На основе анализа промыслово-поисковых работ пяти разведочных скважин на Кармалиновском газоконденсатном месторождении установлено, что восточная часть лицензионного участка характеризуется отсутствием трещиноватости в палеозойских отложениях, а развитие продуктивной залежи простирается в северо-западном направлении. Продуктивные отложения представляют собой переслаивание аргиллитов, кварцитов и сланцев и характеризуются как нетрадиционный коллектор. Для уточнения геологического строения месторождения, а также прогнозирования развития трещиноватости палеозойских отложений в 2018 г. выполнена обработка и структурная интерпретация материалов 3D сейсморазведочных работ.
Проведение гидравлического разрыва пласта позволило получить на скважине № 4 устойчивый дебит газа и газового конденсата, в 3,8 раза больший, чем по скважинам № 1 и № 2, которые испытывались после бурения без проведения гидравлического разрыва пласта.
HTML
В последние годы усиливается тенденция выработки запасов углеводородного сырья (УВС) на гигантских и уникальных мес-торождениях, открытых еще в 50–70-е гг. прошлого столетия. Российские месторождения нефти и газа, на протяжении многих лет обеспечивающие основной вклад в добычу УВС по стране, вступили в завершающую стадию разработки. В связи с этим возрастает необходимость открытия, исследования и вовлечения в разработку месторождений, приуроченных к нетрадиционным, низкопрони-цаемым коллекторам и сланцевым формациям [1–4].
В период 2016–2017 гг. ООО «Газпром добыча Краснодар» продолжило геологоразведочные работы на Кармалиновском лицензионном участке и строительство разведочных скважин № 5 и № 4 с заканчиванием их методом гидроразрыва пласта (ГРП) [5].
ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
В тектоническом плане участок работ расположен в пределах эпипалеозойской Скифской плиты в области сочленения Северо-Ставропольского свода и Западно-Ставропольской впадины в пределах Григорополисского прогиба (моноклинали), восточного окончания Расшеватского вала, Тищенского прогиба и западного окончания Северо-Ставропольского свода.
По поверхности фундамента в пределах Кармалиновского мес-торождения наблюдается регио-нальный подъем с юго-запада на северо-восток в сторону Северо-Ставропольского свода с абсолютных отметок от –2360 до –2310 м. Структура осложнена тектоническими нарушениями, имеющими субширотное и субмеридиональное простирание (рис. 1). Амплитуда разломов составляет 10–15 м. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе –2300 м составляют 6,8 × 4,2 км, амплитуда – 43 м. Абсолютная отметка в своде структуры –2277 м (по скважине № 1).
Продуктивная толща в скважинах, где получена промышленная продукция, представлена монолитной однородной массой, составленной из трещиноватых глинистых сланцев и аргиллитов с небольшими прослоями кварцитов, реже алевролитов и песчаников.
Месторождение открыто в 2006 г. поисковой скважиной № 1 в результате проведения геологоразведочных работ в пределах одноименной площади.
По результатам геофизических исследований скважины (ГИС) № 1 в кровельной части палеозой-ских отложений выделен перспективный объект, сложенный раздробленными сланцами и аргиллитами. В табл. 1 приведены основные виды геологоразведочных работ, выполненных на Кармалиновском лицензионном участке в период 2003–2017 гг. Всего в период 2005–2008 гг. на Кармалиновском участке пробурены три скважины: поисковая № 1 и разведочные № 2 и № 3.
ПОИСКОВАЯ СКВАЖИНА № 1
Скважина № 1 Кармалиновская пробурена в целях поисков залежей углеводородов (УВ) в отложениях хадумской, кумской и зеленой свит, палеоцена, нижнего мела и палеозоя до глубины 2603 м. В результате бурения подтверждено наличие брахиантиклинали амплитудой 25–30 м по палеозой-ским отложениям, а также по залегающим на них с угловым стратиграфическим несогласием отложениям нижнего мела.
В скважине получен промышленный приток газа и газового конденсата. Таким образом, скважина № 1 стала «первооткрывательницей» промышленной залежи УВ на территории Ставропольского края в палеозой-ских отложениях фундамента, представленных передробленными сланцами и аргиллитами. Продуктивный интервал в скважине недостаточно охарактеризован керновым материалом. В 24 м установленной продуктивной части палеозойских отложений керн отбирался лишь из 6 м, причем вынос керна составил 0,5 м (8 %). Поднятый керн представлен сильно передробленными, перемятыми черными аргиллитами и глинистыми сланцами, наиболее представительные для определения коллекторских свойств образцы разрушены.
В апреле 2006 г. силами ОАО «СевКавНИПИгаз» проведены исследования скважины № 1.
Среднее пластовое давление по результатам трех замеров составило 22,55 МПа. Пластовая температура на глубине 2460 м оказалась равной 103,5 °С.
Скважина отработана на 11 режимах, при этом отмечено ухудшение работы скважины при увеличении депрессии и длительной работе скважины. Дебит газа на исследуемых режимах получен в диапазоне от 12,1 (штуцер 3 мм) до 20–22 тыс. м3/сут (штуцер 5; 5,5; 6; 6,5 мм).
Проницаемость пласта для газа рассчитывалась по коэффициентам уравнений притока и коэффициентам кривой восстановления давления (КВД) и составила, соответственно, 0,31 × 10-15 м2 и 0,18 × 10-15 м2. Конденсато-газовый фактор на режимах колебался от 113,2 до 193,9 см3/м3. В процессе исследования отобраны пробы газа, конденсата и воды, анализ которых выполнен в ОАО «СевКавНИПИгаз».
Скважина законсервирована до обустройства промысла.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 2
Скважина № 2 Кармалиновская пробурена в пределах одно-именной сейсмической структуры, выделенной по результатам сейсмических работ ООО «Костромагеофизика» с учетом переинтерпретации геофизических работ (сейсморазведка, электроразведка) и данных бурения скважины № 1 Кармалиновской. Скважина № 2 заложена в 1,5 км на северо-восток от скважины № 1 для поисков залежей газа в отложениях палеозоя, пробурена до глубины 2550 м.
Из интервалов перфорации 2530–2524, 2516–2496 м получен промышленный приток газа и газового конденсата. По результатам испытаний на штуцере 4,5 мм дебит газа составил 10–13 тыс. м3/сут, конденсата – 2,1 м3/сут, воды – 0,22 м3/сут. В результате исследований установлено, что пластовое давление имеет величину 22,18 МПа, пластовая температура на глубине 2490 м составила 108,5 °С.
При работе на режиме (диаметр штуцера 4,5 мм) наблюдались длительные по времени колебания устьевых давлений, что связано с небольшой скоростью потока, накоплением жидкости в насос-но-компрессорной трубе (НКТ) и на забое. При обработке методом КВД получены коэффициенты: = 35 450 и ß = 1850. Проницаемость пласта для газа, рассчитанная по коэффициенту КВД ß, составила 0,31·10-15 м2. Средний конденсато-газовый фактор равен 175,5 см3/м3.
Вода, полученная в ходе исследования, – техническая с незначительной примесью конденсационной, сульфатно-натриевого типа с общей минерализацией 8,466 г/дм3, удельным весом 1,005 г/см3 и pH 6,6 ед. Необходимо отметить, что вынос воды к концу работы на режиме практически прекратился.
После проведения исследований разведочную скважину № 2 Кармалиновская законсервировали.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 3
Скважина № 3 Кармалиновская, так же как и скважины № 1 и № 2, заложена в пределах одно-именной сейсмической структуры. Она расположена в поле аномального объекта геоэлектрических параметров, выявленного электроразведкой и перспективного на обнаружение залежей УВ по данным дифференциально-нормированного метода электроразведки (ДНМЭ) (поляризуемость P > 0,5 усл. ед. в одинаковых геоэлектрических условиях со скважиной № 2, при этом гипсометрически на 16 м выше последней). Скважина закладывалась с учетом результатов переинтерпретации геофизических данных и результатов бурения сква-жины № 2.
Скважина перфорирована в интервале 2500–2475 м (палеозойские отложения) с помощью перфоратора ПК-105 по 20 отверстий на 1 пог. м, всего 500 отверстий. При подвеске НКТ диаметром 73 мм на глубине 2473,92 м выполнено снижение уровня технической водой в затрубное пространство до глубины 1000 м. На трубном пространстве установлен штуцер 5 мм. Скважина находилась в отработке 7 дней, при отработке в трубном пространстве наблюдался барботаж. После установки на трубное пространство штуцера 3 мм и компрессирования в затрубное пространство при Pтр/затр = 0/2,43 МПа на выходе появился газ, факел длиной 1–1,5 м горел в течение 2–3 мин. При следующем компрессировании в затрубное пространство (при открытом трубном, без штуцера) при Рсд = 2,03 МПа на выходе выделялся газ, зафиксировано пламя длиной 2 м.
В целях интенсификации притока проводились повторная перфорация, обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и глино-кислотная обработка (ГКО). После проведения ГКО при обратной промывке скважины технической водой вымывались продукты реакции и разгазированная жидкость в объеме 7 м3. В дальнейшем продолжались работы по компрессированию скважины, в результате которых на устье из затрубного пространства наблюдались разгазированные пачки с продуктами реакции, влажный газ (горел факел длиной 0,5 м). Получить промышленный приток газа не удалось. Скважина № 3 Кармалиновская ликвидирована.
Как уже отмечалось, одним из критериев заложения разведочной скважины № 3 стали результаты проведения полевых геофизических работ, выполненных методом ДНМЭ. Исследования выполнялись силами ООО «Сибирская геофизическая научно-производственная компания» в 2006–2007 гг. в объеме 44 км2. По работам поляризационным методом вертикального сейсмического профилирования (ПМ ВСП) и ДНМЭ намечены зоны повышенной трещиноватости и возможного углеводородного насыщения. Результаты исследований методом ДНМЭ представлены на рис. 2.
Результаты бурения и испытания скважины № 3 Кармалиновская показали, что, несмотря на косвенные признаки газонасыщения, прогноз развития трещиноватости по данным электроразведки не подтвердился.
3D-СЕЙСМИКА
В целях уточнения геологического строения месторождения, прогноза наличия и распространения пород-коллекторов площади в 2011 г. ОАО «Ставропольнефтегеофизика» провело сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки 3D (МОГТ 3D) на площади 35 км2. По результатам 3D сейсмических работ определено, что одним из косвенных признаков наличия залежи в пределах площади бурения скважины № 3 могли служить повышенные значения акустического импеданса (рис. 3).
На основе качественного анализа с учетом данных опробования палеозойских коллекторов в скважинах сделан вывод, что породам с улучшенными коллекторскими свойствами будут соответствовать повышенные значения импеданса, пониженные же значения связываются с распространением плотных малопроницаемых отложений. Скважина № 1 Кармалиновская находится в области повышенных значений, соответствующих зоне развития коллекторов. Скважина № 3 Кармалиновская попадает в зону минимальных значений импеданса, что указывает на развитие на данном участке плотных малопроницаемых пород. Скважина № 2 Кармалиновская находится в пограничной зоне, что объясняет ее меньший приток газа по сравнению со скважиной № 1 Кармалиновская.
Учитывая проведенные ранее работы и достаточную изученность месторождения сейсмическими методами и бурением согласно проекту разведочного бурения на Кармалиновском месторождении Ставропольского края, выполненным в 2012 г., рекомендовано строительство двух разведочных скважин № 4 и № 5.
Для проведения разведки восточной части Кармалиновского месторождения предлагается пробурить разведочную скважину № 5 Кармалиновская проектной глубиной 2550 м. Скважина закладывается на расстоянии 2,1 км к юго-востоку от поисковой скважины № 1.
Местоположение скважины выбрано в зоне развития коллекторов и их возможного, по данным ДНМЭ, углеводородного насыщения, на удалении от скважины № 3 Кармалиновская, расположенной в зоне отсутствия коллекторов.
МЕТОД ПРЯМОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Кроме вышеуказанных работ, предшествующих заложению разведочных скважин № 4 и № 5, в 2014–2015 гг. на Кармалиновском лицензионном участке проводились геохимические исследования силами ТГРУ ОАО «Татнефть» по технологии пассивной адсорбции УВ, включающие отбор проб воздуха из почв, грунта и их анализ для определения состава углеводородного газа. На основе полученной информации проведена интерпретация данных с использованием вероятностно-статистических методов с привлечением компании PGS-Germany GmbH.
Метод прямого определения углеводородных соединений позволил с земной поверхности посредством обнаружения и определения состава гомологического ряда углеводородных газов в опоискованном грунтовом слое прогнозировать наличие глубоко залегающих объектов УВС на изучаемой площади, состав и распределение которых статистическими методами сравнивался с продуктивной газосодержащей и непродуктивной сухой скважинами.
Всего отобрано 196 образцов, собранных с помощью модулей SORBER, в том числе 166 полевых по сети профилей и 30 модельных вокруг скважин № 2 и № 3. Образцы отправлены в лаборатории PGS-Germany GmbH. Исследования проводились по цепочке термодесорбция – газовая хроматография – масс-селективное определение углеводородных соединений с выделением более 80 углеводородных соединений с точностью до 1 пг (10-9-10-12 г). Результаты работ представлены на карте распределения вероятностей наличия продукта по типу скважины № 2 Кармалиновская (рис. 4).
На основании продуктивной модели (скважина № 2) на опоискованном слое выявлено несколько достоверных геохимических объектов, представленных положительными аномалиями, которые могут быть связаны с подповерхностными залежами газа и газоконденсата, в том числе на планируемых к бурению площадках разведочных скважин № 4 и № 5.
В связи с неоднозначными данными по эталонной продуктивной скважине № 2, находящейся вблизи тектонической зоны, результаты лабораторных работ по геохимии в 2015 г. повторно переобработаны (рис. 5). Результаты переобработки подтвердили данные продуктивности скважин № 1, № 2 и планируемой к бурению разведочной скважины № 4, находящихся в положительных аномалиях с вероятностью от 70 до 100 %, и отсутствие продукта в скважине № 3, находящейся в краевой части негативной аномалии.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 5
Планируемая к бурению скважина № 5, находящаяся на карте первого варианта в положительной аномалии с вероятностями 70–100 %, на карте повторных результатов оказалась в аномалии с вероятностями 50–60 %, что может соответствовать лишь следам УВ, но не их залежам. Восточная граница положительной аномалии с вероятностями 70–100 % после переинтерпретации имеющихся данных сместилась западнее на 500 м от планируемой скважины № 5.
Тем не менее, учитывая результаты сейсморазведочных работ, прогноз распространения газонасыщенных коллекторов по данным ДНМЭ, а также распределение по площади повышенных значений акустического импеданса, очередной скважиной для бурения и уточнения геологического строения залежи выбрана разведочная скважина № 5 в юго-восточной части лицензионного участка. Бурение скважины начато в сентябре 2016 г.
Проектом предусматривался отбор керна в объеме 60 м для оценки петрофизических и коллекторских свойств палеозойских отложений. Керн отобран в интервале 2385,1–2429,3 м. Фактическая проходка составила 44,2 м, вынос керна – 43,9 м (99 %). В связи с подклинками плотных трещиноватых пород в керноснаряде сроки отбора керна были выше проектных. Керн представлен переслаиванием аргиллитов, песчаников, глинистых сланцев, кварцитов: аргиллиты – темно-серые, черные, плотные и средней крепости, трещиноватые, местами слюдистые, песчанистые, углистые; песчаники – темно-серые, кварцевые, крепкие, сильно пиритизированные, в однородной массе выделялись прожилки пирита; сланцы – глинистые и слабоглинистые, черные, углистые, трещиноватые, плотные, средней крепости, сланцеватой текстуры, местами с вкрапленностью пирита, прожилками кварца; кварциты – от молочно-белых до темно-серых и черных, зернистые, массивные, крепкие, твердые, плотные.
По данным ГИС, в разрезе палеозойских отложений определяются два интервала предположительно газонасыщенных коллекторов: объект I – кровельная часть палеозойских отложений 2390–2402 м, объект II – пласт-коллектор в палеозойских отложениях 2445,7–2452,4 м.
С учетом данных опробования скважин № 1 и № 2, пробуренных в 2005–2006 гг., принято решение об испытании кровельной части в интервале 2390–2402 м с последующим проведением ГРП. В декабре 2016 г. в скважине провели перфорацию интервала 2390–2402 м, приступили к освоению.
До проведения ГРП из объекта I притока пластового флюида не получено. 14 января 2017 г. с привлечением флота РУП «ПО «Беларуснефть» проведен мини-ГРП. Начальное давление разрыва составило 50,5 МПа, в процессе закачки давление на устье скважины возрастало до 72,37 МПа, что косвенно указывает на крайне низкие значения проницаемости продуктивного интервала. По данным отчета РУП «ПО «Беларуснефть», эффективность жидкости разрыва составила 77 %, проницаемость по графику смыкания трещины – 0,00031 × 10-15 м2. По обобщению полученной информации сделан вывод о том, что в процессе закачки такие породы трескаются сетью, а не единой магистральной трещиной (как сланцевый коллектор).
В результате для основного ГРП рекомендована закачка маловязкой жидкости с максимально возможным расходом нагнетания и распределение мелкого проппанта с небольшими концентрациями в большом объеме смеси. Основной ГРП выполнен 16 января 2017 г. с учетом тестового разрыва, всего в скважину закачано 185 м3 жидкости и 20 т проппанта. Освоение производили с использованием азотного компрессора, для увеличения выноса жидкости в скважину вводились ПАВ. При продувках скважины получен нестабильный приток газа, в отдельные часы факел горел до 7,0–10,0 м. После безуспешных попыток получения устойчивого притока газа выполнена кумулятивная перфорация нижнего объекта в интервале 2445,7–2452,4 м (02.02.2017 г.). По завершении прострелочно-взрывных работ роста давления в трубном и затрубном пространствах не зафиксировано. Дальнейшая отработка скважины в условиях постепенного увеличения депрессии до 18,0 МПа не привела к появлению устойчивого притока флюида из пласта.
В период с 10 по 11 февраля 2017 г. в скважине проведены газодинамические исследования, которые показали, что забойное давление составило 6,3 МПа, расчетный дебит газа – 0,5 тыс. м3/сут. Основной причиной неполучения промышленного притока газа стала крайне низкая проницаемость кровельной части палеозойских отложений, что обусловлено отсутствием развития естественной трещиноватости.
В феврале 2017 г. скважина ликвидирована.
СКВАЖИНА № 4
В соответствии с проектом геологоразведочных работ, изучение Кармалиновского месторождения продолжено. Скважина № 4 заложена в западной части лицензионного участка. Строительство осуществлялось на основании проекта, составленного для разведочных скважин № 4 и № 5, проектная конструкция и типы буровых растворов идентичны.
Бурение скважины начато в августе 2017 г. Для оценки петрофизических и коллекторских свойств палеозойских отложений, как и по разведочной скважине № 5, проектом предусматривался отбор керна в объеме 60 м. Фактически пройдено с отбором керна 52,3 м, вынос составил 50,5 м (96,6 %). Керн палеозойских отложений представлен переслаиванием сланцев черных углистых параллельной и косой слоистости, плотных, слабой и средней крепости с включениями зерен пирита, прожилками кварцита молочно-белого цвета, аргиллитов темно-серых плотных, крепких, слабоизвестковистых с прожилками кварцита и вкраплениями зерен глауконита. Люминесцентно-битумологический анализ (ЛБА) показал 1-3 балла ЛБ.
В результате интерпретации материалов выполненного комплекса ГИС, геолого-технологических исследований и отобранного керна в скважине № 4 Кармалиновского ГКМ в разрезе палеозой-ских отложений определены два интервала предположительно газонасыщенных коллекторов: объект I в интервале 2563–2542 м и объект II в интервале 2525–2522 м.
К испытанию объекта I приступили 5 декабря 2017 г. В скважину на 73 мм НКТ спущен перфоратор Gun System DYNAWELL с кумулятивными зарядами SC DW 24g DP St HMX с плотностью 20 отв./м и возможностью его последующего отстрела на забой. Пробивная способность зарядов составила 793 мм, диаметр отверстий – 11,4 мм. После наблюдения за ростом трубного и затрубного давлений скважина переведена на отработку через факельную линию.
Газодинамические исследования проведены при работе скважины на прямой отвод по трубному пространству через диа-фрагмы диаметром 3, 4, 5 мм [7]. В результате выполненных исследований установлено следующее:
– на диафрагме 4,0 мм дебит газоконденсатной смеси составил 9,9 тыс. Нм3/сут, при Ртр = 4,45 МПа, Рзатр = 8,94 МПа, Рзаб = 19,16 МПа;
– на штуцере/диафрагме 4/4,5 мм дебит газа сепарации равен 8,14 тыс. Нм3/сут, дебит стабильного конденсата – 1,07 м3/сут;
– пластовое давление на глубине 2518 м определено равным 24,1 МПа, температура 115,8 °С.
В целях интенсификации притока 26 декабря 2017 г. проведен ГРП. Суммарное количество закачанной жидкости составило 204 м3, расклинивающего агента – 25 т (1 т кварцевого песка, 12 т проппанта 30/50 и 12 т проппанта 20/40). После выполнения минифрака составлен дизайн основного разрыва с рекомендациями проведения гибридного ГРП для создания и закрепления сети мелких трещин, а не единой магистральной трещины. Планируемые параметры трещины приведены на рис. 6.
Освоение скважины после ГРП начато 3 января 2018 г. Для отработки скважины использовался азотный компрессор, кроме того, применялся жидкий раствор ПАВ. 5 января 2018 г. скважина перешла на самостоятельное фонтанирование. После снижения дебита воды, образовавшейся после распада геля, до 2–5 м3/сут и стабилизации устьевых параметров начаты газогидродинамические исследования.
Как и для стадии до проведения ГРП, газодинамические исследования выполнены методом установившихся отборов и записи КВД, также отбирались пробы пластовых флюидов. По характеру изменений устьевых давлений стало очевидным, что скважина отрабатывалась в устойчивых режимах, чего не фиксировалось при отработке до ГРП.
Газодинамические исследования проведены при работе скважины на прямой отвод по трубному пространству через диафрагмы диаметром 3,0 мм, 4,0 мм, 4,5 мм, 5,0 мм и 6,0 мм.
В результате проведенных исследований установлено следую-щее:
– на диафрагме 5,0 мм дебит газоконденсатной смеси составил 39,6 тыс. Нм3/сут, при Ртр = 9,9 МПа, Рзатр = 12,55 МПа, Рзаб = 13,82 МПа;
– на штуцере/диафрагме 5,0/8,0 мм дебит газа сепарации составил 38,1 тыс. Нм3/сут, дебит стабильного конденсата – 1,98 м3/сут;
– пластовое давление на глубине 2518 м определено равным 23,2 МПа, температура 116,4 °С;
– скин-фактор равен –3,0.
В табл. 2 приведено сопоставление основных результатов исследований.
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ
Анализ представленных данных показывает, что за счет проведения ГРП произошло более чем двукратное увеличение таких параметров, как проницаемость и гидропроводность призабойной зоны. Абсолютно свободный дебит газоконденсатной смеси вырос в 2,4 раза, а устойчивый дебит свободного газа – в 3,8 раза. Таким образом, проведение ГРП способствовало кратному увеличению продуктивности скважины и, кроме того, обеспечило устойчивость во времени дебита газа и газового конденсата, а также устьевых давлений, чего не наблюдалось на режиме отработки скважины № 4 до ГРП. Эти же особенности неустойчивых устьевых давлений характерны для скважин № 1 и № 2, которые испытывались после бурения без проведения ГРП.
Учитывая многолетний опыт добычи газа в различных странах мира из нетрадиционных коллекторов, можно предположить, что бурение в условиях палеозойских отложений Кармалиновского месторождения горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП позволит еще более увеличить дебиты газа и газового конденсата. Для реализации данного проекта планируется продолжить исследования и работы в пределах Кармалиновского участка, а возможно, и расширить границы изучаемого объекта.
ВЫВОДЫ
За всю историю проведения на месторождении геолого-разведочных работ пробурено пять скважин. Из трех (№ 1, № 2 и № 4) получены притоки газа и газового конденсата, на двух (№ 3 и № 5) промышленных притоков не получено, несмотря на то, что на скважине № 5 проведен ГРП.
Результаты бурения в комплексе с проведенными геохимическими исследованиями показали, что восточная часть лицензионного участка характеризуется отсутствием трещиноватости в палеозой-ских отложениях. Развитие продуктивной залежи наблюдалось в северо-западном направлении, при этом продуктивные отложения представляют собой пере-слаивание аргиллитов, кварцитов и сланцев и характеризуются как нетрадиционный коллектор.
Для уточнения геологического строения месторождения, а также прогнозирования развития трещиноватости палеозойских отложений в 2018 г. выполнена обработка и структурная интерпретация материалов 3D сейсморазведочных работ. В 2019 г. планируется завершить комплексное обобщение геологоразведочных работ и подсчет запасов по результатам бурения разведочной скважины № 4. По итогам проведенных камерально-аналитических работ будут подготовлены рекомендации о продолжении геологоразведочных работ в северо-западной части лицензионного участка.
В целях определения потенциальных возможностей эксплуатации палеозойских отложений Кармалиновского месторождения, приуроченных к нетрадиционным коллекторам, предлагается по результатам вышеперечисленных работ обосновать место заложения, подготовить проектную документацию на бурение и осуществить строительство горизонтальной скважины с проведением многостадийного ГРП.
Таблица 1. Геолого-поисковые работы на Кармалиновском участке
|
Виды работ
|
Годы
|
|
2003
|
2004
|
2005
|
2006
|
2007
|
2008
|
2009
|
2010
|
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
2015
|
2016
|
2017
|
|
Сейсморазведочные работы МОГТ-2Д, пог. км
|
363,56
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
|
|
Электроразведка ДНМЭ, пог. км
|
–
|
–
|
–
|
44
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
|
Сейсморазведочные работы МОГТ-3Д, км2
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
35
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
|
Геохимические исследования
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
––
|
–
|
35
|
–
|
–
|
–
|
–
|
|
Бурение скв. № 1, пог. км
|
–
|
–
|
2600
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
|
Бурение скв. № 2, пог. км
|
–
|
–
|
–
|
2550
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
|
|
ПМ ВСП, скв.
|
–
|
–
|
№ 1
|
№ 2
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
|
Бурение скв. № 3, пог. км
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
2550
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
|
Бурение скв. № 5, пог. км
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
2550
|
–
|
|
Бурение скв. № 4, пог. км
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
–
|
2600
|
Таблица 2. Сопоставление результатов испытаний скважины № 4 до и после ГРП
|
Параметр
|
Ед. изм.
|
До ГРП
|
После ГРП
|
|
Абсолютно свободный дебит газоконденсатной смеси
|
тыс. Нм3/сут
|
24,45
|
59,55
|
|
Проницаемость призабойной зоны
|
10-15 м2
|
1,17
|
2,45
|
|
Коэффициент гидропроводности призабойной зоны
|
мкм2.м/(мПа.с)
|
0,176
|
0,367
|
|
Дебит газа сепарации
|
тыс. Нм3/сут
|
9,9
|
38,1
|
|
Выход стабильного конденсата
|
см3/Нм3
|
131,4
|
51,9
|
|
Дебит стабильного конденсата
|
м3/сут
|
1,07
|
1,98
|
|
Скин-фактор
|
–
|
0
|
–3,0
|
+7 495 240-54-57
info@neftegas.info
