Обоснование проведения поискового бурения на Западно-Иловлинской площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геогрофо- экономические условия района

2. Геолого- геофизическая изученность района работ

3. Геологическое строение площади

3.1 Проектный литолого- стратиграфический разрез

3.2 Тектоника

3.3 Нефтегазоносность

3.4 Гидрогеологическая характеристика разреза

4. Методика и объем проектируемых поисковых работ

4.1 Цели и задачи поисковых работ

4.2 Система расположения поисковых скважин

4.3 Геологические условия проводки скважины

4.4 Обоснование типовые конструкции скважины

4.5 Комплекс геолого- геофизических исследований

4.5.1 Отбор керна и шлама

4.5.2 Геофизические и геохимические исследования

4.5.3 Опробование и испытание продуктивных горизонтов

4.5.4 Лабораторные исследования

Заключение

Список используемых источников

бурение разрез поисковый горизонт



Введение

В настоящем проекте предусматриваются обоснования проведения поискового бурения на Западно-Иловлинской площади. Она находится на Европейской равнине Приволжской возвышенности в 50 км. Юго- западнее г.Красноормейска и в 13 км. на запад от с.Каменка.

Работами была выявлена структура, которая представляет собой линейно вытянутую антиклинальную складку.

Проектный горизонт сложен песчаниками и известняками на глубине 3800м.

В приделах этой территории поисковое бурение не проводилась, однако на соседних Макаринском, Добринском и Памятном площадях были выявлены скопления углеводородов в отложениях девона и карбона. Наличие благоприятной структуры открытые залежи на соседних площадях являются фактором, свидетельствующим о больших запасов углеводородов на исследуемой территории.



1. Географо- экономические условия района работ

Таблица 1.1

Географо- экономические условия района работ

№	Наименование	Географо- экономические условия
1	Географическое положение района работ	Европейская равнина, Приволжская возвышенность
2	Место базирования НГРЭ	г.Саратов
3	Сведения о рельефе местности в его особенностях, заболоченности, степени расчлененности, абсолютных отметках и сейсмичности района	Всхолмленная равнина, изрезанная балками и оврагами, максимальные отметки которых достигают 1300м. и приурочены к вершинам водоразделов. Линии, которые приурочены к долинам рек и овраги составляет 120м. На берегу Волгоградского водохранилища 15м.
4	Характеристика гидросети и источника питьевой, технической воды с указанием расстояния от них до объекта работ.	Основные водные артерии- Волгоградское водохранилище. В состав гидросети входит р. Карамыш с его притоками.
5	Количество скважин для водоснабжения.	Для технической цели водопровод до пруда длинной 4,5км. диаметром 100м; питьевая вода привозная из п.Каменка, расстояние 19км.
6	Среднегодовое, среднемесячное экстренное значение температуры	Среднегодовая: +50C Наибольшая летняя: +350С Наибольшая зимняя: -400С
7	Количество осадков.	Среднегодовое- 300- 350м.
8	Направление ветров и их сила.	Зимой северо- восточная, летом юго- западная, скорость 20- 30 м/с.
9	Толщина снежного покрова	В среднем 20см, продолжительность стояния 130 дней.
10	Начало- конец и продолжительность отопительного сезона	С 15. 10 по 15. 04 продолжительность 180 дней.
11	Флора и фауна	Растительность в основном степная и луговая. Из древесной растительности, развитой вдоль оврагов и рек, встречаются: дуб, клен, осина и т.д. Животный мир: лиса, заяц, степной хорек, суслик, хомяк. Птица: глухарь, снегирь, сокол и т.д.
12	Состав населения.	В основном русские.
13	Населенные пункты и расстояние до них.	50км. северо- восточнее г. Красноармейск, 19км. к востоку с. Каменка
14	Ведущая отрасль народного хозяйства.	Земледелие, животноводство, нефтяная промышленность.
15	Действующие и строящиеся нефти и газопроводы.	Нефтепроводы: Тихоризы- Самара Газопроводы: Кузьмичи- Самара.
16	Источники тепло и энергоснабжения.	Дизель- генераторная станция при высоко масштабных и буровых работах, тепловая котельная на буровой ВРС- 2.
17	Пути сообщения.	Населенный пункты между собой связаны грунтовыми дорогами, Красноармейск- Саратов ж/д
18	Виды связи.	Почтовая, телеграфная, мобильная.
19	Условие перевозки вахт.	Вахта доставляет из г. Саратова и г. Красноармейска автомобильным транспортом.
20	Данные по другим полезным ископаемым района, а также по обеспеченности строй материалами.	Другие полезные ископаемые отсутствуют. Обеспечение стройматериалами осуществляется через базы УПТО и КО

Таблица 2.1

Геолого-геофюическая изученность площади

№	Авторы отчета, год, наименование организации проводившая работу.	Вид и масштаб работ	Основные результаты исследований
1	И.Ф. Синцов	Геологическая	Распространение верхнее
	1888г.	съемка	меловых и пермских отложений
2	А.Д.Архангельский	Геологическая	Выявлены тектонические
		съемка	нарушения в верхней части раздела
3	А.Д. Архангельский	Геологическая	Описание тектонических форм
	Начало 20	съемка	дислокаций в верхней части
			юрских отложений
4	А.Д. Архангельский	Геологическая	Были определены Донское,
	1923-1924ГГ	съемка	Жирновске, Иловлинское поднятия
5	М.И. Покацапенш	Структурная	Установлено что Иловлинская
	1944г, 1948г.	геологическая	структура представляет собой
		съемка, 1:50000	поднятие брахиантиклинального типа, размером 12-23км.
6	Тематическая	Газосъемочные	Зафиксировано 5 аномалий по
7	Иловлинская газосъемочная партия №4146, 1947г,1951г.	Газосъемочные работы	Рекомендовано к бурению Арчинского поднятия. По Иловлинскому поднятию выявлена аномалия, состоящая из 4 колец, отражающих несколько газоотражающих источников.
8	Иловлинскаяэлектроразведочная партия Ш 1049, 1950г.	ВЭЭ	Составлены структурные карты по опорному горизонту в мезозое и по поверхности верхнего карбона.
9	В.И. Никитина 1949-1950.	Структурное бурение посреди юрских отложений	Выявлена и подготовлена к глубокому бурению Иловлинская структура.
10	1955-1957 ГПК	Бурение начала верхнего карбона	Установлено соответствие структурных типов мезозоя и верхнего карбона с некоторыми смещейными сводами в сторону полного крыла.
11	Иловлинская сейсморазведочная партия 1971г.	ОГТ	Выявлены 2 пирита по горизонтали карбона и девона, на профилях 117001 и 117004.
12	Каменская геологическая партия № 1171	OГTCMП 24*2	Установлена значительная часть Иловлинского участка.
13	Иловлинская сейсморазведочная партия № 1173.	ОГТ	В девонских отложениях выявлена Измайловская структура и подготовлена к бурению
14	Каменская сейсморазведок на я партия №1173	MOB, СMП 24*2	Выявлена и подготовлена к бурению Войловская структура
15	Иловлинская сейсморазведочна я партия 1174	МОВ	Выявлены Уневерситетское, Городское, Жуковское поднятия
16	Богаевская сейсморазведочна я партия №0493	МГТ 48мм., краткое профилирование х - мин.=150 м. Х- макс.=2500м.	Были составлены структурные карты масштаба 1:25000.



2. Геолого- геофизическая изученность района

На изученной территории проводилось геологическая, гравиметрическая съемки различных масштабов, структурное бурение ВЭЭ, электроразведочные, сейсморазведочные работы MOBи МОП, низкочастотная разведка методом «Ангар», на прилегающих к району работ площадях параметрическое поисковое, разведочное и эксплуатационное бурение.



3. Геологическое строение площади

3.1 Проектный литолого- стратиграфический разрез

Палеозойская группа

Девонская система

Верхний отдел

Франский ярус

Нижнефранский подъярус

Кыновский горизонт

Представлены песчаниками, алевролитами

Мощностью 80 м.

Среднефранскийподъярус

Сарчаевекий горизонт

Известняки органо-обломочные, мелко и тонкокристаллические, местами с прослоями мергелей и аргиллитов.

Мощностью 270м.

Семилукский горизонт Карбонатные и глинисто-карбонатные породы. Известняки участками обломочные, трещиноватые

Мощностью 250м.

Турнейский горизонт Известняки с прослоями мергелей, аргиллитов

Мощностью 160м. Верхнефранский подъярус

Воронежский горизонт

Представлен известняками.

Мощностью 100м.

Известняки серые и кремнистые, неравномерно перекристализированные, пиритюированные, средней крепости, в разной степени доломитизированны возможно битуминозные.

Мощностью 200м.

Нижнефраменский подъярус

Елецкий и задонский горизонты

Доломиты кремовые, серые, не равномерно перекристализированные, разнокристалические, кавернозные, местами пиритовые и битуминизированные.

Мощностью 370м.

Верхнефаменскийподъярус

Данковский и Лебединский горизонты

Известняки серые, массивные, трещиноватые, доломитизированные, в верхней частиглинистые.

Мощностью 280м.

Заволжский горизонт

Известняки серые, мелкокристаллические, массивные, участками кавернозные,трещиноватые.

Мощностью 60м.

Каменноугольная система

Нижний отдел

Турымский ярус

Нижнетурымский подъярус

Мелевский горизонт

Известняки серые, мелкокристаллические, массивные кавернозные, трещиноватые.

Мощностью 15м.

Упинский горизонт

Известняки глинистые, буроватые, зеленовато- серые, мелкокристаллические. Мощностью 45м.

Чернышевский и Кузмичевский горизонты

Известняки органогенные, обломочные, трещиноватые, мелкозернистые.

Мощностью 10м.

Визейский ярус

Средневизейскийподъярус

Алевролиты темно-серые, плотные, с растительными остатками. Верхней части представлены песчаниками мелко и среднезернистыми, кварцевыми.

Мощностью 35м.

Тульский горизонт

Представлен известняками, алевролитами, песчаниками. Терригенныепрослои

сосредоточены главным образом верхней части разреза. Известняки темно-серые, мелкозернистые, массивные, органогенные. Аргиллиты

серые, почти черные, плотные.

Алевролиты темно-серые, плотные, слюдистые, слоистые, она обусловлена чередованием песчаных и глинистых разностей пиритового материала.

Мощностью 5м.

Верхневизейский подъярус

Окский подгоризонт

В нижней части сложены песчаниками, алевролитами, известняками. Песчаники серые и мелкозернистые, слюдистые, крепкие, известняковые. Аргиллиты темно-серые, слюдистые, сланцеватые. Алевролиты серые, слюдистые, состатками флоры.

Мощностью 85м.

Серпуховский ярус

Известняки серые, кремнистые, тонко и мелкокристаллические, слоистые, массивные, органогенные, обломочные.

Мощностью 305м.

Средний отдел

Башкирский ярус

Прикамский горизонт

Известняки серые, светло-серые, мелко и среднекристаллические, трещиноватые.

Мощностью 35 м.

Мелекский горизонт

Горизонт с перерывом залегания на отложениях прикамскош возраста. Представлен аргиллитами тёмно-серыми, глинистыми, плотными. В верхней части выдержанный слой песчаника серого цвета, слюдистый.

Мощностью35м.

Московский ярус

Нижнемосковский подъярус

Отложения с перерывом залегают на сходных по литологическому составу породах и представлены аргиллитами с прослоями песчаников, алевролитов. Песчаники тёмно-серые, тонкозернистые, слюдистые, плотные. Алевролиты тёмно-серые, глинистые.

Мощностью 180м.

Каширский горизонт

Сложен в основном карбонатными породами, известняками, глинами.

Мощностью 115м.

Верхнемосковский подъярус

Подольский горизонт

Представлены известняками, серыми, мелко и среднекристаллическими, массивными.

Мощностью 145м.

Мезозойская группа

Триасовая система Нижний отдел.

Отложения триасового возраста представлены породами, условно подразделяющимися на две точки: нижнюю, песчано-глинистую и верхнюю-глинистую.

Мощностью 30 м.

Юрская система

Средний отдел

Отложения представлены песчано-глинистыми породами. В сновании яруса залегают песчаники кварцевые, светло-серые, разнозернистые глины, серые, плотные.

Мощностью 100м.

Бытский ярус

Глины серые, тёмно-серые, известковые, с прослоями песчаников и песков.

Мощностью от 0 до 15 метров.

Кайнозойская группа

Четвертичная система

Разнозернистые пески и супеси.

Мощностью от 0 до 30м.

3.2 Тектоника

В тектоническом отношении площадь работ находится в Северо-восточной части Уметовско - Линевской впадины. Вблизи юго-западного погружения погребенного Золотовско - Каменского выступа, западной части Иловлинско - Белгородского участка, являющегося частью наиболее перспективного направления наращивание запасов и добычи углеводородов в верхнефаменских рифовых образованиях.

Непосредственная близость площади к таким известным месторождениям Волгоградской области как Соювское, Массаровское и др., значительно повышают ее перспективность в нефтегазоносном отношении.

Выше перечисленные месторождения представляют единую Макаровскую рифовую зону, приуроченную к северо-западному крылу Вершинско-Памятной мезозойской антиклинали.

Наиболее крупные рифовые зоны - Памятная, Исосовская. Они в отличии от Макаровского. ориентированны ссевего- запада на юго- восток. Поэтому вся рифовая форма имеет дугообразную форму с вогнутой частью на северо-западе. Размеры памятного рифа составляют7,50 * 2,25км,Сосовского 5,0 *2,2км, Макаровского5, 75* 1,5км.

Описанные зоны осложнены отдельными вершинами. Этаж нефтеносности в пределах указанных рифов применяются от 234 до 246м. при едином водонефтяном контакте ( ВНК) высокая амплитуда рифов и соответственно большая высота залежей (150- 250м), громадные нефтегазоносные толщи определяют очень высокую концентрацию запасов на единицу площади. Высокие коллекторские свойства продуктивной толщи и коэффициенты продуктивности скважин (от 500 до 1300м/с) повышенного пластового давления над давлением насыщения нефти газом в 1,5 -2,0 раза, жесткий упруго напорный режим залежей позволяет разрабагывагь залежи на соответственном режиме без подержания пластового давления, при этом 70-80% извлекаются фонтанным способом.

Западно- Иловлинская структура выявления работами Богачевской сейсморазведочной партией № 0493 в 1995г. По подошве саргаевских отложений структура представляет собой брахиантиклинальную структуру размерами 3*1км, площадью 2,5км² по базисной изогипсе -3600м. В широком направлении амплитуды западного и восточного крыльев структуры составляют соответственно 50 и 70м.

Южное крыло имеет амплитуду 40м. По отражающему горизонту подошве- алексинских отложений Западно- Иловлинская структура представляет собой брахиатиклинальную структуру с разрезами 3,5* 1,5км, площадью по базисной изогипсе 1510 м- 3,2км^2.

Анализ толщины отложений между подошвой алексинских и сараевских отложений свидетельствует об их разрастании на западном и восточном крыльях структуры, что позволяет предполагать возможное время формирования этих крыльев. На южном крыле увеличение толщины не наблюдается, образование этого крыла обусловлено региональным наклоном на юг в предмезозойское время. Вывод о формировании северного крыла затруднён из-за отсутствия информации. Как известно на прилегающей с востока Иловлинской структуре предмезозойского времени формирования углеводородов в среднем и нижнем карбоне.

Западно-Иловлинская структура приурочена к цепочке поднятий прослеживающегося по Волгоградской территории и от коробковской структуры через депрессию переходит на Западно-Иловлинскую площадь.

В сводовой части выделяют два относительно приподнятых участка, которые оконтуриваются изогипсами-1490м.Вместе с тем сейсмическая информация позволяет предполагать относительно более высокое структурное положение восточного участка. Анализ соотношения структурных планов по глубине свидетельствует об инверсионной природе Заподно-Иловлинской структуры, которая сформирвалась в предмезозойское время. Однако некоторое увеличение амплитуды с глубиной указывает на существование структуры, возможно с кыновского времени.

3.3 Нефтегазоносность

Установленная промышленная газоносность положительных структур в пределах Доно-Медведицких дислокаций в непосредственной площади и имеющие складчатое геологическое строение, дают основание высоко оценивать продуктивность отложений девона и карбона на площади проектируемых работ. Западно-Иловлинская площадь, так же как и биогенные массивы, вмещающие так же месторождение Волгоградской области, как Макоренское, Добринское, Памятное и др. распологаются в одинаковых геоструктурных условиях в дисперсионной зоне средне и позднефранской в падине осадконакопления.

В непосредственной близости к площади расположена Иловлинская нефтегазоконденсатное месторождение с залежами углеводородов в отношениях кизеловского, бобриковского горизонтов карбона.

Нефтегазоносность площади представлена в виде таблицы 3.3.1

3.4 Гидрогеологическая характеристика разреза

В районе проектируемых работ водоносные горизонты приурочены к пескам и песчаникам мезозойских отложений, песчаникам и известнякам перми, среднего и нижнего карбона и девона, водоносные горизонты мезозойского возраста установлены в отложениях байского возраста юрской системы.

Виды байосского яруса горьковатые и практического значения не имеют. На самой площади работ в мезозойских отложениях потенциально водоносные горизопты являются "сухими" т.к они находятся на очень высоких положительных отметках подошвы байоса (+136м) об этом свидетельствуют результаты бурения скважины на воду на соседней Велиневской площади, при освоении которой притока не получено.

Водоносные горизонты в отложениях пермского и каменноугольного возрастов по своему химическому составу и степени менирализании резко отличаются от вод отложений мезозойского времени, в следствии их изолированности друг от друга Она характерезуются повышенной минерализацией преимущественно хлоркальйиевоготипа иотносящихся к 3классу по параметру плотность воды меняется от 1,082до1,145 г/см и увеличивается с глубиной. Дебит вод этого комплекса колеблется от 5 до 170м³/сут. Минерализация вод в отложениях среднего и нижнего отделов каменноугольнойсистемы колеблются от 15% до 21%.Коэфициент метаморфизации равен 3,87.

Водоносность отложений девонского возраста на прилегающих к площади территории изучено слабо.

Так в скважине №3 Иловлинской площади были опробованы коллекторы верхней части елецких слоев на глубинах 2350-2360 м.в результате опробывания был получен приток воды, уровень и дебит не замеряется и не было отбора воды на анализ. Характерной чертой гидродинамический характеристики данного региона является то, что пластовые воды разреза относятся к хлоркальциевому типу или свойственно высокое содержание солей от 11,3 до 24,9%.

Все они по классу солености относятся к рассолам. Подобная закономерность определяется обменом между породой и жидкостью за продолжительный период времени, что и фиксируется высоким значением коэффициента метаморфизации, которые измеряются в пределах от 1 до 5.

Следует отметить различие составов вод нижнего карбона и среднего карбона. Так для вод нижнего карбона характерны более высокие концентрации солей, большая насыщенность микроэлементами (йод, радий).

Для водоносных горизонтов башкирского яруса свойственна более высокая минерализация вод и меньшее содержание йода.

Таким образом, по степени концентрации солей в разрезе карбона выделяются две гидрохимические зоны, разделенные окско-серпуховскими отложениями.



4. Методика и объём проектируемых поисковых работ

4.1 Цели и задачи поисковых работ

Обоснованием для постановки поисковых работ на Западно-Иловлинской площади является наличие благоприятной структуры выявленной сейсморазведочными работами по алексинским отложениям. В разрезе эти отложения сложены песчаниками, известняками и аргилиитами на соседних площадях в этих отложениях выявлены залежи.

В процессе поиска решается задача установления факта наличия или отсутствия промышленного скопления углеводородов.

В зависимости от геологического строения по разрезам бурения поисковых скважин должен быть проведен выбор объектов для постановки детализационных и оценочных работ, кроме того на поисковом этапе оценка запасов открытых залежей по категории С₂ и частично C₁.

4.2 Система расположения поисковых скважин

Для решения поставленных задач проектом предусматривается бурение. Рекомендуется пробурить одну скважину. Проектная глубина скважины составляет- 3800м. в отложениях девона.

Западно- Иловлинская структура приурочена к цепочке поднятий прослеживающегося по Волгоградской территории и от структуры через депрессию переходит на Западно- Иловлинскую.

4.3 Геологические условия проводки скважин

Геологические условия проводки скважин определяются по имеющимся данным проводки скважин на соседних площадях. Ожидаемые осложнения при бурении скважин отражены в таблице 4.3.1

Таблице 4.3.1

Геологические условия проводки скважин

Интервал	Возраст	Вид осложнений	Причина
глубин (м)			осложнения
0-10	Четвертичная, Юрская	Осыпи	Рыхлые породы
10-275	Триасовая, Пермская	Осыпи, поглощение	Рыхлые породы
735-865	Каменноугольная	Поглощение, осыпи, каверно образование	Сильно проницаемые породы
1125-1400	Башкирский, Московский	Газопроявление	Превышение пластового давления над давлением столба жидкости
1400-1435	Башкирский	Нефтепроявление	Превышение пластового давления над давлением столба жидкости
1435-1740	Визейский,	Осыпи, каверно	Сильно
	Серпуховский	образование, сужение стола скважины	проницаемые породы
1700-1730	Визейский	Газопроявление	Превышение пластового давления над
			давлением столба
			жидкости
1740-1845	Визейский	Нефтепроявления	Превышение
			пластового
			давления над
			давлением столба
			жидкости
1845-1880	Визейский	Газопроявление,	Превышение
		поглощение	пластового
			давления над
			давлением столба
			жидкости.
			Высоко
			проницаемые
			породы.
1880-1950	Турнейский	Нефтепрояление,	Превышение
		поглащение	пластового
			давления над
			давлением столба
			жидкости. Сильно
			проницаемые
			породы.
1950-2340	Фаменский.	Поглощение	Сильно
	Турнейский		проницаемые
			породы.
2700- 2830	Евлано-	Осыпи, сужение	Сильно
	ливенский	ствола скважины	проницаемые
			породы.
2830-3030	Евлано-	Нефтепроявление	Превышение
	ливенский		пластового
			давления над давлением столба жидкости.
3280-3800	Саргаевский	Нефтепроявление	Превышение пластового давления над давлением столба жидкости. Сильно проницаемые породы.

4.4 Обоснование типовой конструкции скважины

Конструкция скважины характеризует число опущенных в нее обсадных колонн, их диаметр, длина, диаметр ствола под каждую колонну местоположение интервала цементирования. В ГТН обсадная колонна показывается сплошной линией. Число у верхнего конца линии означает наружный диаметр (в мм), а у нижнего - глубина спуска (в м). Конструкция скважины должна обеспечивать их до проектной глубины. Возможность проведения полного комплекса геологического исследования скважины (ГИС), испытания в открытом стволе и колонне.

Отбор глубинных проб пластовых флюидов, возможность перевода скважины к категории эксплуатационных. Глубины обсадных колонн выбираются в зависимости от геологической проводки, наличие осложнений, пластовых давлений, ожидаемой продуктивности разреза, допустимой величины выхода из под башмака предыдущей колонны. Проектирование конструкции начинается с выделения зон несовместимых условий бурения.

Несовместимые условия являются в том случаи если при переходе из верхней зоны и нижней требуется изменить параметры бурового раствора так, что это приведет к осложнениям в верхней зоне. Приступить к бурению нижней зоны только после изоляции верхней обсадной колонны.

В скважины спускаются следующие виды обсадных колонн:

1. Шахтное направление - служит для закрепления устья скважины, предотвращения скважины от осыпей и обвалов, перекрытия верхних водоносных горизонтов. Глубина спуска от 7 до 70 метров.

2. Кондуктор - служит для перекрытия водоносных горизонтов, для предотвращения осложнений в процессе бурения. Глубина спуска от 500 до 700 метров.

3. Промежуточная колонна -- спускается, если необходимо применять параметры бурового раствора, для предотвращения осложнений, изоляции нефтегазовых горизонтов. Глубина спуска от 1500 до 5000метров.

4. Эксплуатационная колонна -- служит для вскрытия продуктивных горизонтов и эксплуатации скважины. Спускается до проектной глубины.

Дебит тонн/сутки	До 40	40-100	100-150	150-300	Более 300
Диаметр эксплуатационной колонны (в мм)	114	127-140	140-146	168-178	178-174
	Дебит м/сутки	До 75	До 250	До 500	До 1000	До 5000
	Диаметр эксплуатационной колонны (в мм)	117	117-146	146-168	168-178	219-273

Тт Таблица 4.4.1- Диаметр эксплуатационной колонны исходя из суммарных лддебита

Диаметр эксплуатационной колонны выбирают исходя из суммарных дебита. При наличии сероводорода диаметр увеличивается.

Диаметр долот для бурения под обсадную колонну выбирают в зависимости от диаметра муфты Д_д = Д_м + Р_к

Где, Ди-диаметр долота Дм - диаметр муфты
Р_к- диаметр зазора между стволом скважины и муфтами обсадных колонн.

Диаметр трехшарошечных долот в мм:

1) 132; 139,7; 142,9; 145; 149,2; 152,4; 158,7; 165,1; 174,4; 187,3; 190,5; 191; 200; 211,7; 215,9; 222,3; 228,6; 224,5; 250,8; 269,9; 295,3; 311,1; 320; 349,2; 374.

2) 93,7; 444,5; 469,9; 490; 508.

Таблица 4.4.2

Диаметры долот

	Зазор Р в мм
Обсадная колонна	Муфта
наружный и
внутренний
114/96	133	15
127/109	146	15
140/118	159	20
146/124	166	20
168/144	188	25
178/154	198	25
194/170	216	25
219/195	245	30
245/220	270	30
273/249	299	35
299/274	324	35
324/300	351	45
340/316	365	45
351/327	376	45
377/355	402	50
406/383	432	50
426/402	451	50
508/486	533	50

Диаметры обсадных колонн определяются по диаметру долота для бурения под последующую колонну. При этом внутренний диаметр колонны должен быть больше диаметра долота под последующую колонну Д-Д + Р_к.

Таблица 5.4.3

Сводные данные по типовой конструкции скважины

№	Наименование колонны	Диаметр колонны, мм Внешний/ внутренний	Глубина спуска, м	Высота Подъема цементного раствора за колонной, м
1	2	3	4	5
1	Шахтовое направление	377/355	30	Цементируется полностью
2	Кондуктор	273/249	525	Цементируется до устья
3	Промежуточная	178/154	1380	Цементируется до устья
4	Эксплуатацион- ная	114/96	3800	Цементируется до 1280м.

Цементирование скважин

Проектом предусмотрено цементирование обсадных колон следующих интервалов: шахтное направление, кандуктор и потайные колонны по всей длине; промежуточные колонны поисковых, параметрических, опорных, разведочных, газовых скважин в зависимости от глубины, В нефтяных скважинах глубиной более Зыс.м. по всей длине, до Зтыс.м. в нижнем интервале длиной не менее 500м. от башмака эксплуатационнойколонны во всех скважинах кроме нефтяных, по всей длине, а в нефтяных скважинах отбашмака колоны до уровня расположенного не менее чем на 100м. выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Цель цементирования:

1. обеспечить длительнуюизоляцию продуктивных горизонтов от верхних и нижних вод;

2. изоляция продуктивных горизонтов друг от друга;

3. укрепить неустойчивые породы;

4. пердогвратить выброс с газа, находящегося под большим давлением в породах, зацементированной зоне скважины;

5. изолировать маломощные продуктивные горизонты с целью их временной консервации;

6. изолировал верхние водоносные горизонты, используемые для местных нужд.

7. предохранить колонну обсадных труб от коррозии.

При цементировании необходимо соблюдать следующие правила:

-все проницаемые породы между башмаком расматриваемой колонны и башмаком предыдущей колонны должны быть изолированы, чтобы не возникли межпластовые перетоки;

-кровля цементного камня должна быть выше проницаемого объекта не менее чем на 200м;

- не должно быть разрыва сплошности цементного камня.

4.5 Комплекс геолого-геофизических исследований

4.5.1 Отбор керна и шлама

Отбор керна выполняется в интервалах разреза представляющих интерес в нефтегазовом отношении. При обнаружении в керне признаков нефтегазоносности переходим на сплошной отбор до исчезновения этих признаков. При недостаточном выносе керна (менее 40%)интервалы могут быть увеличены по результатам геологической службы. Извлечение из скважины керна с признаками нефтегазоносности парафинируется и отправляется для исследования в соответствующую лабораторию; проектные интервалы отбора керна представлены в виде таблицы 4.5.1.1.

Таблица 4.5.1.1

интервал отбора керна

Интервал отбора кернам.	Проходка с керном, м.	Возраст отложений.	Категория пород по трудности отбора керна
1	2	3	4
1120-1410	290	Башкирский, Московский ярус	Средние
1660-1910	250	Визейский, Турнейский ярусы	Твердые, средние, мягкие
2820-3060	240	Евлан-ливенский над горизонт	Мягкие
3250-3800	550	Кыновский, Саргаевский над горизонты	Мягкие

Отбор шлама не проектируется.

4.5.2 Геофизические и геохимические исследования

В поисковых, разведочных скважинах ГИС выполняется в масштабе 1:500 по всему стволу скважины, в масштабе 1:200 в перспективных интервалах.

В масштабе 1:500 по всему стволу скважины выполняются:

1. Для изучения литологического разреза: стандартный каротаж, электрокаротаж 2КС+ПС, акустический каротаж АК, гамма-гамма каротаж ГГК.

2. Для оценки геометрии ствола и положении скважины в пространстве:

кавернометрия ДС, инклинометрия ИС. В масштабе 1:200 в перспективных нефтегазоносных интервалах:

- для выделения коллекторов, определения их типов и параметров используются: 2КС+ПС, боковой каротаж БК, резистивиметрия (РЗС), микрокаротаж МК + микро кавернометр (МДС), боковой микрокаротаж БМК, гамма каротаж + нейтронногам-макаротаж РКНГК+ГК, гамма-гамма каротаж плотностей (ГГК), акустический каротаж (АК), индукционный каротаж (ИК), нейтрон но-нейтронный каротаж (ННК), кавернометрия (ДС).

3. Для спуска эксплуатационной колонны в перспективных интервалах проводится импульсно нейтрон-нейтронный каротаж (ННК).

4. Для изучения состояния скважины в масштабе 1:500 проводится акустический цементометр с целью определения качества цементирования колонн (АКЦ), термометрия (ОЦК)=электрометром для определения высоты подъема цемента после спуска обсадной колонны, проводится не ранее 16-24 часов после цементажа.

5. Локация муфт обсадных колонн (в эксплуатационной скважине). Для определения целостности технической колонны перед вскрытием перспективного интервала, по всему разрезу поисковой скважины проводится вертикаль сейсмическое перфорирование ВСП.

4.5.3 Опробование и испытание продуктивных пластов

В процессе бурения при подтверждённости продуктивности вскрытых отложений керновым материалом, шламом, геолого-технологическими исследованиями проводятся опробования испытателем пластов на трубах.

Эти работы проводятся в минимальные сроки, после вскрытия пластов не более пяти суток. Планируемые интервалы ИГТТ приводится в таблице

Таблица 4.5.3.1

планируемый интерва ИГТТ

№	Интервал опробования	Возраст
объекта
1	1380-1405	Башкирский ярус С2crm-prk
2	1715-1810	Визейский ярус(средний)С1tl
3	1850-1920	Тульский ярус (верхний)C1kz- cr
4	2825-3025	Фаменский ярус (верхний)D3evlvЕвлано-ливенский горизонт
5	3245-2800	Кыновский, Саргаевский, Самилукский горизонты D3Rnps,D3sr,D3sm

Опробование пластов на кабеле не планируется.

При положительном результате опробования пластов в этих интервалах будет проведена перфорация в эксплуатационной колонне, интервалы перфорации будут определены по результатам геологического исследования скважины (ГИС) и опробование пластов на табеле (ОПТ).

Нижние отверстия перфорации должны располагаться выше ВНК, не менее чем на, 25% толщины продуктивной части пласта.

4.5.4 Лабораторные исследования

Для решения вопросов стратиграфии, литологии, физических свойств коллекторов, содержащих углеводороды, физико-химические свойства нефти, газа, конденсата, пластовых вод, которые получены в процессе бурения и испытания скважин, предусматривается комплекс исследований. Данные приведены в таблице 4.5.4.1

Таблица 4.5.4.1

Комплекс исследований

Наименование исследований, анализов	Количество образцов, проб.
Петрографический	25-30
Палеонтологический	25-30
Определение:
- карбонатности	25-30
- глинистости	25-30
- пористости	140
- проницаемости	140
- плотности	135
- нефтенасыщенности	140
Химические анализы:
- нефти пластовой	4
- нефти сепарированной -газа растворенного	4 4
- газа свободного	4 4
- воды пластовой	4
Комплекс гидродинамических	4
Исследований уточняющих коллекторские
свойства на пяти режимах прямым ходом и
одном обратном.

В процессе испытания и пробной эксплуатации должны быть определены:

- для нефти - фракционный и групповой состав, содержание селикогеливых смол, масел, асфальтенов, парафина, серы, а также вязкость и плотность. При отборе глубинных проб - забойное давление, температура и газовый фактор;

- для газа - удельный вес по воздуху, температура сгорания, химический состав (содержание в % метана, этана, бутана, пропана, пентана и гексана), давление начало конденсации пластового газа при пластовой температуре;

- для пластовой воды - полный химический состав, включая определение попутных компонентов ( J, Br, В, Liи др.), количество и состав растворенного в воде газа, его упругость, температура и электрическое сопротивление.



Заключение

Для предотвращения загрязнения окружающей среды следует содержать отходы бурения в герметичных кладовых амбарах. Следить за качеством бурового раствора, чтобы не допустить переток и фонтанирование нефти; следить за давлением в трубопроводах, чтобы не превышать допустимое значение; содержать ГСМ в герметичных контейнерах и на значительном расстоянии от скважины; соблюдать технику безопасности по охране окружающей среды; противопожарную безопасность; содержать наготове и в исправном состоянии превентора; качественно цементировать обсадные колоны; соблюдать требования в процессе погрузке глинистого раствора, его транспортировки, разгрузки и хранении.



Список используемой литературы

1. Абрикосов И.Х., Гутман И.С. « Общая, нефтяная и нефтепромысловая геология», 2012г., 272 с.

2. Габриеляц Г.А. « Геология нефтяных и газовых месторождений», 1984г., 285 с.

3. Лазарев В.В. « Геология» Издательство Ин- Фолио., 384 с.

4. Методические указания по выполнению курсового проекта для специальности 130305 « Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», составитель преподаватель Иванова И.А., 34 с.

5. Соколов В.Л., Фурсов А.Я. « Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»- 2009г., 296с.

6. К.А. Машкович. Методика поисков и разведки нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.

7. К.А. Машкович. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. Москва « Недра», 2006.

8. Временное положение об этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. Москва, 2011.

9. Правила разработки нефтяных и газовых месторождений. Москва, 2009.

10. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. М., высшая школа, 2011.

Размещено на Allbest.ru