Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади
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
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