Ямбургское месторождение

Основные виды промысловых  исследовательских работ, объемы и  периодичность их проведения представлены в таблица 3.7.

Ввиду ограниченности геолого-промысловой  информации для последующего управления системой разработки объектов необходимо в процессе эксплуатации газоконденсатных залежей провести следующие исследования:

1) уточнить геологическое  строение продуктивных пластов  по данным бурения периферийных эксплуатационных и наблюдательных скважин;

2) изучить характер  распределения давления по площади  и разрезу эксплуатационных объектов;

3) уточнить продуктивную  характеристику эксплуатационных  скважин с субгоризонтальными  забоями и характер отработки  призабойной зоны. В первый год с начала эксплуатации скважин исследования на установившейся фильтрации выполняются один раз в квартал, в дальнейшем не реже одного раза в год;

4) определить максимально  допустимую депрессию на пласт  по данным специальных исследований  скважин. 

5) изучить температурный  режим работы 3-4 скважин на каждом  УКПГ путем термометрии по  стволу в статическом и динамическом состояниях;

6) систематически осуществлять  контроль за текущим состоянием  забоев скважин;

7) провести исследования  по определению фактических значений  коэффициентов фильтрационных сопротивлений забойного оборудования лифтовых колонн и газосборных сетей;

8) уточнить газоконденсатную  характеристику продуктивных пластов  БУ₆¹, БУ₆², БУ₆³, БУ₇, БУ₉¹ и БУ₉², осуществлять регулярный контроль за изменением состава добываемой продукции.

Помимо промысловых  газоконденсатных и газодинамических исследований, замеров термодинамических параметров работы скважин, отбора и лабораторного анализа проб их продукции, значительное внимание необходимо уделять геофизическим исследованиям для контроля за разработкой залежей.

Опыт разработки газовых  и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области показывает, что продуктивные пласты отличаются значительной степенью геологической неоднородности и изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств по площади и по разрезу. Данных разведочного бурения обычно недостаточно для построения адекватной промыслово-геологической модели месторождения. В этой связи, комплекс ГИС в проводимый в процессе дальнейшего разбуривания эксплуатационных и наблюдательных скважин  период должен обеспечить получение недостающей информации и решить следующие основные задачи:

1) литологическое расчленение  разреза и выделение коллекторов;

2) уточнение геологического  строения месторождения;

3) оценка характера  насыщения и промышленная оценка  газоносности коллекторов;

4) определение емкостных параметров продуктивных отложений;

5) оценка начального  и текущего положения газо-водяного  контакта;

6) оценка технического  состояния ствола скважины и  качества цементирования эксплуатационной колонны.

Решение перечисленных  задач необходимо осуществлять специально разработанным применительно к категории вновь бурящихся скважин комплексом “ГИС - бурение” и составленном на основании инструкции “Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на газ и нефть”.

При эксплуатации скважин  промыслово-геофизические исследования выполняются с целью решения следующих основных задач:

1) определение профиля  притока газа в скважину;

2) выделение газоотдающих  интервалов и дифференцированная оценка их продуктивности;

3) определение пластовых  давлений;

4) определение проницаемости  призабойной зоны;

5) выявление компенсационных  перетоков в пределах объектов  эксплуатации и их направления;

6) определение интервалов  заколонных перетоков и мест  поступления газа в заколонное пространство;

7) изучение технического  состояния скважин- уточнение  глубины спуска лифтовых труб, положения фактического забоя,  интервалов перфорации, наличия пакеров и мостов, и их герметичности.

Перечисленные задачи решаются также с помощью специально разработанного для различных категорий скважин комплекса “ГИС-контроль”, который проводится как в остановленных, так и в работающих скважинах на нескольких режимах работы.Постоянного контроля методами ГИС требует техническое состояние фонда эксплуатационных скважин. В настоящее время из-за негерметичности ствола скважин наблюдаются заколонные перетоки газа и воды, что является причиной преждевременного обводнения скважин, за счет поступления вод из вышележащих водоносных горизонтов. Поэтому, важное место здесь должны занимать в комплексе с “ГИС-контроль” методы обнаружения источников поступления воды. В настоящее время эта задача полностью не решена, так как существующие методы и методики не позволяют однозначно идентифицировать переток воды по заколонному пространству или по прискважинной зоне пласта.

 

4. КОНСТРУКЦИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН

 

4.1. Выбор и обоснование конструкции скважин

 

Техническими решениями  по освоению продуктивных газоконденсатных пластов II эксплуатационного объекта предусматривается строительство наклонных, субгоризонтальных и скважин с горизонтальным окончанием с отклонением от вертикали на кровле пласта равным 2000 м.

Глубина спуска НКТ диаметром 89 мм принимается в кровлю продуктивного  объекта для скважин с закрытым забоем, для скважин с фильтром в «голову» подвески хвостовика. В процессе падения пластового давления, диаметр НКТ может меняться в сторону уменьшения (73 мм.)

Глубина спуска кондуктора определяется необходимостью перекрытия мерзлых пород ниже нулевой изотермы на 50 м, установкой башмака в глинистые отложения. Кондуктор спускается на глубину 500 метров. Диаметр кондуктор принимается 324 мм по всем объектам эксплуатации. Цементируется прямым способом в один прием через башмак до устья.

Глубина спуска промежуточной колонны определяется необходимостью перекрытия газонасыщенной части сеноманского горизонта и составляет 1350 м. Диаметр промежуточной колонны принимается 245 мм. Цементируется прямым способом в один прием через башмак до устья.

Эксплуатационная колонна для наклонных и субгоризонтальных скважин принимается - 168.3 мм при варианте с горизонтальным окончанием открытым забоем с использованием подвески хвостовика–фильтра типа ПХН 114/168 ОАО «Тяжпрессмаш» диаметром 114 и варианте закрытого забоя. Цементируется прямым способом в два приема через башмак и ПДМ-168 до устья. В состав эксплуатационной обсадной колонны включается заколонный гидравлический пакер ПДМ 168-1 (глубина установки 1300 м).

Карточка конструкции  скважины с учетом геолого-технических данных для пласта БУ₈ приведена на рисунке 4.1.

Рис. 4.1. Конструкция наклонно-направленных эксплуатационных газоконденсатных скважин на пласты БУ₈

 

4.2. Выбор профиля  скважин

 

Для разбуривания месторождения  предусматривается строительство наклонных, субгоризонтальных и скважин с горизонтальным окончанием с отклонением от вертикали на кровле пласта равном 2000 м.

В наклонных скважинах  продуктивный объект вскрывается стволом  с зенитным углом от 41 до 44 градуса, а в субгоризонтальных и горизонтальных скважинах протяженность участка по пласту должна составлять 200 м.

Интенсивность искривления  ствола скважины в интервале спуска обсадной колонны диаметром 245 мм принята  равной 1,25 град/10 м, а в интервале  эксплутационной колонны 1,50 град/10 м. Из-за наличия в разрезе осложненного интервала (шоколадные глины) в субгоризонтальных и горизонтальных скважинах при бурении под хвостовик на пласты БУ 8 и БУ 9 интенсивность искривления увеличивается до 3 град/10 м.

Бурение наклонных скважин планируется осуществлять по трехинтервальному профилю включающему:

- вертикальный участок;

- участок направленного  искривления;

- участок стабилизации.

Для строительства субгоризонтальных  скважин предусматривается пятиинтервальный профиль, в котором:

-  вертикальный участок;

• первичное искривление ствола скважины произ<span class="dash041e_0431_044b_0447_043d_044b