Поиски залежей нефти в отложениях каменноугольной и девонской систем на Западной Зириклинской структуре Тюменякской площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Проектная часть

2.1 Обоснование постановки работ

Поиски залежей нефти в отложениях каменноугольной и девонской систем на Западной Зириклинской структуре Тюменякской площади считаю целесообразными и предлагаю провести на основании следующих предпосылок: нефть скважина керн литологический

1. Природной ловушкой для нефти может служить брахиантиклинальная складка или структура, которая выявлена и подготовлена к поисковому бурению сейсморазведкой и структурным бурением. Она представляет собой по кровле бобриковского горизонта брахиантиклинальную складку 3*2,7 км осложненную двумя куполами, северо-восточного простирания с амплитудой: северо-восточный купол - 15 м по замыкающей изогипсе - 965м; юго-западный - 10 м по замыкающей изогипсе - 970м.

Для данного района характерно сохранение структурных планов с глубиной, поэтому предполагается наличие брахиантиклинальных складок по всему разрезу в девонских и каменноугольных отложениях.

2. По аналогии с соседним Туймазинским месторождением перспективными в нефтегазоносном отношении в пределах Западно-Зиреклинской структуры являются:

- известняки и трещиноватые доломиты мячковского горизонта (покрышки - плотные известняки подольского горизонта и верхних каменноугольных отложений - московский ярус)

- пористые и трещиноватые карбонаты каширского горизонта - московский ярус

- карбонаты окского п/яруса - визейский ярус

- песчаники бобриковского гоизонта, визейский ярус

- трещиновато - кавернозные и частью пористые известняки заволжского горизонта, турнейский ярус

- известняки фаменских отложений

- песчаники пашийского пласт Д1, муллинского пласт Д2 и староокольского горизонтов.

3. В каширском горизонте нефтепрявления связаны с пористыми и трещиноватыми карбонатами, залегающими двумя пластами в верхней и нижней частях разреза. Общая мощность 60 м.

Карбонаты окского п/яруса по всему разрезу со следами примазок нефт или слабо насыщены нефтью. Общая мощность составляет 110 м.

Песчаники бобриковскрого горизонта, кА и песчаники вышележащего тульского горизонта, развиты неповсеместно, в ряде случаев они замещены аргиллито-алевролитовыми породами, выклиниваясь иной раз на коротких расстояниях. Общая мощность пласта 15 м, нефтенасыщенная мощность пласта 2,5 м, коэффициент пористости 0,19%, нефтенасыщенность 0, 835 млн. т. Структурно-литологический тип залежи.

Известняки турнейского яруса приурочены к трещиновато-кавернозным, частью пористым. Залегают они в верхней части разреза. Общая мощность пласта 50 м, нефтенасыщенная мощность пласта 3,5 м коэффициент пористости 0,1%, нефтенасыщенность 0,72 млн. т. Тип залежи пластовая сводовая.

Известняки фаменских отложений, характеризуются неравномерной пропитанностью или заполнением пор, каверн, терщин пород нефтью. Общая мощность пласта 125 м, коэффициент пористости 0,03 %, нефтенасыщенность 0, 63 млн. т. Тип залежи рифовая.

4. Также косвенными признаками нефтегазоносности недр служат пластовые воды. Так, пластовые воды каширского горизонта соленые. Водовмещающими породами этого водоносного горизонта являются пористо - кавернозные и трещиноватые известняки и доломиты.

Воды бобриковского горизонта высокоминерализованные (минерализация достигает 746,38 мг/экв). По классификации Сулина эти воды относят к хлор - кальциевому типу, плотность воды 1170 г/см3.

Тип пластоыхвод, начиная от нижнепермских пород и заканчивая девонскими образованиями, относятся к хлор - кальциевому. Минерализация колеблется от 253 мг/экв в бобриковском горизонте до 275 мг/экв в девонских нефтегазоносных пластах. Девонские образования содержат высокометаморфизированные воды. Это говорит закрытости этих водоносных горизонтов.

5. Тюменякская площадь в административном отношении занимает севернуют часть Туймазинского и большую часть Шаранского районов Башкирии. Туймазинское УБР, которому предполагается вести дальнейшие поисково - разведочные работы на пощади, располагается в благоустроенном рабочем поселке Кандры.

Технико-экономические предпосылки постановки работ:

- расстояние от поселка и ж/д станции Кандры до центра поектной площади составляет 50 км.

- орогидрография данного района дает возможность водные источники для снабжения технической водой буровых.

- снабжение глинопоршком - централизованное. Приготовление глинистого раствора - индивидуальное для каждой буровой.

- близость промышленных центров - г. Октябрьский, Туймазы с большими производственными мощностями, а также баз нефтяной промышленности.

- обустроенность территории дорогами, нефтепроводами, нефтепромыслами.

- доставка грузов на буровые летом может быть осуществлена автомобильным транспортом, а в зимнее время - большими тракторами. Среднее расстояние от буровых до Старых Туймазов - 30 км, от р/п Кандры - 50 км.

- связь с буровыми предусматривается по радио.

- доставка вахт на буровые предусматривается, в основном вероятным транспортом, т. к. на проезд автобусов отр/п Кандры до буровых и обратно потребуется более 3-х часов.

Основными задачами, которые предполагается решить в результате осуществления проектных работ:

1 Вскрытие проектных нефтегазоперспективных комплексов пород в пределах контура ловушки по всему разрезу отложений;

2 Выделение во вскрытом разрезе пластов - коллекторов и флюидоупоров и оценка продуктивности каждого пласта или пачки пластов по совокупности геолого-геофизических данных;

3 Получение притоков нефти и газа и испытание отдельных выделенных пластов;

4 Определение в отдельных скважинах физико-климатических свойств флюидов в пластовых и поверхностных условиях, а также гидрогеологических особенностей нефте-, газоперспективных комплексов пород;

5 Изучение в отдельных скважинах физических свойств коллекторов по лабораторных исследований керна и материалам геофизических исследований скважин (ГИС)

6 Предварительная оценка основных продуктивных и перспективных горизонтов по емкостным и промысловым параметрам, а также предварительное выделение этажей разведки;

7 Получение общих представлений о величине запасов нефти и газа, выделенных залежей по категориям С2 и частично С3.

2.2 Выбор и обоснование рациональной методики ведения работ

Выбор системы размещения скважин осуществляется на основе типа ловушки, ее размеров, сложности ее геологического строения и предполагаемых типов залежей. Выбранная система должна быть рациональной, т.е. обеспечивать выполнение максимум геологических задач минимальным количеством скважин при минимальных затратах и времени.

Для определения места заложения поисковой скважины необходимо определить такую точку, бурение скважины в которой позволит однозначно доказать наличие углеводородов в ловушке и оценить масштабы залежи или установить бесперспективность площади в отношении нефтегазоносности. Такими точками для различных типов ловушек являются гипсометрически самые высокие точки ловушки, в которых вероятность открытия залежи максимальна. В данном случае я выбрала систему размещения скважин, исходя из того, что структура представляет собой два отдельных купола небольших размеров, северо-восточный купол размерами 1.5 * 2.3 км и юго-западный 0.9 * 2 км. Типы залежей у обеих структур пластовая сводовая. И мною решено было пробурить две одиночные скважины в каждый из куполов. Такой выбор системы размещения скважин обеспечивает выполнение максимума геологических задач минимальным количеством скважин при минимальных затратах и времени.

Первую проектную скважину я закладываю в свод северо-восточной структуры, абсолютная отметка скважины -945м. Основными возложенными на нее задачами являются подтверждение наличия ловушки (ее свода), и вскрытие пластовых залежей нефти и газа.

Вторую скважину я закладываю в седловину юго-западной структуры, абсолютная отметка скважины м. Основными возложенными на нее задачами являются подтверждение наличия ловушки (ее свода), и вскрытие пластовых залежей нефти и газа. Так как вторая скважина вскрыла нефть с водой,третью скважину закладываю в свод, абсолютная отметка

Номер скважины	Номер профиля	Проектная глубина скважины	Местоположение на структуре	Расстояние до ближайшей скважины	Проектные отметки вскрытия пласта	Задачи, стоящие перед скважинами
1	II-I	1340 м	Сводовая часть структуры		-945 м	1. Подтверждение наличия ловушки (её свода); 2. Вскрытие пластовых залежей нефти и газа
2	I-I	1340 м	Сводовая часть структуры	3,2 км	м	1. Подтверждение наличия ловушки (её свода); 2. Вскрытие пластовых залежей нефти и газа

2.3 Проектный геологический разрез и условия проводки типовой скважины

2.3.1 Выбор типовой скважины и ее проектный геологический разрез

За типовую скважину я выбираю скважину № 1, т.к. она - одна из числа проектных скважин бурится в сходных геологических условиях и решает первоначальные геологические задачи: подтверждение перспективных ловушек; открытие залежей нефти и газа; установление основных характеристик залежей. Данная типовая скважина №1 наиболее полно и результативно вскроет литолого-стратиграфический разрез, элементы глубинной тектоники.

Типовой геологический разрез это такой разрез, для построения которого берут вертикальные мощности; он составляется на основании построенных ранее геологических профилей и сводного разреза. Проектный разрез является основой для составления геолого-технического наряда (ГТН).

Таблица 2

Стратиграфический разрез	Индекс отложений	Интервалы вскрытия, м	Толщина, м	Краткая литологическая характеристика
Четвертичная система	Q	0 -10	10	Суглинки
Пермская система Верхний отдел Казанский ярус	P2 kz	10 - 80	70	Песчаники, алевролиты
Пермская система Верхний отдел Уфимский ярус	P2 u	80 - 231	151	Песчаники, глины
Пермская система Нижний отдел Кунгурский ярус	P1 k	231- 366	125	Глины, доломиты,
Пермская система Нижний отдел Артинский ярус	P1 ar	366 - 391	25	Известняки, доломиты,
Пермская система Нижний отдел Сакмарский ярус	P1 s	391 - 510	119	Известняки,
Каменноугольная система Верхний отдел	C3	510 - 685	175	Доломиты, известняки
Каменноугольная система Средний отдел Московский ярус	C2 m	685 - 962	277	Известняки
Каменноугольная система Средний отдел Башкирский ярус	C2 b	962-1000	38	Доломиты
Каменноугольная система Нижний отдел Визейский ярус	C1 v	1000-1154	54	Доломиты, известняки, песчаники, алевролиты, аргиллиты
Каменноугольная система Нижний отдел Турнейский ярус	C1 t	1154-1201	47	Известняки
Девонская система Верхний отдел Фаменский ярус Верхний подъярус	D3 fm2	1201-1266	65	Известняки
Девонская система Верхний отдел Фаменский ярус Нижний подъярус	D3 fm1	1266-1406	140	Известняки
Девонская система Верхний отдел Франский ярус Средний подъярус Доманиковый горизонт	D3 f1 dm	1406-1439	33	Известняки, аргиллиты
Девонская система Верхний отдел Франский ярус Нижний подъярус	D3 f1	1439-1488	49	Известняки, аргиллиты, песчаники, алевролиты
Девонская система Средний отдел Живетский ярус	D2 gv	1488-1547	59	Песчаники, аргиллиты
Девонская система Средний отдел Эйфельский ярус	D2 ef	1547-1570	23	Песчаники, аргиллиты, алевролиты

2.3.2 Осложнения в процессе бурения

В процессе проектирования необходимо предусмотреть все виды осложнения, которые могут возникнуть при бурении, с целью их предупреждения. Осложнения могут быть вызваны особенностями геологического разреза: литологическим составом пород, их крепостью, трещиноватостью, насыщенностью, пластовым давлением, температурой.

Вообще, под осложнением в скважине следует понимать затруднения ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространены следующие виды осложнений: осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважин (осыпи, набухания, кавернообразование и т.д.), поглощения бурового раствора, нефте-, газо- и водопроявления.

Осложнения в процессе бурения - нарушение нормального процесса бурения, которое требует безотлагательных и эффективных мер по его устранению и возобновление процесса бурения. Наиболее распространенные виды осложнений:

- осложнения, вызывающие нарушение стенок скважины (осыпи, обвалы, набухания, ползучесть, желобообразования, растворение)

- осложнения, вызывающие поглощения бурового раствора

- водо-, нефте- и газопрявления.

Распространенными видами осложнений для данного геологического разреза являются обвалы, водопроявления, растворения и нефтепроявления.

На интервале от 0 до 200 м возможны обвалы. Обвалы происходят в верхней части разреза из-за того, что она сложена неустойчивыми породами: песками, песчаниками, глинами и аргиллитами. Причины обвалов:

- попадание фильтрата бурового раствора, за счет чего снижается прочность пород, происходит набухание и обвалы;

- снижение прочности при механическом воздействии инструмента;

- в результате тектонических сил, обуславливающих сжатие пород.

Меры предупреждения и ликвидации:

- применение растворов с низким показателем фильтрации и высокой плотностью;

- бурение скважин с малым диаметром;

- правильная организация работ обеспечивает высокую скорость бурения;

- избегать резких колебаний плотности бурового раствора;

- хорошая очистка бурового раствора от шлама;

- не допускать длительного пребывания буровой колонны без движения;

- четко подобранная рецептура бурового раствора.

Растворения возможны на интервале 220-320 м. Растворение происходит в соленых породах (в данном случае гипсо-ангидриты). Результатом данного процесса является интенсивное кавернообразование.

Меры предупреждения: насыщение раствора солью, максимальное форсирование процесса бурения с быстрым спуском обсадных колонн и ее цементированием.

Водопроявления характерны на интервале от 350-450 м. Меры предупреждения:

- своевременное увеличение плотности бурового раствора;

- минимальная вязкость бурового раствора.

Таблица

Интервалы глубин, м	Стратиграфия	Литологический состав, характер насыщения	Возможные осложнения	Причины осложнений	Меры предупреждения
От	До
0	240	Четвертичная система Пермская система Верхний отдел	Глины, алевролиты	Обвалы, водопроявления	неустойчивые породы - глины	Бурение на глинистом растворе
240	325	Нижний отдел я система Нижний отдел Кунгурский ярус
1265	1280	Каменноугольна Визейский ярус Бобриковский горизонт	Известняки пористо-кавернозные, песчаники	Нефтепроявления	Высокие пластовые давления	Применение утяжеленныхглинистых растворов
1280	1330	урнейский ярус
1560 11610	1610 11670	Девонская система Верхний отдел Франский ярус Пашийский горизонт
		Средний отдел Живетский ярус Муллинский горизонт
		Старооскольский горизонт

На основании предполагаемых интервалов осложнений выбирается проектная конструкция скважины, тип бурового раствора и его параметры.

2.3.3 Обоснование конструкции скважины

Конструкция скважины - это расположение обсадной колонны с указанием её диаметра, глубины спуска, высоты подъёма цемента за колонной, диаметром долот, которыми ведётся бурение под каждую колонну.

Конструкция скважины должна обеспечивать следующее:

1) устойчивость стенок ствола скважины;

2) надежное разобщение пластов и пропластков;

3) возможность спуска в скважину оборудования для извлечения нефти из пласта;

4) надежное сообщение скважины с разрабатываемым пластом.

Конструкция скважины выбирается исходя из глубины, характера возможных осложнений и опыта бурения скважин на соседних площадях.

Для типовой скважины на данной площади предлагаю использовать следующую конструкцию скважины:

- направление - служит верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами, для предотвращения размыва устья скважины. Диаметр колонны 324 мм, спускаем до глубины 50 м. Направление цементируется до устья.

- кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, отделения пресноводного комплекса от соленой минерализованной воды, подвески последующих обсадных колонн. Диаметр колонны 245 мм, спускаем до глубины 240 м, цементируется до устья.

- эксплуатационная колонна - служит для крепления и разобщения продуктивных горизонтов от других зон геологического разреза, извлечение с помощью нее нефти или газа, закачки через нее воды в пласт, если скважина нагнетательная. Диаметр колонны146 мм, спускаем до глубины 1806 м. Скважина цементируется до устья с целью охраны недр и окружающей среды, и возможности раздельного испытания продуктивных горизонтов

Рисунок 1. Конструкция скважины

1 - направление; 2 - кондуктор; 3 - эксплуатационная колонна

2.3.4 Буровые растворы и контроль за их параметрами

Буровой раствор необходим для:

1) очистки скважины от обломков выбуренной породы (шлама) и выноса их на поверхность;

2) охлаждения долота и облегчения разрушения породы в призабойной зоне;

3) создания давления на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте -, газопроявлений;

4) создание физико-химического воздействия на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

5) передачи энергии гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);

6) обеспечение сохранения проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии.

Различные требования к составу и качеству бурового раствора в зависимости от геологических условий и технических особенностей проходки скважины обусловили применение буровых растворов нескольких типов:

1. Буровой раствор на водной основе (глинистые растворы, вода, буровые растворы с небольшим содержанием твердой фазы, растворы из выбуренных пород и т.п.);

2. Буровые растворы на неводной основе (растворы на углеводородной основе, обращенные эмульсии типа «вода в масле», дегазированная нефть и нефтепродукты);

3. Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания);

4. Аэрированные буровые растворы и пены.

Выбирать тип бурового раствора для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологических условий залегания всего комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины. При выборе бурового раствора следует руководствоваться РД 39-2-772-82. В любом случае выбранные буровые растворы должны быть не только наиболее эффективными в данных условиях, но и приготовляться на основе доступных и дешевых реагентов и материалов.

Исходя из геологических условий бурения на интервале от 0 до 320 м я выбрала к использованию в качестве бурового раствора - глинистый раствор, т.к. верхняя часть разреза сложена неустойчивыми породами; плотность глинистого раствора от 1,0 г/см3 до 1,15 г/см3

Интервал от 320 м до 1285 м предлагаю бурить на технической воде, обработанной ПАВ, т.к. разрез сложен устойчивыми породами: известняками и доломитами.

Ниже по разрезу залегают нефтенасыщенные пласты, которые необходимо вскрывать на утяжеленном глинистом растворе, для того, чтобы создать противодавление на пласт. Плотность раствора выбрала исходя из ожидаемого пластового давления.

Свойства глинистого раствора имеют очень большое влияние на процесс бурения. Эти свойства характеризуются рядом показателей: плотностью, вязкостью, водоотдачей и т.д. Плотность бурового раствора определяют на буровой специальными ареометрами (АГ-3ПП и др.); условную вязкость определяют вискозиметром полевым (ВП-5); в промысловых условиях показатель фильтрации определяют прибором ВМ-6 по методу измерения уменьшения объема пробы раствора в процессе фильтрации; толщину фильтрационной корки определяют прибором Вика; для определения статического напряжении сдвига пользуются прибором СНС-2.

Практика бурения показала, что успех проводки скважин в значительной мере зависит от качества применяемого бурового раствора. Поэтому как перед началом бурения, так и в процессе бурения определяются состав и свойства промывочной жидкости, которые используются для промывки скважины в каждом конкретном интервале.

То есть, в процессе бурения скважин ведется постоянный контроль за буровым раствором, качеством глинистого раствора, осложнений в процессе бурения. В любом случае выбранные буровые раствора должны быть не только наиболее эффективными в данных условиях, но и приготовляться на основе доступных и дешевых реагентов и материалов.

Контроль плотности промывочной жидкости проводят с целью поддержания забойного давления, равному пластовому, что необходимо для бурения на равновесии.

2.4 Комплекс геолого-геофизических исследований

2.4.1 Отбор керна и шлама

Для получения прямой геологической информации о литологическом составе, фильтрационно-емкостных свойствах и характере насыщения вскрываемого разреза в скважинах отбираются образцы пород, называют керном. Керн - цилиндрический столбик горной породы, отбираемый в процессе колонкового бурения. Отбор образцов керна проводится в процессе бурения специальными колонковыми долотами. Объемы и интервалы отбора керна определяются назначением скважин и решаемыми задачами. В поисковых скважинах отбор керна обычно проектируется в объеме до 10-12% от глубины скважины. По керну можно определить:

- литологический состав;

- глубину залегания и мощность пластов;

- коллекторские свойства;

- пористость и проницаемость;

- насыщенность коллектора, определение его коэффициента нефтегазонасыщенности;

- структуру, текстуру, петрографические свойства и возраст.

Керн следует отбирать в данной скважине в перспективных интервалах (нефтегазоносные, интервалы разреза возможных нефтепроявлений). Такими интервалами являются нефтенасыщенные известняки верхней части московского яруса, толща известняков и алевролитов, слабо пропитанных нефтью, и нефтеносные известняки бобриковского горизонта, турнейского, нижнефаменского ярусов, песчаники доманикского и пашийского горизонтов, также песчаники муллинского и известняки старооскольского горизонтов.

Сведения по планируемому отбору керна представлены в виде таблицы:

Таблица 4

Cтратиграфия	Индекс	Интервал отбора	Метраж
		от	до
1. Визейский ярус	C v	1150	1185	20 м
2. Живетский ярус	D zvm	1510	1530	30 м

В итоге сумма всего метража составляет - 50 м % = 17 - вычисляется из пропорции 50* 100% = 3.03% 1650м

При недостаточной освещенности разреза керном отбирают и изучают шлам. Шлам - мелкие кусочки пород, образующиеся при бурении, которые выносятся на поверхность промывочной жидкостью. Шлам отбирают с помощью специального набора сит через равные интервалы разреза: в однородных толщах через 5-10 м, в изменчивом разрезе через 1-2 м. Пробы шлама промывают, просушивают, укладывают в пробирки или бумажные пакеты и этикетируют. Образцы шлама подлежат хранению наравне с керновым материалом. Задачи, решаемые отбором шлама:

- определение литологического состава горных пород;

- нефтегазонасыщенность

Так как проектная скважина поисковая, то шлам необходимо отбирать по всему разрезу. Учитывая то, что шлам отбирают через равные интервалы в зависимости от характера разреза и его возможной нефтегазонасыщенности. Шлам по всему разрезу будет отбираться через каждые 5 м, т.к. толща сложена достаточно однообразными породами (известняками, доломитами). В продуктивных пластах отбор шлама проводить через каждые 1 м, для наиболее полного определения литологического состава (он разнообразен в нижней продуктивной части разреза. Описание шлама заносится в геологический журнал.

2.4.2 Геофизические и геохимические исследования

В связи с небольшим процентом отбора керна в процессе бурения и его неполным выносом, очень важно значение в изучении разреза скважины ГМИС (каротаж)

Геофизические исследования в скважинах служат для получения геологической документации разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых.

Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводятся с целью:

- расчленения разреза на пласты различного литологического состава, определения мощности и глубины залегания пластов;

- выделение в разрезе скважины интервалов залегания нефтенасыщенных пластов и определение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения;

- контроля технического состояния скважин и проведения в них технологических операций;

- контроля за эксплуатацией месторождений.

Также они позволяют изучить техническое состояние скважин, а именно: определить диаметр, профиль, угол и азимут наклона скважин; выявить места притоков вод и установить зоны их затрубной циркуляции; установить качество цементации, характер распределения цемента в затрубном пространстве и т.д.

Для однозначной геологической характеристики разреза в каждой скважине выполняют не один, а несколько различных методов, составляющих обязательный комплекс ГИС. Обязательный комплекс- минимальное число методов ГИС, характеризующихся максимальной эффективностью в типичных для конкретного района геолого-технологических условиях проведения измерений в скважинах и подлежащих безусловному выполнению при бурении поисковых скважин.

Я запроектировала следующий комплекс ГМИС исходя из назначения скважины (а она в данном случае - поисковая), представленный в таблице 5:

Таблица 5

№	Метод исследования	Масштаб	Интервалы глубин	Назначение метода исследования
			от	до
1	Электрический каротаж (КС, ПС)	1:500	0	1840	Литологическое расчленение разреза; корреляция разрезов; выделение пород- коллекторов; определение ВНК
2	Газовый каротаж	1:500	0	1840
3	Кавернометрия	1:500	0	1840	Подсчет объема затрубного пространства при определении необходимого количества цемента при цементировании скважины; уточнение геологического разреза
4	Радиоактивный каротаж, гамма - каротаж, нейтронный гамма - каротаж (ГК, НГК)	1:500	0	1840	Литологическое расчленение разреза; выделение пород-коллекторов; оценка глинистости пород; определение коэффициента пористости
	Термометрия	1:500	0	1840
1	Электрический каротаж (КС, ПС)	1:200	1255 1530 1790	1460 1620 1905	Оценка мощности пластов, их насыщенности и подсчетных параметров; определение коэффициентов пористости и глинистости коллекторов; определение минерализации пластовых вод в карбонатных породах; определение ВНК
2	Микрокаротаж (МЗ)	1:200	1255 1530 1790	1460 1620 1905	Детальное расчленение разреза; выделение пластов - коллекторов и оценки мощности продуктивных горизонтов; определение пористости и трещиноватости пород
3	Кавернометрия	1:200	1255 1530	1460 1620	Контроль состояния ствола скважины; уточнение геологического разреза
4	Радиоактив-ный каротаж, гамма - каротаж, нейтронный гамма - каротаж (ГК, НГК)	1:200	1275 1365 1550 1810	1290 1440 1600 1885	Оценка пористости и насыщенности, а также их изменений в прискважинной часи; локализация нефте - и газоотдающих пластов при опробовании и испытании
2	Боковое каротажное зондирование (БКЗ)	1:200	0	1840	Определение истинного удельного электрического сопротивления; выделение пластов-коллекторов; определение ВНК

Также требуется замерять кривизну через 5 м по всему стволу скважины, для контроля за направлением ствола скважины; уточнения глубин залегания пластов. В скважине произвести термокаротаж с целью изучения геотермического градиента и определения температуры пород в скважине. Для выявления промышленных притоков произвести испытание пласта.

В процессе бурения скважин появляется возможность получения комплексной информации, отражающей как геолого-геофизические особенности проходимых горных пород, так и особенности технологического процесса бурения.

Газовый каротаж в процессе бурения основан на изучении углеводородных газов, содержащихся в пластах. Газы при бурении переходят в промывочную жидкость и транспортируются на поверхность, где регистрируются и анализируются.

Газовый каротаж предлагаю провести по всему стволу скважины в масштабе 1:500

Вообще газовый каротаж скважин в процессе бурения, так же как и после него, проводится автоматическими газокаротажными станциями (АГКС). Газопоказания раствора на участке скважины регистрируются в течение времени, равного времени движения жидкости от устья до забоя и от забоя до устья. В дегазаторе, который устанавливается в желобе ближе к устью скважины, газ извлекается из промывочной жидкости, смешивается с воздухом и через отстойник с водой для очистки от механических примесей и ротометр поступает в газоанализатор, в котором происходит регистрация суммарных газопоказаний. Кроме нефте- и газосодержания промывочной жидкости регистрируют также ее температуру, вязкость, плотность, электрическое сопротивление и др.

Газовый каротаж используют в сочетании с данными исследований ГИС, керна и шлама.

2.5 Опробование и испытание перспективных горизонтов

2.5.1 Вскрытие и опробование перспективных горизонтов в процессе бурения скважины

Геофизические исследования в скважинах служат для получения геологической документации разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых.

Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводятся с целью:

- расчленения разреза на пласты различного литологического состава, определения мощности и глубины залегания пластов;

- выделение в разрезе скважины интервалов залегания нефтенасыщенных пластов и определение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения;

- контроля технического состояния скважин и проведения в них технологических операций;

- контроля за эксплуатацией месторождений.

Цели опробования пластов:

1) выявление нефтегазоносности пластов;

2) отбор и исследование пластовых флюидов с установлением их физико-химических свойств;

3) определение гидродинамических параметров объектов испытания;

4) определение границ ВНК, ГВК, ГНК и др.

Опробование пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Опробование пластов проводится с помощью пластоиспытателя.

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Депрессию регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее, через фильтр в колонну бурильных труб.

Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбираются пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или они могут быть подняты на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру.

Интервалы опробования пластов приведены в таблице 6.

Таблица 6

Стратиграфия	Индекс	Итервал,м	Ожидаемое пластовое давление, Мпа
Бобриковский горизонт	C1 vbb	1260 - 1275
Заволжский горизонт	C
Муллинский горизонт	D2 zvm	1610 - 1640
Старо-оскольский горизонт	D2 zv st	1640 - 1670

Рисунок 2 - Схема трубного пластоиспытателя

1 - заглушка

2, 9 - бурильные трубы

3 - монометры

4 - фильтр

5 - пакер

6 - ясс

7 - нижний клапанный узел

8, 11 - переводники с монометрами

10 верхний клапанный узел

2.5.2 Перфорация и испытание перспективных горизонтов в обсаженной скважине

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб в пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и дебит скважин).

Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристик и получения необходимых данных для подсчета запаса нефти и газа в составлении проектов разработки месторождений.

Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования, обсадную колонну с окружающим ее цементным кольцом простреливают или перфорируют. Для этой цели применяют специальные устройства стреляющие перфораторы, которые опускают в скважину на одножильном кабеле. Для перфорации скважин используют кумулятивные, пулевые, торпедные и гидропескоструйные перфораторы.

Я предлагаю использовать в своей скважине кумулятивные перфораторы, т.к. они наиболее качественнее и эффективнее вскрывают пласты (вследствие чего, он получил наибольшее применение на производстве).

В кумулятивном перфораторе используется кумулятивный заряд мощного взрывчатого вещества (гексагена). Заряд выполнен в виде прессованной шашки взрывчатого вещества конусообразной формы. В основании шашки имеется выемка. На противоположном конце шашки установлен детонатор. Весь заряд находится в защитной герметичной оболочке. В момент взрыва детонатора вдоль оси заряда распространяется детонационная волна, возбуждающая взрыв всего заряда. Развивается огромное давление, под действием которого металлическая воронка сжимается и металл начинает течь. Жидкий металл выбрасывается вместе с кумулятивной струей с огромной скоростью (до 8-10 км/с) в сторону преграды и прожигает ее, создавая по длине от 200 до 330 мм со средним диаметром 10 мм.

Плотность вскрытия объектов испытание перфорацией для каждого района устанавливается опытным путем, исходя из необходимости обеспечения соответствующей пропускной способности фильтра, максимальной производительности пласта.

Испытание продуктивного горизонта в обсаженной скважине производится «снизу вверх» с установкой цементных мостов, после каждого испытания. Данные по испытанию объектов в обсаженной скважине представлены в таблицах 7 и 8.

Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине ниже пластового и создается депрессия на пласт, которая позволяет пластовой жидкости попасть в ствол скважины и по НКТ подниматься на поверхность. В данном случае, для запуска скважины (как видно из таблицы 7) я применила свабирование.

Таблица 7

Номер объекта	Страти- графия	Индекс	Интервал испытания	Интервал установки цементного моста	Тип оборудования забоя	Способ вызова притока	Метод обработки ПЗП
1	Старо - оскольский горизонт	D2 zv st	1640- 1670	1620-1675	цемент, колонна	свабирование	гидроразрыв
2	Муллинский горизонт	D2 zv m	1610 - 1640	1590-1645	цемент, колонна	свабирование	гидроразрыв
3	Пашийский горизонт	D3 f1 psh	2000 -2025	1980 -2050	цемент, колонна	свабирование	гидроразрыв
4	Домониковый горизонт	D3 f1 dm	1975 - 2000	1955 -2025	цемент, колонна	свабирование	гидроразрыв
5	Фаменский ярус Нижний подъярус	D3 fm1	1870 - 1930	1850 -1955	цемент, колонна	свабирование	Соляно-кислотная обработка
6	Турнейский ярус	C1 t	1645 - 1700	1625 -1725	цемент, колонна	свабирование	Соляно-кислотная обработка
7	Бобриковский горизонт	C1 v bb	1630 - 1645	1610 -1670	цемент, колонна	свабирование	гидроразрыв
8	Окский п/ярус	C1 v ok	1110 - 1200	1130 - 1225	цемент, колонна	свабирование	Соляно кислотная обработка
9	Московский ярус	C2 m	970 - 1000	950 -1025	цемент, колонна	свабирование	Соляно кислотная обработка

Таблица 8

Номер объекта	Вид бурового раствора	Толщина пласта	Вид перфорации	Тип перфоратора	Плотность дыр перфорации
1	Глинистый раствор	28	кумулятивная	ПК -105	6
2	Глинистый раствор	25	кумулятивная	ПК -105	8
3	Глинистый раствор	53	кумулятивная	ПК -105	40
4	Глинистый раствор	50	кумулятивная	ПК -105	16
5	Глинистый раствор	10	кумулятивная	ПК -105	6
6	Глинистый раствор	20	кумулятивная	ПК -105	6
7	Глинистый раствор	10	кумулятивная	ПК -105	6

2.6 Охрана недр и окружающей среды

Охрана недр и окружающей среды - это комплекс требований и научно- технических мероприятий в процессе геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых, направленн на рациональное изучение и комплексное использование потерь полезных ископаемых и исключения отрицательного воздействия на окружающую среду (поверхностные и подземные воды, почвы, леса и воздушный бассейн).

В соответствии с законом Российской Федерации «О недрах» основными требованиями по охране недр при проведении геологопоисковых работ являются:

1) соблюдение установленного законодательством порядка представления недр в пользование и недопущение самовольного пользования недрами;

2) обеспечение полноты геологического изучения, рационального использования и охраны недр;

3) проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;

4) проведение государственной экспертизы и государственного учета запасов полезных ископаемых, а также участков недр, используемых в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;

5) обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

6) достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

7) охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

8) предотвращения загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;

9) соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по добыче полезных ископаемых и подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;

10) предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;

11) предотвращения накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого или промышленного водоснабжения.

Выполнение требований охраны и рационального использования недр при проведении геологопоисковых работ на нефть и газ достигается применением совершенных методик проектирования всех видов работ на всех стадиях поисково-разведочного процесса. На стадии поискового бурения полнота и рациональное изучение недр достигается вскрытием разреза осадочных пород на полную мощность или технически доступную глубину и изучением всех перспективных нефтегазоносных комплексов.Основным видом работ при поисках залежей нефти и газа является бурение глубоких скважин, которое оказывает мощное технологическое воздействие как на недра, так и на окружающую природу и приводит к возникновению целого комплекса геоэкологических проблем.

Загрязнителями окружающей среды при бурении скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. Разработаны и внедряются буровые растворы с менее токсичными компонентами, нефть и нефтепродукты, используемые в качестве реагентов для обработки растворов, заменяются кремнийорганическими соединениями.

При бурении поисковых скважин происходит нарушение целостности массива горных пород, которое влечет за собой нарушение естественной разобщенности нефтегазоносных и водоносных горизонтов и пластов, а также возможность связи их с атмосферой. В результате такого взаимодействия в водоносные пласты могут попасть углеводороды, а нефтегазоносные пласты могут подвергнуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Межпластовые перетоки могут привести к загрязнению и нанести вред залежам других полезных ископаемых, присутствующие в разрезе месторождения нефти и газа (например, калийных солей, пресных или целебных минеральных вод и др.).

Поисковое бурение должно производиться в строгом соответствии с геолого-техническим нарядом (ГТН), который составляется для каждой скважины до начала ее бурения и является основным документом, которым руководствуются во время работы. В ГТН приводятся интервалы глубин, в которых возможны осложнения в процессе бурения (обвалы ствола скважины, нефтегазопроявления, открытое фонтанирование, грифонообразование и др.) и меры по их предотвращению.

Геолого-техническим нарядом определяется конструкция скважины, которая позволила бы надежно изолировать друг от друга нефте-, газо- и водонасыщенные горизонты, обеспечила бы герметичность колонны и высокое качество их цементирования.

По завершении работ скважины ликвидируются. Ликвидации подлежат следующие категории скважин. Первая- опорные, поисковые, параметрические, разведочные, выполнившие свое назначение и оказавшиеся после бурения непродуктивными. Вторая группа- эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные, пробуренные в неблагоприятных геологических условиях. В третью группу входят скважины, которые не могут использоваться по техническим причинам из-за низкого качества проводки или аварий в процессе бурения. В четвертой группе относятся эксплуатационные скважины, дальнейшее использование которых невозможно или нецелесообразно вследствие полного обводнения или падения дебита ниже предельно рентабельного.

Ликвидация скважин проводится с соблюдением всех норм и требований по охране недр. При ликвидации скважин в интервалах со слабопродуктивными или непродуктивными пластами устанавливают цементные мосты. Высота цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50м.

Ствол скважины заливается качественным глинистым раствором, плотность которого позволяет создать на забое давление, превышающее пластовое. При отсутствии в разрезе газовых и газоконденсатных залежей и горизонтов с высоконапорными минерализованными водами разрешается извлечение обсадных колонн.

Для предотвращения загрязнения земель в районе бурения скважины нефтью, мазутом, буровым раствором и шламом сооружаются отстойники и амбары и проводится обваловка территории буровой скважины. После завершения строительства скважины все земли, занятые под буровую, и подъездные пути к ней должны быть восстановлены. Накопленные при опробовании нефть и воду закачивают обратно в скважину, грязевые приемники и земляные амбары засыпают, территорию буровой очищают от металлических, бетонных и деревянных предметов и выравнивают, а затем по акту передают соответствующим местным организациям.

3. Геолого-экономическая эффективность работ

3.1 Оценка перспективных ресурсов

Геолого-экономическая оценка месторождений нефти и газа является неотъемлемой частью геологоразведочного процесса. Основная ее цель - определить промышленную ценность выявленных и разведанных скоплений углеводородов, т.е. возможность получения дохода при эксплуатации. На основе этих оценок решается целый ряд методических задач поисков и разведки - от выбора направления поисковых разведочных работ и первоочередных объектов до сравнения альтернативных вариантов проведения поисков и разведки и определения кондиционных значений параметров и величины запасов. Для оценки промышленного значения месторождения необходимо определить, какое количество нефти можно из него извлечь, какой может быть величина ежегодной добычи и сроки эксплуатации при принятой системе разработки, какие затраты потребуются для освоения данного месторождения и какую прибыль можно получить в результате.

Достаточно важной особенностью при проведении предварительного подсчета запасов является определение положения и границ ВНК, так как от этого зависят и площадь залежей и их нефтенасыщенная мощность, поэтому даже небольшие ошибки в определении положения границ ВНК приводит к некоторым существенным погрешностям при подсчете запасов.

На северо - восточных поднятиях отметка ВНК берется по изогипсе -965 м, т.к. в пределах данной изогипсы эта площадь является перспективной, и структурная карта простроена по нижнепермским склонам.

Площадь данных залежей F равна 6062500 м2, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина H первой залежи в бобриковском горизонте равна 6 м, второй залежи в пашийском горизонте равна 10 м, у третьей залежи в муллинском горизонте H = 20 м, четвертой и пятой залежей в старооскольском горизонте Н = 6 м.

Подсчет запасов на Тюменякской площади производится по категории С3, т.к. это перспективные ресурсы нефти и газа: форма, размеры и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, свойства нефти приняты по аналогии с разведанными месторождениями и площадями. В данном случае параметры берутся по Туймазинскому месторождению:

Таблица 9

Название горизонта	Коэффициент пористости, kп	Коэффициент нефтенасыщенности, kн	Пересчетный коэффициент	Коэффициент нефтеотдачи,	Плотность нефти, рн
Бобриковский горизонт	0,225	0,835	0,92	0,5	0,886
Муллинский горизонт (пласт Д2)	0,22	0,88	0,92	0,5	0,856
Муллинский горизонт (пласт Д2)	0,19	0,80	0,92	0,5	0,850

При геологический оценке главным показателем промышленной ценности месторождения является величина ее запасов. Подсчет запасов нефти и газа для первого купола размерами 1.5*2.3 произвела объемным методом по следующим формулам:

Извлекаемые запасы нефти для первой залежи в бобриковском горизонте

Qизв.н.=FhmоkнpОз ,

где Qизв - извлекаемые запасы нефти, млн. т.

F - площадь перспективной структуры по опорному горизонту,

F = 3450000 м 2

H - средняя эффективная нефтенасыщенная мощность, H = 5 м

kп - коэффициент пористости, kп = 0,225

kн- коэффициент нефтенасыщенности, kн = 0,835

рн - плотность нефти, рн = 0,886 г/см 3

О - пересчетный коэффициент, = 0,92

з - коэффициент нефтеотдачи = 0,5

Qизв = 3450000 ·5 · 0,225 ·0,835 ·0,886 ·0,92 = 2641676.5 т

Qбал = Qизв·з

Qбал =2641676.5*0.5=1320838.25 т

Извлекаемые запасы нефти для второй залежи в муллинском горизонте (пласт Д2)

Qизв.н.=FhmоkнpОз

где Qизв - извлекаемые запасы нефти, млн. т.

F-площадь перспективной структуры по опорному горизонту,

F = 3450000 м 2

H - средняя эффективная нефтенасыщенная мощность, H = 10 м

kп - коэффициент пористости, kп = 0,22

kн - коэффициент нефтенасыщенности, kн = 0,89

рн -плотность нефти, н = 0,856 г/см 3

О - пересчетный коэффициент, = 0,9

з - коэффициент нефтеотдачи, = 0,5

Qизв = 3450000 ·10 ·0,22 ·0,89 ·0,856 · 0,9 = 5145655.6 т

Qбал = Qизв·з

Qбал = 5145655.6*0.5= 2572827.8 т

Извлекаемые запасы нефти для третьей залежи в старо-оскольском горизонте (пласт Д3)

Qизв.н.=FhmоkнpОз

где Qизв - извлекаемые запасы нефти, млн. т.

F - площадь перспективной структуры по опорному горизонту,

F = 3450000м 2

H - средняя эффективная нефтенасыщенная мощность, H = 15 м

kп - коэффициент пористости, kп = 0,22

kн - коэффициент нефтенасыщенности, kн = 0,88

рн - плотность нефти, н = 0,856 г/см 3

О - пересчетный коэффициент, = 0,9

з - коэффициент нефтеотдачи, = 0,5

Qизв = 3450000 ·15 ·0,22 ·0,88 ·0,856 ·0,9 = 6017490 т

Qбал = Qизв·з

Qбал = 6017490*0.5 = 3008745 т

Подсчет запасов нефти и газа для второго купола размерами 0.9*2 произвела объемным методом по следующим формулам:

Извлекаемые запасы нефти для первой залежи в бобриковском горизонте

Qизв..=FhmоkнpОз

F= 1800000 м 2

Qизв..=1378266 т

Qбал = Qизв·з

Qбал =689133 т

Извлекаемые запасы нефти для второй залежи в муллинском горизонте (пласт Д2)

Qизв.н.=2684689.9 т

Qбал = 1342344.9т

Извлекаемые запасы нефти для третьей залежи в старо-оскольском горизонте (пласт Д3)

Qизв.н.=3139560 т

Qбал =1569780 т

3.2 Основные показатели эффективности работ

Таблица 10

Номер	Показатели	Единица измерения
1	Количество проектных скважин	шт.	23
2	Суммарный метраж	метр	2860
3	Прирост ожидаемых запасов на 1 м проходки: нефти	тонн/м	1600.88
4	Прирост ожидаемых запасов на 1 скважину: нефти	тонн/скв	1526175

Заключение

На мой взгляд, на данной Западно-Зириклинской структуре Тюменякской площади целесообразно проводить поисковое бурение, т.к. на соседнем Туймазинском месторождении имеются данные о промышленных притоках нефти. В результате проведения поисковых работ на Тюменякской площади прирост запасов может составить:

- Извлекаемые запасы нефти для первой залежи в бобриковском горизонте

- 2641676.5 (1378266- 2 купол) т

- Извлекаемые запасы нефти для третьей залежи в муллинском горизонте

- 5145655.6 (2684689.9) т

- Извлекаемые запасы нефти для третей залежи в старооскольском горизонте

- 6017490 (3139560) т

В процессе написания курсового проекта, который входит в программу учебной дисциплины «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», на тему «Поиски залежей нефти в отложениях каменноугольной и девонской систем на Западно-Зиреклинской структуре Тюменякской площади», я закрепила следующие знания:

- Построение литолого-стратиграфического разреза;

- Построение геологических профильных разрезов;

- Выбор и обоснование систем размещения и мест заложения скважин;

- Выбор бурового раствора в зависимости от возможных осложнений;

- Планирование интервалов проведения ГИС и отбора керна и шлама;

- Оценка перспективных ресурсов нефти по категории С3.

Размещено на Allbest.ru