Xreferat.com » Рефераты по геологии » Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади

Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади

BGCOLOR="#ffffff">1605 1625 турнейский ярус 1610 1680 фаменский ярус 1805 - верхнефранский подъярус 2120 - семилукский горизонт 2145 - саргаевский горизонт 2160 - тиманский горизонт 2180 - пашийский горизонт 2195 - живетский ярус 2225 - эйфельский ярус 2255 - вендский комплекс 2305 -

4.3 Геологические условия проводки скважин


4.3.1 Выбор типовой скважины и ее геологический разрез.

На Рябовском поднятии из числа проектных скважин за типовую выбирается скважина №1, расположенная в южном своде поднятия. Скважина является первоочередной, независимой, бурится в оптимальных, геологических условиях и решает следующие геологические задачи: изучение геологического строения оценка нефтегазоносности отложений

На основании построенного проектный геологический разрез таблице №4.3.1.1 профиля и типового разреза составляется типовой скважины, который представлен в


Таблица №4.3.1.1





Краткая
Стратиграфический Индекс Интервалы Толщина,




литологическая
разрез отложения вскрытия м.




характеристика
Четвертичная




Q 0-10 10 пески
система







песчаник, глины
Казанский ярус Р2 kz 10-60 50




алевролиты




алевролиты,
Шешминский


песчаники,

Р2 ss 60-385 335
горизонт


аргиллиты,




известняки




известняки,
Соликамский




Р2 sl 385-490 105 доломиты
горизонт



Иренский горизонт Р1ir 490-610 120 доломиты, ангидриты, соль, известняки
Филипповский горизонт Р1fl 610-655 45 известняки, доломиты
Артинский ярус P1ar 655-815 180 известняки, доломиты
Сакмарский + ассельский ярус P1s + a 815-1005 210 доломиты, известняки
Каменноугольная система. Верхний отдел С3 1005-1180 175 известняки, доломиты
Мячковский горизонт С2 mc 1180-1230 50 известняки, доломиты
Подольский горизонт С2 pd 1230-1315 85 известняки, доломиты
Каширский горизонт С2 ks 1315-1365 50 известняки, доломиты, аргиллиты
Верейский горизонт С2vr 1365-1425 60 известняки, аргиллиты, доломиты
Башкирский ярус С2b 1425-1490 65 известняки
Серпуховский ярус С1s 1490-1685 115 известняки, доломиты
Верхневизейский подъярус С1v3 1685-1695 110 известняки, доломиты
Тульский горизонт C1 tl 1695-1715 30 известняки, доломиты,




алевролиты, аргиллиты, песчаники
Бобриковский горизонт С1bb 1715-1725 10 песчаники, алевролиты, аргиллиты
Кожимский надгоризонт C1 kzh 1725-1730 5 аргиллиты, алевролиты, песчаники
Фаменский ярус D3 fm 1925-2080 150 известняки, доломиты
Верхнефранский ярус D3 fr2 2080-2395 315 известняки, доломиты
Доманиковый горизонт D3 dm 2395-2420 25 известняки
Саргаевский горизонт D3 ar 2420-2435 15 известняки, доломиты
Тиманский горизонт D3 tm 2435-2455 20 известняки, аргиллиты, алевролиты, песчаники
Пашийский горизонт D3 p 2455-2460 15 аргиллиты, алевролиты, песчаники
Живетский ярус D2 g 2460-2490 30 песчаники, алевролиты, аргиллиты
Эйфельский ярус D2 ef 2490-2520 30 известняки, песчаники
Вендский комплекс PR2 Vd 2570-2620 50

аргиллиты,

алевролиты,

песчаники


4.3.2 Осложнения в процессе бурения

Аналогично данным бурения скважин на соседних площадях возможны следующие осложнения, которые могут быть встречены при бурении проектируемых скважин на Рябовском поднятии:

1) Обвалы, осыпи стенок скважины при прохождении казанского яруса, шешминского горизонта (20 - 100 м); Соликамского горизонта (430 - 480 м); эйфельского яруса и вендского комплекса (2390 - 2460).

2) Поглощения бурового раствора. Возможны поглощения казанского яруса, шешминского горизонта (20 - 100 м); Соликамского горизонта (430 - 480 м); эйфельского яруса и вендского комплекса (2390 - 2460).

3) Нефтепроявления в артинских, верейских, башкирских, тульских, бобриковских, радаевских, франских, живетских отложениях.


4.3.3. Обоснование типовой конструкции, ее геологический разрез

Выбор конструкции скважины — основной этап ее проектирования. Учитывая требования охраны недр и окружающей среды, горногеологические условия, предусматривается следующая конструкция, которая обеспечивает прочность скважин как технических сооружений, изоляцию водонапорных и продуктивных горизонтов и позволит осуществить проводку скважин при минимальных затратах материалов и средств. Данная конструкция представлена в таблице № и схеме № 1

Глубина распределения пресных вод на проектном участке достигает 100 - 170 метров. Основным водоносным горизонтом является шешминский.


Таблица №4.3.3.1

Наименование колонны Диаметр колонны, мм Глубина спуска, м Высота подъема цемента за колонной
Направление 0,324 30 до устья
Кондуктор 0,245 570 до устья
Эксплуатационная колонна 0,146 2460 до устья

Ниже приводятся расчеты диаметров обсадных колонн. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх.

Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,146м. по ГОСТу 632-80

Определение диаметра долота под ЭК.


ДД.ЭК =ДМ +2*b=0,166+2*0,206 м


ДМ – диаметр муфты

b – зазор между муфтой ЭК и стенками скважины принимается 0,02м (согласно ГОСТу 20692-75.)

ДД, согласно этого ГОСТа, принимается 0,2159м.

Определение диаметра кондуктора


ДВНК = ДДЭК + м0,006ь = 0,2259+0,006=0,2219 м о0,008ю


0,006 – зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора.

Долото принимается по ГОСТу 0,245 м.

Определение диаметра долота под кондуктор.

ДДК = ДМ +2* b=0,271+2*0,015=0,301м


Долото принимается по ГОСТу 0,2953м

Определение внутреннего диеметра направления


ДВНН = ДДК +м0,006ь = 0,2953+0,006=0,3013 м о0,008ю


Принимается по ГОСТу 0,324м.

Определение диаметра долота под направление


ДДН = ДМ +2*b=0,351+2*0,025=0,401 м


Принимается по ГОСТу 0,3937м.


КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ


Схема 1

Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади 0,324 м 0,245 м 0,146 м


30 м

Dд= 0, 404 м


570 м


Dд= 0, 295 м


2480 м

Dд= 0, 19 м


4.3.4 Характеристика буровых растворов

Перед началом бурения определяются состав и свойства буровых растворов, которые будут использованы для промывки скважины в каждом конкретном интервале.

Чтобы выбрать буровой раствор правильно, нужно принимать во внимание следующее:

• буровой раствор должен быть наиболее эффективным в данных условиях; должен приготавливаться на основе доступных и дешевых материалов, эффективно очищать скважину от обломков выбуренной породы (шлама) и вынос их на поверхность; создать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте-, газопроявлений; оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение; обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии. Выбор буровых растворов основывался с учетом особенностей геологического разреза, возможных осложнений в ходе бурения, глубины и т. д.


1. Начальный интервал 0-20м бурить сухим способом

2. В интервале 20 - 515 м использовать естественный глинистый раствор плотностью 1080 кг/м3.

3. При углублении скважины - 515 -542 м использовать солевой раствор плотностью 1050 кг/м3.

4. С дальнейшим углублением 542 - 933 м использовать глинистый раствор плотностью 1120 кг/м3.

5. При прохождении интервала 933-1390м использовать техническую воду плотностью 1000 кг/м"

6. В интервале 1390-1772м использовать глинистый раствор плотностью 1120 кг/м 2

7. В интервале 1770-2225м использовать глинистый раствор плотностью 1080 кг/м3

8. В интервале 2225-2460м использовать глинистый раствор плотностью 1120 кг/м

4.4 Комплекс геолого-геофизических исследований


4.4.1 Отбор керна и шлама

Для изучения литологической характеристики пластов и физических свойств коллекторов, уточнения стратиграфических границ, эффективных толщин, положения ВНК, а также лабораторного изучения физических свойств пород продуктивных горизонтов, в скважине предусматривается отбор керна. С целью увеличения процента выноса керна из продуктивных горизонтов отбор следует производить специальными колонковыми снарядами «Недра», «Сиббурмаш», «Секьюрити».

Интервалы отбора керна по проектной поисковой скважине приведены в таблице №4.4.1.1


Таблица №4.4.1.1

возраст отложений интервалы отбора керна, м проходка с керном, м керноотборное устройство
артинский + ассельский + сакмарский ярус 750-810 60 «Недра»
верейский горизонт + башкирский ярус НЮ-1440 30 «Недра»
серпуховский + визейский + турнейский 1685-1730 55 «Недра»
франский + живетский + эйфельский ярус 2240-2370 130 «Недра»
вендский комплекс 2455-2460 5 «Недра»

Общая проходка с керном составляет 280 метров, что составляет 11.4% от общей глубины.

Также, для изучения литологии разреза и выяснения в нем нефтеносности, производится отбор шлама через 5 метров проходки по всему стволу скважины и через 2 метра в интервалах продуктивных горизонтов.

Контроль замера инструмента следует производить перед отбором керна, и после достижения проектной глубины скважины.

4.4.2 Геофизические и геохимические исследования Геофизические исследования

Геофизические исследования в скважинах проводятся с целью получения данных для решения ряда геологических и технических задач проводки скважины и документирования геологического разреза. К основным геологическим и техническим задачам относятся: литологическое расчленение разреза (выделение покрышек и коллекторов); оценка, характера насыщения коллекторов; определение подсчётных параметров для обоснования объёма запасов УВ; контроль технического состояния скважины; сопровождение и определение качества испытания скважины.

Используемые виды промыслово-геофизических исследований и их характеристики представлены в таблице №4.4.2.1


Таблица №4.4.2.1

вид исследований целевое назначение масштаб записи интервалы проведения
Электрокаротаж
кавернометрш точный расчет количества цемента 1:200 0-30

выделение пластов;

КС определение характера насыщения; выделение терригенного и карбонатного 1:200 1:500 30-570

комплекса; корреляция


разрезов

ПС литологическое расчленение разреза, корреляция разрезов; определение коэффициента пористости и 1:200 1:500 1340-1500 1660-1850 2200-2260

нефтенасыщенности.


детальное расчленение
730-835


1:200
БКЗ разреза; выделение пластов-
1400-1520

коллекторов.
1660-1755
Радиоактивный каротаж

корреляция разрезов;


детальное изучение

ГК (ГГК-п) угленосных толщ; 1:200 0-30

определение коэффициента
30-570

пористости; состояние


цементного камня


литологическое расчленение
30-570

разреза; оценка пористости
80-200
нгк пластов; выделение 1:200 730-835

газоносных и водоносных
1400-1520

пластов; отбивка ВНК
1660-1755
Цементомер
акустический

0-30

качество цементирования 1:200 0-570
плотностнои





0-2460



0-30
инклинометрия искривление скважины 1:200 0-570



0-2460

Геохимические исследования

Геохимические методы исследования включают в себя газовый каротаж, гидрохимические исследования, исследование шлама и образцов. Проектом предусмотрено в процессе проведения газового каротажа провести и механический каротаж, определяющий продолжительность и скорость бурения скважин. Для уточнения характера пластового флюида следует выполнить люминисцентно-битуминологический анализ шлама, основанный на способности нефтей и битумов люминесцировать под действием ультрафиолетового облечения. Анализ следует провести с помощью люминископа.


4.4.3 Опробование и испытание перспективных горизонтов.

Для предварительной оценки нефтеносности перспективных объектов, а также выявления пластов - коллекторов и их параметров, проектируется испытание предполагаемых перспективных горизонтов сверху вниз в открытом стволе, в процессе бурения скважин, испытателями пластов.

Ориентировочные интервалы испытания пластов в процессе бурения по проектной поисковой скважине указываются в таблице №4.4.3.1


Таблица №4.4.3.1

номер объекта интервал опробования, м возраст отложений тип пластоиспытателя
1 760-800 P1a МИГ -146
2 1420-1435 C 2m КИИ-2М- 146
3 1695-1730 C1v МИГ -146
4 2250-2265 C3 fr1 sm МИГ -146
5 2290-2360 C3 fr kn КИИ - 2М - 146

Интервалы испытания должны оперативно корректироваться геологической службой в зависимости от фактической глубины залегания горизонтов, намеченных к испытанию и текущих результатов изучения нефтеносности вскрываемого разреза. При обнаружении нефтепроявлений в непредусмотренных проектом горизонтах, а также при вскрытии зоны ухода промывочной жидкости следует провести испытание их пластоиспытателем. Перед испытанием объектов в процессе бурения должны быть проведены геолого-геофизические исследования (МБК, БК, ДС, РК), которые решают следующие задачи:

1. выявление возможно нефтеносных пластов;

2. установление глубины их залегания;

3. выделение эффективных толщин пластов;

4. оценка их коллекторских свойств;

5. установление состояния ствола скважины в зоне намеченного испытания с целью выбора места установки пакера.

В процессе испытания пластов необходимо производить гидродинамические исследования, позволяющие определить характер насыщения пласта и его геолого-геофизические параметры (проницаемость, величину пластового давления, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание должно производиться не позднее 5 суток после вскрытия пласта и удаленности забоя от него не более чем на 25-30 метров.

С целью установления промышленной нефтеносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения других необходимых, данных для подсчета запасов нефти по промышленным категориям и составление проекта разработки залежи в скважине предусматривается спуск эксплуатационной колонны. Перед началом испытания производится проверка колонны на герметичность методом опрессовки или снижения уровня. Испытание в ней продуктивных горизонтов следует производить снизу вверх. Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежи на данном этапе работ, их сравнительной оценки. В связи с этим объекты испытания намечены предварительно, и окончательный выбор интервалов испытания будет сделан на основании всего комплекса исследования в скважине.

Ориентировочные интервалы испытания предполагаемого продуктивного горизонта через колонну типовой скважины приведены в таблице №4.4.3.


Таблица №4.4.3.2

№ объекта Интервалы испытания (м) Возраст отложений Способ вскрытия, количество отверстий на 1 м. Плотность бурового раствора, (кг/м3) Способ вызова притока Методы интенсификации притока Интервалы установления цементного моста
1 1420-1430 C2m vr - C2b Кумулятивная перфорация 18 отверстий 1120 Метод «воздушной подушки» Глубокая СКО 1400-1450
2 1695-1710 C1v tl Кумулятивная перфорация 12 отверстий 1120 Метод «воздушной подушки» ГКО и СКО 1675-1745
3 1720-1725 C1v bb Кумулятивная перфорация 12 отверстий 1120 Метод «воздушной подушки» ГКО и СКО 1675-1745

4.4.4 Лабораторные исследования образцов

Лабораторные исследования приводятся из расчета на одну поисковую скважину в таблице № 4.4.4.1


Таблица №4.4.4.1

Виды и назначение исследования, анализа Количество образцов, проб
1 Петрографические исследования (изучение и описание шлифов). Из однородных слоёв мощностью более 5 метров-3 образца: из кровли, подошвы и середины. При частом переслаивании терригенных пород составляющих пачки мощностью более 5м один образец на 1,5метра из каждого литологического типа пород. 90
2 Минералогический анализ (гранулометрический). Для обломочных пород: песчаников, алевролитов. В тех же интервалах и количестве что и для петрографических исследований. 90
3 Палеонтологические исследования (микрофаунистическое изучение шлифов для определения возраста пород). В плотных карбонатных породах 1 образец на 1 погонный метр керна, на уровне стратиграфической границы на протяжении 2метров через 1,5метра ниже и выше границы. 225
4 Споро-пыльцевой анализ. В терригенных породах на уровне стратиграфической границы через 0,5метров ниже и выше границы на протяжении 2 метров. 28
5 Изучение физических свойств пород-коллекторов (определение пористости, проницаемости, плотности). В терригенных породах 2 - 3 образца, в карбонатных – 3 - 4 образца на каждый метр поднятого керна. При небольшом выносе керна не менее трёх образцов: из кровли, подошвы и середины пласта. 1305
6 Люминисцентно-битуминологические исследования. При однородном разрезе один образец через 5метров, при частом переслаивании терригенных пород один образец на 1 - 1,5метра. 600
7 Изучение глинистости пород-коллекторов. Используются образцы, отобранные для изучения проницаемости пород-коллекторов. 50
8 Определение удельного электрического сопротивления. Производится в объёме 50% от числа образцов, отбираемых для изучения проницаемости. 25
9 Изучение радиоактивности. Отбор образцов в количестве один образец на 1метр керна в терригенных породах. 435
10 Акустические измерения. Используются образцы, отобранные для изучения пористости. 50
11 Определение нефтенасыщенности пород-коллекторов. Из продуктивных нефтеносных горизонтов 3 образца на один погонный метр в однородных слоях, и 5 в неоднородных. 295
12 Химический анализ нефти. Отбирается одна проба в объёме 2,5 литра из нефтеносного пласта. 5
13 Химический анализ воды (полный анализ). Отбирается одна проба в объёме 6 литров из пластов, давших при испытании пластовую воду. 6

ГЛАВА 5 Ликвидация и консервация скважин


При завершении цикла строительства скважины в зависимости от полученных результатов они могут быть ликвидированы или законсервированы ( при получении промышленных притоков нефти ) или использованы в качестве наблюдательных. Шурф для рабочей трубы заливается цементом.

Ликвидация и консервация скважин должна осуществляться в соответствии “Инструкция о порядке ликвидации и консервации скважин и оборудования их устьев и стволов”, утвержденных постановлением ГосГорТех надзором РФ от 22.03.2000. №10

В скважинах подлежащих ликвидации интервалы со слабыми нефтегазопроявлениями, оказавшиеся непродуктивными перекрываются цементными мостами, высота каждого такого моста должна быть равна мощности пласта + 20 метров от кровли и от подошвы пласта. На кровле верхнего пласта мост устанавливается на высоту не менее 50 м.

Для более надёжной изоляции пресных вод предусматривается установка дополнительного ликвидационного моста высотой 50 м. Мост устанавливается в последней обсадной колонне на 25 м. выше и ниже предпологаемой нижней границе распространения пресных вод в интервале.

Устья ликвидированных скважин должны оборудоваться репером, на котором электросваркой делается надпись: № скважины, наименование площади и организации пробурившей скважину, а также ставится дата начала и окончания строительства. Над устьем скважины устанавливается бетонная тумба, облицованная железом 1х1х1 м., высота репера над бетонной тумбой должна быть не менее 0,5 м.

В случае ликвидации скважины после опробования при наличии эксплуатационной колонны(ЭК) все объекты испытания должны быть также изолированы друг от друга цементными мостами. Установка их производится аналогичным образом.

В скважинах ликвидируемых без спуска колонн в башмаке кондуктора устанавливается цементный мост высотой не более 50 м.

Консервация скважины производится с учётом повторного ввода её в эксплуатацию или проведения в ней каких либо ремонтных и других работ; не реже двух раз в год производится проверка состояния скважины с соответствующей записью в специальном журнале.

Скважина при консервации заполняется жидкостью, которая исключает глинизацию пластов и создаёт противодавление.

При временной консервации (остановки) находящихся в бурении скважин со вскрытыми продуктивными горизонтами, устья скважин герметизируют привенторами. Выше вскрытого продуктивного горизонта устанавливается цементный мост или гельцементный мост высотой 30-50 м., буримость которого ниже буримости пород в интервале установки моста.

При консервации скважин с перфорированной ЭК на устье устанавливается трубная головка фонтанной арматуры (ФА) с контрольным вентелем, с загерметизированными патрубками и заглушками на фланцах задвижек.

Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой 25-30 м.


ГЛАВА 6 Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа


Балансовые запасы нефти и газа считаются объемным методом по следующей формуле:


Q Б = F * h * m * KН * ρ * θ, где


F – площадь залежи;

H – средняя эффективная нефтенасыщенная мощность;

m – средний коэффициент открытой пористости;

KН – средний коэффициент нефтенасыщенности;

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях;

θ – пересчетный коэффициент для перевода нефти из пластовых условий в поверхностные;

Q Б – балансовые запасы;


Q ИЗВЛ = Q Б * η


Где η – коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти);

Q ИЗВЛ – извлеченные запасы;

VГ = Q ИЗВЛ * ГФ , где ГФ – газовый фактор;

VГ – млн. м3 – объем растворенного газа.


ГЛАВА 7 Охрана недр и окружающей среды


В целях охраны недр и окружающей среды проектом предусматривается проведение комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти и газа, вследствие низкого качества проводки скважины и неправильной ее эксплуатации, в процессе испытания, что может привести к преждевременному обводнению и дегазации продуктивного пласта.

С целью предотвращения выброса или открытого фонтана, пласты должны вскрываться на высококачественном глинистом растворе, параметры которого должны соответствовать регламенту, при

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту
Нужна помощь в написании работы?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Пишем статьи РИНЦ, ВАК, Scopus. Помогаем в публикации. Правки вносим бесплатно.

Похожие рефераты: