Экономическая целесобразность проведения комплекса геолого-технологических исследований

Тевлинско-Русскинское месторождение входит в число уникальных месторождений нефти в России. Начальные извлекаемые запасы 308 млн. т. На сегодняшней день находится на падающей стадии разработки. Пик добычи нефти на Тевлинско-Русскинском был пройден в 2005 году (11 443 тыс. тонн) при обводненности 54,9%. С тех пор добыча снижается, и в прошлом году на месторождении было извлечено 6,6 млн тонн. Средний дебит скважины с пикового показателя 26,2 тонн в сутки в 2004 году сократился до 12,4 тонн в 2013-м, а обводненность выросла до 86,6%. Такая динамика характерна для всех месторождений Западно-Сибирской провинции. Исходя из того что здесь сосредоточено более 50% из общероссийских начальных ресурсов нефти, это находит отражение на динамике добычи нефти на общероссийском уровне (рис. 1).

Рис. 1. Динамика годовой добычи нефти по России и Западно-Сибирской провинции

Для того чтобы переломить тенденцию к снижению добычи необходимо применение новых методов добычи углеводородов на таких месторождениях. Одним из таких методов является бурение горизонтальных скважин. Так как Тевлинско-Русскинское месторождение по своему геологическому строению относиться к сложным, то для качественной и безаварийной проводки скважин на нефть крайне важна своевременная геологическая и технологическая информация, получаемая непосредственно в процессе бурения методами геолого-технологических исследований.

Геолого-технологические исследования проводились в течение всего нахождения станции ГТИ на буровой и включали следующие методы:

• -    механический каротаж;

• -    газовый каротаж в процессе бурения;

• -    литологические исследования шлама -макро- микроописание шлама;

• -    люминисцентно-битуминологический анализ (ЛБА);

  – оперативный комплексный анализ материалов, полученных в результате исследований шлама, газового каротажа, фильтрационного каротажа, детального механического каротажа.

В первую очередь, расчленение разреза производилось по данным механического каротажа, то есть по скорости бурения пород с различными физическими свойствами (исключая влияние технологических параметров, и, допуская зависимость скорости бурения только от литологии) определяется литология этих пород, еще не видя их даже в шламе, но имея перед глазами прогнозный разрез.

Регистрация количественного состава УВ осуществлялась с помощью хроматографа. Данные пробы содержали в себе информацию о следующих компонентах: метан, этан, пропан, бутан, пентан. Эти пять компонентов использовались для оценки характера насыщения пласта.

Изучение шлама проводится с целью определения основной породы на каждую точку разреза скважины. Отбор шлама производился из сетки вибросита с помощью скребка. Отобранные пробы шлама отмывались от бурового раствора холодной водой. Проба разделялась на две части. Первая часть шлама исследовалась для определения литологических разностей. Вторая половина направ- лялась на процентное определение качественного состава и количественного содержания битумоидов.

Определение литологических разностей шлама осуществлялась с применением бинокулярного стереоскопического микроскопа типа МБС 10 [1]. По результатам исследований составлялась шламограмма.

Далее проводится капельнолюминесцентный анализ. Метод основан на свойстве битумоидов, при их облучении ультрафиолетовыми лучами, испускать «холодное» свечение, интенсивность и цвет которого позволяет визуально оценить наличие и качественный состав битумоида в исследуемой породе. Для количественной оценки содержания битумоидов в исследуемой пробе в полевых условиях используется пятибалльная система

По результатам геолого-технологических исследований на глубине 2708 метров был вскрыт продуктивный пласт БС 10 ^2-3 об этом свидетельствует увеличение механической скорости, увеличение в шламе песчаника, изменение данных ЛБА с беловато-голубого (БГ) легкого битумоида (ЛБ) на беловатожелтый (БЖ) масляный битумоид(МБ), а также увеличение суммарного газосодержа-ния и изменение относительного содержания в газовоздушной смеси тяжелых углеводородных компонентов (рис. 2).

Рис. 2. Результаты геолого-технологических исследований на Тевлинско-Русскинском месторождении