Описание предмета работ ГРП

Приложение № 1
Конкурс
Азотные ГРП на Мыльджинском газоконденсатном месторождении
ОАО «Томскгазпром» в 2011 году
Общие сведения о положении месторождения
Мыльджинское газоконденсатное месторождение расположено в Каргасокском районе
Томской области в 450 км к северо-западу от областного центра, и в 70 км севернее
разрабатываемого Лугинецкого нефтегазового месторождения.
Ближайшим к месторождению является п. Мыльджино, расположенный в 30-35 км к северу
от месторождения. База НГДУ «Лугинецкнефть» находится в г. Кедровом, который расположен в
110 км южнее месторождения.
Доставка грузов в летнее время осуществляется водным транспортом, в зимнее автотранспортом по зимнику, вертолетами – круглый год.
Рис. 1. Обзорная карта
1
Общие сведения о строении месторождения
Целевой объект для проведения ГРП в скважинах-кандидатах – горизонт Ю1, состоящий из
газоконденсатных пластов Ю11, Ю12, Ю13-4. Выше расположены пласты группы Б. Расстояние
между кровлей пластов группы Ю и подошвой продуктивных пластов группы Б превышает 100 м.
Горизонт Ю1 подстилается отложениями пласта Ю2 тюменской свиты, который по насыщению
является газоконденсатным, но в большинстве скважин- кандидатов пласт Ю2 гипсометрически
находится ниже отметки водогазового контакта.
Мощность глинистой перемычки между пластами Ю11, Ю12, Ю13-4 в скважинах-кандидатах
от 3 до 7 м. Мощность глин, разделяющих подошву пласта Ю 14 и кровлю пласта Ю2 в
рассматриваемых скважинах, составляет от 7 до 10 м.
Общая мощность пластов группы Ю1, включая пропластки глин, в скважинах-кандидатах
варьирует от 32 до 42 м. Все скважины-кандидаты под проведение ГРП располагаются в
газонасыщенной зоне группы пластов Ю1.
Краткая характеристика продуктивных объектов по месторождению
Продуктивные пласты горизонта Ю1 представляют собой пластово-сводовые залежи,
сложенные переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов с присутствием угольных
пропластков. Коллекторские свойства пластов горизонта Ю1, определенные по ГИС, сведены в
таблицу.
Метод
определения
Геофизические
исследования
скважин
Геофизические
исследования
скважин
Геофизические
исследования
скважин
Проницаемость,
мД
Пласт Ю11
Кол-во скв.
104
Среднее значение
4.78
Коэф-т вариации
1.053
Интервал
0.423 – 42.77
изменения
2
Пласт Ю1
Кол-во скв
104
Среднее значение
7.67
Коэф-т вариации
1.92
Интервал
0.43 – 297.35
изменения
Пласт Ю13-4
Кол-во скв
104
Среднее значение
8.73
Коэф-т вариации
2.75
Интервал
0.42– 337.592
изменения
Наименование
Пористость,
д.е.
104
0.162
0.14
0.10 – 0.20
104
0.155
0.128
0.10 – 0.25
104
0.17
0.104
0.10 – 0.247
Состав работ
Проведение азотного ГРП на 5-ти скважинах Мыльджинского ГКМ на газоконденсатных
пластах горизонта Ю1 в зимний период 2011 г. Ориентировочный объём ГРП – 60 тонн проппанта.
Дизайн и фактические параметры ГРП должны достигать максимальной продуктивности скважин
в пределах существующих ограничений.
2
Конкурс
Азотные ГРП на Северо-Васюганском газоконденсатном месторождении ОАО
«Томскгазпром» в 2011 году
Общие сведения о положении месторождения
Северо-Васюганское газоконденсатное месторождение расположено в Каргасокском районе
Томской области более чем в 500 км к северо-западу от Томска. В южном направлении в 12 км
находится село Средний Васюган, а в 60 км разрабатываемое Мыльджинское газоконденсатное
месторождение Рис. 1. Обзорная карта.
Доставка грузов в летнее время осуществляется водным транспортом, в зимнее автотранспортом по зимнику, вертолетами – круглый год.
Общие сведения о строении месторождения
Целевой объект для проведения ГРП в скважинах-кандидатах – горизонт Ю1, состоящий из
газоконденсатных пластов Ю11, Ю12, Ю13-4. Выше расположены пласты мелового возраста
(непродуктивные), отделенные от юрских отложений аргиллитами баженовской (марьяновской) и
георгиевской свит. Горизонт Ю1 подстилается отложениями пласта Ю2 тюменской свиты. Пласт
Ю2 фациально изменчив и прослеживается по площади неповсеместно. Пласт представлен
чередованием слоев серых алевролитов и песчаников с прослоями аргиллитов и углей. Мощность
глин, отделяющих отложения горизонта Ю1 от песчаников пласта Ю2 составляет от 14 до 24 м.
Часть отложений пласта Ю2, вскрытых скважинами-кандидатами, находятся ниже газоводяного
контакта.
Мощность глинистой перемычки разделяющей пласты Ю11-2, Ю13-4 в скважинах-кандидатах
от 6 до 20 м. Общая мощность пластов горизонта Ю1, включая пропластки глин, в скважинахкандидатах составляет от 27 до 30 м. Все скважины-кандидаты под проведение ГРП
располагаются в газонасыщенной зоне горизонта Ю1.
Краткая характеристика продуктивных объектов по месторождению
Продуктивные пласты горизонта Ю1 представляют собой пластово-сводовые залежи,
сложенные переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов с присутствием угольных
пропластков. Коллекторские свойства песчанистой части юрских пластов, определенные по ГИС,
сведены в таблицу.
Пористость
Проницаемость
Пласт
Среднее
Коэффициент
вариации
Минимальное
Максимальное
Среднее
Коэффициент
вариации
Минимальное
Максимальное
Ю1
0.156
0.210
0.110
0.220
14.0
3.1
0.1
656.0
Ю1
2
0.150
0.204
0.110
0.220
17
3.8
0.1
656.0
Ю1
3-4
0.170
0.192
0.110
0.220
31
2.6
0.1
656.0
0.168
0.204
0.110
0.220
25
1.84
0.1
656.0
1
Ю2
Состав работ
Проведение азотного ГРП на 3-х скважинах Северо-Васюганского ГКМ на газоконденсатных
пластах горизонта Ю1 в летний период 2011 г. Ориентировочный объём ГРП – 60 тонн проппанта.
Дизайн и фактические параметры ГРП должны достигать максимальной продуктивности скважин
в пределах существующих ограничений.
3
Конкурс
Проппантный ГРП на Казанском месторождении
ОАО «Томскгазпром» в 2011 году
Общие сведения о положении месторождения
Казанское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Парабельском районе
Томской области.
Ближайшим крупным населенным пунктом расположенным севернее месторождения
является село Пудино. С северо-востока находится город Кедровый. От г. Кедровый и с. Пудино
есть зимник протяженностью около 50 км. Ориентировочные сроки работы зимника с 20 декабря
по 31 марта.
Общие сведения о строении месторождения
Целевой объект для проведения ГРП в скважинах-кандидатах - Ю12. Выше расположен
нефтяной объект Ю11, который содержит легкую нефть с высоким газосодержанием. Ниже –
4
газоконденсатный объект Ю13-4, однако в скважинах-кандидатах по данным ГИС объект Ю13-4 по
характеру насыщения – водяной.
Толщина перемычки между объектами Ю11 и Ю12 в скважинах-кандидатах варьируется от 9
до 12 м. Толщина перемычки между объектами Ю12 и Ю13-4 в скважинах-кандидатах варьируется
от 14 до 30 м.
Толщина объекта Ю12 в рассматриваемых скважинах составляет от 8 до 13 м.
На месторождении реализуется раздельная сетка скважин по разработке объектов Ю11 и Ю12.
Скважины-кандидаты для ГРП эксплуатируют только Ю12 объект и находятся в ЧНЗ.
Краткая характеристика продуктивных объектов по месторождению
Объект Ю11. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, связанная с
локальными размывами отложений васюганской свиты в период формирования пород
кимериджского возраста. Породы пласта представлены песчаниками (средне-мелкозернистые
песчаники с частой примесью грубозернистого материала), алевролитами с прослоями аргиллитов.
Песчаники характеризуются достаточно высокой выдержанностью и большим площадным
распространением. Коэффициент расчлененности 1.56, песчанистости – 0.92. Проницаемости по
ГИС в скважинах-кандидатах под ГРП – 34 – 51 мД.
Объект Ю12. Породы пласта представлены песчаниками (мелкозернистые алевритистые
песчаники с редкими прослоями алевро-глинистых пород. Коэффициент песчанистости
изменяется от 0.26 до 1 д.ед., со средним значением 0.54д.ед. Коэффициент расчлененности равен
2. Проницаемости по ГИС в скважинах-кандидатах под ГРП – 5 – 8 мД.
Объект Ю13-4. Залежь пластово-сводового типа. Пласт обладает довольно высокой
неоднородностью. Максимальное значение расчлененности равно 15. Песчанистость разреза
пласта Ю13-4 по площади колеблется от 0.48 до 0.79 д.ед. Среднее значение песчанистости по
пласту – 0.64.
Характеристика экранирующих горизонтов
Роль локальной покрышки продуктивного пласта Ю12 васюганской свиты выполняет пачка
алеврито-глинисто-карбонатных пород с многочисленными прослоями песчаников, песчанистых
алевролитов, а также единичных горизонтов угля и углистых пород и аргиллитов. По результатам
гранулометрического анализа усредненное содержание песчаной фракции в породах глинистых
перемычек составляет – 26%, алевритовой – 54%, глинистой – 20%. Толщина покрышки над
пластом Ю12 составляет 8-10 м.
Пласт Ю13-4 экранируется пачкой аргиллитов с прослоями угля. Аргиллиты часто
карбонатизированы. Толщина пачки 15-20 м.
Состав работ
Проведение проппантного ГРП на 2-х скважинах Казанского НГКМ на нефтяном объекте
Ю12 в зимний период январь – февраль 2011 г. Ориентировочный объём ГРП – 60 тонн проппанта.
Закрепленная трещина не должна проникать в пласты Ю11 и Ю13-4. Дизайн и фактические
параметры ГРП должны достигать максимальной продуктивности скважин в пределах
существующих ограничений.
5
Конкурс
Кислотный ГРП на Северо-Останинском месторождении
ОАО «Томскгазпром» в 2011 году
Общие сведения о положении месторождения
Северо-Останинское нефтеное месторождение расположено в Парабельском районе Томской
области.
Ближайшим крупным населенным пунктом расположенным южнее месторождения является
село Пудино. С юго-востока находится город Кедровый. От г. Кедровый и с. Пудино есть зимник
протяженностью около 90 км. Ориентировочные сроки работы зимника с 20 декабря по 31 марта.
6
Общие сведения о строении месторождения
Целевой объект для проведения ГРП в скважинах-кандидатах - Pz.
В административном отношении Северо-Останинское нефтяное месторождение находится в
Парабельском районе Томской области.
В орографическом отношении район представляет собой заболоченную равнину (до 30 %
территории – болота) с абсолютными отметками до плюс 134 м, находящуюся в междуречье рек
Большой Омелич, Армич. По территорий месторождения протекает река Глубокий Речная сеть
представлена р. Чузик и ее притоками (р. Армич, р. Большой Омелич и пр.). Судоходна р. Чузик
для мелких барж до с. Пудино. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав – во второй
половине октября. Болота промерзают к концу января – началу февраля. Лес смешанный, с
преобладанием лиственных пород (береза, осина); вдоль рек растет пихта, кедр. Климат района
континентальный, с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. Температура
воздуха в среднем составляет зимой минус 20 – минус 25 оС, летом плюс 15 – плюс 20 оС. По
количеству выпадаемых осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Среднегодовое
количество осадков 400-500 мм. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала
мая. Высота снежного покрова на открытых местах до 0,6-1 м, в залесненных – до 2 м.
Доставка грузов к району работ осуществляется по «зимнику» из г. Кедровый. В стадии
строительства находится дорога в бетонном исполнении от г. Кедровый до Лугинецкого
месторождения
(через
Герасимовское
и
Западно-Останинское
месторождения).
В
непосредственной близости к западу от месторождения проходит нефтепровод Игольско-Таловое
месторождение – Парабель. Ближайший научно-промышленный, железнодорожный, речной и
автотранспортный узел – г. Томск находится в 450 км к юго-востоку от месторождения.
Краткая характеристика продуктивных объектов по месторождению
Промышленная продуктивность на месторождении связана с пластом М палеозоя.
Продуктивная часть пласта М залегает в интервале абсолютных отметок от 2657,1 до 2712
м. Залежь представляется нефтяной, литолого-стратиграфической, под несогласием, с
призмовидной геометрической формой ловушки и массивным резервуаром с каверновотрещинным типом коллектора, с элементами тектонического экранирования. В контуре
нефтеносности расположено три продуктивные скважины – №№ 3Р, 5Р, 7Р; они характеризуют
водонефтяную зону, поскольку согласно результатам опробования, залежь подстилается водой.
При испытании скважины №3Р в интервале 2793-2842 м был получен приток нефти дебитом 33
м3/сут при депрессии 18,5 МПа на штуцере 6 мм; промысловый газовый фактор составил 107
м3/м3. При испытании скважины №5Р с открытым забоем был получен приток нефти дебитом 71
м3/сут при депрессии 8,6 МПа на 8 мм штуцере; газовый фактор составил 1545 м3/м3. Скважина
№7Р при испытании в интервале 2794-2824 м дала 40,9 м3/сут нефти с газовым фактором 1751
м3/м3 при депрессии 18,3 МПа.
Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта представлены в таблице
3.1. Общая толщина пласта изменяется от 50,0 до 265,0 м, в среднем составляя 123.0 м. Среднее
значение нефтенасыщенной толщины - 52.5 м. Наименьшее значение нефтенасыщенной толщины
(46.6 м) в скважине №7Р, расположенной в центре залежи, от которой в северном и южном
направлениях происходит увеличение нефтенасыщенных толщин (графическое приложение №6).
Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 16.0 м (скважина №8Р) до 218.4 м в
скважине №7Р (таблица 3.2). Отношение эффективной толщины к общей имеет высокое значение
и составляет в среднем по пласту 0.725.
Керн отобран в 13 скважинах. Вынос керна в среднем составил 60,1 % от проходки, в
эффективной части пласта – 17 %.
ВНК принят условно на абсолютной отметке минус 2712 м.
Размеры залежи 5,0-8,4 км x 3,5-4,4 км и высота 72 м.
7
Состав работ
Проведение кислотного ГРП на 2-х скважинах Северо-Останинского нефтяного
месторождения на нефтяном объекте Pz в зимний период январь – февраль 2011 г.
Ориентировочный объём ГРП – 60 тонн. Дизайн и фактические параметры ГРП должны достигать
максимальной продуктивности скважин в пределах существующих ограничений.
8