USD 79.6845

+1.01

EUR 93.0237

+1.54

BRENT 41.99

+0.63

AИ-92 43.38

-0.01

AИ-95 47.42

-0.02

AИ-98 53.51

-0.01

ДТ 47.42

0

2 мин
1055
0

В недрах

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ ОСИНСКОГО ГОРИЗОНТА В ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНОЙ СКВАЖИНЕ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

Осинский горизонт является основным  нефтесодержащим объектом Непско-Бутообинской антеклизы. Здесь уже открыто несколько десятков месторождений, но поиск углеводородов по прежнему остается актуальной задачей. В статье рассказывается о ходе и результатов поисково-разведочных испытаний осинского горизонта в поисково-оценочной скважине Непско-Ботуобинской антеклизы.

В недрах

Лого Тюменьгеология.pngИспытание перспективных объектов является важным этапом строительства поисково-оценочных скважин, позволяющим определить характер насыщения пластов, их параметры и фильтрационные характеристики.

Рассмотрим результаты испытания осинского горизонта, вскрытого поисково-оценочной скважиной. Данный горизонт является основным  нефтесодержащим объектом Непско-Бутообинской антеклизы. Литологически представлен доломитами и доломитизированными известняками. 

По результатом проведенных в обсаженном стволе поисково-оценочной скважины геофизических исследований эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет более 35 метров (Нэфф= 35.1м), пористость Кп (ГИС)= 10.1%,  Кп (ЯМК)= 13.4%, коэффициент нефтегазонасыщенности Кнг=84 %, проницаемость Кпр(ЯМК)=140.4 мД (средневзвешенная).

Рисунок 1 – Результаты проведения ГИС

Вторичное вскрытие нижней части пласта производилось путем перфорации ОК-168.3 мм. Прострелочно-взрывные работы проведены перфоратором типа КПО-114, зарядами типа ЗПКО-ПП-30ГП, плотностью 18 отв./пог.м.

После ПВР вызов притока осуществлялся путем снижения уровня свабированием. После извлечения 16.85 м3 раствора CaCl2 (ρ-1.1 г/см3), зарегистрирована КВУ (рисунок 2). По данным регистрации КВУ №1, приток пластового флюида отсутствует.

Рисунок 2 – Кривая притока


С целью интенсификации притока проведен комплекс работ по обработки ПЗП соляно-кислотным раствором (СКР), со следующей  концентрацией: HCl 38 % + 1.43 % CH3COOH + Нефтенол К 2.8 %. Ожидание реакции СКР в течении 8 часов под давлением. После обратной промывки, проведены мероприятия по свабированию. При свабировании извлечено 19.9 м3  раствора CaCl2 , без запаха и признаков УВ.

Вторичное вскрытие прикровельной части пласта Б1, производилось путем перфорации ОК-168.3 мм. Прострелочно-взрывные работы проведены перфоратором типа КПО-114, зарядами типа ЗПКО-ПП-30ГП-01, плотностью 18 отв./пог.м. Вызов притока осуществлялся сменой NaCl-соленасыщенного раствора ρ-1.47 г/см3,на раствор СаCl2, плотностью 1.1 г/см3. После закачки 23 м3 раствора СаCl2, скважина перешла в режим фонтанирования. 

По результатам ПГИ выделяется интенсивно работающий интервал: 1526 – 1534 м (59 %, 150 мД). Высокопроницаемые интервалы на глубинах 1495.3 – 1512.4 м, где проницаемость достигает 250 мД, в работу не включены (рисунок 3). Вероятно, данные интервалы закольматированы цементным раствором в процессе бурения при установке цементного моста в открытом стволе в интервале 1470 – 1510 м. 


Рисунок 3  Результаты исследований по определению притока.

В целях приобщения к работе прикровельного интервала пласта, принято решение о проведении СКО ПЗП. Для направленного нагнетания соляно-кислотного раствора, и временной изоляции ранее работающих толщин. Интенсификация притока производилась путем нагнетания в  ПЗП СКР, с концентрацией ингибированного  кислотного агента 15 %.После истечения времени ожидания реакции СКР, скважина запущена в режиме фонтанирования. В ходе проведения испытаний, на режиме шт.12 мм/ шб.14 мм, при забойном давлении 197.04 кгс/см2. Зафиксирован максимальный дебит: Qн- 565.340 м3/сут; Qг.-33.234 тыс.м3/сут. Водная фаза в притоке отсутствует.

Мероприятие по приобщению к работе прикровельного интервала пласта показало высокую эффективность (рисунок 4).


Рисунок 4 – Эффективность проведенных мероприятий.

После проведенных мероприятий в работу включен высоконапорный интервал 1506,3 – 1511,5 м.



Статья «В недрах» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, Октябрь 2018)

Читайте также