МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра разработки

и эксплуатации нефтяных

и газовых месторождений

Курсовой проект

по разработке нефтяных месторождений

на тему:

“Гидродинамические методы контроля за разработкой Восточно-Сургутского месторождения”

ВВЕДЕНИЕ

Восточно-Сургутская площадь в качестве Широковского участка впервые подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами с/п 15/70-71 Главтюменьгеологии в 1971 г.

На этой площади Сургутской нефтеразведочной экспедицией Главтюменьгеологии было открыто в 1977 году Восточно-Сургутское месторождение. В дальнейшем геологоразведочные работы на площади месторождения проводились Восточно-Сургутской экспедицией.

Месторождение расположено в пределах восточной моноклинали Сургутского свода. В разрезе Восточно-Сургутского месторождения были открыты залежи нефти в пластах БС₁₀, ачимовской толще нижнего мела; в пласте ЮС₁ васюганской свиты верхней юры и пластах ЮС₂, ЮС₃ нижней юры.

В следствии того, что в южной части месторождения в широтном направлении протекает река Обь с многочисленными притоками, его большая (северная) часть передана на баланс и промышленное освоение бывшему ПО “Сургутнефтегаз” (ныне ОАО “Сургутнефтегаз”), а южная - ПО “Юганскнефтегаз” (ныне ОАО“Юганскнефтегаз”). Середина основного русла реки Обь принята за разграничительную линию территорий влияния этих обществ на месторождении. В настоящее время ОАО “Юганскнефтегаз” владеет лицензией - ХМН 00167 НЭ от 18.04.94г. Восточно-Сургутское + Широковское месторождения. Границы горного отвода располагаются в пределах границ лицензии и оформляются в нормативном порядке.

Материалы подсчета запасов нефти и газа по пластам БС₁₀ и ЮС₁ были рассмотрены и утверждены ГКЗ в декабре 1982г. ГКЗ воздержалась от утверждения запасов по залежи пласта ЮС₂ из-за плохой изученности ее добывных возможностей. В процессе доразведки и пересчета запасов нефти и газа залежи горизонта БС₁₀ частично вошли в состав Южно-Сургутского месторождения в качестве Восточной залежи (протокол №10684 от 7.07.1989г.), северная часть залежи перешла на баланс ОАО “Сургутнефтегаз” в качестве южного участка. В дальнейшем, при лицензировании участков, запасы залежи горизонта БС₁₀, числящиеся в составе Восточно-Сургутского месторождения, полностью вошли в состав Южно-Сургутского месторождения.

Состояние запасов по южной части месторождения, относящейся к территории деятельности ОАО “Юганскнефтегаз” на 1.01.99г. по балансу ВГФ, приводятся в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Продуктивный пласт	Категория запасов	Запасы нефти, тыс.т
		балансовые	извлекаемые
ЮС1	В С1 ВС1 С2 С3	5610 10432 16042 1645 13991	1377 3549 4926 471 3368
ЮС2	С1	194361	19945
ЮС3	С1	5389	754

Площадь месторождения достаточно плотно изучена сейсморазведочными работами 2Д. К 1999г. здесь пробурено 37 поисково-разведочных скважин, производится опытно-промышленная эксплуатация залежи пласта ЮС₂ (с 1984г.) и эксплуатация залежей пласта ЮС₁ (с 1986г.). Опытно-промышленный участок эксплуатации расположен в юго-западной части площади месторождения, здесь пробурено 23 добывающие скважины, построена и задействована ДНС, а на Широковской площади - КНС. Накопленная добыча по пласту ЮС₁ - 1272 тыс.т., по пласту ЮС₂ - 114 тыс.т..

Таким образом, создана производственная база освоения месторождения. Применение современных комплексных методов анализа накопленного фактического материала сейсморазведочных работ, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения позволило выделить ряд перспективных участков для постановки доразведочных работ на пласт ЮС₂.

Настоящий проект обосновывает цели, методику и объемы этих работ. В проекте приводится возможный прирост запасов нефти и дается экономическое обоснование затрат разведочных работ.

В проекте предлагается бурение 8-ми разведочных независимых и 2-х зависимых разведочных скважин. Все скважины бурятся со вскрытием пласта ЮС₃-ЮС₂ тюменской свиты нижней юры. Проектная глубина каждой - 3100 метров.

Исполнителем настоящего проекта является ООО “Спайс”.

1. ГЕОГРАФО - ЭКОНОМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

Таблица 2.1

№ пп	Наименование	Географо-экономические условия
1	2	3
1	Географическое положение района работ.	В географическом отношении изучаемая площадь располагается в центральной части Западно-Сибирской низменности, в пойме широтного течения реки Оби и ее притоков. Административно эта территория относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
2	Место базирования НГРЭ.	Город Нефтеюганск.
3	Сведения о рельефе местности, его особенностях, заболоченности, степени расчлененности и абсолютных отметках, сейсмичности района.	Территория представляет собой слабовсхолмленную, сильно заболоченную равнину с абсолютными отметками рельефа от +34 м до +45 м. Болота не замерзают до конца января и считаются непроходимыми. В сейсмическом отношении территория спокойная.
4	Характеристика гидросети и источников питьевой и технической воды.	Река Обь является основной водной артерией, которая ограничивает территорию с севера. Течение реки медленное (0,-0,5 м/сек), т.к. местность имеет небольшие уклоны, ширина реки колеблется в пределах 880-1270 м, глубина достигает 16-18 м. Река судоходна в течение всей навигации со второй половины мая до конца октября. Кроме того по площади протекает река Большой Юган, Юганская Обь и протока Покомас. Ширина притоков меняется от 50 до 950 метров при глубине от 8 до 10 м. На территории очень много озер. Озера мелкие (до 2 м глубиной), часто встречаются заболоченные. Вода поверхностных источников для технических и питьевых нужд не используется ввиду сильного ее загрязнения. Для бытовых и технических нужд используются подземные воды четвертичного водоносного горизонта; питьевая вода привозная.
5	Количество скважин для водоснабжения и их глубины.	По одной скважине-колодцу на буровую, глубиной 60-70 м.
1	2	3
6	Среднегодовые, среднемесячные и экстремальные значения температур.	Среднегодовая температура воздуха изменяется от минус 3,20 С до минус 2,60 С. Летом температура воздуха может подниматься выше 300 С, а зимой опускаться до - 550 С.
7	Количество осадков.	Среднегодовое количество осадков 300-620 мм, влажность воздуха 81%.
8	Преобладающее направление ветров и их сила	Зимой - ЮЗ-З, летом С-СВ. Наибольшая скорость ветра - 22 м/сек.
9	Толщина снежного покрова и его распределение.	Снежный покров устанавливается с конца октября и держится до конца апреля. В лесах толщина снежного покрова достигает 2м. Толщина льда на озерах достигает 40 см, а на больших реках - 40-60 см.
10	Геокриологические условия.	На отдельных участках возможно сохранение многолетнемерзлых пород в виде отдельных островков, на глубинах 190-230м. Максимальная глубина промерзания грунта зимой - 2,4 м.
11	Продолжительность отопительного сезона.	Отопительный сезон начинается с середины сентября и заканчивается в середине мая (257 сут.). Достаточно часто возникает необходимость увеличения продолжительности обогрева бытовых помещений.
12	Растительный и животный мир, наличие заповедных территорий.	Растительность представлена смешанным лесом и тальником, хвойные деревья чаще встречаются на водоразделах. Реки и озера обильны рыбой, летом много перелетной птицы. Местный зверь - медведь, лисица. Заповедников на территории месторождения нет.
13	Населенные пункты и расстояния до них.	Непосредственно на месторождении, на правом берегу р. Обь, расположен город Сургут с населением 300 тыс. человек, к западу, на расстоянии 40 км - город Нефтеюганск (100 тыс. чел.).
14	Ведущие области народного хозяйства.	Основные промышленные предприятия связаны с нефтедобычей и энергетикой - ОАО “Юганскнефтегаз”, ОАО “Сургутнефтегаз”, ГРЭС-1, ГРЭС-2 а также с ремонтом автотранспорта и буровой техники. В г.Сургуте имеется рыбозавод, в г. Нефтеюганске - деревообрабатывающий и асфальтовый заводы. Коренное население: ханты, манси занимается рыболовством и охотой, русское население - лесозаготовками, животноводством и нефтедобычей.
15	Наличие материально-технических баз.	В г. Нефтеюганске имеется буровое предприятие (ООО «Юганскбурнефть»), обладающее достаточной материально - технической базой для производства поисково-разведочного бурения.
16	Действующие и строящиеся нефтегазопроводы.	Через месторождение проходят нефтепровод d 400мм. и газопровод d 325мм, соединяющие Фаинское и Восточно-Сургутское месторождения с Южно-Сургутским ППН-2.
17	Источники: -теплоснабжения, -электроснабжения.	Энергоснабжение осуществляется от энергосистемы (ЛЭП), а также от дизельного привода. Теплоснабжение буровой - от индивидуальной котельной.
18	Виды связи.	Радиостанция типа “Маяк”, “Лен” или РТ-23/10, НСМ 301-60.
19	Пути сообщения.	Месторождение связано с г. Нефтеюганском дорогой с асфальтово - бетонным покрытием. На отдельные объекты проложены дороги с бетонным и гравийным покрытием. Месторождение пересекается железной дорогой, здесь, на расстоянии 18 км от нефтепромысла, находится грузо-пассажирская станция Островная. В г. Нефтеюганске имеется аэропорт. На территории месторождения на реке Обь имеется пирс и паромная переправа, связывающая г.Нефтеюганск с г.Сургутом и севером Тюменской области.
20	Данные по другим полезным ископаемым района, а также по обеспеченности стройматериалами.	На территории Сургутского экономического района имеются месторождения керамзитовых, аглопоритовых и кирпичных глин, строительных песков. Непосредственно на площади Восточно-Сургутского месторождения имеются залежи песка. Песок применяется при отсыпке кустов под основание скважин и внутрипромысловых дорог. В районе имеется строительный лес и большие запасы торфа.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Литолого-стратиграфический разрез

Геологический разрез Восточно-Сургутского месторождения, в основном, идентичен разрезам соседних месторожденийй Сургутского и Нефтеюганского нефтегазоносных районов. Опорные Сургутские глубокие скважины (51С и 52С) вскрыли породы доюрского фундамента, представленного эффузивами триасовой системы, в верхней их части залегает маломощная кора выветривания (до 16 м).

Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, третичные и четвертичные отложения. Сводный геолого-геофизический разрез Сургутского нефтеносного района прилагается (Приложение №1).

Охарактеризованность разреза керном в пределах границ лицензии месторождения неравномерная. Наиболее детально изучены продуктивные отложения горизонтов ЮС₁, ЮС₂, в меньшей степени - ачимовские отложения, а другие непродуктивные пласты - в единичных скважинах.

Юрская система.

Включает все три отдела. Нижний и средний отделы объединены в тюменскую свиту. Эта толща состоит из чередования прослоев аргиллитов и песчаников с включением обуглившихся растительных остатков, встречаются прослои углей.

В кровельной части свиты залегают пласты ЮС₃ и ЮС₂, которые содержат нефтяные залежи на рассматриваемом месторождении.

Мощность свиты достигает 250 метров.

Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской, баженовской свитами.

Васюганская свита сложена в нижней части аргиллитами темно-серыми с прослоями алевролитов. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно-серых, преимущественно мелкозернистых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает пласт ЮС₁, песчаники которого нефтенасыщены.

Толщина свиты 45-110 метров.

Георгиевская свита представлена аргиллитами темно-серыми, очень плотными, иногда известковистыми, слабобитуминозными.

Толщина свиты изменяется от одного до 6 метров.

Баженовская свита является одним из выдержанных литологических и сейсмо-стратиграфических реперов(отражающий горизонт “Б”) и представлена аргиллитами, сланцами черно-бурыми, битуминозными, известковистыми.

Толщина свиты достигает 50-ти метров, на некоторых участках она сокращается до 4 - 6 метров. На отдельных площадях Нефтеюганского района (Салымской, Правдинской и др.) трещиноватые битуминозные сланцы являются нефтеносными (пласт ЮС₀). На Восточно-Сургутском месторождении нефтеносность пласта ЮС₀ не установлена.

Меловая система.

Представлена двумя отделами: нижним и верхним. Нижнемеловой отдел (сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты).

Сортымская свита в основании представлена отложениями ачимовской толщи ( пласты БС_16-22 ), сложенной в подошве аргиллитами темно-серыми с редкими прослоями светло-серого алевролита, участками известковистого (подачимовская пачка). В верхней части толща состоит из чередования пластов песчаников и алевролитов серых, мелкозернистых, полимиктовых, местами известковистых и аргиллитов темно-серых, часто алевритистых с включениями обуглившихся растительных остатков. Вверх по разрезу содержание аргиллитов увеличивается, далее выделяется песчано-глинистая пачка, характеризующаяся изменчивым литологическим составом. Песчаные пласты индексируются БС₂₂-БС₁₁, БС₁₀. В кровле свиты залегает чеускинская пачка темно-серых аргиллитов толщиной 30-40 метров, являющаяся литологическим репером для районов Сургутского свода.

Мощность свиты составляет 400-650 метров.

Усть-балыкская свита представляет собой толщу переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов, включающую пласты группы БС₁ - БС_9, толщина которых изменяется от 15 до 50 метров. Нефтеносных пластов на Восточно-Сургутском месторождении в этой толще нет.

Мощность свиты составляет 190-260 метров.

Сангопайская свита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серых глинистых сидеритов. К отложениям свиты приурочены пласты АС₄-АС₁₂. Пласты водоносные.

Мощность свиты - 150-200 метров.

Разделом между усть-балыкской и сангопайской свитами является пимская пачка темно-серых, однородных аргиллитоподобных глин, являющаяся литологическим репером для разреза Сургутского свода.

Алымская свита представлена аргиллитами серыми и зеленовато-серыми с тонкими прослоями серых алевролитов. В средней части свиты породы опесчанены, в верхней - аргиллиты темно-серые.

Максимальная толщина свиты - 140 метров.

Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. В пределах описываемого района граница между этими отделами проводится условно внутри покурской свиты. Свита представлена мощной толщей (800- 900 метров) неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород. В покурской свите выделяется три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Нижняя - наиболее глинистая, средняя и верхняя - с преобладанием песчано-алевролитовых пород.

Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты).

Кузнецовская свита в нижней части представлена глинами темно-серыми, почти черными туронского яруса, которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых.

Толщина свиты 10-30 метров.

Березовская свита представлена двумя подсвитами: нижней и верхней. Нижняя подсвита сложена серыми, опоковидными глинами с остатками фауны. Верхняя подсвита представлена серыми, зеленоватыми, опоковидными глинами.

Толщина свиты 130-160 метров.

Ганькинская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми , переходящими в мергели.

Толщина ганькинской свиты 60 - 90 метров.

Палеогеновая система.

Включает палеоценовый (талицкая свита), эоценовый (люлинворская свита, низы тавдинской свиты) и олигоценовый (верхи тавдинской, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты) отделы.

Талицкая свита представлена монтмориллонитовыми глинами, темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными.

Толщина свиты 80 - 110 метров.

Люлинворская свита сложена глинами светло-серыми, зеленоватыми с прослоями почти белыми, в нижней части опоковидными, в верхней диатомовыми, переходящими в диатомиты.

Толщина отложений свиты 170 - 230 метров.

Тавдинская свита сложена глинами светло-зелеными, сидеритизированными, с включениями пирита и прослоями алеврита и известняка.

Толщина свиты до 120-180 метров.

Атлымская свита представлена континентальными аллювиально-озерными образованиями. Это светло-серые и желтовато-серые, мелкозернистые, иногда разнозернистые кварцево-полевошпатовые пески с прослоями бурых углей.

Толщина свиты до 90 метров.

Новомихайловская свита представлена чередованием глин серых с буроватым и коричневатым оттенком, песков серых и алевролитов.

Толщина отложений свиты до 80 - 100 метров.

Туртасская свита представлена алевритами, песками и глинами. Пески и алевриты - кварцевые с включениями зерен глауконита.

Толщина свиты - до 110 метров.

Четвертичная система.

Отложения системы развиты повсеместно и представлены супесями, суглинками, песками и глинами пойменных и озерно-болотных фаций. Толщина отложений - до 50 метров.

2.2 Тектоника

В тектоническом отношении Восточно-Сургутское нефтяное месторождение приурочено к Сургутскому своду - крупной положительной структуре I порядка и расположено в его юго-восточной части.

Амплитуда свода от пород палеозойского возраста вверх по разрезу постепенно уменьшается от 350-500м до 200м по кровле меловых отложений, что связано с нивелированием структурных планов в процессе осадконакопления мезо-кайнозойских терригенных пород. Восточно-Сургутское месторождение связано с моноклиналью, погружающейся с северо-запада на юго-восток в направлении Ярсомовского прогиба, в зоне сочленения Сургутского и Нижневартовского сводов.

На южном погружении моноклинали выделяется зона, осложненная небольшими локальными куполами, к которым приурочено Восточно-Сургутское нефтяное месторождение.

В результате сейсморазведочных работ, разведочного и эксплуатационного бурения, переинтерпретации этих материалов уточнились структурные построения по продуктивным пластам изучаемого месторождения. По уточненным данным в СибНИИНП построены структурные карты по кровле тюменской и георгиевской свит ( Минченков Н.Н.).

Из анализа структурных карт видно, что общее направление погружения моноклинали выдержано по всему разрезу осадочного чехла с северо-запада на юго-восток.

Амплитуда погружения по поверхности тюменской свиты составляет около 350 метров (от отметки -2747м до -3092м), угол наклона оси 30 .

Моноклиналь осложнена несколькими структурными элементами как положительного, так и отрицательного характера ( Приложение № ).

Для моноклинали, в пределах которой располагается Восточно-Сургутское месторождение, также как и для всех структурных элементов Западно-Сибирского нефтеносного комплекса, присущ унаследованный характер с постепенным выполаживанием амплитуды структур вверх по разрезу.

За основу при построении карт по продуктивным горизонтам ЮС₁ и ЮС₂ приняты сейсмические структурные карты по кровле георгиевской свиты, залегающей непосредственно под баженовской свитой (отражающий горизонт “Б”) - наиболее хорошо изученного репера, имеющего региональное распространение, а также сейсмического репера “Т”, отождествляемого с кровлей горизонта Ю₂.

2.3 Нефтегазоносность

В пределах лицензионного блока Восточно-Сургутского месторождения выявлены залежи нефти в продуктивных пластах ЮС₃, ЮС₂ и ЮС₁. Причем, залежь в пласте ЮС₂ без разрыва поля нефтеносности охватывает западную и северную площадь лицензионного блока. В пределах восточной половины лицензионного блока промышленный характер насыщения коллекторов пласта требует изучения (приложение № 6 ).

В подсчете запасов 1982 года, представленном в ГКЗ, рассматривались залежи в этих же продуктивных пластах.

Следует добавить, что в восточной части месторождения в районе эксплуатационного участка отобран керн из ачимовской пачки в скважине № 5К с запахом нефти, в скважине № 62р из интервала глубин 2872-2884м.( абс.о. 2833.6-2845.6м) получен приток нефти с водой ( Q_н=0,06м³/сут.), в скважинах №№ 66р, 151, 154, 166, 225, 240 отложения ачимовской пачки характеризуются повышенными значениями p_п.

На сопредельном Южно-Сургутском месторождении основным обьектом разработки является залежь пласта БС₁₀.

В скважине № 79р ( район участка ОПЭ Восточно-Сургутского месторождения) при испытании в интервале глубин 2346-2352м (абс.о. 2308.8- 2314.8м.) получен приток воды с пленкой нефти.

В процессе разведочного и эксплуатационного бурения в продуктивном пласте ЮС₁ вскрыты новые залежи.

Мелкие залежи с несущественными запасами выявлены в пласте ЮС₃.

Залежи пласта ЮС₃.

Залежи в этом пласте установлены по единичным разведочным скважинам- 93р, 96р и эксплуатационным- 125 и 131. Все они водоплавающие, приурочены к отдельным локальным куполкам. Эффективные нефтенасыщенные толщины в этих скважинах составляют: 2.0 м (скв. 90р); 3.4 (96р); 1.6 (125) и 1.8 (131).

В скв. 96р пласт испытан в интервале глубин 2987.0-3000 м (абс. отм. -2948.4-2961.4 м). В результате получен приток нефти дебитом 4.8 м³/сут при динамическом уровне 1186 м.

Залежь имеет размеры 21.5 км, высоту- 5 м ориентировочно, т.к. коллекторы нефтенасыщены до подошвы.

Залежь пласта ЮС₂.

Пласт ЮС₂ залегает в кровельной части тюменской свиты и его кровля уверенно выделяется по методу ИК характерным минимумом сопротивлений. Отличительной особенностью отложений являются: обилие углистого детрита, остатки корней, стеблей и листьев растений, погребенной почвы.

Пласт ЮС₂ состоит обычно из 2-4 песчаных прослоев в пачке песчано-алевролитовых отложений толщиной до 22м. Аргиллиты имеют подчиненное значение.

Определенной закономерности изменения толщины пласта ЮС₂ не наблюдается - наибольшая толщина отложений (19-22м) может быть как на приподнятых (скв.66), так и на погруженных (скв71) участках, в среднем составляя 16-17м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина песчаников не превышает 11м в среднем составляя 4,4м. Редкая сетка разведочных скважин не позволяет с допустимой точностью оценить площади распространения нефтенасыщенных коллекторов с определенной толщиной, однако коллектора с толщиной 6-7м тяготеют к пойме р.Оби, к территории деятельности АО”Сургутнефтегаз”. На рассматриваемой территории наблюдаются значительные площади с нефтенасыщенными толщинами 2-4м, хотя разбуривание опытного участка показало, что пласт характеризуется частым литолого-фациальным замещением и на расстоянии сетки скважин - 500м может изменять толщину от 2 до 8м. Водо-нефтяной контакт в пределах площади не вскрыт. Наиболее низкая отметка нефтенасыщенного коллектора вскрыта в скв. 62р на абсолютной отметке -2997 м. Наиболее высокая отметка залегания коллектора -2817 м зафиксирована в скв. 42р (север). Следовательно, высота залежи пласта ЮС₂ составляет 180 м, ее размеры 3125 км. Площадь нефтенасыщенных коллекторов при доразведке может быть увеличена в юго-восточном направлении.

Водонасыщенные коллекторы вскрыты на соседнем Асомкинском месторождении. В ближайших скважинах: 7р, 13р, 14р, 15р, расположенных в 4-6.5 км к югу и юго-востоку от скв. 39р, кровля водонасыщенных коллекторов пласта ЮС₂ имеет отметку от -2967 до -3015 м. Очевидно, что ВНК залежи может быть зафиксирован в районе прогиба, выделенного по сейсморазведке между этими скважинами. Здесь отметки кровли тюменской свиты составляют -3000-3015 м.

Данный объект низкодебитный. Фонтанный приток нефти через штуцер получен лишь в одной скважине 42р- 25.9 м³/сут (6мм). В остальных скважинах дебит определен по динамическим уровням и составляет от 0.2 до 11.2м³/сут при уровнях 800-1400 м. Скважин, в которых получен дебит нефти более 10 м³/сут три- 41р, 42р, 81р, от 5 до 10м³/сут семь- 29р, 45р, 66р, 78р, 80р, 81р, 96р.

На площади залежи пробурен участок эксплуатационных скважин, где с 1984г. осуществляется опытно-промышленная эксплуатация 23 скважинами. Все скважины оборудованы ШГН и ЭЦН. Дебиты скважин составляют от 0.2 до 5.9 т/сут.

Залежи пласта ЮС_1.

В отчете по подсчету запасов 1982 г, представленном ГКЗ, в пределах площади Восточно-Сургутского месторождения было две залежи в районах скв. 28 и 36, запасы которых утверждены по категории С₁ и также две в районах скв. 66 и 56 соответственно по С₂. Согласно совместного протокола между бывшими ПО “Сургутнефтегаз” и “Юганскнефтегаз”, правобережная часть залежи р-на скв. 56р от р. Оби отнесена к первой организации, соответственно левобережная- ко второй.

В процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и опытно-промышленной эксплуатации границы залежей в районах скв. 28 и 36 уточнились, а по залежам, выявленным в районах скважин 66 и 56, буровых работ не производилось, состояние их не изменилось.

Дополнительно к ранее установленным залежам в пласте ЮС₁ в лицензионных границах участка месторождения ОАО “Юганскнефтегаз” выявлены новые залежи в районах вновь пробуренных разведочных скважин- 90р, 96р.

В 1998 году силами ОАО «Юганскнефтегаз» в северной части лицензионного блока была пробурена скважина № 1269, вскрывшая отложения пласта ЮС2 (приложение ). По ГИС и керну нефтенасыщенными оказались коллектора пластов ЮС2 и , что особенно важно - пласт ЮС1. По предварительным данным при испытании последнего получен приток нефти дебитом 13м³/сут через 6мм штуцер.

По сути дела это новая залежь в отложениях пласта ЮС1, что значительно расширяет его перспективы. Запасы нефти нами пока не подсчитывались, так как залежь не оконтурена, но числившиеся в этом районе запасы категории С3 следует рассматривать как реализованные и в балансе перспективных запасов нефти они не фигурируют. Прирост запасов по категории С1 в двойном радиусе дренажа скважины будет учтён при составлении годового баланса запасов 1999года. Ниже приводится краткая характеристика выявленных и предполагаемых залежей.

Залежь района скв. 28р.

В пределах залежи пробурено три эксплуатационных скважины: 130, 131 и 134, которые находятся в эксплуатации с 1991 года. Накопленная добыча нефти с начала эксплуатации на конец 1997 г. составляет: по скв. 130- 5.4; 131- 2.8; 134- 1.1 тыс. т., воды в продукции нет. Накопленная добыча нефти по залежи-9.3 тыс.т.

Уровень ВНК залежи- 2810 м, размеры 2.52.0 км, высота- 20 м. Тип залежи - пластовый, сводовый.

Залежь района скв. 36р.

Находится в эксплуатации с 1986 года. Северная ее половина разбурена по эксплуатационной сетке, пробурено 32 скважины. Накопленная добыча нефти по залежи на 1. 01. 99 составляет 1 278 тыс.т.

Уровень ВНК по вертикальным скважинам установлен на отметке- 2865 м, размеры залежи 5.04.5 км, высота 45 м. По типу относится к пластовым сводовым.

Залежь района скв. 90р.

Выявлена при доразведке месторождения в 1986 г. При испытании скв. 90р в интервале глубин 2862-2868 м (-2822-2828 м) получен дебит нефти 4.3 т/сут на динамическом уровне 1175 м. Залежь полностью подстилается водой, ВНК принят на отметке -2831 м. Ее размеры 4.01.5 км, высота 6 м. Тип залежи- пластовый сводовый.

Залежь района скв. 96р.

Выявлена при доразведке месторождения в 1986 г. При испытании скважины 96р в интервале глубин 2898-2903 м (-2858.5-2863.5м) получен дебит нефти 4.5 т/сут. через 6 мм штуцер. Залежь водоплавающая, ВНК принят на отметке -2867 м. Размеры залежи 4.52.0 км, высота 6 м. Тип - структурно-сводовый.

Перспективы выявления новых залежей нефти в других пластах как выше по разрезу в пластах группы Б и А, так и ниже ЮС₃ на этом лицензионном участке незначительны. Тем не менее, доразведка отложений по горизонтам ЮС₃ и ЮС₁ необходима. Значительный объем работ должен быть предусмотрен на изучение добывных возможностей горизонта ЮС₂ с применением методов интенсификации притоков.

Залежь района скв. 1269р.

Как уже отмечалось залежь установлена бурением скв. 1269р. в 1998 году. По заключению ГИС пласт в интервале глубин 2825-2828м. нефтенасыщен. С глубины 2829м. -водонасыщен. Испытана скважина в сентябре 1999 года. При испытании интервала глубин 2824- 2827м. получен приток нефти с водой ( 20 %) дебитом 15,8м³/ сут. Появление воды в продукции скважины обьясняется за счет подтягивания пластовой воды из неперфорированной водоносной части пласта с глубины 2838м.

2.4 Гидрогеологические и геокриологические условия месторождения

2.4.1 Гидрогеология района

Восточно-Сургутское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.

В вертикальном разрезе бассейна выделяются пять гидрогеологических комплексов: первый- (олигоцен-четвертичный), второй- (турон-олигоценовый), третий- (апт-альб-сеноманский), четвертый- (неокомский), пятый-(юрский).

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что выделяемый турон-олигоценовый гидрогеологический комплекс не водонасыщен, так как на 80-90% представлен глинистыми разностями. Они делят весь разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Первый и второй комплексы образуют верхний гидрогеологический этаж, который характеризуется свободным, реже- затрудненным водообменом. В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды. Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж, характеризующийся почти застойным режимом, повышенной минерализацией вод.

Пятый водоносный комплекс представлен трещиноватой зоной фундамента, породами коры выветривания и залегающими на них отложениями тюменской и васюганской свит. Коллекторские свойства низкие: открытая пористость изменяется от 14 до 18%, проницаемость- (1-30)10^-15 м². К верхней части тюменской свиты приурочен пласт ЮС₂. Вскрытая мощность до 320 м. К васюганской свите приурочен пласт ЮС₁. Мощность его достигает 30-50 м.

При испытании из песчаников тюменской свиты получены притоки пластовой воды дебитом до 8.1 м³/сут (с пленкой нефти) в скв.71.

При испытании пласта ЮС₁ получены притоки пластовой воды дебитом до 62.6 м³/сут при Н дин-1073 м (скв.38).

По химическому составу воды юрских отложений гидрокарбонатно-натриевого типа (по классификации В.А.Сулина), с минерализацией до 27.4 г/л (скв.71). Основными солеобразующими элементами в водах юрского комплекса являются: ионы хлора (6.5-11.9 г/л), НСО₃ (1.6-4.7г/л), в меньшей степени - кальция (16-132 мг/л), магния (4.9-30.5 мг/л). Для этих вод характерно отсутствие сульфатов: углекислоты, сероводорода.

Подземные воды исследуемого района насыщены растворенным газом с содержанием метана 91.3%, тяжелых углеводородов- 2.02-22.4%, углекислого газа- 1.3-4.1%, азота- 3.3-10.2%.

Четвертый водоносный комплекс, заключенный в неокомских породах, включает проницаемые отложения ачимовской толщи и вышележащих пачек усть-балыкской, сангопайской и нижней части алымской свит. Комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Мощность отложений - до 670 м.

Коллекторские свойства пород более высокие: пористость до 20%, проницаемость (20-30)10^-15 м².

По результатам испытания подземные воды четвертого водоносного комплекса - напорные.

По химическому составу воды гидрокарбонатно-натриевого, хлоридно-кальциевого, реже- хлоридно-магниевого типа. Минерализация вод в пласте БС₁₀ - 10.6-18.9 г/л , в отложениях ачимовской толщи- 8.5-18.3 г/л.

В водах неокомского комплекса рассматриваемого месторождения преобладают ионы хлора и натрия, их содержание следующее: хлора от 6.9 до 10.2 г/л, натрия и калия от 4.1 до 6.7 г/л.

Из щелочно-земельных элементов в водах комплекса определены ионы кальция и магния. Содержание кальция изменяется от 104 до 200 мг/л, магния- от 24 до 68 мг/л. Количество гидрокарбонат-иона в водах содержится от 116 до 2184 мг/л. Пластовые воды почти бессульфатные (93 мг/л). Из микрокомпонентов отмечен йод (8.5-21.4 мг/л), бром (32-50 мг/л), аммоний (13.5-27 мг/л).

Растворенный в воде газ состоит из метана (82.3-94.3%), азота (до 4%) и тяжелых углеводородов.

Водоносный комплекс перекрывается достаточно мощной толщей глин (100-130м).

Третий водоносный комплекс, заключенный в отложениях апт-сеноманского возраста, объединяет породы покурской свиты и представляет мощную водонасыщенную толщу, имеющую хорошую гидродинамическую связь между пластами в пределах сравнительно больших площадей. Общая толщина комплекса 790-900 м.

Коллекторские свойства песчаников высокие: пористость 25-40%, проницаемость (100-1000)10^-15 м^2..

Воды комплекса хлор-кальциевого типа, бессульфатные с минерализацией 15-21 г/л. Из макрокомпонентов преобладают ионы хлора и натрия. Вода имеет слабощелочную реакцию (РН=6.2-8.9).

Растворенный в водах комплекса газ преимущественно метанового состава. Содержание метана 94-99.8%, тяжелых углеводородов- менее 1%, азота- 2-3%, углекислого газа- 0.5%.

Первый водоносный комплекс представлен песчано-алевритистыми и глинистыми отложениями олигоцен-четвертичного возраста, толщиной около 300 м.

Формирование отложений происходило в условиях свободного водообмена избыточного увлажнения и тесной связи подземных вод с поверхностными.

Характерной особенностью этой части разреза является наличие сезонно- и многолетнемерзлых пород.

По условиям залегания и стратиграфической приуроченности в пределах этого комплекса выделяются три водоносных горизонта: первый- в четвертичных отложениях, второй- в отложениях новомихайловской свиты (надмерзлотный), третий- в отложениях атлымской свиты (подмерзлотный).

Четвертичный водоносный горизонт, в основном, безнапорный, но местами его режим носит слабонапорный характер, величина напора 10-15 м. Водообильность горизонта незначительна, удельные дебиты изменяются от сотых долей до 2.2л/сек.

Воды горизонта пресные с минерализацией 0.2-0.4 г/л, гидрокарбонатные, магниево-кальциевые.

По физико-химическим свойствам воды отвечают требованиям ГОСТа «Вода питьевая» и используются для питьевых и технических целей.

Режим залежей воды.

Восточно-Сургутское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. Областями питания подземных вод, насыщающих продуктивные отложения, предполагаются горные сооружения на юге и юго-востоке Западно-Сургутской плиты, областью разгрузки - район Карского моря.

Наивысшие абсолютные отметки пьезометрических уровней (+130 - +140) установлены на юге низменности (г.г.Туринск, Петропавловск), наименьшие- в районе п. Тазовского (+4.4 - 0.3м). Замеры статических уровней не отличаются точностью, поэтому не дают представления о величине напора на изучаемом месторождении.

Более сложным является вопрос о режиме в пластах ЮС₁ и ЮС₂.

Невыдержанность коллекторов и их литологическая изменчивость осложняют гидродинамическую взаимосвязь между отдельными участками залежи и упруговодонапорный режим не будет активно проявляться. Особенно это касается горизонта ЮС₂, обладающего низкими коллекторскими свойствами и линзовидным строением прослоев коллекторов.

Природные минеральные свойства вод.

К природным минеральным водам относятся воды:

-имеющие лечебное значение;

-использующиеся в химической промышленности для извлечения заключенных в них компонентов (промышленные воды);

-термальные, имеющие лечебное и энергетическое значение.

По имеющимся данным воды Восточно-Сургутского месторождения минеральные, лечебные по йоду и брому и термальные.

Скважины, пробуренные для создания водных оторочек из сеноманских вод для целей ППД и выполнившие свое назначение, нерационально ликвидировать. Они могут быть использованы для извлечения природных минеральных вод.

2.4.2 Температурные условия недр

Замеры пластовых температур в интервалах продуктивной части разреза производились почти во всех опробованных скважинах Восточно-Сургутского месторождения.

По основным нефтенасыщенным объектам разведки: по пласту ЮС₁ пластовые температуры изменяются от 79.5 до 95^оС (87.2^оС), по пласту ЮС₂- от 82 до 98^оС (86.9^оС).

Средний геотермический градиент на Восточно-Сургутском месторождении- 3^оС. По замерам установлено, что температура с глубиной увеличивается. Для продуктивного пласта ЮС₂ характерно увеличение температуры с северо-запада на юго-восток. Небольшие отклонения на общем фоне обусловлены влиянием литологии разреза. В более глинистом разрезе температура возрастает.

2.4.3 Геокриологические условия

Многолетнемерзлыми породами (ММП) занято около половины территории Западно-Сибирской низменности. На основе строения мерзлых толщ по вертикали В.А. Баулин (1962г.) выделяет три основные мерзлотные зоны: северную, центральную и южную.

Восточно-Сургутское месторождение приурочено к южной геокриологической зоне, характеризующейся, в основном, сложным распространением реликтовой толщи ММП. Однако, на отдельных участках возможно сохранение ММП в виде локальных островков.

Стратиграфически ММП охватывают низы новомихайловской и самые верхи атлымской свит и, по-видимому, играют роль водоупора.

ММП на Восточно-Сургутском месторождении залегают на глубинах 190-230 м, в районе г.Сургута- от 125 до 210 м. Мощность мерзлых пород от 5 до 60 м. Под руслами р. Обь и Юганская Обь, а иногда под первой надпойменной террасой, мерзлые породы отсутствуют.

ММП в районе работ отличаются разнообразным криогенным строением и сложным фазовым строением. В площадном отношении толща мерзлоты, по-видимому, представлена чередующимися участками мерзлых, охлажденных и талых пород, сложно замещающих друг друга в плане разреза. Там, где мерзлота представлена охлажденными и талыми породами, можно предполагать наличие связи между водоносными горизонтами.

С поверхности мерзлые породы практически не встречаются, однако, часто формируются перелетки на отдельных, интенсивно выхолаживаемых заторфованных участках.

Глубина сезонного промерзания и протаивания грунтов деятельного слоя зависит от их литологического состава и влажности теплоизолирующего покрова, климата и других условий. В зависимости от сочетания этих факторов толщина деятельного слоя изменяется от 0.3-0.4 м (в торфяниках) до 2 и более метров (в маловлажных песках).

Освоение территории месторождения при несоблюдении определенных природоохранных мероприятий может привести к различным нарушениям тепло - и водообмена и связанному с ними ряду негативных явлений: изменению глубины деятельного слоя, опусканию кровли ММП, образованию таликовых зон, интенсификации процессов термокарста, криогенному пучению.

3. ОБЗОР, АНАЛИЗ И ОЦЕНКА ВЫПОЛНЕННЫХ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

3.1 Объем и результаты полевых геофизических и геологоразведочных работ

В пределах юго-восточной моноклинали Сургутского свода и, в том числе, в пределах Восточно-Сургутской площади выполнен значительный обьем сейсморазведочных работ МОВ и ОГТ. Обьем и результаты этих исследований приведены в таблице 4.1.1.

В сезон 1998-1999г.г. ОАО «Самаранефтегеофизика» по договору с ОАО «Юганскнефтегаз» выполнила сейсморазведочные работы на западе Асомкинской площади. Этими исследованиями была захвачена незначительная юго-восточная часть Восточно-Сургутского месторождения.

К сожалению, материалы этих исследований находятся в интерпретации и авторы проекта не имели возможность ими воспользоваться.

В целом следует отметить , что результаты выполненных сейсморазведочных работ находят подтверждение разведочным бурением, несмотря на сложность геолого-тектонического строения этого района. Виды геолого-геофизических работ приводятся в таблице 4.1.1.

3.2 Сведения о состоянии выполнения проектов поисковых и разведочных работ

В 1975 году институтом ЗапСибНИГНИ, после обобщения фактического материала сейсморазведки и глубокого бурения по юго-восточному склону Сургутского свода, был составлен «Геологический проект глубокого поискового бурения на Восточно-Сургутской площади». Проектом планировалось уточнение литолого-стратиграфической характеристики мезо-кайнозоя, изучение перспектив нефтегазоносности осадочного чехла, определение глубин залегания продуктивных пластов и петрофизических свойств слагающих их коллекторов, продуктивности коллекторов, положение ВНК, физико-химических свойств пластовых флюидов. Предусматривалось, по возможности, определение контуров открываемых залежей.

Для решения этих задач проектом утверждалось бурение 8-ми поисковых скважин общей проходкой ориентировочно 20000 м. Но результаты бурения первых поисковых скважин показали, что ввиду сложности геологического строения территории предварительно необходима детализационная сейсморазведка. Почти на год было приостановлено поисковое бурение и выполнялись сейсморазведочные работы.

После обработки материалов сейсморазведки оконтурилась положительная структура, на которой в 1977 году пробуренная скважина 28 вскрыла залежь нефти в пласте ЮС₁. При испытании интервала глубин 2840-2844 получен фонтан нефти дебитолм 90 куб.м/сут на 8 мм штуцере.

Бурение последующих скважин 30, 32, 38 и их испытание выявили, что залежи нефти пласта ЮС₁ локализованы в пределах отдельных ограниченных по размерам поднятий с собственными ВНК на различных гипсометрических уровнях.

В 1978 году бурение скважины 56 и ее испытание в интервале глубин 2849-2859 м выявило новую залежь нефти в пласте ЮС₂ с дебитом 12,1 куб.м/сут через 4 мм штуцер. В настоящее время эта скважина находится в сфере производственной деятельности ОАО “Сургутнефтегаз”.

В период 1975-1982 г.г. на месторождении в целом осуществлялся основной объем буровых и исследовательских работ. Следует отметить, что как в период 1975-1982 годов,так и в последующем, проект разведки Восточно-Сургутского месторождения не составлялся и разведочное бурение осуществлялось по индивидуальным геолого-техническим проектам с «привязкой» к проекту 1975г. каждой вновь закладываемой скважины.

В 1982 г. Главтюменьгеологией был составлен единый отчет по подсчету запасов по всем залежам продуктивных горизонтов Восточно-Сургутской площади, материалы которого утверждены ГКЗ в декабре месяце того же года.

Необходимо отметить, что одновременно с поисково-разведочным бурением на территории деятельности ОАО “ЮНГ” Восточно-Сургутского месторождения до 1984 года включительно велись сейсморазведочные работы ОГТ , о чем сказано в разделе 4.1. Плотность сейсмопрофилей в пределах лицензионного блока составляет 1,25 пог.км/кв.км. Возобновлены они были частично по юго-востоку лицензионного блока со стороны Фаинского месторождения силами “Самарагеофизики” в сезон 1998-1999 годов. Но материалы работ находятся в интерпретации и при составлении проекта воспользоваться ими не представляло возможности.

После утверждения ГКЗ запасов нефти в 1982 г. в пределах лицензионного блока ОАО “ЮНГ” Восточно-Сургутского месторождения продолжались доразведочные работы. За период 1982-1989 г.г. Восточно-Сургутской экспедицией пробурено 7 разведочных скважин общим метражем 21504 м. В 1989 г. силами ОАО “ЮНГ” пробурена разведочная скважина 1265 проходкой 3205м и в 1998 г. разведочная скважина 1269 проходкой 2960 м.

Разведочные скважины, пробуренные для доразведки Восточно-Сургутского месторождения в период 1982 - 1999 годы.
Год завершения бурения	Номер скважины	Глубина скважины, м	Проектный горизонт	Кол-во пробуренных за год скважин	Общий метраж по скважинам по годам, м
1982 г.	82р	3001.0	ЮС2	3	9070.0
	90р	3019.0	ЮС2
	91р	3050.0	ЮС2
1983 г.	83р	3000.0	ЮС2	2	6050.0
	95р	3050.0	ЮС2
1984 г.	96р	3081.0	ЮС2	2	5991.0
	200р	2910.0	ЮС1
1989 г. 1998г.	1265р 1269р	3205.0 2960.0	ЮС2 ЮС2	1 1	3205.0 2960.0

Метраж поисково-разведочного бурения на дату составления данного проекта составил 87469 м. С целью доразведки залежи пласта ЮС₂ были углублены 10 эксплуатационных скважин с проектного пласта ЮС₁. Это скважины №№ 130, 131, 134, 151, 157, 178, 2818, 2819, 2830, 4105.

Керн отбирался и изучен в скважинах из пластов ЮС₁-90р, 91р, 59р и 2819; ЮС2-91р, 95р и 2219; ЮС₃-90р, 91р, 96р и 2819. Керн отбирался, но не изучен в скважинах: 110, 151, 201, 1269. Также отбирались глубинные пробы нефти из продуктивных пластов в скважинах : ЮС₁-151, 154, 208, 1265 и ЮС₂-180. Таким образом, на дату составления настоящего проекта по территории лицензионного блока ОАО “ЮНГ” Восточно-Сургутского месторождения можно констатировать:

Установлены залежи нефти в пласте ЮС₁, в районах следующих разведочных скважин -90, 96 и эксплуатационных - 125, 131 с самостоятельным ВНК на различных гипсометрических уровнях. Однако практический интерес представляет только залежь района скважины 96, запасы которой приняты на баланс ВГФ.

По всей площади месторождения установлена обширная залежь нефти в пласте ЮС₂.

Установлены залежи нефти в пласте ЮС₁, в районах скважин 36, 1265, 28, 131, 56, 66, 96, 90, 1269 с самостоятельными ВНК на различных гипсометрических уровнях.

В процессе доразведки месторождения введены в ОПЭ два участка. Один из них в районе разведочных скважин 36, 1265 на пласт ЮС₁. Второй в районе доразведочной скважины 38 на пласт ЮС₂.

В целом, работы по разведке и доразведке Восточно-Сургутского месторождения и,в частности, его юганской площади, выполнены на высоком профессиональном уровне.

3.3 Изученность месторождения глубоким бурением

На Восточно-Сургутском месторождении по состоянию на момент составления настоящего проекта пробурено и числятся на балансе ОАО «ЮНГ» 91 скважина различного назначения.

При бурении поисково-разведочных скважин параметры раствора при вскрытии продуктивных отложений были следующие:

удельный вес - 1.11-1.24 г/см3;

вязкость - 24-55 сек по СПЗ-5;

водоотдача - 4.5- 11 см3 за 30 минут;

толщина глинистой корки - 0.5-1.2 мм;

песок - до 1%.

Во всех поисковых и разведочных скважинах направление не спускалось. Кондуктор (8) 343-475 м цементировался до устья. Эксплуатационная колонна (5) - 2380-3143 м цементировалась с высотой подъема цемента - 350-1110 м от башмака.

При бурении имели место следующие аварии и осложнения:

В скважине 41 при забое 1605 м произошел обрыв инструмента. Установлен цементный мост на глубине 411 м. Авария ликвидирована бурением второго ствола.

В скважине 54 при забое 2399 м в процессе спуска инструмента произошла аналогичная авария. Скважина перебуривалась вторым стволом. При забое 2535 м, при подъеме инструмента, произошел прихват на глубине 2348 м. Установки водяных и нефтяных ванн привели к осложнению верхней части ствола скважины и потере циркуляции через турбобур. Станок оказался в зоне затопления паводковыми водами и был демонтирован. Скважина ликвидирована по техническим причинам.

В скважине 72, при проведении промыслово-геофизических исследований, произошло осложнение ствола. Приборы «вставали» на глубине 920 м. Проработать и восстановить ствол не удалось. В связи с затоплением территории буровой и амбаров паводковыми водами, скважина ликвидирована по техническим причинам.

Осложнения ( затяжки, прихваты инструмента) наблюдались при бурении скважины 32, которые были ликвидированы установкой нефтяной ванны.

Осложнения происходили также при каротаже скважин 28 и 29 - порыв каротажного кабеля с прибором. Аварии ликвидировались ловильным инструментом. Бурение эксплуатационных скважин на Восточно-Сургутском месторождении осуществлялось буровыми установками БУ-80БрЭ с кустовых оснований турбинно-роторным способом. Скважины наклонно-направленные с проектным отклонением забоя до 600 м.

Исходя из анализа геологических условий и результатов геологоразведочных работ, проектом предусматривалась следующая конструкция скважин:

-направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м, с цементированием до устья для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений;

-кондуктор 245 мм спускается на глубину до 450 м и цементируется до устья;

-эксплуатационная колонна 146 мм спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного горизонта и цементируется до 350 м;

Бурение под кондуктор производилось турбобуром ЗТСШ-240, долотом Ш2953М-ГВ.

Бурение под эксплуатационную колонну осуществлялось турбобуром ЗТСШ-195ТЛ, долотами 8215.3 МЗ-ГВ и Ш215.9 С-ГН.

Вскрытие продуктивных пластов производилось на глинистом растворе с параметрами:

-удельный вес 1.13-1.18 г/см³;

-вязкость 25-35 сек;

-водоотдача 4-6 см³/30 мин.

Заполнение затрубного пространства при креплении обсадных колонн производилось цементным и глинисто-цементным растворами, приготовленными на основе портланд-цемента и бентонитового глинопорошка. Для сокращения времени схватывания применялся хлористый кальций.

Вторичное вскрытие продуктивных пластов производилось перфораторами типа ПКС-80, ПР-43, ЗПК-103 с плотностью прострела 12-20 отверстий на 1 погонный метр.

Осложнения при наклонно-направленном бурении, в основном, происходят в результате несоблюдения технологии бурения и использования некачественной промывочной жидкости, приводящих к слому, обрыву и прихвату бурильного инструмента, обвалу стенок скважин и поглощению бурового раствора.