Проект разведки Турнейско-Фаменской залежи Южно-Юрчукского поднятия Юрчукского месторождения

    Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне производится снизу вверх; интервалы испытаний приводятся в таблице 2.4.4.  Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, в связи с чем интервалы испытаний намечены предварительно, а окончательный выбор будет сделан  на основании всего комплекса исследований скважины. При значительной изменчивости коллекторских свойств, литологии и большой толщине продуктивного объекта испытание его необходимо проводить по интервалам с счетом различий их промыслово-геофизических характеристик.

    Для установления гидродинамической связи  пластов со скважиной  применяется  метод вторичного вскрытия пласта на депрессии с применением перфоратора  ПМИ-48 (или ПРК-42С), с плотностью  перформации 10 отв./1 м пог. для всех типов коллекторов. Перед перфорацией скважина заполняется нефтью плотностью 0,820-0,840 г/см³.

    Вызов притока осуществляется снижением  уровня жидкости в  скважине свабированием, либо компрессированием с применением инертного газа (компрессор  СД 9/101) с отбором 0,5-1,5 объема скважины.

    При низкой производительности скважины производятся работы по интенсификации притоков нефти (в карбонатных коллекторах) - соляно-кислотные  обработки или соляно-кислотные  ванны 12-15% соляной кислотой из расчета  0,5 м³ на 1 м интервала перфорации.

    Все объекты, подлежащие испытанию, должны быть опробованы раздельно на приток пластового флюида с целью определения  дебитов на различных режимах  работы скважины, суточного рабочего дебита нефти по замерам фактической непрерывной суточной добычи, коэффициентов продуктивности, статических уровней, пластовых, забойных и устьевых  давлений, пластовых температур. С каждого интервала испытания производится отбор глубинных и поверхностных проб нефти.

      При получении фонтанного притока  нефти дебиты замеряются на 3-х  штуцерах: 2 мм, 4 мм, 6 мм.

    В нефонтанирующих объектах определение дебита производится путем снятия индикаторной кривой.

    По  окончании испытания продуктивного  объекта и переход на  вышележащий  его глушение производится жидкостью, исключающей глинизацию пласта и  создающей на него противодавление - хлоридом калия (КС1), с плотностью 1,18 г/см³.

    Конечным  результатом гидродинамических  исследований является получение эксплуатационной характеристики пластов каждой залежи, имеющей промышленной значение.

    Приведенный порядок работ предполагает дальнейшую консервацию скважины и ее последующий  ввод в эксплуатацию.

    Таблица 2.4.3

    Исследование  скважин в процессе бурения

            *-Испытываются в случае наличия  нефтепроявлений

            **-Испытываются для изучения гидродинамики  пластовых вод

    Таблица 2.4.4

    Испытание скважин в эксплуатационной колонне

 

Лабораторные  исследования

       Лабораторные  исследования должны быть направлены на изучение литологии, коллекторских свойств и нефтеносности вскрываемого разреза, определение возраста пород, химического состава и физических свойств нефти и пластовой воды. 

       Производятся  следующие виды работ:

       1. Петрографические исследования (изучение  и описание шлифов). Из прослоев  толщиной более 5 метров 3 образца: из кровли, подошвы и средней части слоя.

       2. Минералогический (гранулометрический) анализ. Для обломочных пород:  песчаников, алевролитов в тех  же интервалах и количестве, что  и для петрографических исследований.

       3. Палеонтологические исследования (микрофаунистическое изучение шлифов для определения возраста пород).  В плотных карбонатных породах 1 образец на 1 м керна; на уровне стратиграфической границы через 0,5 м выше и ниже границы на протяжении 2 м и в случае необходимости на протяжении 5 м.

       4. Изучение физических свойств  пластов-коллекторов (определение  пористости, проницаемости, плотности). В терригенных породах 2-3 образца,  в карбонатных 3-4 образца на  каждый метр поднятого керна  из слоев, которые могут служить  коллекторами; при небольшом выносе  керна не менее 3-х образцов: из кровли, середины и подошвы  пласта.

       5. Люминисцентно-битуминологические исследования. Отбирается 1 образец через 5 м.

       6. Изучение глинистых материалов  пород-коллекторов. Изучение физических  свойств пластов-коллекторов.  Используются  образцы, отобранные для изучения  проницаемости и пористости пород-коллекторов.

       7. Определение удельного электрического  сопротивления. В объеме 50% от  числа образцов, отобранных для  изучения проницаемости.

       8. Изучение радиоактивности пород.  В терригенных породах 1 образец  на 2 м керна.

       9. Акустические измерения. Используются  образцы, отобранные для изучения  пористости.

       10. Определение нефтенасыщенности коллекторов. Из продуктивных нефтяных горизонтов 3 образца на 1 м керна.

       11. Химический анализ нефти. Отбирается  одна проба в объеме 2,5 л из каждого нефтяного пласта.

       12. Гидрогеологические исследования.

       Объем и виды лабораторных исследований  приводятся в таблице 2.4.5. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       Таблица 2.4.5

       Лабораторные  исследования керна, шлама и пластовых  флюидов

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    2.5 Ожидаемые результаты  работ на площади

    Запасы  категории С₁ подсчитываются в случае получения промышленного притока нефти из скважины на площади, ограниченной радиусом 2L, где L – расстояние между эксплуатационными скважинами на месторождении. В данном случае на  Южно-Юрчукском месторождении скважины пробурены по сетке 400×400 м, следовательно для подсчета ожидаемых запасов С1 принимается радиус 2L равный 800 м. (приложения 4,5,6)      

    Таблица 2.5.1

    Ожидаемые результаты работ на площади

    Прирост геологических запасов по категории  С1 составил 962 т.т, извлекаемых-461 т. т. 
 
 
 
 
 
 
 
 

    3. Экономическая часть

    Проектом  доразведки южно-Юрчукского поднятия на Юрчукском месторождении предусматривается бурение 1 разведочной скважины  метражом 2435 м. Далее будут рассчитываться экономические показатели бурения этих скважин.

    Скорость  бурения скважины составит 1015 м/ст.мес.

    Таблица 3.1

    Продолжительность сторительства скважины(сут.)

    Для сметной стоимости строительства  скважины принимаются средние затраты  по работам, приведенным в таблице 3.2.

    Таблица 3.2

    Сметная стоимость строительства скважины