Предложения по доразведке месторождения

Основные задачи доразведки месторождения на период промышленной эксплуатации:

- Уточнение геологического строения и трехмерной цифровой литолого-фильтрационной модели по мере эксплуатационного разбуривания;

- Перевод оставшейся части запасов (газа и нефти) из категории С2 в категорию С1;

- Выявление новых залежей углеводородов.

На месторождении имеются предпосылки для выявления новых залежей в интервале юрских и ачимовских отложений.

Программа доразведки месторождения предусматривает бурение глубокой поисково-оценочной скважины №133, разведочных скважин №№ 135, 136, 137, 140 (восточный берег Тазовской губы) в т.ч. на юрские отложения. В случае получения промышленных притоков УВ возможно организовать пробную эксплуатацию данных скважин.

Основой для предложений по доразведке нижнемеловых отложений Юрхаровского месторождения являются запасы газа, конденсата и нефти категорий С₁ и С₂, числящиеся на Госбалансе РФ по состоянию 01.01.2008г. Геологическая модель и запасы углеводородного сырья Юрхаровского месторождения были утверждены ГКЗ 28 февраля 2007 года (протокол № 1346). В этом же году на основании результатов бурения и испытания скв.132 был выполнен пересчёт запасов по пластам ПК₁, БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈² и БУ₈³. Запасы утверждены 13.03.2008 (протокол № 18/171-пр). Суммарная доля запасов нефти категории С₂ от общих запасов составляет 91%.

Структура запасов свидетельствует о низкой степени изученности нефтяных оторочек по результатам геолого-разведочных работ.

Таблица 5.5 – График ввода газоконденсатных скважин

В настоящее время для установления деталей геологического строения должны быть проведены сейсморазведочные работы 3D, которыми необходимо покрыть всю площадь нефтеносности нижнемеловых отложений. Однако для надежного проектирования необходимо проведение дополнительных доразведочных работ на этапе ОПЭ, характер и объем которых изложены ниже (таблица 5.6).

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ₈¹

Нефтяная оторочка пласта БУ₈¹ изучена слабо. Приток нефти получен в скв.92 при испытании интервала на а.о. – 2893,0–2901,0м. Дебит нефти в этой скважине составил 51,8м³/сут на 6 мм штуцере. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,0 м (скв.109) до 24,6 м (скв.314), газонасыщенная – от 4,8 м (скв.114) до 24,6 м(скв.314), нефтенасыщенная – от 1,6 м (скв.114) до 10,8 м (скв.96). Суммарная доля запасов нефти категории С₁ и С₂ от общих запасов по данному пласту составляет 2 и 98% соответственно.

Для доразведки нефтяной оторочки пласта БУ₈¹ предлагается использовать наклонно-направленные пилотные стволы в проектных нефтяных скважинах №№ 6121, 6131, 6141, 6151, 6111, 651, 6101, 641, 661, 631, 681, 671, 611, 621 (итого 14 скв., список по мере бурения). В данных скважинах в необсаженных стволах необходимо предусмотреть испытания интервалов нефтяной оторочки выше указанных пластов с целью установления ее промышленной значимости, отбор поверхностных и глубинных проб нефти и пластовой воды. Кроме того, в этих скважинах необходимо запланировать расширенный комплекс геолого-геофизических исследований, направленных на доизучение нефтяных оторочек, в том числе уточнение положения межфлюидальных контактов, эффективных нефтенасыщенных толщин и ФЭС коллекторов.

После ликвидации пилотного ствола производится бурение горизонтального окончания на целевой пласт.

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ₈².

Пласт БУ₈² испытан в десяти скважинах (92, 101, 94, 102, 103, 104, 106, 109, 111 и 132), из них в трёх скважинах (102, 106 и 92), получены промышленные притоки нефти дебитом от 8,3 м³/сут. при Нср.д.=631 м (скв.92) до 177 м³/сут. через 8 мм штуцер (скв.102). Суммарная доля запасов нефти категории С₁ и С₂ от общих запасов по данному пласту составляет 14 и 86% соответственно.

Для доразведки нефтяной оторочки пласта БУ₈² предлагается использовать наклонно-направленные пилотные стволы в проектных нефтяных скважинах №№ 633, 6141, 6151, 631, 613, 643, 652 (итого 7 скв., список по мере бурения). Комплекс исследований аналогичен пласту БУ₈¹.

Таблица 5.6 – Программа доразведки нефтяных оторочек

Нефтегазоконденсатная залежь пласта БУ₈³.

Нефтяная оторочка в пласте БУ₈³ частично совпадает в плане с запасами нефти пласта БУ₈² в южной части структуры и изучена слабо.

Пласт БУ₈³ испытан в 11 скважинах. Непереливающие притоки нефти получены в скв. 104 и 111. В скв.104 при испытании интервала на а.о. – 2906,9–2910,9 м приток нефти составил 4,8 м3/сут при среднединамическом уровне 1261 м, после дострела интервала – 2910,9 – 2914,9 м произошло увеличение дебита нефти до 8,1 м³/сут при среднединамическом уровне 1288 м. В скважине 111 при испытании интервала на а.о. – 2899,3 – 2902,3 м был получен непереливающий приток нефти дебитом 5,8 м³/сут. при среднединамическом уровне 1195 м. Затем произвели перестрел и испытали интервал – 2899,3 – 2904,3 м, в результате чего получили приток нефти дебитом 4,2 м³/сут. при среднединамическом уровне 979,5 м. После дострела пласта на а.о. – 2886,3 – 2894,3 м, газонасыщенного по ГИС, и совместного его испытания с предыдущим интервалом, получили смешанный нефтегазоконденсатный фонтан дебитом газа 106,6 м³/сут. и конденсатнонефтяной смеси 13,3 м³/сут. В скв.106, водонасыщенной по ГИС, при испытании с а.о. – 2903,9 м получена пластовая вода с плёнкой нефти. В скв.95 с кровли на а.о. – 2912,9 м пласт водонасыщен по ГИС.

Таким образом, подготовленные к промышленной разработки запасы нефти по кат.С₁ составляют 21% (район скв. 102-Н) от суммарных запасов нефти, числящихся на государственном балансе, в тоже время доля запасов кат. С₂ составляет 79%.

Для доразведки нефтяной оторочки пласта БУ₈³ предлагается использовать наклонно-направленные пилотные стволы в проектных нефтяных скважинах №№ 622, 633, 613, 643, 652 (итого 5 скв., список по мере бурения). Комплекс исследований аналогичен пластам БУ₈¹ и БУ₈².

Таким образом, из 25-ти проектных нефтяных скважин, только шесть (№№ 623, 691, 632, 612, 653, 642) могут быть пробурены без проводки пилотного ствола.

Дата добавления: 2015-07-25