Автор: Пользователь скрыл имя, 14 Мая 2013 в 21:36, отчет по практике
Целевое назначение работ, проводимых на территории Иркутской области: геологическое изучение с целью поисков и оценки залежей нефти и газа на Западно-Ярактинском лицензионном участке. Участок имеет статус геологического и горного отводов.
Находился в должности помощника бурильщика, но был и частично дизелистом (включение и отключение компенсатора), частично слесарем (ремонт оборудования), частично помощником технолога (подготовка к аварийным ситуациям, подготовка оборудования).
Песчаники, обладавшие пониженными первичными коллекторскими свойствами за счет их повышенной глинистости и карбонатности, как правило, теряли проницаемость даже при незначительной (< 5 %) степени засолонения.
Коллекторские свойства песчаников ярактинской пачки изменяются в довольно широких пределах, как по площади, так и по разрезу. Открытая пористость изменяется от 0,4 % до 18 %, межзерновая проницаемость – от непроницаемых до 2482 мД.
По степени засолонения песчаников на Западно-Ярактинском участке четко выделяется зона с максимальным засолонением (> 5 %) песчаников. Данная зона, в виде полосы прослеживается от скв. №36 в юго-восточном направлении до скв. №41 Ярактинской площади. С одной стороны наблюдается четкая приуроченность данной зоны к крупной песчаной линзе, объединяющей верхний и нижний (I и II) пласты Ярактинской пачки. Данная связь может служить подтверждением тому, что песчаники вышеупомянутого песчаного тела обладали высокими первичными коллекторскими свойствами.
С другой стороны наблюдается приуроченность зоны максимального засолонения песчаников к зоне тектонических нарушений северо-восточного простирания, по которым в период повышения тектонической активности, сопровождавшей трапповый магматизм, происходила фильтрация тяжелых рассолов из прогретой интрузиями вышележащей карбонатно-соленосной толщи.
По коллекторским характеристикам песчаников четко выделяется зона засолонения (скв. №36, 105. 39, 27, 23, 8-Непская) в пределах которой отмечаются участки как полного отсутствия коллекторов (скв. №36, 27), так и участки развития высокопроницаемых коллекторов I класса (по классификации А.А. Ханина). В скв. №39 отмечаются коллекторы с проницаемостью до 1227 мД, а в скв. №23 – до 2482 мД.
Большую часть лицензионного участка занимают коллекторы III (скв. №1-Токминская; скв. №37, 105, 8-Непская) и IV (скв. №25, 2 -Звездная; скв. №1, 2, 3 Хушманская) классов с пределами проницаемости, соответственно, 100-500 мД и 10-100 мД.
При приближении к зоне замещения песчаников глинистыми отложениями наблюдается ухудшение их коллекторских свойств (скв. №25 и №1 Волоконская) в связи с повышением содержания глинистого и карбонатного материала, а также алевритовой примеси.
Изучение литологии и петрофизических свойств пород ярактинской пачки позволили сделать следующие выводы:
Для Западно-Ярактинского участка характерна значительная литофациальная изменчивость отложений ярактинской пачки по разрезу и по площади.
Терригенные отложения ярактинской пачки имеют довольно четкое ритмичное строение.
Для песчаников характерна невыдержанность коллекторских свойств, как по площади, так и по разрезу пачки.
Изменчивость коллектора обусловлена неравномерным засолонением песчаников, изменением содержания глинистого и карбонатного цементов, большим диапазоном фракций гранулометрического состава.
Распределение коллекторов по классам носит зональный характер.
Результаты палеотектонических реконструкций и испытания скважин свидетельствуют о наличии вторичной латеральной миграции при формировании как современного Ярактинского месторождения, так и открытых небольших нефтегазовых залежей в пределах Западно-Ярактинского участка. Причиной этому процессу могла послужить перестройка структурного плана рассматриваемой территории, произошедшая в процессе длительной истории развития Непско-Ботуобинской антеклизы и, в частности, Непского свода.
Это привело к расформированию ранее существовавших месторождений, располагавшихся на моноклинальном склоне палеоантеклизы, вероятно, ниже от современного их положения.
Подтверждением этому служит существование двух крупных блоков (Ярактинский и Западно-Ярактинский), разделенных восточной зоной малоамплитудных разломов северо-восточного простирания. В пределах вышеуказанных блоков наблюдаются самостоятельные гидродинамические системы с различными пластовыми давлениями. На территории лицензионного участка среднее пластовое давление в песчаниках ярактинской пачки составляет 275 атм, что несколько выше гидростатического и почти на 20 атм выше, чем на Ярактинском месторождении.
Другим подтверждением переформирования залежей, связанных с перестройкой структурного плана служат результаты испытания скв. №1, 4 Северо-Марковские, скв. №7 Непская и скв. №2 Хушманская. В вышеуказанных скважинах, находящихся в поле развития водонасыщенных песчаников ярактинской пачки, занимающем значительную территорию на юге и юго-западе лицензионного участка, отмечались нефтегазопроявления как при их испытании, так и в керне.
В скв. №1 Северо-Марковская при испытании получили из кровельной части ярактинской пачки приток пластовой воды с дебитом 1,7 м3/сут и 300 литров нефти. В скв. №4 Северо-Марковская за 2 часа 15 минут опробования получили 14,5 м3 пластовой воды с растворенным газом и пленками нефти.
Сильно разгазированная пластовая вода (дебит 12,8 м3/сут) с пленками нефти получена при испытании скв. №2 Хушманской. При опробовании скв. №7 Непской был получен приток пластовой воды и газа с дебитом 1500 м3/сут. Кроме того, в скв. №7 отмечается нефтенасыщение песчаников.
Остаточное нефтенасыщение песчаников указывает на процесс вторичной миграции нефти при ее вытеснении пластовой водой из хорошего коллектора в участки с низкими фильтрационными свойствами. В результате могли формироваться как нефтенасыщенные целики среди водоносных песчаников, так и небольшие нефтегазовые залежи при наличии ловушки.
Учитывая тот факт, что в пределах большей части лицензионного участка для терригенной толщи в целом характерен спокойный, слабо расчлененный рельеф, унаследованный от поверхности фундамента, то наиболее перспективными для формирования тектонически экранированных ловушек будут участки развития тектонических нарушений (западный и восточный) северо-восточного простирания, прослеживаемые на значительном расстоянии.
Именно к таким зонам и приурочены скв. №2 Хушманская и скв. №7 Непская, при этом для восточной зоны разломов наблюдается аномальное засолонение песчаников. В связи с этим севернее скв. 7 Непская возможно открытие новых залежей с дополнительным литологическим экранированием.
Определенный интерес в отношении нефтегазоносности представляет северо-восточный угловой участок рассматриваемой территории и в первую очередь район скв. №29 и №1 Волоконская. Отсутствие притока в скв. №1 Волоконская и замещение песчаников аргиллитами в скв. №34 указывает на возможное развитие выдержанного литологического экрана в восточном и северном направлении от скв. 29. В этой скважине при испытании ярактинской пачки в колонне получен приток пластовой воды дебитом до 16 м3/сут, свидетельствующий об удовлетворительных коллекторских свойствах ярактинских песчаников на данном участке. Западное ограничение предполагаемой ловушки может быть связано как с литологическим экраном, так и с зоной разломов, которая будет прослеживаться с северо-восточном направлении, вероятнее всего, за пределы лицензионного участка. При благоприятных структурных условиях в пределах данной зоны разломов в крайней северо-восточной части участка возможно обнаружение тектонически экранированных ловушек УВ.
При проведении поисково-разведочных работ на Ярактинском месторождении, помимо открытия основной залежи, к западу от последней по результатам опробования ИП и испытания скважин №№39, 105, 37 в отложениях ярактинской пачки были выявлены две небольшие литологически ограниченные залежи.
Отсутствие притоков при испытании ярактинской пачки и практически полное замещение песчаников аргиллитами в скв. №24 и №38 свидетельствует о наличии надежного и достаточно протяженного литологического экрана, ограничивающего с севера нефтегазовые залежи, вскрытые скв. №37 и №105 – Токминская.
Западное и восточное ограничение вышеупомянутых залежей проходит по системе разломов северо-восточного простирания.
Кроме того, залежь, вскрытая скв. №105 – Токминская, а также предполагаемая залежь, граничащая с ней с востока, частично экранируются соленасыщенными непроницаемыми песчаниками, вскрытыми скв. №36 и №27. По данным лабораторных исследований открытая пористость засолоненных песчаников в этих скважинах не превышает 2,4 %, а проницаемость лишь в единичных образцах достигает 2,4 мД.
Контуры вышеупомянутого литологического экрана, представляющего собой зону развития глинистых отложений ярактинской пачки, нанесены в соответствии с проведенными палеотектоническими реконструкциями. Данный, наиболее приподнятый в палеоплане участок являлся источником сноса терригенного материала, отлагавшегося на его склонах.
Большой интерес в отношении нефтегазоносности ярактинских песчаников представляет северо-западная часть лицензионного участка. Результаты испытания кв. 1-Токминская (80 м3/сут разгазированной пластовой воды) подтверждают удовлетворительные коллекторские свойства песчаников в этом районе. Предполагаемая нефтегазовая залежь будет связана с ловушкой, ограниченной с севера и востока зоной глинизации разреза ярактинской пачки, а с запада – тектоническим экраном, связанным с западной зоной разломов, подтвержденной результатами испытания ярактинской пачки и вышележащего осинского горизонта в скважинах Хушманской площади. Прослеживаемость данной зоны разломов по всему осадочному чехлу подтверждается данными электроразведочных работ, характером распространения усольского траппа, а также по сдвоенному разрезу верхоленской и литвинцевской свит, установленному в скв. №2 Хушманская.
Таковы основные черты и особенности нефтегазоносности базальных терригенных отложений Западно-Ярактинского участка.
Зонально развитый верхнетирский горизонт, залегающий в верхней части нижнемотской подсвиты и продуктивный на Аянском месторождении, в пределах Западно-Ярактинского участка представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и доломитов. Лишь в единичных скважинах (скв. №23. скв. №7 Непская) отмечаются маломощные прослои плотных песчаников.
Кроме того, скважинами вскрыт ряд регионально-продуктивных горизонтов в карбонатной части разреза: преображенский, устькутский, осинский, балыхтинский, христофоровский, бильчирский.
Преображенский горизонт, сложенный доломитами прослоями глинистыми и ангидритизированными, залегает в подошве средне-мотской подсвиты. Толщина горизонта 15-18 м. Коллекторские свойства пород низкие. Открытая пористость изменяется от 0,1 до 2,5 %. Межзерновая проницаемость, как правило, отсутствует. В скважинах Западно-Ярактинского участка горизонт не испытывался. В нефтегазоносном отношении отложения преображенского горизонта в пределах участка интереса не представляют.
Устькутский горизонт приурочен к верхней части верхнемотской подсвиты, сложен двумя пластами доломитов, разделенных пластом глинистых доломитов толщиной 8-16 м. Толщина горизонта 63-65 м. По керновому материалу горизонт изучен по скважине №23. Доломиты верхнего пласта трещиноватые, участками засолоненные с «выпотами» нефти. Открытая пористость доломитов изменяется от 0,1 до 7,3 %, межзерновая проницаемость – до 2,4 мД. Преобладают непроницаемые породы.
Породы нижнего пласта кавернозные и также отмечается засолонение. Открытая пористость пород изменяется от 1,3 до 9,8 %, а межзерновая проницаемость от 0 до 3,1 мД.
При испытании устькутского горизонта в скв. №23 получено 2 литра нефти с высоким удельным весом (0,877) и высокой вязкостью (64,7 сст). В остальных скважинах устькутский горизонт как коллектор себя не проявил.
Осинский горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками с подчиненными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина горизонта 60-75 м.
В отложениях горизонта спорадически проявляется трещиноватость, кавернозность, засолонение, отмечаются «выпоты» нефти. Коллекторские свойства пород осинского горизонта низкие: открытая пористость изменяется от 0,1 до 3 %, лишь в единичных образцах достигает 11,7 %. Межзерновая проницаемость практически отсутствует, в редких случаях превышает 1 мД.
При испытании скважин притоков из осинского горизонта не получено, за исключением скв. №2 Хушманская, где при опробовании ИП получен незначительный приток нефти дебитом 0,12 м3/сут.
Характерно, что большинство скважин Западно-Ярактинского участка, где отмечались нефтегазопроявления в процессе бурения и повышенные газопоказания в осинском горизонте (скв. №39, 36, 37, 26, 7-Непская, 2-Хушманская) находятся, с одной стороны, в зоне отсутствия в разрезе усольского траппа, а с другой – в пределах западной и восточной зон тектонических нарушений.
Отсутствие притоков из осинского горизонта указывает на его низкие коллекторские свойства. Однако не исключена возможность встретить в пределах распространения зон повышенной трещиноватости пород осинского горизонта небольшие залежи нефти и газа.
Следует отметить, что получение притока УВ из низкоемких коллекторов горизонта во многом будет зависеть от обязательного применения различных методов интенсификации притока.
Балыхтинский (верхняя часть усольской свиты), а также христофоровский (нижняя часть бельской свиты) горизонты опробованы в скв. №№ 2, 3, 5 на Непской площади, а также в скв. № 2 Хушманской площади. Притоков не получено.
Бильчирский горизонт приурочен к верхней части ангарской свиты, проявил себя в процессе бурения скв. № 1 Непской площади переливом нефти – до 4,5-5 м3/сут., но после спуска эксплутационной колонны притока не получено. При опробовании Бильчирского горизонта в скв. № 2, 3 этой же площади притоков из пласта не получено.
Кроме того, следует отметить, что в процессе бурения скв. № 37 Ярактинской при забое 1050 м (ангарская свита) отмечались кратковременные газопоказания.
Техническая часть.
Режимы бурения.
Способ бурения на интервале от 0 – 400 м. определен как роторный.
Роторное бурение - это способ проходки разведочных и эксплуатационных скважин, при котором вращение на долото передается через колонну бурильных труб от ротора, расположенного на поверхности.
Роторное бурение следует использовать при выполнении следующих условий: