и обоснования буровых растворов, позволяющих минимизировать загрязнение продуктивного пласта в призабойной зоне и сократить время восстановления проницаемости.
В соответствии с этим рассмотрим влияние технологических процессов первичного и вторичного вскрытия коллекторов на ФЕС коллекторов Кальчинском месторождении.
Лабораторные исследования влияния технологических жидкостей, используемых при строительстве скважин, на коллекторские свойства продуктивных пластов в призабойной зоне являются основным источником информации об особенностях строения недр при выборе и обосновании бурового раствора для вскрытия пластов. Особенно это приоритетно для низкопроницаемых пластов, в которых дополнительные гидродинамические сопротивления в призабойной зоне пласта за счет воздействия технологических жидкостей при строительстве скважин могут снизить КИН.
К особенностям геологического строения продуктивных пластов Кальчинского месторождения относятся низкая проницаемость.
По данным лабораторных исследований, проведенных ОАО «СибНИИНП», в таблице 1 приведены результаты определения физических свойств продуктивных пластов Кальчинского месторождения. Средняя проницаемость ачимовских отложений составляет 14 – 22 *10 -3мкм2.
Таблица 1
Зачастую при строительстве скважин применяется полимерные растворы. Также при бурении месторождений в Западной Сибири для вскрытия продуктивных пластов часто применяются биополимерные буровые растворы. В соответствии с приведенными лабораторными исследованиями были рассмотрены варианты применения различных буровых растворов: полимерный и биополимерный. В таблице 2 приведена некоторая информация о рассматриваемых составах буровых растворов.
Таблица 1
Проведенные лабораторные исследования на образцах керна Кальчинского месторождения в термобарических условиях, приближенных к пластовым, показали степень воздействия различных буровых растворов на пласт-коллектор. В таблице 3 приведены данные по результатам исследований влияния буровых растворов.
На рис.1 представлена динамика коэффициента восстановления проницаемости. На основании лабораторных исследований влияния технологических жидкостей на изменение коллекторских свойств пласта, можно судить, что наряду с геологическими особенностями строения пласта на добычные возможности и коэффициент извлечения нефти оказывают существенное влияние и технологические процессы, связанные со вскрытием продуктивных пластов.
Таким образом, системный подход к анализу применяемых технологий и степени их влияния на достижение запланированных объемов добычи нефти показал, что технология вскрытия продуктивных пластов нуждается в доработке и применении инновационных технологий. Это позволит максимально приблизиться к проектному КИН и разрабатывать залежь в соответствии с минимальными экологическими осложнениями.
Рис.1. Коэффициенты восстановления проницаемости образцов керна после воздействия на них буровых растворов (пласты Ач1, Ач2, Ач3 Кальчинского месторождения)
Таким образом, на основании исследования керна в лабораторных условиях, при бурении новых скважин на нефть, возможно направить усовершенствование технологии вскрытия на оптимизацию процессов бурения, что в конечном итоге позволит сохранять исходные ФЕС горных пород.
Таблица 3
Такая технология вскрытия продуктивных пластов позволит решение следующих задач:
-
Обеспечение запланированных объемов добычи нефти;
-
Достижение проектного КИН;
-
Бурение дополнительных скважин, с сохранением ФЕС горных пород, на основе исследований керна.
Список литературы:
1. Бурение нефтяных и газовых скважин, Ю.В. Вадецкий, Москва, «Академия», 2003.
2. Осложнения при бурении, Н.А. Сидоров, Г.А. Ковтунов, Москва, «Гостоптехиздат», 1959.
3. В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, О.В. Нагарев, Т.А. Ованесянц. Заканчивание скважин: Учебное пособие для вузов. Издательско-полиграфический центр «Экспресс». – Тюмень.
4. Аксенова Н.А., Овчинников В.П., Агзамов, Нагарев О.В. Заканчивание скважин:. Учебное пособие. – Тюмень: Изд-во «Экспресс».
5. Овчинников В.П., Грачев С.И., Фролов А.А., Зозуля Г.П., Фролов А.Л. и др., всего 15 человек. Справочник бурового мастера (справочник) Науч.- практ. пособие. – М.: «Инфра-Инженерия», 2006.
6. Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. РД. М., 1997 г.
7. ГОСТ 1581-96 «Портландцементы тампонажные. Технические условия».
8. РД 39-2-771-82. «Методика обоснования выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин». МНП, 1982 г.
9. Рекомендации по разработке проектно-сметной документации на строительство скважин разработаны Ассоциацией буровых подрядчиков (лицензия Госгортехнадзора России от 21.02.96 № “0”-2001/4198), согласованы с Госгортехнадзором России письмом № 10-03/797 от 7. 11.99 г.
10. Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Н.И. Сердюк. Расчеты в бурении. Справочное пособие. Под редакцией А.Г. Калинина, –М.:РГГРУ, 2007. 668 с.
11. Регламент организации работ по охране окружающей среды при строительстве скважин. ВРД 39-1.13-057-2002, М., 2002.
12. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Кальчинского и Северо-Кальчинского месторождений Тюмень, ЗАО «ТННЦ», 2004.
13. Геология нефти и газа Западной Сибири, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров и другие, Москва, «Недра», 1975.
14. «Бурение нефтяных и газовых скважин», Ю.В. Вадецкий, Москва, «Академия», 2003.
15. «Справочник по буровым растворам», А.Я. Рязанов, Москва, «Недра», 1979 .
16. «Осложнения при бурении», Н.А.Сидоров, Г.А. Ковтунов, Москва, «Гостоптехиздат», 1959.
17. РД 39-02-399-80. «Методическое руководство по бурению с отбором керна нефтяных и газовых скважин». Москва, 1982 г.
18. «Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской Провинции», М.Я.Рудкевич, «Средне-Уральское книжное издательство, Свердловск, 1976.
