Освоение и испытание новых скважин

В текущем году пробурено 4 скважины - SK-28, SK-30, SK-50, SK-56.

Во всех скважинах отобраны и проанализированы пробы нефти и воды.

На скважине SK-28, Стратиграфия вскрытой бурением части разреза: N+Q - 229м, K₁h - 250м, K₁v - 263м, T - 302м, Pkg - 340м (забой). Каротаж проведенный в открытом стволе, выявил наличие нефтенасыщенного интервала в триасовом горизонте 278-280м; 293,4-300,2м. В результате опробования со скважины добыто 190,3 м³ воды без признаков нефти.

На скважине SK-30, Стратиграфия вскрытой бурением части разреза: Q+N - 232м, K1h - 244м, K1v - 283м, T - 283-забой. Каротаж проведенный в открытом стволе, выявил наличие нефтенасыщенного интервала в триасовом горизонте 291,5-300,8м; 317,9-318,4м.

В результате испытания (T) инт. 317-329м., был получен приток пластовой воды. При 50 об/мин насоса дебит 5,2 м³/сут. Обводненность 100%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 52,8м³ жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 95м.

В результате испытания (T) инт. 297-303м., был получен приток пластовой воды. При 150 об/мин насоса дебит 8,2 м³/сут. Обводненность 100%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 80.3м³ жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 60м.

В результате испытания (T) инт. 291-295,5м., был получен приток нефти с удельным весом 0,8934г/см³. При 50 об/мин насоса дебит 2,2 м³/сут. Обводненность 2,0%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 15,7м³ жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 235м. Скважина работает с периодической остановкой до восстановления статического уровня.

На скважине SK-50, Стратиграфия вскрытой бурением части разреза: Q+N - 281м, K₁h - 328м, K₁v - 347м, T - 457м, P₁kg - 457м (забой). В результате испытания (T) инт. 422-430м., был получен приток пластовой воды. При 50 об/мин насоса дебит 4,8 м³/сут.

Обводненность 100%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 64,7м³ жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 334м.

В результате испытания (T) инт. 384-389м., был получен приток нефти с удельным весом 0,8934г/см³. При 50 об/мин насоса дебит 3,8 м³/сут. Обводненность 2,0%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 215,6м³ жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 249м.

На скважине SK-56, Стратиграфия вскрытой бурением части разреза: Q+N - 285м, K₁h - 381м, K₁v - 413м, J₂ - 434м, J₁ - 465м (забой).

В результате испытания (J₂) инт. 428,4-429,4, 430,4-431,4м., получен приток нефти. При 50 об/мин насоса дебит 5,4 м³/сут. Обводненность 2,0%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 26,24м³ жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 230м.

Необходимо учесть высокую эффективность новых технологии с использованием водорастворимых полимеров.

Кроме того, рекомендуем произвести возврат на нижележащий продуктивный среднеюрский горизонт (J₂), обводненных скважин, размещенных в присводовой части залежи. Так как следствием ранней выработки или же обводнения среднеюрского горизонта можно обосновывать способом водоизоляционных работ, т.е. цементировочной желонкой. Этот способ изоляции имеет много недостатков:

·   Изолируются перфорационные отверстия в колонне, и лишь малая часть цементного раствора проникает в отверстия из-за ограниченного объема;

·   Успешность данного способа изоляции зависит от качества первичной цементировки, согласно которым не соответствует большинство скважин;

·   Обводнение продуктивных горизонтов в большинстве случаев происходит по цементному кольцу за эксплуатационной колонной. Эти перетоки, в свою очередь возникают из-за образования трещин, опрессовки колонны или кумулятивной перфорации в результате перепадов давления, а также в процессе трения инструментов о колонну при КРС. При изоляции зоны обводнения цементировочной желонкой почти никогда не удается уйти от заколонных перетоков.

В настоящее время существуют десятки различных технологий и физико-химических составов, которые мы могли бы использовать с большим успехом. РИР основанные на принципе селективного снижения проницаемости обводненной части пласта, создания водоизолирующего полимерного экрана с наибольшим радиусом и вероятностью охвата конуса пластовой воды и т.д.

Нефтеносность

Нефтеносность месторождения Сазанкурак связана с терригенными песчано-алевролитовыми осадками, относящимся к валанжинскому ярусу нижнего мела и батскому ярусу средней юры.

Полученные, в результате бурения новых разведочных, эксплуатационных, нагнетательных скважин в течение 2000-2004г.г. и проведенных геолого-геофизических, промысловых, гидродинамических и других исследований скважин геолого-геофизические данные, позволили значительно и более детально уточнить геологическое строение месторождения Сазанкурак и уточнить запасы нефти и газа.

Северный блок. На северном блоке пробурены три скважины: две структурные SP-3, S-59, и одна разведочная F-30. Горизонт испытан только в одной скважине F-30. При 5м штуцере дебит нефти составлял 12,6 м³/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах SP-3, S-59, F-30 составляет 9,0 м, 4,0 м, 7,1м соответственно.

Площадь нефтеносности северного блока по категории С₁ равна 130 тыс.м² (район скважины F-30), по категории С₂ - 120 тыс.м² (район скважины S-59).

В эксплуатационном действующем фонде одна скважина F-30.

Центральный блок. На западном поле валанжинский продуктивный горизонт вскрыт 43 скважинами. Нефтеносность установлена по результатам опробования 37 скважин, в скважинах F-24 и F-29, SK-5 коллектора замещены непроницаемыми породами. При опробовании получены притоки нефти от 1,8м³/сут до 70м³/сут.

Основная разрабатываемая залежь (западное поле) ограничена с севера и северо-запада сбросом F₁, на востоке зоной глинизацией, с юга контуром нефтеносносности.