Разработка проекта строительства дополнительного ствола из бездействующей скважины 8224 куста (стр. 4 из 14)
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 Ю2-4 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 Ю2-4 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 Ю2-4 и по категории С2 пласта Ю5-6 -49/-10 тыс.т) прирост запасов по Центральной залежи Ловинского месторождения по пласту Ю2-4 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 Ю2-4 прирост по категории С1 – 5301/1015 тыс.т, и списание по категории С2 -1755/-303 тыс.т, по пласту Ю5-6 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 Ю2-4 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 Ю2-4 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 – 499/148 тыс.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 бурении3.4 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 | ||||||
| Q – Р2/3 | 0 | 450 | интенсивные | 3 | 450 | 100 – 120 | Нарушение технологии бурения, отклонение параметров бурового раствора от проектных, длительные простои при бурении |
| К2-К1 | 450 | 1850 | слабые | 3 | 1400 | 100 – 120 | |
| К1-Т | 1960 | 2850 | слабые | 3 | 890 | 100-120 | |
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Вид проявляемого флюида | Величина столба газа при ликвидации газопроявления, м | Плотность смеси при проявлении, кг/м3 | Условия возникновения | |
| от (верх) | до (низ) | |||||
| К1(сеноман) | 1090 | 1320 | Вода | - | - | Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, проведение геофизических, ре-монтных и прочих работ без циркуляции бурового раствора, во время простоев, применение бурово-го раствора с плотностью ниже значений, заложенных в проекте |
| К1(ВК1-2) | 1540 | 1570 | Нефть | - | 740 | |
| К1(ВК1-2) | 1575 | 1585 | вода | - | - | |
| J3(ЮК0) | 2440 | 2475 | Нефть+газ | - | 705 | |
| J1-2(ЮК2+7) | 2540 | 2600 | нефть | - | 750 | |
| J1-2(ЮК2+7) | 2610 | 2620 | вода | - | ||
| Т(Тр1-2) | 2620 | 2680 | нефть | - | 710 | |
| Т(Тр1-2) | 2690 | 2700 | Вода | - | ||
| Т(Тр1-2) | 2750 | 2800 | нефть | - | 698 | |
| Т(Тр1-2) | 2810 | 2820 | вода | - | ||
| Т(Тр1-2) | 2840 | 2850 | нефть | - | 701 | |
Таблица 10 – Нефтегазоводопроявления