Геологическое строение и опытно-промышленная разработка Дулисьминского месторождения

Температура пород 0-5 ОС, геотермический градиент 1,50°/100 м.

Водоносный комплекс литвинцевской свиты нижнего и среднего кембрия выходит на дневную поверхность в северо-восточной части исследуемой территории и представлен доломитами известняками, известковистыми доломитами. Интенсивная раздробленность пород, их экзогенная трещиноватость и хорошо развитая речная сеть способствуют значительному развитию карстовых явлений, Напорные трещинно-карстовые воды вскрыты скважиной 7 в келорском горизонте в кровле свиты на глубине 294 м. Толщина водоносного пласта 5 м. Водоносными являются трещиноватые закарстованные доломиты. Статический уровень на глубине 152 м. Производительность скважин при откачках 7-240 м³/сут. Отбор проб воды на химический анализ не проводился. По аналогии с соседними площадями, воды здесь могут меняться от пресных и соленых до слабых рассолов выщелачивания хлоридного натриевого состава с общей минерализацией до 80-120 г/л.

Во многих скважинах в литвинцевской свите наблюдались поглощения от 0,5 м /сут. до полной потери циркуляции. Судя по плотности поглощавшей жидкости, пластовые давления здесь ниже гидростатических или равны им. Температура пород свиты 2-12 °С, геотермический градиент 1,02°/100 м.

В ангарской свите поглощающие интервалы вскрыты в ее верхней и нижней частях на глубинах 240-1140 м, где прослеживаются зоны сильно трещиноватых и кавернозных доломитов (бильчирский и другие горизонты). Интенсивность поглощений от 2-80 м³/ч до полного. Отбор проб воды не проводился. Температура в ангарской свите 5-15 °С, геотермический градиент 0,88-1,18/100 м. В булайской свите по данным ТИС коллекторы трещинно-порового типа (биркинский и другие горизонты) залегают трещинно-порового типа (биркинский и другие горизонты) залегают на глубинах 780-1340 м. При бурении водопроявлений не отмечено. В скважине 46 Междуреченской площади отмечалось поглощение 1,5 м³/час. Судя по плотности поглощавшегося раствора, пластовые давления немного ниже гидростатического. Проб воды не отобрано.

В бельской свите региональные водоносные горизонты на месторождении себя не проявили, по данным ТИС пластов коллекторов в них нет. Незначительное единичное водопроявление отмечено в скв.37.

Балыхтинский горизонт в кровле усольской свиты тоже не проявился.

Опробование горизонта не проводилось, водопроявлений не было. В кровле усольской свиты и в подошве бельской имеются пласты траппов от 20 до 180 м. В траппах отмечены поглощения в ряде скважин от 0,5 м³/час до потери циркуляции.

В осинском горизонте и надосинском пласте, которые залегают в усольской свите на глубинах 2050-2340 м, водоносными являются интервалы трещиноватых и кавернозных карбонатных пород. В процессе бурения с помощью ИП осинский горизонт опробован в скважинах 1, 5. Из скважины 1 получена смесь пластовой воды с фильтратом бурового раствора и пленки нефти (опробование велось совместно с устькутским горизонтом). Под защитой колонны осинский горизонт не испытывался. Температура горизонта в скважине 191 на глубине 2117 по данным ОГТ 25 °С.

Устъкутский горизонт в верхней части мотской свиты, представлен доломитами с прослоями доломито-ангидритов.

Залегает на глубинах 2166-2404 м. Коллекторские свойства не выдержаны из- за различной степени засолонения пород. При опробовании отдельных скважин получена смесь фильтрата бурового раствора с пластовой водой.

Преображенский горизонт в основании среднемотской подсвиты представлен доломитами с прослоями глинистых доломитов. Залегает на глубинах 2400-2430 м, толщина 14-20 м. Тип коллектора поровый, участками трещиновато-поровый, не выдержанный. Испытание горизонта не проводилось.

Ярактинский горизонт нижнемотской подсвиты является основным продуктивным горизонтом месторождения. Представлен базальными преимущественно кварцевыми песчаниками, трансгрессивно залегающими на кристаллическом фундаменте. Литологически неоднороден.

Залегает горизонт на глубинах 2460-2638 м. Толщина его уменьшается с юга на север от 46,6 м до 8,5 м (скважина 191), на северо-западе он выпадает из разреза. Тип коллектора поровый, средняя пористость от 6,4 % до 16,9 %. Средняя проницаемость от 118,84-10-3 до 0,2-10-3 мкм². При бурении отмечались поглощения в ряде скважин Дулисьминской и 45, 47 Междуреченской площадей от 1 м³/час до полного.

Пластовые давления в ярактинском горизонте близки к нормальным гидростатическим или чуть ниже их. Коэффициент аномальности изменяется от 0,86 до 0,97, т.е. пластовая энергия недостаточна для подъема собственных рассолов на дневную поверхность. Их плотность достигает 1,28-1,30 г/см³, минерализация до 450 г/л и более. Состав рассолов хлоридный кальциевый, иногда магниевокальциевый.

Дебиты попутных и внутриконтурных рассолов из ярактинского горизонта, как правило, низкие. Даже при больших депрессиях на пласт они редко превышали 3-5 м³ /сут., иногда до 20-60 м³ /сут. опробовании горизонта в открытом стволе с помощью ИП дали значительные притоки рассолов, соответственно, 80 и 200 м /сут. при динамических уровнях 1300 и 1450 м от устья. На Аянской площади в законтурных скважинах 57 и 74 м³/сут. при динамических уровнях 1380 и 1300 м. Междуреченская скважина 45 вместе с газом (около 40 тыс.м ) дала пластовую воду до 84 м³/сут.

В региональной гидродинамической системе подсолевых терригенных отложений месторождение расположено в пределах крупного регионального пьезоминимума, охватывающего юго-восточные склоны Непско-Ботуобинской антеклизы и северо-западный борт Предпатомского регионального прогиба. Указанный пьезоминимум ограничен изопьезой приведенных напоров +200 м. Предгорья Байкало-Патомской горной области, где терригенные породы выходят на дневную поверхность (т.е. краевые зоны внешнего питания), расположены в 200 км от месторождения и поэтому (несмотря на существующие там высокие напоры до 500 м и выше) существенного влияния на его гидродинамические условия не оказывают. Само месторождение ограничено изопьезой +150 м, т.е. находится в пределах локального пьезоминимума с амплитудой более 100м.

На внешнем контуре ВНК в кровле ярактинского горизонта пластовое давление составляет 22,7-23,0 МПа, температура 33-36 °С. В пределах месторождения давление и температура изменяются. В его северной части давление в кровле горизонта 22,6-23,1 МПа, температура 28-32 °С. С ростом глубины залегания ярактинского горизонта пластовые давления в нем за внешним контуром ВНК увеличиваются более 23 МПа, а температура выше 37,5 °С (скв.65).

Состав подземных вод

В надсолевой гидрогеологической формации (в зоне активного водообмена) подземные воды, как правило, весьма пресные (минерализация до 0,5 г/л) и пресные (0,5-1,0 г/л), но в подошве формации иногда встречаются весьма слабосолоноватые воды с минерализацией до 1,1 г/л (терминология принята по ОСТ 41-05-263-86). Состав их весьма разнообразный и зависит от литологического состава вмещающих пород. По водородному показателю они относятся к нейтральным (pH = 6-8) или к слабощелочным (pH = 8-8,5). В генетическом отношении все они являются метеогенными, реже - смешанными. Бром в них отсутствует.

В соленосной формации вниз по разрезу происходит смена пресных и соленых вод на хлоридные натриевые рассолы, которые в генетическом отношении являются рассолами выщелачивания соли или их смесью с метаморфизованными древнеинфильтрационными и седиментационными водами. Вниз по разрезу концентрация и метаморфизм рассолов возрастает, и они становятся, судя по сменным территориям, крепкими и весьма крепкими рассолами хлоридного натриево-кальциевого и кальциевого состава с минерализацией до 320 г/л и выше.

В подсолевой формации, в том числе в ярактинском горизонте пластовые воды представлены однотипными сильно метаморфизованными хлоридными натриево-кальциевыми и магниево-кальциевыми рассолами с минерализацией до 351-450 г/л и выше с высокими содержаниями брома (до 5-7 г/л), стронция, лития, рубидия, калия и других ценных микрокомпонентов (табл.1). Содержание водорастворенных органических веществ в рассолах ярактинского горизонта следующее (мг/л): углерода органического (общего) в пределах 42-110; нафтеновых кислот - от 3,4 до 9,5; фенолов летучих - от 0,009 до 0,1; бензол обычно отсутствует (возможно, по причине отбора до анализа). Ион аммония содержится в пределах 54- 493 мг/л (табл. 1). Плотность не дегазированных рассолов достигает 1,28 г/см³ и выше, кислотность высокая (pH от 1,5 до 6,0).

Газонасыщенность рассолов ярактинского горизонта и их физические свойства в пластовых условиях определялись по глубинным пробам, отобранным из скважин 3, 34, и 49. В лабораторию пробы доставлялись в контейнерах (камерах) пробоотборника, газонасыщенность определялась однократным дегазированиемконтейнеров. Всего исследовано 13 глубинных проб, в том числе из скв.34 - 6 проб, из скв. 3 - 2 пробы, из скв.49 - 5 проб .

Таблица 1

Содержание органических веществ и аммония в пластовых водах Дулисьминского месторождения

Интервал, глубина отбора, м	Минера лизация, г/л		Концентрация, мг/л
		Сорг.общ.	Фенол Нафтеновые летуч.! кислоты i	Бензол	Аммоний
2526-2545	320.01	55.5	0.010	6.6	следы	185.26
2638-2638	347.18	62.4	0.035	9.5	-	54.03
2478-2544	392.96	74.4	0.009	4.9	нет	125.80
50	0.22	-	нет	5.5	-	0.66
2490-2488	391.68	109.6	0.022	3.4	нет	166.20
42	0.24	22.2	нет	-	нет	-
2509-2566	329.03	42.0	нет	-	-	222.40
2537-2494	369.62	74.4	0.025	7.2	нет	342.12
50	0.30	-	нет	8.6	-	1.74

Примечание:

1. Прочерк означает, что компонент не определялся (или сведения отсутствуют),

2.Пометка "нет" означает, что компонент при анализе не обнаружен.

3. Всего по месторождению проанализировано на ВРОВ 19 проб, из них отбраковано (как ФБР)

Газонасыщенность рассолов ярактинского горизонта в среднем по указанным трем скважинам (13 проб) составляет 320 см³/л. Водорастворенные газы по составу метанового типа, содержание метана и "тяжелых" УВ в сумме по объему более 75 % (табл. 2). Расчетное давление насыщения в среднем 20 МПа.

Таблица 2

Состав водорастворенных газов ярактинского горизонта Дулисьминского месторождения (% по объему)

Компоненты газа	Скв.34 инт. 2490-2488 м (среднее по 6 пробам)	Скв.З инт. 2545-2526 м (среднее по 2 пробам)	Скв.49 инт. 2537-2494 м (среднее по 5 пробам)
	пределы	среднее	пределы	среднее	пределы	среднее
CO2	0.336-1.309	0.573	0.357-0.605	0.481	0.25-0.61	0.416
СH4	81.609-88.11	83.916	82.301-85.024	83.662	87.86-89.64	88.88
С2н6	2.486-5.53	3.096	2.518-3.124	2.821	2.74-3.36	3.14
C2H6	0.251-0.815	0.492	0.581-0.907	0.744	0.13-0.21	0.172
C3H8	0.02-0.163	0.092	0.071-0.213	0.142	0.007-0.02	0.017
iС4Н10	0.054-0.438	0.217	0.204-0.627	0.415	0.01-0.04	0.018
n С5Н12	0.03-0.224	0.083	0.051-0.235	0.143	0-0	0
n C5H12	0.03-0.306	0.126	0.051-0.314	0.182	0-0	0
i C6Hi4	0.031-0.071	0.025	0-0.056	0.028	0-0	0
n C6H14	0.03-0.051	0.02	0-0.064	0.0335	0-0	0
x C6H14	0-0	0	0-0	0-0	0-0	0
H2	0.224-5.2	1.264	0.789-0.801	0.795	0.44-0.85	0.748
N2	4.09-12.052	9.331	9.538-10.068	9.803	4.52-6.56	5.592
Ar	0.061-0.143	0.067	0.133-0.19	0.161	0.08-0.24	0.134
Не	0.458-0.752	0.581	0.504-0.671	0.587	0.78-0.98	0.88
?Т.У.	2.844-6.28	4.159	3.476-5.543	4.509	2.877-3.56	3.347

6. Нефтегазоносность

Дулисьминское месторождение находится на территории Непско- Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Здесь открыт ряд месторождений нефти и газа, расположенных на территории Иркутской области - Марковское, Ярактинское, Аянское, Даниловское, Верхнечонское, Дулисьминское, Пилюдинское и Республикой Саха - Озерное, Нижнехамакинское, Центрально-Талаканское, Таранское, Хотого-Мурбайское, Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское, Иктехское. Продуктивные горизонты всех этих месторождений связаны с подсолевым комплексом пород нижнего кембрия.

В южной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области на месторождениях, открытых ПГО “Востсибнефтегазгеология”, запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, устькутский, Преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, Верхнечонский) горизонтам. Также отмечены нефтегазопроявления из коры выветривания фундамента. Тип углеводородного насыщения горизонтов и состояние работ на месторождениях приведены в (таблице 3).

Осинский горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Марковском месторождении, где к этому горизонту приурочена нефтяная залежь. В процессе поисково-разведочных работ на Ярактинском месторождении при вскрытии осинского горизонта в скважинах 9,11, 14, 18, 19, 55 отмечалось разгазирование бурового раствора и нефтепроявления. При опробовании горизонта в этих скважинах ИП были получены незначительные притоки нефти, от 20 л до 100 л. На Пилюдинской площади в скважине 277 получен приток газа 11,5 тыс.м³/сут. и нефти 19,1 м³/сут. На Большетирской площади в скважине 204 из отложений осинского горизонта приток нефти составил 37,4 м /сут., газа 11,6 тыс.м /сут. В скважине 144 Даниловской площади при опробовании осинского горизонта получено 150 л нефти и 2-3 тыс.м³/сут. газа. В скважине 145 этой же площади получен фонтанный приток нефти дебитом 11 м³/сут. Притоки газа из осинского горизонта получены в скважинах 122, 123, 23 80, 46, 77 Верхнечонской площади, скв.2 Вакунайской площади, скв. 1 Могдинской площади. Тип коллектора осинского горизонта каверново-поровый, трещинно-поровый, с открытой пористостью не более 8-9 % при величине проницаемости от первых единиц до 80 * 10^-15 м .

Пластовые давления в осинском горизонте, как правило превышают нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется АВПД с коэффициентом аномальности до 1,3-1,4 и более.

Перспективы нефтегазоносности осинского горизонта определяются, в основном, наличием зон улучшенных фильтрационно-емкостных свойств слагающих его пород, имеющих довольно мозаичных характер распространения. В ряде случаев генезис таких зон можно связать с проявлениями разломной

Типы углеводородного насыщения по продуктивным горизонтам месторождений

Таблица 3

Местороходение	Продуктивные горизонты	Состояние работ
	осинский	устькут- ский	Преобра женский	верхне тирский	Парфенов; ярактин ский	Верхне чонский
Дулисьминское	-	-	-	-	-	нгк	-	в разведке
Марковское	Н	-	ГК	-	ГК	-	-	подготовлено к разработке
Ярактинское	-	-	-	-	-	нгк	-	подготовлено к разработке
Аянекое	-	-	Г	Г	-	нгх	-	временная консервация
Верхнечонское	гкх	Н*	н	-	-	-	ГКН	в разведке
Даниловское	-	н	гкх	-	-	-	гкх	временная
Пилюдинское	н	-	-	-	-	-	-	поисковые работы

Устъкутский горизонт представлен двумя пластами доломитов, приуроченных к верхней части мотской свиты. Промышленно продуктивен на Даниловском месторождении, где из нижнего его пласта получены притоки нефти дебитом до 400 м³/сут. На Аянской площади в 20 км юго-западнее Дулисьминского месторождения в скважине 65 при испытании горизонта был получен приток газа дебитом 50-70 тыс. м³/сут. Нефгегазоносность горизонта выявлена в ряде скважин на Верхнечонском месторождении (123, 23, 24, 29, 31, 32, 46, 53, 77, 86), а также на Преображенской площади (скв.137) и Санарской площади (скв. 210). Коллектор горизонта каверново-поровый. Значения открытой пористости до 13-16 %, в отдельных случаях достигают 20 % при проницаемости (п -1-10)-10"¹⁵ м². В зонах отсутствия коллектора характерно развитие вторичной галитовой минерализации пустотного пространства. Зоны улучшенных коллекторов тяготеют к центральной и западной части Непско-Ботуобинской антеклизы.

Типы выявленных залежей - литологические

Преображенский горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты. Имеет региональное распространение, представлен доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении и Преображенской площади. Притоки нефти из этого горизонта получены также на Вакунайской площади.

На Данил онской площади в скважине 144, пробуренной в пределах эрозионного выступа фундамента, получен приток газа дебитом 69 тыс.м³/сут.

Тип коллектора преимущественно, поровый, реже трещиновато-поровый. Значения открытой пористости до 11-19,6 % при проницаемости до (29-43) * 10^-15 м².

Залежи литологические, литолого-структурные. Зоны улучшенных емкостных характеристик пород связываются с реликтово-органогенными перекристаллизованными доломитами, развитыми в пределах Непского палеоподнятия.

Относительно низкие фильтрационные свойства продуктивных, карбонатных горизонтов требуют применения методов интенсификации для получения из них промышленных притоков УВ.

Перечисленные выше перспективные карбонатные горизонты на Дулисьминском месторождении представлены плотными разностями пород и с точки зрения нефтегазоносности себя не проявили.

Основные выявленные запасы нефти и газа рассматриваемого района содержатся в пластах терригенного комплекса. Залежи нефти и газа в них приурочены к литофациальным зонам развития пластов песчаников с улучшенными коллекторскими свойствами. Определяющим фактором контроля распространения этих залежей в большинстве случаев является литологический экран, обусловленный замещением проницаемых песчаников плотными непроницаемыми разностями, либо глинами.

Верхнетирский горизонт стратиграфически приурочен к верхней части нижнемотской подсвиты. Песчаники горизонта характеризуются фациально невыдержанностью связанной с их замещением на глинистые терригенно-сульфатно-карбонатные разности пород. В результате этого зоны развития коллекторов и выявленные залежи приурочены к локальным изолированным песчаниковым линзам.

При испытании горизонта в скважине 58 Аянской площади получен фонтанный приток газа дебитом 393 тыс.м³/сут. на шайбе 15,85 мм. Промышленные притоки газа из этого горизонта также получены в скважинах 30, 31, 32 Аянской площади и скважине 104 Верхнетирской площади. При опробовании ИП горизонта в скважине 57 Аянской площади получен приток нефти с расчетным дебитом около 16 м³/сут.

Коллекторские свойства горизонта характеризуются открытой пористостью до 21 %, с межзерновой проницаемостью до 81 * 10^-15 м² . тип коллектора поровый. Типы залежей пластовые, литологически ограниченные.

На Дулисьминском месторождении пластов-коллекторов в верхнетирском горизонте не отмечено.

Парфеновскай горизонт нижнемотской подсвиты промышленно продуктивен на Марковском месторождении, где с полосой распространения песчаников связана газоконденсатная залежь. Песчаники горизонта характеризуются литофациальной невыдержанностью, и в районе Дулисьминского месторождения замещены на плотные глинисто-карбонатные породы.

Ярактинский горизонт залегает в основании нижнемотской подсвиты. На этом уровне отложения мотской свиты промышленно продуктивны на Дулисьминском, Ярактинском, Аянском, Верхнечонском месторождениях, приуроченных к одному склону Непско-Ботуобинской антеклизы и ее центральной части. Именно здесь фиксируется зона максимальной песчанистости пород, более высокой степени однороднсти и улучшенной сортированности кластического материала. Распространение коллекторов по площади района неповсеместное. Полоса улучшенных емкостно-фильтрационных свойств песчаников прослеживается по линии Верхнечонской - Дулисьминской - Ярактинской - Марковской площадей.

На ранее открытых Ярактинском и Аянском месторождениях продуктивность ярактинского горизонта связана с двумя песчаниковыми пластами, разделенными глинисто-алевролитовой перемычкой мощностью от 8 до 23 м. Дебиты нефти на этих месторождениях изменяются от 1,5 до 156 м³ /сут., газа от 50 до 1200 тыс.м³ /сут.

На Дулисьминском месторождении ярактинский горизонт является базальным, залегает непосредственно на породах фундамента. Отложения горизонта характеризуются неоднородностью, как по разрезу, так и по площади. В западной части месторождения горизонт представлен одним пластом песчаников. В восточной- части, в зоне увеличения толщины горизонта, в его пределах выделяется два пласта песчаников. Промышленная продуктивность ярактинского горизонта связана с верхним его пластом. Нижний пласт проявил себя в нескольких скважинах малодебитными притоками газа.

Верхний продуктивный пласт песчаников ярактинского горизонта по сравнению с нижним имеет улучшенную степень отсортированности песчаного материала, меньшую глинистость, характеризуется лучшими фильтрационноемкостными свойствами, тип коллектора поровый. Открытая пористость верхнего пласта в среднем И %, максимальные значения 16-19 %, проницаемость до (600- 900) 10^-15 м . Отрицательно на фильтрационно-емкостные свойства пород влияют ангидритизация, местами засолонение пород, невыдержанность доли песчаников к толщине пласта.

Нижний пласт ярактинского горизонта представлен плохоотсортированными песчаниками, переслаивающимися с аргиллитами и алевролитами. Коллекторские свойства песчаников пласта невысоки. Открытая пористость проницаемых интервалов в среднем 8 %, проницаемость (6-8)-10^-15 м². Гидродинамический режим залежи продуктивного ярактинского горизонта на месторождении характеризуется пластовым давлением близким к условному гидростатическому. Пластовые давления в продуктивных скважинах на глубинах от 2424 м до 2579 м составляют 22,4-23,1 МПа. Пластовая температура в кровле ярактинского горизонта изменяется в пределах месторождения от 28 до 36 °С (граф. прил. IV) и составляет в среднем 32 °С.

Кора выветривания представлена измененными кристаллическими породами фундамента.

На Дулисьминском месторождении в районе скважин 2, 7, 26 вскрыта зона трещиноватых пород коры выветривания. В скважине 2 при совместном испытании коры выветривания и ярактинского горизонта получен приток газа дебитом 38,6 тыс. м/сут. и нефти дебитом 35,2 м /сут. Приток нефти связывается с корой выветривания, где по данным ГИС выделяется коллектор толщиной 1,6 м гипсометрчески ниже принятого ГНК (-2022 м). Непосредственное залегание песчаников на породах коры выветривания объясняет наличие их гидродинамической связи.

Зоны улучшенных коллекторов имеют прерывистый характер распространения и связаны с особенностями палеорельефа поверхности фундамента и степени проявления эрозионно-тектонических процессов. Пористость пород достигает 8-14%, проницаемость до 100 * 10^-15м² .

7. Опытно промышленная разработка Дулисьминского месторождения

Специальная часть данного раздела ставит перед собой задачу объяснить изменение свойств и основных параметров, влияющих на разработку, НГКМ Дулисьма в процессе ОПЭ (опытно промышленной эксплуатации).

В качестве материала для обозрения приводятся: принципиальные положения проекта ОПЭ [4]; основные данные по испытаниям скважин, проведенными в отведенный проектом период; основная информация о текущих изменениях параметров разработки; перспектив на дальнейшую разработку.

Принципиальные положения рассматриваемого проектного документа

Технологической схемой предлагается начать разработку Дулисьминского месторождения с первоочередной отработкой нефтяной оторочки на двух участках Опытно-промышленной разработки (ОПР) - Западном и Центральном.

Рис.4

Схема расположения скважин Дулисьминского НГКМ с выделением участков ОПР

Срок ОПР с 2014 по 2018 год. В течение каждого года процесс добычи нефти и газа длится 210 суток, с 1 октября текущего года по 30 апреля последующего года. Основной целью ОПР является испытание технологии извлечения нефти из оторочки малой мощности с низкопроницаемым коллектором и практическая оценка эффективности ее разработки. Запасы нефти признаны ГКЗ трудноизвлекемыми, коэффициент извлечения нефти принят 0.05. Западный участок выбирается в районе трех разведочных скважин № 8, 22, 2 мр, на которых производится восстановительный ремонт и ревизия оборудования.

Выбор данного участка связан с использованием опыта пробной эксплуатации скважины №22.

Центральный участок находится в районе трех разведочных скважин № 6, 10, 34 , где нефтяная оторочка имеет наибольшую эффективную мощность. Скважины № 6, 10, 34 после проведения восстановительного ремонта переводятся в эксплуатационный фонд. Всего в схеме планируется задействовать шесть разведочных скважин с переводом их в эксплуатационный фонд.

В 2014 году, на Центральном участке начинается эксплуатационное бурение. Бурение, в связи с опытным характером разработки, планируется в минимальном объеме. К 2018 году вводится из бурения нефтяная скважина № 1011, а в 2019 г. , по окончании ОПР бурение продолжится с вводом второй скважины скважина № 1012. Новые скважины наклонно-направленные с горизонтальным забоем. Скважины расположены на одной площадке в середине Центрального участка, бурятся кустовым методом. Расчетный дебит нефти из горизонтальной скважины должен в 2.5 раза превышать дебит из наиболее продуктивных разведочных скважин.

Таблица 7

Фильтрационно-емкостные параметры Западного и Центрального

Участков

№ сква жины	Эффективная толщина, м	К-нт проницаемости, мД	Скин- эффект	Нефть	Газ
	Нефть	Газ			а	1/а	А	В
8	0,7	7,5	15	29,8	0,511	1,96	3,24	0,0135
22	9	0,9	14	-	0,519	1,93	10,44	0,0166
2тр	1,1	4,1	-	-	0,0562	17,79	1,237	0,006
6	7,8	3,6	38	29,7	0,097	10,31	-	-
10	8,2	0	14	-	0,299	3,34	-	-
34	14	11,4	38	29,4	0,274	3,65	2,78	0,094

Таблица 8

Данные исследований скважин Западного и Центрального участка на различных штуцерах

№ Скв.	Диаметр штуцера 4
	Дебит нефти, м3/сут	Дебит газа, тыс.м3/сут	Рзаб, МПа	АР, МПа	Ртр, МПа	Рзтр, МПа
8	7,9	23,0	19,62	3,38	12,7	14,9
22	15,0*	28,1*
2тр	10,3	25,1	21,46	1,1	15,1	16,9
6	24,8	8,3*	20,35	2,45	4,16
10	23,0	0,96	15,9	7,05	2,5 (?)	11,5
34	14,0	23,2	19,42	3,14	12,07	14,62
Всего	95,0	108,66

Таблица 9

№ сква жины	Диаметр штуцера 6
	Дебит нефти, м3/сут	Дебит газа, тыс.м3/сут	Рзаб, МПа	ДР, МПа	Ртр, МПа	Рзтр, МПа
8	16,0	45,0	17,85	5,15	12,6	13,5
22	40,0	18,3	17,85	4,85	9,32	13,24
2шр	30,0	50,7	20,46	2,1	14,5	16,0
6	45,0	18,6*	17,90	4,90	3,84
10	37,0	10,3	11,33	11,62	4,0	8,0
34	27,5	32,5	15,59	6,97	9,32	11,28
Всего	195,5	215,4

Таблица 10

№ сква жины	Диаметр штуцера 8
	Дебит нефти, м3/сут	Дебит газа, тыс.м3/сут	Рзаб, МПа	ДР, МПа	Ртр, МПа	Рзтр, МПа
8	20,5	65,0	13,44	9,56	9,3	10,2
22	65,0	8,5	13,88	8,82	7,85	12,6
2шр	49,7*	76,3*
6	70,8	33,0*	16,20	6,60	3,1
10	51,0*	19,64*
34	33,6*	51,5*	11,77	10,79	7,26	8,93
Всего	290,6	253,94

Примечание: * отмечены дебиты нефти и газа, полученные прогнозным расчетом по двум имеющимся наблюдениям.

Анализ данных таблиц показывает, что наиболее предпочтительным для ОПР является режим работы скважин на 6 мм штуцере, т.к. на 4 мм штуцере дебиты скважин недостаточен, на 8 мм штуцере слишком большой является депрессия на пласт. Кроме того, опытно-промышленная эксплуатация скважин №8, 22 показала, что на 6 мм штуцере скважины работают устойчиво, снижения пластового давления не наблюдается.

Режим работы скважин на штуцере диаметра 6 мм принят, как основа расчета показателей разработки схемы ОПР.

Продуктивный ярактинский горизонт, условно, по виду насыщения, разделен на два объекта: - нижний нефтяной, - верхний газовый. Особенностью конструкции забоя скважин № 2мр, 8, 6, 22, 34, переводимых из разведочного фонда в эксплуатационный добывающий, является совместное вскрытие газовой и нефтяной части ярактинского продуктивного горизонта. Для повышения добычи нефти в скважинах и изоляции газового интервала пласта в кровле нефтяного объекта устанавливаются разобщающие пакеры в комплекте с подземным оборудованием. После оснащения скважин эксплуатационными пакерами, определены годовые объемы добычи нефти и газа по каждой скважине в течение периода ОПР.

Учитывая периодический, в течение 7 месяцев, характер разработки месторождения, а также отсутствие необходимой для моделирования информации, на данном этапе была принята однородная по вертикали модель пласта. Кроме того, ежегодно в процессе ОПР в течение 5 месяцев будет происходить восстановление давления, а расстояние между скважинами таково, что в течение периода эксплуатации при небольших проектных отборах воронки депрессии не взаимодействуют. В связи с этим, при выборе методики расчета показателей разработки, было принято наиболее приемлемое решение расчета технологических показателей разработки, по индивидуальному режиму работы каждой эксплуатационной скважины согласно с корректировкой дебитов нефти и газа на скважинах, оборудуемых пакерной схемой.

Принимается, что после оснащения четырех скважин эксплуатационными разобщающими пакерами, дебит газа снизится на 70%, а дебит нефти возрастет на 30 %. Данное допущение должно быть подтверждено опытными результатами на первой скважине № 34, оснащаемой эксплуатационным пакером в 2003 году. Моделирование процесса работы скважины с пакером возможно выполнить по результатам испытаний скважины № 34.

Для установления режимов работы новых горизонтальных скважин № 1011,1012 произведен расчет по методу Джоши. Определено, что оптимальная длина горизонтального участка 250-300 метров.

Всего рассмотрено 4 варианта разработки:

Вариант 1. Разработка ведется «на истощение» имеющимися 6 эксплуатационными скважинами, новые скважины не бурятся, максимальный уровень отбора на штуцере 6 мм составит 190 т/сут;

Вариант 2. Разработка ведется с поддержанием пластового давления имеющимися 6 эксплуатационными + 2 нагнетательными скважинами, новые скважины не бурятся, максимальный уровень отбора на штуцере 6 мм составит 190 т/сут;

Вариант 3. Разработка ведется «на истощение» имеющимися 6 эксплуатационными скважинами + 1 пробуренная новая скважина с горизонтальным стволом, максимальный уровень отбора на штуцере 6 мм составит 250 т/сут;

Вариант 4. Разработка ведется с поддержанием пластового давления имеющимися 6 эксплуатационными + 2 нагнетательными скважинами + 1 пробуренная новая скважина с горизонтальным стволом, максимальный уровень отбора на штуцере 6 мм составит 250 т/сут.

Таблица 11

Таблица расчетных вариантов ОПР по количеству скважин

Показатель	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3	Вариант 4
Скважины, добывающие только нефть	1	1	2	2
	№10	№ 10	№ 10, 101	№ 10, 101.1
Скважины, добывающие только газ и конденсат	Нет	Нет	Нет	Нет
Скважины одновременной добычи нефти, газа,	5	5	5	5
конденсата	№№ 2мр, 6,	№№ 2мр, 6,	№№ 2мр,	№№ 2мр,
	8, 22, 34	8, 22, 34	6, 8, 22, 34	6,8,22,34
Скважины для закачки газа в газоконденсатную залежь	Нет	2 №7, 15	Нет	2 №7, 15
Итого скважин	6	8	7	9

Для реализации, как наиболее отвечающий задачам ОПР рекомендуется вариант 4, с суточной добычей нефти 250 тонн.

В рекомендуемом варианте, кроме бурения горизонтальной скважин № 1011 на Центральном участке проводится испытание технологии обратной закачки добытого свободного и попутного газа в газоконденсатную часть залежи. Для закачки будут подготовлены разведочные скважины № 7 и № 15 Реализация рекомендуемого варианта планируется в два этапа. Первый этап с 2002 по 2004 год, второй этап с 2005 по 2006 год, когда начинает буриться первая горизонтальная скважина.

Таблица 12

Показатели разработки рекомендуемого варианта 4.

Показатели	2014	2015	2016	2017	2018
Фонд добывающих скважин, единиц	4	6	6	7	7
Ввод добывающих скважин, единиц	№2мр, 8, 22, 10	№ 6, 34		№101.1
Фонд нагнетательных скважин закачки газа, ед.		”		1	2
Ввод нагнетательных скважин закачки газа, ед.	'		"	1	1
Добыча нефти, тыс.тонн	3.00	9.00	33.82	44.80	44.80
Добыча попутного газа, млн. м3	0.63	1.65	5.82	6.87	6.87
Добыча газа, свободного, млн.м3.	2.97	6.94	10.60	10.60	10.60
Добыча конденсата, Cs+в, тыс.тонн	0.45	1.04	1.59	1.59	1.59
Накопленная добыча нефти, тыс. тонн	3.00	12.00	45.82	90.62	135.42
Накопленная добыча попутного газа, млн. куб. метров	0.63	2.28	8.10	14.97	21.84
Накопленная добыча свободного газа млн. м3	2.97	9.91	20.51	31.11	41.71
Накопленная добыча конденсата, С 5+в, тыс. тонн	0.45	1.49	3.08	8.49	10.08
Закачка газа в скважины, млн. м3.		"	”	2.70	9.45
Накопленная закачка газа В СКВ., млн. м3		“		2.70	12.15
Сумма добыча нефти +конденсата, тыс.тонн	3.45	10.04	35.41	46.39	46.39
Сумма добычи лопут- ного+свободного газа, млн. м3.	3.60	8.59	16.42	17.47	17.47
Сумма накопленная добычи нефти + конденсата, тыс.тонн	13.45	13.49	48.90	95.29	141.68
Сумма накопленная добычи попутного + свободного газа, млн. м3	3.60	12.19	28.61	46.08	63.55

В разделе 6, рассмотрены вопросы технологии эксплуатации нефтяных скважин с одновременной добычей свободного и попутного газа. Способ эксплуатации скважин - естественное фонтанирование. Эксплуатация скважин нефтяных оторочек, кроме опасности перетоков газа, осложняется аномально низкой пластовой температурой (32 ОС). Оба фактора, в сумме вызывают интенсивное отложение гидратов, смол, парафинов, а также их комбинаций в насосно-компрессорных трубах. В результате простоев снижается коэффициент эксплуатации скважин. Для предупреждения и ликвидации отложений предлагается стационарная схема промывки скважин горячей смесью нефти и конденсата, а также постоянная дозированная подача ингибиторов.

Приведены рекомендации и предложена схема наземного обустройства с раздельной подготовкой нефти и газа на двух установках, УПНГ-1 (Западный участок) и УПНГ-2 (Центральный участок).

В разделе 7 предложены основные технические решения по бурению и конструкции горизонтальных скважин.



Заключение

В период прохождения практики и работы с проектными материалами был выявлен ряд характерных особенностей Дулисьминского месторождения:

1.месторождение с относительно малой толщины оторочкой;

2.в среднем - низкопроницаемый коллектор;

3. достаточно существенный газовый фактор.

Учитывая эти особенности, мною были сделаны выводы:

4. в период ОПЭ необходимо проводить контроль за ежемесячным изменением давления на ДИКТе с учетом качественных и количественных характеристик добываемой продукции.

5. снижение интенсивности добычи в связи с продолжающимся увеличением газового фактора.

6. проведение проектных мероприятий по установке разобщающих пакеров.

Анализируя обстановку и состояние на текущее время можно отметить работы предусмотренные проектом выполняются по варианту №1. Была проведена перфорация нефтяной оторочки в скв. 34 (начата инвентаризация с обвязкой устья). На сегодняшний день в эксплуатационном фонде 6 скважин - скв.22, 8, 2, 17, 26, 6.

Рекомендуемый 4-ый вариант разработки проектировщиками неосуществим, т.к. требуется закачка газа в пласт (сайклинг-процесс). Так же стоит отметить достаточно ограниченное техническое обеспечение в совокупности с отсутствием необходимого, профессионально подготовленного в данной области, кадрового потенциала. Последние два вышеперечисленных пункта не позволяют технологию внедрить в производство, и на текущей стадии эксплуатации она по-прежнему остается недоступной. Самый, на мой взгляд, реальный на настоящее время способ разработки - это №3. Бурение наклонно-направленной скважины с горизонтальным стволом увеличит дебит (порядка 2.5 раза), повысит уровень разработки и уменьшит дебит газа (70%), направив энергию на вытеснение нефтяной оторочки.

Предлогаемая тема выпускной квалификационной работы. Геологическое строение и Опытно промышленная разработка Дулисьминского месторождения.



Литература

1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Зотов Г.А., Алиев З.С., М., Недра, 1980. - 56 с.

2. Идентификация относительных фазовых проницаемостей по результатам гидродинамических расчетов. II Хавкин А .Я., Максимов М.М., Путохин B.C.. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №12, 1996. - 129-130 с.

3. Методическое пособие для составления дипломной работы (проекта), ИГУ, 2003.

4. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Жданов М.А., М., Недра, 1970- 113-115 с.

5. Отчет по подсчетам запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов по ярактинскому горизонту (I пласт) нижнемотской подсвиты Дулисъминского месторождения, Иркутск, 1989 г. - т.1 кн.1, кн.2; т.2 кн.1, кн.2.

6. Рабочий проект подключения разведочных нефтяных скважин №8 и №22 Дулисъминского месторождения на период ОПЭ. Ч. 1. Исходные геологические данные, РАО «Газпром», ДАО «ВНИПИГаздобыча», Саратов, 1997, 41 с.

7. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. Баишев Б.Т. и др. М., Недра, 1978. - 35 с.

8. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Гиматудинов Ш.К. и др. М., Недра, 1983. - 72 с.

Список графических приложений

1. Обзорная карта

2. Сводная литолого-стратиграфический разрез Дулисьминской газонефтеконденсатной площади

3. Структурная карта покровле колекторов 1го пласта Ярактинского горизонта

4. Геологический разрез

5. Фрагмент Тектонической карты нефтегазоносных провицей Сибирской платформы

Размещено на Allbest.ru

...