|
Анализ выполнения программы исследовательских работ
 В соответствии с «Дополнением к технологической схеме разработки Колотушного месторождения» (протокол ТО ЦКР № 1387 от 26.12.2011 г.) на период с 2012 по 2018 гг. была утверждена программа исследовательских работ, представленная в таблице 3.6. В 2012 году выполнена основная часть из намеченных мероприятий.
Во всех пробуренных в 2012 году скважинах в полном объеме выполнен Комплекс геофизических исследований (стандартный каротаж с ПС; БЭЗ; БК; ИК; МКЗ; МБК; резистивиметрия; радиоактивные методы ГК, НГК; инклинометрия; кавернометрия).
Программа реализованных ГДИС включает в себя замеры буферного, затрубного давлений и статического уровня скважин для определения пластового давления. В течение 2012 года выполнены 13 определений пластового давления в 6 скважинах. Для уточнения фильтрационных характеристик пласта в 2012 году в скважине №202 было выполнено исследование на неустановившихся режимах, определена проницаемость пласта. С целью изучения литолого-петрографических характеристик разреза, коллекторских свойств продуктивных пластов было намечен отбор керна в 1 эксплуатационной скважине, в 2012 году керн в интервале продуктивного пласта Ю11 отобран в скважине № 202.
Отбор глубинных проб не проводился.
Таблица 3.6 – Программа исследовательских работ
| № пп
| Цель проводимых работ
| Вид работ
| Сроки выполнения, гг.
| Объемы
| Исполнитель
| | 1.1
| Уточнение структурного плана
| Переинтерпретация сейсмических материалов
|
| Имеющиеся материалы обработки 2Д-сейсмики
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 1.2
| Площадные и детальные работы МОГТ 3D
|
| в объеме 110 кв.км
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 2.1.
| Уточнение геологического строения, характера насыщения и добычного потенциала
| Бурение эксплуатационных сква-жин, проведение комплекса ГИС
| 2012-2018
| 58 скважин
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 2.2.
| Апробация метода FMI, (Formation Micro Imager)
|
| скв. №№101, 201, 202
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 2.3.
| Гидродинамические исследования скважин на приток
| 2012-2018
| 44 скважины
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 2.4.
| Гидродинамические исследования скважин на приемистость
| 2012-2018
| 14 скважин
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 3.1
| Уточнение фильтрационно-емкостных, электрических и акустических свойств пласта
| Отбор керна
| 2012-2018
| 100 % отбор изолиро-ванного керна пласта Ю11 с одной субвер-тикальной скважины каждого куста
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 3.2
| Изучение профильной проница-емости полноразмерного керна после продольной распиловки
| 2012-2018
| весь отобранный керн
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.3
| Фотографирование распиленного керна в дневном и ультрафиолетовом освещении
| 2012-2018
| весь отобранный керн
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.4
| Седиментологичекий анализ
| 2012-2018
| весь отобранный керн
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.5
| Определение ФЕС для стандартных образцов
| 2012-2018
| 4 образца на 1 пог.м., в т.ч. перпендикулярно напластованию
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.6
| Определение капиллярных свойств методом полупроницаемой мембраны и ультрацентрифугированием
| 2012-2018
| 30% отбираемых образцов с учетом представительности каждого литотипа
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.7
| Литологические исследования (изучение петрографических шли-фов, рентгеноструктурный анализ валовой пробы и глинистой фрак-ции, гранулометрический анализ)
| 2012-2018
| 10 шлифов на каждый вид исследования для каждого выделяемого литотипа
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.8
| Определение структуры порового пространства и характера распре-деления минералов методом электронной микроскопии
| 2012-2018
| 10 проб для каждого выделяемого литотипа
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.9
| Определение акустических свойств в пластовых условиях
| 2012-2018
| 10 % от общего кол-ва образцов с учетом представительства каждого литотипа
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.10
| Определение электрических свойств в нормальных и пластовых (барических) условиях
| 2012-2018
| для н.у.- 100% от обще-го кол-ва образцов; для барических - 10 %
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.11
| Определение ОФП для систем "нефть-вода" и "нефть-газ"
| 2012-2018
| по 2 теста в системах нефть-вода и нефть-газ
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
|
Продолжение таблицы 3.6
| № пп
| Цель
проводимых работ
| Вид работ
| Сроки выполнения, гг.
| Объемы
| Исполнитель
| | 3.12
| Уточнение фильтрационно-емкостных, электрических и акустических свойств пласта
| Определение коэф-та вытеснения нефти водой, газом, водой пониженной солености, ПАВ
| 2012-2018
| 5 исследований
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.13
| Оценка степени изменения прони-цаемости при воздействии на пласт технологических жидкостей (бурового раствора, жидкостей глушения и др.)
| 2012-2018
| 6 исследований
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 3.14
| Потоковые исследования на параллельных моделях пласта (кернодержателях) для оценки эффективности потокоотклоняющих технологий
| 2012-201
| 3 исследования
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 4.1
| Исследования физико - химических свойств пластовых жидкостей. Анализ химического и микроэлементар-ного состава пластовых вод, газов и нефтей
| Отбор и изучение поверхн.проб нефти (стандартный комплекс)
| 2012-2018
| по 3 пробы из скв. №№304, 903, 1403
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 4.2
| Отбор глубинных проб нефти
| 2012-2018
| по 3 пробы из скв. №№304, 903, 1404
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 4.3
| Изучение глубинных проб нефти
|
| по 3 пробы из скв. №№304, 903, 1405
| ОАО «ТомскНИПИнефть»
| | 4.4
| Проведение лабораторных исследований отложений АСПО на промысловых образцах нефтей
| 2012-2018
| весь фонд по одной пробе
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| |
| Сбор и обобщение материала по парафинизации и выбора методов по защите промыслового оборудования
| 2012-2018
| 2012-2018, весь фонд по одной пробе
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 4.6
| Определения состава растворен-ного газа
| 2012-2018
| с каждой глуб. пробы
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 4.7
| Отбор и изучение свойств пласто-вых вод. Химический и микро-элементный состав
| 2012-2018
| 3 пробы
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 5.1
| Изучение методов интенсификации притока и техно-логий УН пластов
| Исследования эффективности проведения ГРП
| 2012-2018
| на всех доб. скв.
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 5.2
| Апробация технологии ГРП с ограничением роста трещины в высоту
| 2012-2018
| на всех доб. скв
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 6.1
| Установление закономерности вовлечения запасов нефти в разработку. Контроль за энергетическим состоянием месторождения
| Проведение гидродинамических иссл-ний скважин (КВД, КВУ)
| не реже раза в два года
| 25% от добывающего фонда
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 6.2
| Проведение индикаторных исследований
| постоянно
| 5 скважин в год
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 6.3
| Гидродинамические исследования новых скважин (КПД)
| не реже раза в два года
| весь фонд скважин системы ППД
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 6.4
| Проведение комплекса ПГИ
| до и после ГТМ
| Весь фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 6.5
| Проведение иссл-ний по опреде-лению профилей притока и про-филей приемистости совместно с определением тех.состояния
| не реже раза в два года
| Весь фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 6.6
| Анализ динамики изменения дав-лений и дебитов (приемистости) скважин
| постоянно
| весь действующий фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 6.7
| Определение забойных давлений
| один раз в месяц
| весь действующий фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 6.8
| Определение пластовых давлений
| один раз в год
| весь действующий фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 7.1
| Промысловые исследования
| замеры дебитов, устьевых давлении
| два раза в неделю
| весь фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 7.2
| отбор поверхностных проб продукции скважин
| один раз в неделю
| весь фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 7.3
| замер газового фактора
| при вводе в эксплуатацию и далее раз в год
| действующий фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| Продолжение таблицы 3.6
| № пп
| Цель
проводимых работ
| Вид работ
| Сроки выполнения, гг.
| Объемы
| Исполнитель
| | 7.4
|
| Методами ПГИ - определение технического состояния эксплуатационных колон и источников обводнения
| раз в два года, либо при необходимости
| весь фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 8.1
| Мероприятия по повышению эффективности техники и технологии добычи
| Изучение особенностей применения механизированного способа добычи
| 2012-2018
| все скважины
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 8.2
| Испытание ингибиторов солеотложений
| 2012-2018
| 3 скважины
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 8.3
| Испытание ингибиторов парафиноотложений
| 2012-2018
| 3 скважины
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 8.4
| Испытание технологий предотвра-щения гидратно-парафиновых пробок
| 2012-2018
| 3 скважины
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 8.5
| Изучение совместимости, ста-бильности и способов применения различных классов хим.реагентов
| 2012-2018
| В соответствии с РД
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 9.1
| Мероприятия по повышению эффективности технологии добычи нефти
| Анализ динамика работы механи-зированного фонда скважин
| постоянно
| весь фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
| | 9.2
| Отбор проб продукции скважин на определение КВЧ, пластовых и закачиваемых вод с целью прогно-зирования концентрации солей
| раз в месяц
| весь фонд
| ОАО
«Томскнефть» ВНК
|
На базе лаборатории физики пласта ОАО «ТомскНИПИнефть» проведены лабораторные исследования по определению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) на образцах керна из эксплуатационной скважины 202, глубина отбора 2579.25 и 2580.13 м. Коэффициент вытеснения определен по 6 образцам керна из скважины №202
Для контроля за выработкой пласта планировались промыслово-геофизические исследования по определению профиля и состава притока в эксплуатационных скважинах. В начале 2013 года работы по определению профиля притока и источника обводнения проведены в скважинах №101, 202. Также выполнены работы по определению технического состояния 4 скважин, при этом в 2 скважинах выявлены заколонные перетоки. Программа исследовательских работ, по действующему фонду выполнена частично, для лучшего отражения ситуации на месторождении можно рекомендовать более регулярное осуществление замеров пластового давления, а также проведение гидродинамических исследований, которые позволят уточнить свойства пласта и призабойной зоны скважин.
Выводы:
1.На 01.01.2013 г. на Колотушном месторождении пробурено 26 скважин из них 12 поисково-разведочных, 13 эксплуатационных и одна водозаборная. На 01.01.2013 г. на балансе нефтедобывающей организации числится 22 скважины. В добывающем эксплуатационном фонде находится 11 скважин, из них 6 действующие, 2 остановлены в текущем месяце, 1 скважина бездействует, 2 скважины в освоении. Не эксплуатируются 7 скважин: 6 ликвидированных (разведочные) и 1 скважина переведена в консервацию.
В нагнетательном фонде находится 3 скважины, все действующие.
2. Месторождение разрабатывается с 1991 года, на 1.1.2013 года накопленный отбор нефти составляет 334.3 тыс.т, отбор от начальных извлекаемых запасов категории С1-19.8%, (от запасов С1+С2 – 17.55), текущий КИН для С1 - 0.082, (для категории С1+С2 – 0.070), водонефтяной фактор – 0.87.
3. В 2012 году ГРП проведены в 8 новых скважинах при их освоении, поэтому оценить эффективность проведенных мероприятий нельзя, так как не определен базовый дебит.
Всего за историю разработки на Колотушном месторождении было выполнено 14 операций ГРП. На данный момент основной объем добычи нефти на месторождении связан с дополнительной добычей нефти за счёт выполнения ГРП. На всех скважинах после проведения ГРП наблюдается значительный прирост дебита нефти.
4. Пробурены 2 горизонтальные скважины, №№ 302 и 303, одна из них находится в освоении. Скважина № 303 введена в эксплуатацию с дебитом нефти 11.5 т/сут, жидкости 13 т/сут при обводненности 12%. На 01.01.2013 года согласно технологическому режиму, скважина работает ЭЦН при динамическом уровне 2133 м, забойное давление составляет 4.3 МПа, депрессия 16.7 МПа. Продуктивность скважины 0.9 м3/сут*МПа, что втрое ниже средней продуктивности наклонно-направленных скважин, в которых проведены операции ГРП.
5. С целью определения профиля притока в добывающих скважинах выполнено 5 исследований, источника обводнения - 5, профиля приемистости - 4, технического состояния эксплуатационной колонны – 10 исследований в добывающих и нагнетательных скважинах. Большинство исследований выполнены с целью определения технического состояния ствола скважин. Исходя из фонда добывающих и нагнетательных скважин, исследования проведены в 9 скважинах, что составляет 45% от фонда.
6. В 2012 году добыли 41.4 тыс.т, - отставание от проектного уровня составило 23%. Наблюдается различие фактического и проектного действующего фонда.
По проекту на конец года в действующем добывающем фонде 11 скважин, по факту – 8, что связано с тем что 2 новые скважины пробурены в конце декабря 2012 года и на 1.1.2013 г находятся в освоении, также из-за аварии бездействует скважина №278.
7. Необходимо отметить, что замеры пластового давления не регулярные, и охватывают не весь фонд скважин, согласно рекомендациям должны проводиться раз в квартал на всех добывающих и раз в полгода на всех нагнетательных скважинах. Недостаточный объем замеров снижает точность оценки динамики пластового давления, рекомендуется увеличить охват и частоту замеров пластового давления.
Программа исследований, по действующему фонду скважин выполнена частично.
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|
