- палеогеновые от 23,3⁰С до 33,2⁰С

     - меловые от 33,2⁰С до 49,8⁰С

     - юрские от 49,8⁰С до 58,5⁰С

     - триасовые от 58,5⁰С до 68,1⁰С

     - верхнепермские от 68,1⁰С до 70,3⁰С

     - кунгурские от 70,3⁰С до 107,3⁰С

     - сакмаро-артинские от 107,3⁰С до 107,8⁰С

     - каменноугольные (продуктивные) от 107,8⁰С до 110⁰С

         1.8 Пластовые и устьевые давления

 

     Пластовые и устьевые давления, которые ожидаются  при бурении скважины, приведены  в таблице 2. 

     Таблица 2. Пластовые и устьевые давления при бурении скважины

     1.9 Возможные осложнения

 

     Исходя  их опыта проводки скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении и  в своде в целом, возможны осложнения следующего характера:

     0 – 1100 – при увеличении плотности  промывочной жидкости более 1,34 г/см³ могут наблюдаться поглощения в интервале 260-560 м. Возможности газопроявления в интервале 140-350 м Рпл (1,1 -1,2) Ргд.

     1100-2000 м. – возможны обвалы стенок скважины, кавернообразования, сужение стенок скважины при несоблюдении параметров бурого раствора и рецептуры обработки. Возможны нефте-газо-водопроявления в меловых и юриских отложениях с Рпл=1,2 Ргдс.

     2000-3810 м. – возможны сужения ствола скважины в интервале залежей солей и рапопроявления с АВПД и текучесть солей в интервале 2800-3800м.

     3810-4100 м. – возможны газопроявления  с наличием Н₂S, а также прихваты бурильного инструмента.

     1.10 Обоснование интервалов отбора  керна

 

     Продуктивные  карбонатные отложения Астраханского газоконденсатного месторождения по площади и разрезу характеризуются неодинаковыми физическими, емкостными и литологическими свойствами. Поэтому в первоочередных эксплуатационных продуктивных горизонтов (проект опытно-эксплуатационной разработки Астраханского месторождения).

     В проектируемых скважинах эти  горизонты предусматриваются вскрыть  в интервалах 3905-3925 м, 4025-4035 м, 4095-4100. По этим интервалам и начинается отбор  керна.

     Суммарная проходка с отбором керна составляет 35 м. вынос керна должен составлять не менее 60%. В процессе работ по мере корректировки разреза интервала отбора керна и его количество будут уточняться. 

 

      

    2. Расчетно-техническая часть

    2.1 Текущее состояние разработки

    Разработка  Лянторского месторождения осуществляется на режиме вытеснения нефти водой. В  качестве рабочего агента для поддержания  пластового давления используются сеноманские, пресные и сточные воды.

    Разработка  месторождения велась согласно «Технологической схеме разработки Лянторского месторождения», составленной в 1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и «Анализа разработки Лянторского месторождения», выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:

    - выделение одного объекта разработки  АС 9-11;

    - размещение добывающих и нагнетательных  скважин по обращенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв.

    По  состоянию на 1.01.2009 года на месторождении  пробурено всего 5765 скважин, что составляет 95,2 % проектного фонда. Отобрано 164632,217 тыс. т нефти с начала разработки при текущей обводненности 92,67 %. За отчетный год добыто 8257,750 тыс. т нефти при плане 8000 (на 7,137 тыс. т больше чем в 2001 году), что составляет 82,58 % максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Уровень добычи жидкости за 2002 год составил 113184,276 тыс. т при плане 110195, что на 8774,753 тыс. т больше по сравнению с прошлым годом. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год — 6,5 т/сут, по жидкости 88,5 т/сут, при среднегодовой обводненности 92,70 %, увеличение по отношению к 2001 году составило 0,61 %.

    Извлечение  нефти на месторождении сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Практически все скважины работают с водой, с обводненностью до 50 % работают 131 скважина (3,7 % действующего фонда), с обводненностью от 50 % до 90 % работают 793 скважины (22,3 %). Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90 % (2637 скважин - 74 %), из них 353 скважины работают с обводненностью более 98 % (9,9 %), добыча из них составляет 353,6 т/сут нефти и 26519,8 т/сут жидкости.

    В 2009 году было введено в разработку 66 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 221,297 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,2 т/сут при среднегодовой обводненности — 61,36 %. Основные показатели разработки Лянторского месторождения приведены в таблице 1.

    Таблица 1 Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению

  

 За отчетный год по месторождению добыто 6129,301 млн. м³ газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа. Добыча нефти по ДНС-2, 3, 13, 14, 20 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 - 16,6 %, по ДНС-3 -10,1 %,по ДНС-13 - 12,0 %, по ДНС-14 -9,6 %, по ДНС-20 - 8,4 % от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС - 2 - 3753 м³/т, ДНС-3 - 1146 м³/т, ДНС-13- 1694 м³/т, ДНС-14 - 2643 м³/т при среднем по месторождению 742 м³/т. В отчетном году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, две прекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2008 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 63 скважины (в том числе одна в периодической эксплуатации), 12 - в неработающем фонде, из них 9 скважин из-за прекращения фонтанирования.

    Пластовые нефти горизонтов АС₉ и АС₁₀ тяжелые, с высокими давлениями насыщения 14,5-20 МПа и сравнительно низким газосодержанием. Содержание метана в нефтях пласта АС10 достигает 31%, молекулярная масса нефти высокая – 162. Дегазированные нефти пластов АС9, АС10 и АС11 тяжелые, пласта АС9 – средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов - смолистые. Все нефти вязкие, парафинистые (таблица 2).

    Таблица 2 Лянторское месторождение. Пласты АС9-11. Геолого-физическая характеристика залежей нефти и газа

 

    Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно-натриевого типа, лишь в восточной части месторождения  – хлоркальциевого и хлормагниевого. Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. При эксплуатации месторождения, в результате нарушения первоначальных условий, на нефтепромысловом оборудовании возможно отложение угольной кислоты.

    2.2 Принцип процесса конусообразования

    Разработка  Лянторского месторождения ведется  на водонапорном режиме, т.е. режиме, при котором основной энергией движения пластовой жидкости к забоям скважин, является энергия напора воды. Водонапорный режим характеризуется тем, что при стабилизации пластового давления весь отбор пластовой жидкости замещается поступлением воды в продуктивную часть коллектора. Поверхность ВНК при этом деформируется и напоминает вид холма (конусообразование). Дальнейшее продвижение ВНК при повышении депрессии и отбора нефти приводит к тому, что скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, обводняются, и добыча нефти сопровождается непрерывным ростом содержания воды. Обводнение скважин приводит к росту себестоимости нефти и ухудшению показателей разработки.

    Качественная сторона процесса конусообразования, т. е. форма поверхности раздела вода—нефть или нефть—газ не зависит от того, является ли подошвенная вода движущим фактором или она малоактивна. Но при этом качественном подобии, физические причины, вызывающие образование конуса, различны. В случае напора подошвенной воды, ввиду высокого пластового давления в водоносной области и пониженного давления на забое нефтяной скважины, граница раздела испытывает значительный перепад давления. При этом линии тока будут ортогональны исходной поверхности вода—нефть и направлены вверх (рисунок 2).

    

    Рисунок 2 Схема линий тока, обусловленная  напором подошвенной воды

    Приближаясь к забою скважины, на уровне вскрытой толщины пласта, они начинают отклоняться. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, сопровождаемого образованием конуса воды. Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода—нефть (нефть—газ или газ—вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом поток нефти (газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного—двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.