Возможные осложнения при бурении

ВВЕДЕНИЕ

Территориальное производственное предприятие “Урайнефтегаз” является подразделением ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” и осуществляет добычу нефти на месторождениях Шаимского нефтяного района.

На территории деятельности ОАО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”23 разрабатываемых и 10 разведочных месторождений с суммарными балансовыми запасами нефти 6837.6 млн. тонн категорий А, B, С₁.

Рост добычи нефти в последние годы и стабилизация этого роста на длительный период является сложной задачей из-за истощения активных высокопродуктивных запасов, резкого ухудшения их общей структуры с увеличением доли трудноизвлекаемых до 66%, некомпенсации отбора приростом разведанных и даже трудоизвлекаемых запасов. Для устойчивого развития ОАО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" основными путями решения этой проблемы являются поиск новых более эффективных объектов разведки и ускоренного внедрения новых технологий по доизвлечению остаточных запасов нефти и по вводу в разработку трудоизвлекаемых запасов. При этом решающую роль будет играть увеличение объемов применения высокоэффективных технологий воздействия на пласты. Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях Западно-Сибирского региона на территории Российской Федерации находятся в эксплуатации десятилетиями. От начала «жизни» скважины и до ее ликвидации проходит очень много времени, как правило, от 10 до 50 лет.

За весь период времени эксплуатации скважины существует несколько видов извлечения нефти на поверхность:

· фонтанный способ;

· эксплуатация с помощью электро-центробежного насоса;

· эксплуатация с помощью штангово-глубинного насоса.

Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу.

Одним из наиболее прогрессивных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов является зарезка боковых стволов из высокообводненных и низкодебитных скважин и бурение многоствольных скважин на низкопродуктивных пластах. В настоящее время, в ОАО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь” создается необходимая материально-техническая база для резкого увеличения объемов зарезки боковых стволов с

 

 

доведением их количества в 2010 г. до 350-400 и массового бурения  многоствольных скважин, что позволит перевести отдельные участки и целые залежи на новый более эффективный уровень разработки.

 Это возможно не только за счет реанимирования старых скважин и даже целых залежей, но и за счет формирования наиболее рациональных систем разработки.

В настоящее время многие старые скважины состоящие на балансе НГДУ получают вторую жизнь благодаря зарезке боковых стволов, а так же бурятся новые многоствольные скважины с зарезкой стволов в несколько продуктивных пластов. Это стало возможным благодаря новым технологиям в зарезке и бурении наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин. Основным критерием при подборе скважин для бурения боковых стволов являлось наличие высокой обводненности, наличие полетного оборудования, а так же наличие нефтяных или водонефтяных оторочек вблизи этих скважин.

Зарезка и бурение наклонно-направленных и горизонтальных боковых стволов скважин служит для интенсификации системы разработки месторождений, увеличения коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов и фондоотдачи капиталовложений.

    Производство работ по бурению выполняется по индивидуальному плану работ на зарезку и бурение бокового ствола с горизонтальным участком из обводненной или бездействующей эксплуатационной скважины, в основу которого должны быть заложены технико-технологические решения.

    Бурение боковых стволов осуществляется в соответствии технологическими решениями проектных документов на разработку месторождения и с учетом текущего состояния структуры остаточных запасов нефти.

 

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

 

Месторождение расположено на северо-восточном окончании Шаимского мегавала в западной части Западно-Сибирской низменности и приурочено к междуречью рек Мулымья и Лова. 

В административном отношении оно расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшими населёнными пунктами являются железнодорожные станции Верхне-Кондинская, Зеленоборск, Воньеган, Пантынг, Нягань, расположенные вдоль железной дороги Ивдель-Приобье.

По месторождению проходит автомобильная дорога с бетонным покрытием, которая соединяет его с п.Советским. Эта магистраль пересекает всё Ловинское месторождение до ДНС-1 с заходом на ЦПС. Остальная дорожная сеть на месторождении грунтовая.   

Климат района резко-континентальный, с суровой и продолжительной зимой, короткой и бурной весной, непродолжительным летом и короткой осенью.

Годовая амплитуда абсолютных температур достигает 87 ^оС. Абсолютный максимум - температура +36 ^оС, абсолютный минимум -51 ^оС. Среднегодовая толщина снегового покрова составляет 70 см, в лесу оно достигает 100-120 см. Число дней со снежным покровом около 180. В зимний период почва промерзает от 0,8 до 2м.

Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину с большим количеством болот и небольших рек, притоков реки Мулымьи. Абсолютные отметки рельефа колеблются от 50 до 200 м. Формирование рельефа территории связано с областью аккумуляции озёрно-речных образований. Поверхностные отложения представлены суглинками, торфяно-болотными и подзолистыми почвами. Гидрографическая сеть представлена несудоходной рекой Мулымья с притоками Амынья, Картопья, Тультья. Речки характеризуются узкими и извилистыми руслами, медленным течением, заболоченными поймами. С ноября до середины мая они находятся подо льдом. В пониженных участках местности располагаются озёра и болота.  

Месторождение расположено в лесной зоне. Растительность представлена хвойным лесом, растущим на повышенных участках. Берега речек покрыты смешанным лесом с очень плотным подлеском. На берегах озёр и болот развит мох, осока, багульник, низкорослые сосны и берёзы.

Животный мир района разнообразен. Встречаются бурые медведи, лисицы, олени, лоси, волки, соболь, горностай, белка, выдра и другие

 

 

животные. В летнее время имеется много водоплавающей птицы, в водоёмах

много рыбы, в то же время много гнуса.

Коренное население района - ханты, манси, русские. Традиционное занятие - охота, рыбная ловля и животноводство. Основными отраслями хозяйства в настоящее время являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство. Развитие нефтегазодобывающей отрасли потребовало привлечение специалистов и рабочих, в настоящее время здесь живут и трудятся украинцы, татары, башкиры и др.

В сейсмическом отношении район является спокойным.

 

Таблица 1 - Сведения о районе работ

 

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Ловинское
Год ввода площади в разработку	1984
Административное расположение	Россия
Республика
область (край, округ)	Тюменская (ХМАО)
Район	Советский
Температура воздуха, °С
Среднегодовая	5 – 7
наибольшая летняя	+35
наименьшая зимняя	-48
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2
Продолжительность отопительного периода, сут	255
Преобладающее направление ветров	зимой СВ-В, летом Ю-ЮЗ
Наибольшая скорость ветра, м/с	15
Многолетнемерзлые породы, м	прерывисты

 

 

2. Геолого-техническая характеристика бездействующей скважины

Кондуктор: 245 мм. Н спуска- 545,11 м. Нц.-устье.

Эксплуатационная колонна: 146 мм. Нспуска – 2487,35 м.

   Толщина стенок эк. колонны: 0-2487,35 м – 7,0 мм;

   Диаметр ствола скважины (долота): под эксплуатационную колонну 215,9 мм

  Продуктивный пласт 2130-2239 м.

  Интервал вырезанного «окна» 1434 - 1443 м.  

  Первоначальное давление опрессовки эксплуатационной колонны -125 атм.

   Допустимое давление опрессовки эксплуатационной колонны - 125 атм.

  Способ бурения турбинный

  Отклонение забоя скважины от вертикали 981,49 м

  Альтитуда стола ротора – 93,61 м

  Расстояние от стола ротора до муфты колонны 7,1 м.

Эксплуатационный горизонт: пласт Тр_1-2. Проектный горизонт: пласт Тр_1-2.

Фонтанная арматура: АФКЭ – 65/21.

История эксплуатации скважины:

Дата ввода в эксплуатацию: 30.11.2007 г. Способ эксплуатации: ЭЦН. Начальный дебит - 63 т/сут.

Состояние скважины по фонду: в ожидании зарезки бокового ствола.

Пластовое давление: пл. Тр_1-2 - 215 атм. от 05.09.2007 г.

Причина забурки бокового ствола – снижение дебита в связи с ростом обводненности.

Зарезку и бурение второго ствола намечено произвести с глубины 1434 м до 1443 м.

 

 

Таблица 2 - Геолого – технические данные по скважине № 8224 Ловинского месторождения

 

№ п/п	Данные по скважине № 8224 На Ловинском месторождении.	Показатели, ед. изм.
1.	· радиус скважины по долоту, м	r с = 0,10795
2.	· диаметр эксплуатационной колонны, м	d э = 0,146
3.	· отметка искусственного забоя по стволу скважины, м	h из = 2248
4.	· средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град.	a = 2,004
5.	· отметка спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) или насоса, м	h тр = 2234
6.	· диаметр НКТ, м	d тр = 0,089
7.	· средняя проницаемость пласта, м2	k = 0,0012
8.	· пористость пласта	m = 0,19
9.	· модуль упругости пласта, Па	Е = 2,1*1011
10.	· коэффициент Пуасона	v = 0,025
11.	· коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм	0,16
12.	· интервал перфорации, м	h перф =2200-2214
13.	· тип перфоратора;	ПКО-89
14.	· радиус перфорационного канала, м	r о = 0,01
15.	· длина перфорационного канала от центра скважины, м	l о = 0,02
16.	· плотность перфорации,отв/м	n = 32
17.	· газосодержание продукции, м3/м3	40
18.	· обводненность продукции (доля воды в нефтегазовой смеси), %	45
19.	· плотность пластовой воды, кг/м3	1055
20.	· альтитуда скважины, м	93,61
21.	· пластовое давление и дата его замера, МПа	Рпл=14,5; 05.09.07
22.	· коэффициент безопасности	0,05
23.	температура на поверхности при производстве работ, С0	12
24.	· температура на забое, С0	70
25.	· среднегодовая температура на устье, С0	+1
26.	· ускорение свободного падения, м/с2	9,81

 

 

 3. ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПЛОЩАДИ,УЧАСТКА)

Тектоника

Ловинское месторождение располагается в Шеркалинской зоне прогибов, занимая Западно-Ловинскую, Средне-Ловинскую и Ловинскую структуры, которые объединяются в положительную структуру - Ловинско-Яхлинский вал.

Шеркалинская зона прогибов является продолжением Верхне-Кондинской депрессии; в целом, она представляет совокупность отрицательных структур, имеющих северо-восточное направление. Со всех сторон она ограничена положительными структурами: на западе депрессия граничит с Берёзовской моноклиналью, на юге - с Шаимской группой поднятий, на востоке - с Красноленинским сводом.

 Шеркалинская зона прогибов имеет длину 600-630 км, ширину 100-120 км. Глубина залегания подошвы осадочного чехла в днище депрессии по данным сейсморазведки превышает 3,5 км.

Шеркалинская депрессия является областью преимущественно нижнемелового прогибания. Значительное опускание её фиксируется в верхнем мелу и палеогене.  

В южной части Шеркалинской зоны прогибов, в районе сочленения её с Шаимской группой поднятий и Верхне-Кондинской зоной прогибов, располагается исследуемая площадь.

Ловинская структура представляет собой сложно построенный многокупольный объект северо-восточного простирания, разбитый тектоническими нарушениями на серию ступеней, по которым и происходит погружение.

Западно-Ловинская структура по кровле тюменской свиты оконтуривается изогипсой -2050 м. С северо-запада эта структура ограничена зоной тектонических нарушений северо-восточного простирания. Региональная зона северо-западной ориентировки проходит в районе северной периклинали Западно-Ловинской структуры. Этой зоной с севера-востока ограничен самостоятельно приподнятый блок.

Средне-Ловинская структура, расположена на восток от Западно-Ловинской, оконтуривается по кровле тюменской свиты изогипсой -2080 м, отделена от неё чётко выраженным прогибом. Формирование Средне-Ловинской структуры тесным образом связано с крупной зоной тектонических нарушений северо-восточного простирания, вдоль которой возникли, как приразломные, два её купола. В северной и северно-восточной

 

 

части этой структуры, в связи с пересечением двух крупных зон,  ориентированных перпендикулярно друг к другу, находится участок значительной тектонической раздробленности, к которому приурочены тектонические нарушения с вертикальной амплитудой смещения более 20 метров и по которому проведена условная граница между двумя залежами Ловинского месторождения.

Ловинская, самая восточная структура, оконтуривается изогипсой -2080 м. В целом, этот район отличается довольно пологими формами, за исключением нескольких участков. На севере структуры в результате анализа временных сейсморазрезов и данных бурения выделен приподнятый блок в районе скважины 55 и как продолжение этого блока небольшая по площади приподнятая малоамплитудная зона в районе скважин 9019, 9020, 9021, 9543. В южной части Ловинской структуры также выделяется приподнятый блок в районе скважин 5305, 9341, а рядом в районе скважин 9325, 9308, в пласте Ю_5-6 выявлена небольшая погруженная зона.

В целом Ловинское месторождение характеризуется ступенчатым погружением поверхности доюрского основания с юго-запада на северо-восток.

 

3.2 Стратиграфия

 

По данным глубокого бурения в геологическом строении исследуемой площади принимает участие мезозойско-кайнозойская толща осадочного чехла и породы доюрского основания, имеющие гетерогенный состав.

Доюрское основание имеет сложное строение и подразделяется на два структурных этажа: нижний - собственно складчатый фундамент и верхний -сложенный эффузивно-осадочными образованиями туринской серии, сформировавшейся в условиях параплатформенного режима.

Разновозрастные докембрийские и палеозойские образования прорваны многочисленными интрузиями основного, среднего и кислого состава.

Разрез осадочного чехла сложен континентальными и морскими осадками. В нём присутствуют отложения от юрских до четвертичных. В составе юрских отложений выделяются: тюменская, абалакская и нижняя часть тутлеймской свиты.

Отложения тюменской свиты залегают на размытом доюрском рельефе и являются основными нефтесодержащими породами в пределах изучаемой площади. Толщина отложений на площади изменяется от 23,6 м (скв.№ 31) до202 м (скв.№ 9036) (таблица 2.1.1). Отложения свиты сформировались в сложной палеогеографической обстановке, представлены аргиллитами, песчаниками, алевролитами.

Среди них встречаются маломощные прослои углей, гравелитов, карбонатов и в большом количестве углистой и битуминозной органики. Это

 

породы аллювиального, делювиально-пролювиального, озёрно-болотного и прибрежно-морского генезиса. Возраст тюменской свиты на месторождении определён как байосс-батский.

На отложениях тюменской свиты залегают морские образования абалакской свиты, которая состоит из двух подсвит: нижней и верхней. Свита сложена глинами аргиллитоподобными, чёрными аргиллитами с обугленными растительными остатками, остатками белемнитов, аммонитов, включениями пирита, глауконита. Аргиллиты очень слабые, в воде растрескиваются до мелких игольчатых обломков. Возраст свиты определяется верхне-юрским, келловей-кимериджским, мощность свиты выдержана 10-20 м.

Тутлейская свита перекрывает отложения абалакской свиты, представлена аргиллитами тёмно-серыми до чёрных, битуминозными остатками растительности, рыбьего детрита. Мощность свиты изменяется от 31-70 м.

Отложения юрской системы перекрываются осадками мелового возраста.

В основании разреза меловой системы залегает фроловская свита. В её составе главную роль играют глины аргиллитоподобные, серые до тёмно-серых, тонкоотмученные, внизу с прослоями слабобитуминозных разностей, в средней части и вверху с прослоями алевролитовых разностей и глинистых известняков. Мощность свиты выдержана 509-554 м.

Выше по разрезу залегает кошайская свита. Сложена она глинами тёмно-серыми, слюдистыми, с единичными малоценными прослоями алевролитов, характерен углистый детрит. Толщина свиты 36-72 м.

Осадки этой свиты без видимых следов перерыва перекрываются породами викуловской свиты, которая подразделяется на две подсвиты. Представлена мощной толщей переслаивающихся песчано-алевритовых и глинистых пород с прослоями известняков. В породе много углистого детрита и обугленных растительных остатков. Толщина свиты 215-255 м.

Альбский ярус на месторождении представлен ханты-мансийской свитой, разделяющийся на две подсвиты. Нижняя сложена тёмно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями алевролитов, известняков и сидеритов. В породах встречена фауна аммонитов и двустворок. Верхняя подсвита делится по литологическому составу на две пачки: первая пачка-песчанистая с тонкими прослоями глин;  вторая пачка- существенно глинистая. Толщина свиты 214-232 м.

Уватская свита (сеноманский ярус) залегает на породах ханты-мансийской свиты и начинает разрез верхне-мелового отдела. Представлена песками, песчаниками, серыми и зеленовато-серыми алевролитами с прослоями буроватых глин. Характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита. Толщина свиты 213-239 м.

   

Кузнецовская свита (турский ярус) сложена тёмно-серыми и зеленовато-серыми глинами с прослоями алевролитов и глауконитовых песчаников. В породах отмечаются многочисленные остатки фауны пелеципод, рыб, аммонитов, растительный детрит. Толщина свиты 39-50 м.

Берёзовская свита (коньякский, сантонский, кампанский ярусы) сложена тёмно-серыми и голубовато-серыми опоками и опоковидными глинами, встречаются прослои песчаников. Толщина свиты 207-238 м.

Ганькинская свита (верхний кампан, маастрихтский, датский ярусы) представлены характерной толщей зеленовато-серых глин, иногда опоковидных с прослоями алевролитов и мергелей. Содержит остатки аммонитов, белемнитов, пелеципод, гастропод, брахиопод. Толщина свиты 38-46м.

Палеогеновая система на месторождении представлена всеми отделами и согласно перекрывает верхнемеловые отложения.

Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена тёмно-серыми слюдистыми плотными глинами, с линзовидными включениями кварцевого песка, часто с включениями пирита. Мощность свиты 86-124 м.

Люлинворская свита (эоценовый отдел) представлена опоками серыми, крепкими, слабоалевритистыми, глинистыми, диатомами светло-серыми с зелёноватыми оттенками, плотными, очень лёгкими. Толщина свиты 199-228 м.

Чеганская свита (верхний эоцен, нижний олигоцен) представлена пластичными глинами голубовато-зелёными, с оливковым оттенком, в верхней части отмечаются линзочки алевролитового материала. Толщина свиты 87-119 м.

Неогеновые отложения отсутствуют и на эродированной поверхности отложений олигоцена залегают четвертичные отложения, сложенные озёрно-аллювиальными глинами, желтовато-серыми песками, супесями и суглинками. Встречаются мощные прослои торфа, линзы валунных галечников. Четвертичные образования имеют повсеместное распространение, изменяются от 5 до 120м.

Продуктивные пласты Ловинского месторождения принадлежат тюменской свите, в интервале от кровли до подошвы выделены пласты от Ю₂ до Ю₆, которые разбиты на более крупные таксонометрические единицы- пачки и представлены двумя объектами Ю_2-4 и Ю_5-6. Продуктивный горизонт Т весьма изменчив по литологическому составу. Отложения нижнего объекта Ю_5-6 формировались в байосское время. Для этой пачки характерно большое количество углефицированных и сидеритизированных прослоев. Содержание песчаного материала в верхней части незначительное, характерно тонкое переслаивание песчаников и аргиллитов (Ю₅). К нижней части приурочен пласт Ю₆. Толщина песчано-алевролитовых отложений достигает 8-10 м. По положению углей в разрезе проведена граница этого объекта. Верхний объект Ю_2-4 формировался в батское время. В это время наблюдается

оживление тектонической деятельности, первостепенную роль приобретают местные источники сноса и прибрежно-морские условия осадконакопления. Характер распределения обломочного материала меняется. Обширные

пространства погруженных частей заполняются глинистым материалом с незначительным количеством песчаников и алевролитов. Относительно более грубозернистый материал накапливается на склонах локальных понятий. Мощность пласта Ю_2-4 достигает 70 м и более.

 

3.3 НефтегазоНОСНОСТЬ

 

Ловинский ЛУ расположен в северной части Шаимского нефтегазоносного района Приуральской нефтегазоносной области.

Ловинский ЛУ включает в себя собственно Ловинское нефтяное месторождение, северную часть Восточного блока Лазаревского месторождения и северную часть – Малокартопьинского. На северо-востоке Центральная залежь Ловинского месторождения соединяется с северной частью Пайтыхского.

К западу от Ловинского месторождение расположено Сыморьяхское, на северо-востоке – Новомостовское и Западно-Новомостовское, на востоке – Потанайское, на юго-западе к южной части Западной залежи Ловинского месторождения примыкает северная часть Восточного блока Лазаревского месторождения.

Все промышленные запасы нефти и растворенного газа Ловинского ЛУ рассматриваются в объеме коллекторов тюменской свиты. В пределах Ловинского месторождения промышленная нефтеносность установлена в пластах Ю_2-4 и Ю_5-6 тюменской свиты и в таком объеме данные запасы в настоящее время числятся на балансе ТПП «Урайнефтегаз». В пределах Лазаревского и Малокартопьинского месторождений выделяются три продуктивных подсчетных объекта – песчаные пласты Т₁, Т₂, Т₃.

В 1986 году по результатам бурения 20 поисково-разведочных скважин институтами ВНИГНИ, ВНИИЯГГ и Главтюменьгеологией был выполнен первый подсчет запасов нефти Ловинского и Западно-Ловинского месторождений (совместно с Яхлинским месторождением) по пластам Ю_2-3, Ю₄, Ю₅ и Ю₆.

Запасы нефти Ловинского месторождения по состоянию изученности на 01.03.1986 года утверждены ГКЗ СССР (протокол № 10086 от 10.12.1986 г.) в количестве: 356 336 тыс. т балансовых (в том числе по категории С₁ – 119 832 тыс. т; по категории С₂ – 236 504 тыс. т) и 103 879 тыс. т извлекаемых (по категории С₁ – 38 040 тыс. т, по категории С₂ – 65 839 тыс. т) при КИН равном 0,292.

Низкая доля утвержденных запасов нефти промышленной категории С₁ (33,6%) явилась следствием слабой изученности месторождения, в связи с

чем в 1986г. ВНИГНИ и ВНИИЯГГ был составлен «Проект доразведки Ловинско-Яхлинского месторождения нефти Советского района Тюменской области».

Результаты последующих доразведочных работ и эксплуатационного

бурения на месторождении позволили уточнить морфологию резервуаров. В

1993 году силами Урайской геолого-тематической экспедиции ТПП «Урайнефтегаз» была построена геологическая модель месторождения, выполнен подсчет запасов нефти по состоянию изученности на 01.04.1993 года по результатам бурения 35 поисково-разведочных и 723 эксплуатационных скважин по пластам: Ю_2-3+Ю₄ и Ю₅+Ю₆.

Запасы нефти и растворенного газа Ловинского месторождения были рассмотрены ГКЗ РФ в 1995 году (протокол № 332 от 16.06.1995г.) и утверждены в следующем количестве: 110 750 тыс. т балансовых (по категориям В+С₁ – 103 960 тыс. т; С₂ – 6 790 тыс. т) и 22 150 тыс. т извлекаемых (по категориям В+С₁ – 20 887 тыс. т, С₂ – 1 263 тыс. т), КИН принят по категориям В+С₁ – 0.2, С₂ – 0.189.

ГКЗ РФ отмечено, что представленные в подсчете эффективные толщины в скважинах завышены за счет необоснованности нижнего предела выделения коллекторов. Кроме этого ГКЗ было рекомендовано недропользователю в процессе дальнейшего изучения месторождения решить вопросы, связанные с особенностями литологии коллекторов тюменской свиты, подбором оптимального комплекса ГИС и совершенствованием методик интерпретации материалов ГИС с целью определения эффективных толщин, коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для подсчета запасов и проектирования разработки.

По итогам рассмотрения материалов ГКЗ РФ балансовые запасы нефти месторождения были уменьшены на 40 % за счет сокращения эффективных нефтенасыщенных толщин на 38 % по экспертной оценке, без переинтерпретации материалов ГИС и корректировки карт толщин.

В 1998 году по результатам бурения разведочной скважины №10292, пробуренной в южной части Западной залежи Ловинского месторождения по пласту Ю_5-6 получен прирост по категории С₁ в объеме 1346/269 тыс.т, по категории С₂ – 2853/571 тыс.т (протокол ТКЗ №11-1999 от 22-26.02.99г.).

В 1999 году по результатам бурения и испытания разведочных скважин 10292 и 10291 в южной части Западной залежи Ловинского месторождения получен прирост запасов по пласту Ю_2-4 по категории С₁- 9455/1775 тыс.т, по категории С₂ – 4510/780 тыс.т (Протокол ЦКЗ №290-2000 от 04.04.00г.).

По итогам 2000 года в результате бурения и испытания после ГРП пласта Ю_2-4 скважины № 10279, пробуренной в пределах южной части Центральной залежи Ловинского месторождения, был получен прирост запасов по категории С₁- 1809/320 тыс.т, по категории С₂ – 3675/668 тыс.т. Однако, в связи с одновременным списанием части запасов Центральной

 

залежи в нераспределенный фонд (по категории С₁ -375/-75 тыс.т, по категории С₂ - -492/-90 тыс.т по пласту Ю_2-4 и по категории С₂ пласта Ю_5-6 -49/-10 тыс.т) прирост запасов по Центральной залежи Ловинского месторождения по пласту Ю_2-4 составил по категории С₁- 1434/245 тыс.т, по категории С₂ – 3154/568 тыс.т (Протокол ЦКЗ №399-2001 от 12.04.01г.).

По итогам 2002 года и результатам бурения и испытания разведочной скважины № 10628 была уточнена геологическая модель Западной залежи в юго-западной части, включая район пробуренных ранее разведочных скважин №10291 и 10292. В результате был выполнен прирост запасов по категории С₁ и списание запасов по категории С₂ в районе юго-западной части Западной залежи Ловинского месторождения: по пласту Ю_2-4 прирост по категории С₁ – 5301/1015 тыс.т, и списание по категории С₂ -1755/-303 тыс.т, по пласту Ю_5-6 прирост по категории С₁ – 1125/227 тыс.т, и списание по категории С₂ -2853/-571 тыс.т (Протокол ЦКЗ №418(м)-2003 от 24.04.03г.).

По итогам 2005 года в результате бурения и испытания поисковой скважины № 10688 была открыта Амыньинская залежь Ловинского месторождения и получен прирост запасов по пласту Ю₂ по категории С₁ -548/110 тыс.т, по категории С₂ – 986/201 тыс.т (Протокол ЦБК №527-2006(м) от 26.04.06г.).

По итогам 2007 года в результате бурения и испытания разведочных скважин № 10687 и №10689 и последующего уточнения геологической модели пласта Ю_2-4 в районе пробуренных ранее скважин №10668 и 10279 в южной части Центральной залежи Ловинского месторождения был получен прирост запасов по категории С₁ - 6784/1458 тыс.т, (однако в связи с уточнением геологической модели строения пласта Ю_2-4 произошло сокращение площади залежи в южной части и списание запасов по категории С₁ в объеме -1809/-320 тыс.т. Таким образом реальный прирост запасов по категории С₁ составил 4975/1138 тыс.т, по категории С₂ прирост составил – 4143/890 тыс.т (Протокол ФАН №18/172-пр от 13.03.08г.).

Таким образом, на балансе РГФ по Ловинскому месторождению в настоящее время числятся запасы учтенные по итогам подсчета запасов по состоянию на 01.04.1993 года и шести оперативных пересчетов запасов, выполненных за период 1998-2008 годов. В ТПП «Урайнефтегаз» по состоянию на 01.01.2008г. на балансе РГФ по Ловинскому месторождении числятся остаточные запасы нефти по категориям ВС₁ – 112190/9712 тыс.т и по категории С₂ -14153/2731 тыс.т.

Кроме этого, в пределах Ловинского ЛУ частично расположены северные части Малокартопьинского и Восточного блока Лазаревского месторождений.

Малокартопьинское месторождение было открыто поисковой скважиной №10653. Оно расположено в юго-восточной части Ловинского ЛУ на границе с Восточно-Лазаревским ЛУ. По итогам 2003 года по результатам бурения и испытания скважины №10653 был выполнен оперативный подсчет

запасов нефти по пласту Т₂, который составил по категории С₁ – 923/267 тыс.т, в том числе только в пределах Ловинского ЛУ - 664/192 тыс.т (Протокол ЦКЗ №407(м)-2004 от 19.05.04г.).

По итогам 2005 года по результатам испытания скважины №10653 был выполнен оперативный подсчет запасов нефти по пласту Т₁, который составил по категории С₁ –428/205 тыс.т, по категории С2 – 499/148тыс.т, в том числе в пределах Ловинского ЛУ по категории С₁ - 262/87 тыс.т, по категории С₂ -134/40 тыс.т (Протокол ЦБК №527-2006(м) от 26.04.06г.).

Кроме того, крайняя северная часть залежей по пластам Т₁ и Т₃ Восточного блока Лазаревского месторождения заходит в пределы Ловинского ЛУ: запасы по категории С₂ по пласту Т₁ составляют 11/3 тыс.т, и по пласту Т₃ – 12/3 тыс.т (Протокол ГКЗ №987 от 29.12.04г.).

Таким образом, на балансе РГФ по Ловинскому ЛУ по состоянию на 01.01.2008 года числятся остаточные запасы нефти по категориям ВС₁ – 113116/9991 тыс.т и по категории С₂ - 14310/2777 тыс.т.).

Действующим проектным документом на разработку является «Технологическая схема разработки (протокол ЦКР № 1382 от 18.07.1990г.) и «Анализ разработки Ловинского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО №648 от 03.06.2005г.).

Однако, геологическая модель строения Ловинского месторождения, принятая в подсчете запасов нефти (по состоянию на 01.04.1993г.) уже на момент принятия ее ГКЗ РФ вызвавшая у экспертов большое число замечаний, которые были отмечены в протоколе, требовала уточнения и пересмотра.

В связи с этим в 2001 году с «СибНИИНП» был заключен договор №537 «Построение числовой геолого-технологической модели, пересчет запасов продуктивных пластов Ловинского месторождения», который был продолжен в 2004 году в рамках договора №0400699 «Уточнение геологической модели продуктивных пластов Ловинского месторождений», заключенного с ООО «РНТЦ». В 2008г. ТФ ООО «КогалымНИПИнефть» была выполнена актуализация вышеуказанной модели в рамках договора по теме: «Уточнение геологической модели и запасов нефти продуктивных пластов Ловинского месторождения по состоянию на 01.01.2008 г». Построение геологической модели, начиная с 2001 года осуществлялось одним авторским коллективом (ответственный исполнитель Ю.А.Кузьмин) последовательно «СибНИИНП», ООО «РНТЦ» и ТФ ООО «КогалымНИПИнефть».

Однако, в настоящее время построенная в рамках перечисленных выше договоров геологическая модель Ловинского месторождения признана не соответствующей реальному состоянию разработки месторождения и степени геолого-геофизической изученности района.

Таким образом, на настоящий момент, фактически отсутствует геологическая модель месторождения, соответствующая утвержденным запасам и степени геолого-геофизической изученности месторождения, соответственно не вполне корректны и проектные документы, составляемые на этой основе.

3.4 Возможные осложнения при бурении

Возможные осложнения при бурении

 

При бурении скважины до проектной глубины при прохождении определенных интервалов глубин возможны следующие осложнения:

0-730 м - обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, прихватоопасные зоны;

730-1250 м - слабые обвалы стенок скважины, осыпи, затяжки инструмента;

1250-2200 м - слабые водопроявления, разжижение бурового раствора, cужение ствола скважины;

2200-3080 м - газонефтепроявления, слабые обвалы стенок скважины, сужение ствола, прихваты и затяжки инструмента при длительном простаивании.

Сведения о возможных поглощениях бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтегазоводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения сводятся в таблицу 7-11

 

Таблица 3 – Сведения о возможных поглощениях бурового раствора.

 

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
Q – Р2/3	0	450	5	нет
К2-К1	450	1850	7	нет	Отклонение параметров бурового раствора от проектных
К1-Т	1960	2850	3	нет

 

Таблица 4 – Осыпи и обвалы стенок скважины

 

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Интенсивность осыпей и обвалов	Время до начала осложнения, сутки	Проработка в интервале из-за этого осложнения		Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
					мощность, м	скорость, м/час