Pokažite Caričansko ležište na karti. Gazprom Neft pokrenuo je nove bušotine na Tsarichanskoye polju u Orenburgu

EOL1IA I 1EOL1 O-GAZVEDOCCHN01E GAOOYU!

G ^. GAZPROM

Problemi identifikacije ležišta u Dkt formaciji Tsarichanskoye polja na temelju podataka karotaže bušotina

E.V. Stremičev, B.V. Belozerov

(Gazpromneft NTC LLC),

E.V. Zagrebelny

(CJSC Gazprom Neft Orenburg),

R.R. Bakhitov,

A.A. Artamonov, dr. sc.

(Gazpromneft-Razvitie LLC)

Kontakt adrese: [e-mail zaštićen], [e-mail zaštićen], [e-mail zaštićen], [e-mail zaštićen], [e-mail zaštićen]

Ključne riječi: ležište, karotaža bušotina, svojstva ležišta, kriteriji ležišta, struktura pornog prostora.

Problemi razdvajanja ležišta u Dkt slojevima Tsarichanskoye polja prema podacima istraživanja bušotina

E.V. Stremičev, B.V. Belozerov

(Gazpromneft NTC LLC, RF, Sankt Peterburg),

E.V Zagrebelniy (Gazpromneft-Orenburg CJSC, RF, Orenburg),

R.R. Bakhitov, A.A. Artamonov

(Gazpromneft-Razvitie LLC, RF, Moskva)

E-mail: Stremičev [e-mail zaštićen], Belozerov [e-mail zaštićen], [e-mail zaštićen], [e-mail zaštićen], [e-mail zaštićen]

Ključne riječi: ležište, karotaža bušotina, svojstva ležišta, kriteriji ležišta, struktura pornog prostora.

Poprečni presjek Tsarichanskoye polja u bruto intervalu Dkt produktivnih slojeva odnosi se na složeni tip. To je povezano s abnormalnom radioaktivnošću stijena, složenim mineraloškim sastavom, jakom bočnom varijabilnošću sekcije, prisutnošću mješovitih slojeva gline u sekciji. Kombinacija svih ovih čimbenika stvara ozbiljan problem u tumačenju litološkog sastava stijena, formiranja slojeva, odvajanja ležišta prema podacima istraživanja bušotina. Za rješavanje ovog problema korišteni su karotažni podaci, laboratorijske studije jezgre, seizmika, ali i iskustvo stručnjaka koji su proučavali navedeni problem.

Glavni problem u tumačenju karotažnih podataka bušotine (GWL) u intervalu pojavljivanja Dkt formacije Tsarichanskoye polja je poteškoća u identificiranju ležišta. Unutar proučavanog stratigrafskog horizonta, u dijelovima drugih naslaga regije Orenburg, odjeljak sličan po svojim karakteristikama nije pronađen. Glavne značajke ležišta DKT su anomalna radioaktivnost pješčenjaka, visoka hidrofobnost, složena struktura pora i mineraloški sastav. stijene. Sastav ležišta je pješčenjak različite veličine zrna. Najpjeskovitiji dijelovi ležišta sastoje se od kvarcnih agregata vrlo niske intergranularne poroznosti. Sve gore navedene značajke Dkt ležišta stvaraju ozbiljan problem u identifikaciji ležišta.

Kako bi se riješio ovaj problem korištenjem standardnog karotažnog kompleksa za nekoliko bušotina, interpretaciju istih podataka provela su tri neovisna izvođača. Usporedba rezultata identifikacije ležišta dobivenih prikazana je na sl. 1. Iz njega je vidljivo da se efektivne debljine određene različitim tumačima razlikuju kako u raspodjeli u presjeku tako iu ukupnim vrijednostima. To ukazuje na neadekvatnost korištenja standardnih metoda karotaže bušotina i općeprihvaćenih metoda za identifikaciju ležišta u terigenim slojevima Dkt formacije.

30 12"2013 INDUSTRIJA NAFTE

Kao što je poznato, ležišta se najpouzdanije identificiraju izravnim kvalitativnim značajkama, koje uključuju prodor filtrata bušaće tekućine (FL) u ležište, što se utvrđuje prema podacima karotaže bušotine, a posljedica je kretanja ležišnih tekućina u porama. prostor stijene. Znakovi prodiranja PJ u rezervoar su:

Sužavanje promjera bušotine, zabilježeno na čeljusnoj krivulji, zbog stvaranja glinenog kolača;

Prisutnost pozitivnog prirasta na krivuljama mikrokarotaže (očitanja sonde mikropotencijala veća su od očitanja sonde mikrogradijenta);

Gradijent radijalnog otpora izmjeren sondama s različitim dubinama sonde.

Međutim, u uvjetima Tsarichanskoye polja, metoda identifikacije ležišta izravnim kvalitativnim značajkama pokazala je dobar rezultat u samo jednom bunaru. S tim u vezi, za određivanje produktivnih intervala ležišta potrebno je primijeniti kvantitativni kriterij. Jedan od načina utvrđivanja kvantitativnog kriterija ležište - neležište je korelacija, koja koristi petrofizičke i apriorne geološke podatke i uspoređuje ukupnu i dinamičku poroznost. Metodom korelacije određeni su kvantitativni kriteriji za petrofizičke parametre: koeficijent poroznosti i apsolutnu plinopropusnost. Za ležište Dkt, granična vrijednost koeficijenta poroznosti

3 I X 5 e e- i Efektivne debljine

% (O X £ 4 s Efektivne debljine

Izravni znakovi INNK e I

ENf.m 19,8 20,4 30

Riža. 1. Usporedba rezultata odabira efektivnih debljina ležišta Nef od strane različitih autora

Riža. 2. Usporedba rezultata dodjele efektivnih debljina izravnim obilježjima i kvantitativnim kriterijem

Pretpostavlja se da je gustoća 7,5%, a apsolutna plinopropusnost 0,0006 µm2. Glavni kvantitativni kriterij za identifikaciju ležišta je koeficijent poroznosti. U bunaru 134 analizirani su rezultati identifikacije ležišta izravnim kvalitativnim obilježjima i kvantitativnim kriterijima (Sl. 2). Od fig. 2 vidljivo je da su ukupne debljine utvrđene korištenjem kvantitativnog kriterija - granične vrijednosti koeficijenta poroznosti Kp1r precijenjene u usporedbi s debljinama utvrđenim izravnim kvalitativnim značajkama. Osim toga, prema kvantitativnom kriteriju, prava je oznaka prvog rezervoara

6,7 m viši nego što je određeno izravnim kvalitativnim značajkama. To može dovesti do pogreške u konstrukciji krovne karte kolektora i plana proračuna konstrukcije.

U nedostatku jasne metodologije za identificiranje ležišta u takvim teškim uvjetima preporučio korištenje dodatnih posebne metode Karotaža bušotina, uključujući pulsnu neutron-neutron karotažu (PNL) i nuklearnu magnetsku karotažu (NML). Najpotpuniji kompleks posebnih GIS studija, kao i širok raspon istraživanja jezgre provedena su u dvije bušotine (bušotine 8, 12) Tsarichanskoye polja. Prema ispitivanjima formacije nakon hidrauličkog frakturiranja u bušotini. 8 dotok fluida iz formacije nije postignut, u bušotini. 12 protok nafte bio je 25 tona/dan.

Rezultati obrade NML podataka iz bušotina 12 prikazani su na sl. 3. Ovaj tip Studija je omogućila karakterizaciju odjeljka s gledišta značajki strukture pornog prostora. Spektralne informacije omogućuju prosuđivanje raspona varijacije veličine pora, prevladavanja određenih skupina pora itd. Na ploči je prikazana raspodjela poroznosti Kp po binovima u obliku volumetrijskog modela prostora pora stijena. . Što je veći broj spremnika, to više veličina pore tvoreći njegov kapacitet. Crveni tonovi karakteriziraju kapacitet pora najmanjih veličina, plava - najveća. Za interpretaciju NML podataka potrebno je znati graničnu vrijednost vremena relaksacije T2 kako bi se izdvojio samo efektivni dio (efektivna poroznost) u distribuciji T2 spektra. Nažalost, granična vrijednost vremena relaksacije uzeta je prema literaturnim podacima: za terigeni pješčenjak T2 = 33 ms. S tim u vezi, gotovo cijela debljina ležišta u proučavanoj bušotini je učinkovita. Usporedite rezultate NML s izravnim znakovima u jažici. 12 je nemoguće, budući da očitanja mikrosondi nisu snimljena iz tehničkih razloga.

Dobro 8 i 12 služili su kao standardi za određivanje debljina prema proširenim karotažnim podacima (bušotina 8 - kao bušotina koja je prodrla u neležište, bušotina 12 - uz prisustvo potencijalno produktivnog intervala) i određivanje produktivnih dijelova bušotine. odjeljak. U prvoj fazi analizirani su NML podaci prema kojima je u bušotini. 12, produktivni intervali dionice identificirani su unutar dubine od 3525 m (Sl. 4). Izbor

NAFTNA INDUSTRIJA

Riža. 4. Identifikacija ležišta skupom NML metoda - INNK u bušotini. 12 (a) i dobro. 8 (b) Tsarichanskoe polje

Prema NML podacima, ležišta su proučavana samo u dijelu gdje se dionica odlikuje najvećim veličinama pora prema NML podacima (vidi sl. 3, međuslojevi 14-18). U bunaru 8 prema rezultatima NMR nije otkrivena raspodjela spektra poroznosti ležišta.

Zatim je analiziran unakrsni dijagram male i velike INNK sonde. Na sl. 4 prikazuje zonu bunara. 12, gdje je ležište identificirano prema NML podacima. Ova zona prirodno se ističe u određenom području na dijagramu koji se proučava, kada nepropusni intervali obje bušotine leže u zasebnom području dijagrama. Ovakvo ponašanje PNL sondi objašnjava se visokom osjetljivošću metode, koja omogućuje sasvim nedvosmisleno identificiranje efektivnih debljina formacije povezanih s propusnijim dijelovima pješčanog presjeka i primjenu u niskoporoznim propusnim intervalima.

U bunaru 134, gdje su izravni znakovi prema GIS podacima dobro izraženi, preporučuje se i uporaba INNK. Prema prirastu cjelovitih računa velike i male sonde INNK identificirani su kolektori. Od fig. Na slici 2. može se vidjeti da se efektivne debljine određene iz PLL podataka dobro slažu s efektivnim debljinama određenim iz izravnih značajki. Rezultati dobiveni iz proučavanih bušotina bili su razlog za činjenicu da je na Tsarichan-

naftnog polja, potrebno je uključiti IPLT u obvezni kompleks karotaže bušotine kao najinformativniju metodu za identifikaciju ležišta u intervalu pojavljivanja Dkt formacije.

1. Upotreba standardnog skupa geofizičkih istraživanja bušotina nije dovoljna za identifikaciju ležišta u Dkt formaciji.

2. Korištenje kvantitativnog kriterija za identifikaciju ležišta dovodi do

Za daljnje čitanje članka morate kupiti cijeli tekst.

ARIAS C., COMAS-RENGIFO M.J., GOMEZ J.J., GOY A., HERRERO C., OSETE M.L., PALENCIA A. - 2010.

Gazprom njeft i vlada regije Orenburg potpisali su ugovor o ulaganju u razvoj Caričanskog polja u razdoblju 2014.-2023. Dokument su potpisali guverner regije Orenburg Jurij Berg i direktor tvrtke strukturni odjel Gazprom Neft CJSC Center visoke tehnologije Andrej Voropajev, generalni direktor Gazprom Neft Orenburg. Prema ugovoru, ukupna investicija iznosit će gotovo 39 milijardi rubalja.

Cilj projekta je proširiti bazu resursa Gazprom Neft Orenburga, poboljšati prometnu infrastrukturu polja i razviti prerađivačke kapacitete.

Tako se radi povećanja obujma proizvodnje planira izgradnja postrojenja za obradu nafte u dvije tehnološke linije kapaciteta 2,3 milijuna tona godišnje. U 2017. godini planira se puštanje u rad niza objekata plinske transportne infrastrukture, čime će se postići razina iskorištenja pratećeg naftnog plina od najmanje 95%. Investicije su usmjerene na izgradnju plinovoda "Tsarichanskaya postrojenje za obradu plina - Kapitonovskaya booster kompresorska stanica", postrojenja za obradu plina, kao i plinske turbine elektrane.
Planirana je izgradnja tlačnog naftovoda od polja Tsarichanskoye do točke spajanja na autocesti Orenburg-Salavat u selu Svetly. Naftovod će biti dug 95 kilometara i imati kapacitet od 2,4 milijuna tona godišnje.

Prema razvojnoj strategiji Društva, do 2020. namjeravamo doseći godišnju proizvodnju u regiji Orenburg od 11 milijuna tona ugljikovodika. Razvoj polja Tsarichanskoye omogućit će nam da osiguramo dinamiku rasta proizvodnje, kao i stvaranje novih radnih mjesta u regiji, dosljedno punjenje regionalnog proračuna poreznim olakšicama i nastavak provedbe programa korporativnih društvenih ulaganja Native Towns u regijama prisutnost tvrtke”, naglasio je predsjednik Uprave Gazprom Neft Orenburg Andrej Voropaev.

Referenca. Tsarichanskoye polje je najveće od polja otkrivenih u regiji Orenburg za posljednjih godina. Razvoj Tsarichanskoye polja provodi podružnica Gazprom Nefta, Gazprom Neft Orenburg, jedno od najvećih poduzeća za proizvodnju nafte u regiji Orenburg. Na dan 1. siječnja 2014. ukupne rezerve ugljikovodika Gazprom Neft Orenburga prema međunarodnim standardima SPE-PRMS (dokazano + vjerojatno - 2P) iznosile su 123 milijuna tona ekvivalentne nafte.

Konsolidirana proizvodnja Gazprom Neft Orenburga u 2014. iznosila je više od 3,8 mmtoe, što je premašilo brojke za 2013. za 29%. U prvom tromjesečju 2015. godine poduzeće je proizvelo 1,048 milijuna toe, što predstavlja porast od 15,8% u usporedbi s istim razdobljem 2014. godine.

Web stranica CJSC Gazprom Neft Orenburg