Янв 15
Интересует практический опыт разработки газовых надсеноманских терригенных залежей (конкретно Турон). Ссылки на статьи, документы и просто мнения. Конструкция скважин, заканчивание скважин, сетка скважин, обоснование режимов эксплуатации (максимальная депрессия, пескопроявление, загидрачивание).
Нашел одну статью в SPE про бурение и конструкцию двухзабойной скважины на Южно-Русском месторождении, но там про разработку ни слова.
Аналоги тоже пойдут. В кратце, Турон - прибрежно-морские отложения, глубина 1000м, плохой алевролитистый коллектор (16 мД), керн любит трескаться и разваливаться (плохой цемент), низкое пластовое давление (100 бар), низкая температура (15), подошвенная вода.
Опубликовано
26 Янв 2015
Активность
18
ответов
7954
просмотра
8
участников
2
Рейтинг
Тендеры на сенон и турон выиграли? Если да поздравляю и сочувствую... Умахаетесь вполне. С АНПД-то... Оторочка есть?
Ничего не выиграли, Турон и так был, просто не разрабатывали :)
АНПД там не АНПД, вроде нормальное давление для таких глубин. Оторочки нет (на балансе). Сухой газ (на балансе). Исследований флюида нет. Специсследований керна нет. Всё по каким-то аналогам собираем.
что значит "нет на балансе"? по факту есть?
http://energy-rosneft.ru/blogs/blog.php?ID=168
http://expert.ru/2013/11/25/gaz-iz-harampuryi/
Проектирование разработки курирует ТННЦ. Спецы оттуда, возможно, смогут помочь
Только что у нас в Пуре ЦИП закончился, позже будет время-поделюсь инфой.. Чтоб не спорили: оторочки нет, сухой газ, пластовка в норме..
Да больно надо-то... Когда первая скважина задавится - дадите знать. Интересно даже, насколько угадаю.
Четыре месяца, полет нормальный..
Четыре месяца - это период пробной что-ли? Или опытно-промышленные работы? Или может уже раскрутили на ярд годовых, не? Уж не серчай, но проблемы - будут. Вопрос только - когда. А это уже от выработки и плана будет зависеть. Сеноман вот тоже не сразу, но запороли некоторые высокодебитные...
боюсь что в открытую про турон никто ничего конкретно говорить не будет или под свою ответственность. тема в перспективе как у Роснефти так и в Газпроме. В Новатэке поменьше "доказанного" турона.
по "Россия 24" показывали про Роснефть репортаж, мол первые приступили к разработке турона, там раскрыли некоторые решения по добыче (горизонталки с МГРП), основное осложнение - гидраты.
про остальное написал forest-ins
ТАТАР56 По факту кто знает, что там в пласте? Проб нет. Испытана одна разведка в куполе и всё. По ГИС "неясно".
MironovEP можно и не в открытую :) Личка есть :) Вот твое мнение кстати особенно интересует :)
По Расшеватскому месторождению, говорят, похожий пласт есть (по ФЕС и глубине). Там делали кислотную обработку без ГРП. Никто ничего не знает? Конструкция скважин и лифта? Эффект от кислоток? Режимы эксплуатации? И вообще что за пласт, не карбонатизированный ли?
Что за Расшеватское? В Ставропольском крае что ли?
Да. Это важно? :)
на Расшеватке есть хадум, нижний мел и домел.
в эксплуатации лет 50
Я б поостерегся на вашем месте сравнивать Расшеватку и Турон ЯМАО. В вашем случае пластовая температура 15 оС, как вы пишете. У нас нижний мел залегает на глубине ориентировочно 2800 метров, пластовая температура порядка 107 гр. Цельсия, геотермический градиент 3,32 гр. С/100 метров.
У вас основная проблема помимо низкой проницаемости будет связана с низкими пластовыми температурами, которые при близкой подошвенной воде могут приводить к формированию гидратов в призабойной зоне.
Насчет опыта разработки Расшеватки обращайтесь к GromoOtvod, если он захочет - поделится опытом.
Нижний мел на Расшеватке и соседних с ним практически всегда карбонитизирован и заглинизирован.
Я имел в виду как раз Хадум, глубины залегания от 1020 до 1180 м.
Там ничего особо интересного, залежь уже практически полностью выработана. Возраст отложений нижний отдел олигоцена.
Разрез сложен алевролитами и тонкозернистыми слабосцементированными песчаниками в различной степени глинистыми. Общая толщина 60-80 метров, эффективная 8, общая пористость 0,4, открытая 0,12-0,20, проницаемость 30-150 мД. Начальное пластовое давление 115 ат, температура около 50 гр. С. Начальные дебиты газа - 5-30 тыс. м3/сут. В эксплуатации с 1953 года.
Кто-то вас послал седую древность разбирать.
Так вот именно, что должно быть опыта много за столько лет. Должны были все перепробовать и выйти на оптимальную схему. Ну, в идеале.
Учитывая опыт разработки месторождений региона, я бы не стал искать "оптимальных решений" на газовых месторождениях юга, которые разрабатывались в 70-е - kochichiro, думаю, подтвердит.
Единственное, что Вы можете найти - это как боряться с гидратами в зимние месяцы, но и здесь вряд ли будет что-то интересное - стандартные подходы.