Анализ разработки и система сбора, подготовки газового конденсата на Западно-Таркосалинском газовом промысле, страница 36

В скважине № 901 в 2002 году из нефтенасыщенного коллектора пласта Ю1 в интервале 3141,5-3145 м получен безводный фонтан нефти дебитом 101,3 м3/сут, газа сепарации – 48,88 тыс. м3/сут на 6,0 мм штуцере через 12,0 мм диафрагму при депрессии на пласт 10,67 МПа. Коэффициент продуктивности составил 8,50 м3/сут*МПа. В апреле 2004 года скважина введена в пробную эксплуатацию на пласт Ю1 на которой за период 2005-2007 гг. 5 раз проведены гидродинамические исследования. С течением времени в продукции скважины появилось незначительное количество пластовой воды. Так при исследовании в июле 2007 года дебит нефти составил 98,2 м3/сут, газа сепарации – 40,58 тыс. м3/сут, пластовой воды – 6,4 м3/сут на 8,0 мм штуцере через 12,0 мм диафрагму при депрессии на пласт 17,69 МПа. Коэффициент продуктивности по нефти уменьшился до 5,54 м3/сут*МПа.

При испытании пласта Ю1 в скважине № 905 в 2013 году в интервале 3139,0-3144,5 м получен фонтан нефти дебитом 195,2 м3/сут, газа сепарации – 88,42 тыс. м3/сут с высоким газовым фактором 453,0 м3/м3 на 8,0 мм штуцере через 14,0 мм диафрагму при депрессии на пласт 12,03 МПа. Коэффициент продуктивности составил 16,48 м3/сут*МПа.

Пласт Ю1 в скважине № 907 испытан в 2011 году в интервале 3159,5-3162,5 м из которого получен фонтан нефти дебитом 97,0 м3/сут, газа сепарации – 57,1 тыс. м3/сут с высоким газовым фактором 589,1 м3/м3 на 8,0 мм штуцере через 10,0 мм диафрагму при депрессии на пласт 20,66 МПа. Коэффициент продуктивности составил 4,49 м3/сут*МПа.

При вскрытии пласта Ю1 в интервале 3155-3167 м скважины 10 буровой раствор разгазировался, скважина начала переливать пластовой водой газом и нефтью. Дебит воды составил 700 м3/сут, газа – 150 тыс. м3/сут. При работе скважины по отводу за 2 мин скважина выбросила 3 м3 нефти. После задавки скважины при проработке происходили неоднократные прихваты инструмента. Проработать скважину ниже глубины 2780 м не представилось возможным, глинистый раствор теряет удельный вес и водогазопроявление повторяется.

Непереливающие притоки пластовой воды с пленкой нефти получены при испытании пласта Ю1 в скважинах № 95 и 98 с дебитами воды 3,3 м3/сут при СДУ=763м в скважине №95 и 14,7 м3/сут при переливе в скважине №98. В обеих скважинах пласт Ю1 по ГИС водонасыщен, следовательно, пленка нефти является остаточной.

При опробовании пласта Ю1 в открытом стволе в процессе бурения скважины №97 в интервале 3090-3118 м получен приток пластовой воды дебитом 138,6 м3/сут при депрессии на пласт 18,57 МПа, что соответствует интерпретации ГИС.

Пласт Ю52 испытан в 2 скважинах 2 объектах, из которого получен 1 приток нефти и 1 приток пластовой воды с пленкой нефти.

В скважине №905 пласт Ю52 испытан в интервале 3406-3415 м из которого получен непереливающий приток нефти дебитом 2,64 м3/сут при СДУ=1268,4 м, что соответствует интерпретации ГИС, по которой пласт в интервале 3406,4-3415,6 м нефтенасыщен. Для интенсификации притока дважды проводили МПД по 25 циклов, кислотную обработку пласта, а также повторную перфорацию, однако, все проведенные мероприятия не принесли положительного результата, дебит нефти не увеличился.

2.3.5 Анализ энергетического потенциала

На месторождении в целом по разрезу нижнего геологического этажа величина пластового давления постепенно увеличивается с глубиной, за исключением ачимовских и юрских отложений, которые можно отнести к зоне АВПД.

Данные зоны могут быть связаны с крупным тектоническим нарушением – Уренгойско-Колтогорским грабен-рифтом. Наличие АВПД в ачимовских и юрских отложениях Западно-Таркосалинского месторождения вписывается в региональную гидродинамическую характеристику.

В юрском комплексе пластовое давление замерено в одной разведочной скважине № 97Р. По результатам замера пластовое давление аномально высокое – 46,5 МПа на глубине 3092 м, коэффициент аномальности – 1,5. В пределах месторождения продуктивные пласты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Литологическая изменчивость по всему разрезу продуктивных пластов, по всей вероятности, осложнит режим залежей.