6.2 Обоснование места заложения и проектной глубины скважины

Дата: 2025-06-02; Просмотры: 21

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

При выборе места заложения поисковой скважины учитывалось следующее:

1. Гипсометрия кровли карбонатной толщи нижнепермского возраста.

2. Точность и однозначность структурных построений на отдельных участках площади (наличие кондиционного сейсморазведочного материала и однозначность его интерпретации).

3. Наличие аномалий типа залежь по методам АНЧАР и ВИЗ.

4. Геолого-технические условия строительства скважины.

5. Возможность решения скважиной дополнительных геологических и методических задач.

Место заложения скважины характеризуется следующими благоприятными для решения геологических и методических задач условиями:

1.Наиболее приподнятым участком кровли юго-восточного борта Южно-Линевского перспективного объекта и надежным ее картированием.

2. Наличием АТЗ по данным методов АНЧАР и ВИЗ.

3.Перспективами нефтегазоносности нижней секции надсолевых отложений.

4. Расположением на региональном сейсмическом профиле в пределах участка с хорошим качеством материала.

Глубина скважины (6500м) полностью соответствует поставленным перед ней геологическим задачам.

6.3 Геологическое условие проводки скважины

Место заложения поисковой скважины находится в контуре юго-восточного борта Южно-Линёвской структуры. Выбор места заложения скважины осуществлен на основе построенной нами прогнозной схемы геолого-технических условий строительства скважин. В месте заложения скважины для бурения участка Южно-Линевской площади сохраняется высокая вероятность осложнений в соляно-ангидритовых отложениях иреньского горизонта и нижней секции перекрывающих нижнепермских отложениях. Интервалы возможных осложнений показаны на графическом приложении 3. Там же показан проектный геологический разрез.

Геологические условия проводки скважины сложные. Скважина должна пройти сверху-вниз три комплекса пород, различных по своим термобарическим и физическим свойствам:

- верхний надсолевой терригенный комплекс пород включает неоген-четвертичные, мезозойские и верхнепермские образования, общая толщина которых ожидается 3650 м;

- солевой комплекс, включающий толщу солей, ангидритов, доломитов иреньского и филипповского горизонтов, толщиной 240 м;

- нижний подсолевой карбонатный комплекс толщиной 2610 м объединяет карбонатные породы артинско-нижнекаменноугольного и верхнедевонского возраста.

Проектный геологический разрез и физико-механические свойства вскрываемых горных пород даны в таблицах 6.1 и 6.2.

Таблица 6.1 - Проектный геологический разрез

Таблица 6.2 – Физко-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Продолжение таблицы 6.2

Замеры пластовых давлений и температур, расчеты горного давления и давления гидроразрыва их градиентов, выполненные на Карачаганакском месторождении и в скважинах на соседних площадях, приняты в качестве исходных для прогнозирования этих показателей по Южно-Линевской площади.

На Карачаганакском месторождении на глубине 5300 м замеренное пластовое давление - 63.6 Мпа, градиент пластового давления 0.012. Пластовая температура на этой глубине 90°С, градиент пластовой температуры 0.0169. Данные давлений, градиентов и температур ожидаемых на Южно-Линевской площади приводятся в таблице 6.8.

Таблица 6.3 - Давления и температура по разрезу

Продолжение таблицы 6.3

В процессе бурения ожидаются следующие осложнения: нефтегазопроявления, осыпи и обвалы стенок скважин, прихватоопасные зоны, текучие породы и прочие возможные осложнения. Данные по каждому из видов осложнений приводятся в таблицах 6.4, 6.5, 6.6, 6,7, 6.8, 6.9.

Таблица 6.4 – Нефтегазоводопроявления

Продолжение таблицы 6.4

Таблица 6.5 – Осыпи и обвалы скважины

Таблица 6.6 – Прихватоопасные зоны

Таблица 6.7 – Текучие породы

Таблица 6.8 – Прочие возможные осложнения

Таблица 6.9 – Поглощение бурового раствора

6.4 Характеристика промывочной жидкости

В интервале 0-200 м плотность (j) 1120-1150 кг/м³; вязкость 60 секунд. Раствор естественный глинистый, пресный.

В интервале 200-1500 м j раствора 1280-1300 кг/м³, Т - 30-50 с. Раствор минерализованный глинистый, К⁺ содержащий.

В интервале 1500-3850 м j раствора 1330-1360 кг/м³, Т - 40-50 сек. Раствор высокоминерализованный, полисолевой, К⁺ содержащий, глинистый.

В интервале 3850-5550 м j раствора 1360-1400 кг/м³, Т - 30-50 сек. Раствор минерализованный, малоглинистый, утяжеленный.

В интервале 5550-6500 м j раствора 1270-1290 кг/м³, Т - 30-50 сек.; раствор минерализованный, слабо глинистый, утяжеленный.

6.5 Типовая конструкция скважины

На основании проектного литолого-стратиграфического разреза, геологических условий, опыта бурения на Карачаганакском месторождении, проектируется следующая конструкция скважины №1. Конструкция скважины приведена в таблице 6.10.

Таблица 6.10 - Типовая конструкция скважины

Продолжение таблицы 6.10

Продолжение таблицы 6.10

6.6 Комплекс геолого-геофизических исследований

6.6.1 Отбор керна, шлама и грунтов

С целью изучения литологической, петрографической и палеонтологической характеристик вскрываемых пород, а также определения их газонефтеносности и физико-коллекторских свойств, в предполагаемых продуктивных горизонтах проектом предусматривается отбор керна. Поинтервальный отбор керна, шлама и грунтов приведен в таблице 6.11.

Таблица 6.11 - Поинтервальный отбор керна, шлама и грунтов

Продолжение таблицы 6.11

Отбор шлама проектируется через 5 метров проходки по всему стволу скважины.

Отбор керна планируется начать с отложений уфимского яруса, где в интервале 3200-3255 м предполагается нефтяная залежь. С отбором керна планируется пробурить 1085 м, что при 70% выходе керна составит 760 метров.

Предлагается отбор грунтов боковым сверлящим грунтоносом СКТ в 4-х интервалах по 20-30 образцов в каждом интервале, всего 100 образцов из перспективных в нефтегазоносном отношении артинско-каменноугольных и девонских отложений.

6.6.2 Геофизические и геохимические исследования скважины

Промыслово-геофизические исследования проводятся с целью оценки промышленной нефтегазоносности вскрываемого разреза, качественной безаварийной проводки скважин на проектную глубину, изучения коллекторских свойств, карбонатности и т.д. геологического разреза. По даннным ГИС оцениваются физические параметры выделенных коллекторов.

С целью своевременного выявления газонасыщенных пластов и зон АВПД с начала бурения непрерывно производятся газокаротажные наблюдения (таблица 6.12).

Таблица 6.12 – Промыслово-геофизические исследования

Продолжение таблицы 6.12

Продолжение таблицы 6.12

Продолжение таблицы 6.12

Как правило, промыслово-геофизические исследования проводятся в открытом стволе под ту или иную конструкцию скважины и в колонне с целью проверки установки конструкций и ее качественного цементажа.

Под кондуктор, глубина установки которого 200 м, в открытом стволе в масштабе 1:500 приводятся стандартный каротаж 3 зонда, РК, кавернометрия, инклинометрия, в колонне - термометрия.

Под первую техническую колонну до глубины 1500 м и в открытом стволе проводятся в масштабе 1:500: КС (3 зонда), РК, 2ННК, АКШ, 2ГГК-п, ИК, БК, профилеметрия, инклинометрия; в колонне - термометрия, АКЦ+ФКЦ, СГДП, ЦМ-8-10.

Под вторую техническую колонну до глубины 3900 м в открытом стволе в масштабе 1:500 проводятся: КС (3 зонда), БК, НКГ, ГК. профилеметрия, инклинометрия. В масштабе 1:200 с целью выделения коллекторов, определения характера насыщения, определения Кп, Кв, Кнг, коэффициента Пуассона, модуля Юнга проводятся в масштабе 1:200: НГК, ГК, ИК, БК, БКЗ, БМК, МЗ, 2НКК-НТ, ИННКВ, АКШ, ГГК, профилеметрия.

В колонне производятся в масштабе 1:500: профилеметрия, термометрия, АКЦ+ФКД, СГДТ, ЦМ-8-10.

Под эксплуатационную колонну до глубины 6500 м в масштабе 1:500 осуществляются замеры: КС (3 зонда), БК, РК, профилеметрия, резистивиметрия, инклинометрия, термометрия. В масштабе 1:200 проводятся следующие исследования: РК, БК, БКЗ, ИК, БМК, МЗ, АКШ, 2ННК-нт, 2ГГП-п, профилеметрия. В колонне в масштабе 1:500 - профилеметрия, термометрия, АКЦ+ФКД, СГДТ.

Инклинометрия производится по всему открытому стволу скважины от 0 до 6500 м, замеры через 25 метров.

С целью стратиграфической привязки вскрываемых скважиной отложений и скоростной характеристики разреза проводится вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) на первом этапе до глубины 4500 м. Исследования по стволу скважины осуществляются с шагом 10 м. На втором этапе осуществляется изучение глубинной части разреза способом многократных перекрытий при исследовании глубоких скважин (МПГС). Данные методы позволяют при достаточной кратности исследований (до 24-48) уверенно проследить в районе скважины глубинные отражающие горизонты и оценить их физические параметры. Результаты ВСП и МПГС будут использованы для решения геологических задач по детализационным профилям МОГТ, которые проектируется отработать с целью детализации строения Южно-Линевского поднятия. Площадь детализации предполагается равной 225 км², густота сети детализационных меридиональных профилей через 1 км, увязочных широтных через 2 км. Длина широтных и меридиональных профилей 15 км, общий километраж детализационных профилей проектируется до 270-300 км.

6.6.3 Опробование перспективных горизонтов

Регламент испытания пластов в процессе бурения приводится в таблице 6.13.

Таблица 6.13 - Проектные интервалы опробования ИПТ или ИПК

Перед спуском ИПТ в скважине проводится сокращенный объем ГИС: ГК и каверномер. Намечается опробование на каротажном кабеле с помощью аппаратуры ОИПК-1, АГНП. Всего проектируется провести опробование на каротажном кабеле в 100 точках через 5 м перспективной части разреза путем 5 спусков приборов по 20 проб на каждом спускеВ таблице 6.14 приводятся данные по опробованию пластов после спуска эксплуатационной колонны. Ориентировочно выделены все возможно продуктивные горизонты. Практически следует ограничить опробование в колонне 12 пластами: 1 - в верхнем девоне, 2 - в нижнем карбоне и 9 - в нижнепермской газоконденсатной толще.

Таблица 6.14 – Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне.

Продолжение таблицы 6.14

Объекты и интервалы испытания будут уточнены по фактически полученным материалам - данным ПГИ, керна и испытания скважины в процессе бурения.

Перед проведением испытания проектируется монтаж, закрепление упорами и опрессовка линий для отвода пластовой жидкости от устья скважины до сборного амбара, на расстоянии не менее 150 м.

Монтируется отвод для сжигания на факел выпускаемого газа сепарации (свободного в случае газоносности испытываемого объекта ) согласно “Правил пожарной безопасности”.

Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой, опрессованной согласно действующей инструкции.

На буровой проектом предусматривается накопление запаса глинистого раствора в количестве не менее двух объемов скважины. Параметры раствора должны обеспечить предупреждение открытого газонефтяного фонтана на буровой.

Допустимые пределы депрессий давления определяются технической частью настоящего проекта, при разработке режимно-технологического регламента; запрещается превышать их при испытании объектов.

Испытание объектов в скважине производится “снизу-вверх”. Вскрытие объектов предусматривается перфорацией с плотностью 20 отверстий на 1 пог.м колонны. Перфорация и возбуждение объектоа производится только в течение светового дня.

Возбуждение притока из пласта осуществить заменой глинистого раствора на пресную воду; при необходимости, снижением уровня скважинной жидкости компрессированием до уровня, расчитанного режимно-технологическим регламентом.

Исследование объекта производить в соответствии с “Инструкцией по исследованию нефтяных, газовых, газоконденсатных и водяных скважин”.

В случае низких дебитов в процессе испытания пластов проектируется вторичное воздействие на призабойную зону. Методы обработки пласта определить в плане испытания объекта, в зависимости от литологии пласта-коллектора (известняк, доломит, песчаник), цементирующего вещества терригенного коллектора (известняковый, доломитовый, глинистый, кварцевый) вскрытого скважиной.

По каждому объекту отобрать не менее 3 проб нефти (воды). По газоконденсатным объектам отобрать пробы газа и конденсата методом промышленных отборов газа при исследованиях на газо-конденсатность. Отобрать не менее 3 поверхностных проб флюидов по каждому объекту, причем по “водяным” объектам должна быть достигнута постоянная минерализация воды в стволе скважины.

6.6.4 Лабораторные исследования

Первичная обработка геологического материала производится на месте геологической службой бурового предприятия и заключается в описании керна и шлама, и наблюдении за нефтегазоводопроявлениями, имевшими место в процессе бурения скважины. Научная обработка и обобщение материалов осуществляется тематическими партиями.

С целью всестороннего изучения вскрываемого разреза из поднятого керна отбирают образцы пород на различные виды лабораторных исследований.

Образцы пород, предназначенные для определения нефтегазоносности, парафинируются сразу после извлечении керна из грунтоноски.

Пробы нефти, газа, воды отбираются при опробовании скважин и при нефтегазоводопроявлениях.

Отобранные образцы пород, а также пробы нефти, газа и воды отправляются на исследование в научно-исследовательские и производственно-исследовательские организации.

По разрезу скважины на лабораторные исследования отбираются образцы керна с частотой 1 м, на следующие виды анализов:

- палеонтологическое определение возраста пород - 230 обр.

- петрографическое описание пород - 580 обр.

- палинологическое определение возраста пород - 50 обр.

- минералогический и гранулометрический состав - по 20% отобранных образцов, в т.ч. 10% из них - минералогический состав глин.

- карбонатность и нерастворимый остаток определить по 20% образцов.

6.6.4.2 Физико-химические свойства пластовых флюидов.

Результаты лабораторных исследований керна используются для литолого-стратиграфического расчленения разреза, для обоснования подсчетных параметров оценки запасов УВ выявленных залежей, для разработки петрофизической основы интерпретации материалов ГИС.

По отобранным пробам пластовой воды и УВ должны быть определены:

Для нефти:

- фракционный и групповой состав,

- содержание силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы,

- вязкость и плотность (при 20°С и 0.1 Мпа; в пластовых условиях),

- давление насыщения, газосодержание, газовый фактор,

- коэффициент упругости,

- забойные давления, температура.

Для газа (растворенного и свободного):

- плотность по воздуху,

- теплота сгорания,

- химический состав (содержание в объемных процентах метана, этана, пропана, бутана, пентанов, гексана и более тяжелых, а также гелия, сероводорода, углекислоты, азота и др.),

- давление начала конденсации пластового газа при пластовой температуре.

Для конденсата:

- потенциальное содержание,

- фракционный состав, групповой состав, содержание серы,

- плотность и вязкость при температуре 20°С и давлении 0.1 Мпа,

- конденсатно-газовый фактор (выход конденсата) в граммах на 1 м³ сепарированного газа при различных режимах сепарации,

- давление максимальной сепарации.

Для пластовой воды:

- полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов: йода, брома, бора, лития и т.д.,

- количество и состав растворенного в воде газа, его упругость.

В общем виде объем лабораторных исследований керна, нефти, газа и воды сведен в таблице 6.15.

Таблица 6.15 – Лабораторные исследования

Продолжение таблицы 6.15

Итоговым документом, венчающим методический раздел проекта, является геолого-технический наряд – ГТН (приложение 2).

7 Попутные поиски

Попутные поиски включают изучение разреза с целью выявления радиоактивных аномалий. В этих целях в проектируемой скважине будет выполнен гамма-каротаж по всему стволу скважины в масштабе 1:500. В случае выявления радиоактивной аномалии по заданию геологической службы бурового предприятия:

- из интервала радиоактивной аномалии отобрать грунты;

- выполнить радиометрический промер грунтов;

- выполнить гамма-каротаж радиоактивной аномалии в масштабе 1:50.

Проектом предусматривается выполнить гидрогеологический анализ вод зоны активного водообмена. Пробы воды анализируются на следующие параметры: рН, жесткость, окисляемость, содержание растворенных хлоридов, сульфатов, нитратов, нитритов, окисного железа. Попутно пресные подземные воды исследуются на наличие ценных компонентов. Промышленный интерес представляют следующие концентрации (мг/л): йода – 10, брома – 200; окиси бора – 250; магния – 100000; калия – 1000; лития – 10; рубидия – 3, цезия – 0,5, стронция – 300.

В проектируемой скважине, при получении притоков пластовой воды предусматривается выполнение гидрогеологических и гидродинамических исследований.

В случае если скважина глубокого бурения, давшая воду, и скважины-колодцы могут использоваться в системе мониторинга окружающей среды. Скважины-колодцы могут быть реализованы как техническая продукция в фермерских хозяйствах, а также минеральных и термальных вод в теплоэнергетических целях. Представить сведения о других полезных ископаемых, ожидаемых на площади – углях, горючих сланцах, железных и марганцевых рудах, цветных и редких металлах, строительных материалах, различных видах сырья, которые могут стать объектом попутных поисков.