Разработка нефтяной залежи

 

                                   

4.3 Геологические условия  проводки.

На Енапаевской площади из числа проектных скважин за типовую выбирают выбирают скважину №1, расположенную в сводовой части структуры самой высокой гипсометрической отметке. Скважина является первоочередной и бурится независимой в оптимальных геологических условиях и решает следующие задачи;

• изучение геологического строения и коллекторских свойств пород;
• изучение пластовых флюидов и оценки нефтегазоносности;
• определение физико-химических свойств флюидов.

 

                     4.3.1 Выбор типовой скважины и ее геологический разрез.

Проектный геологический разрез типовой скважины представлен в таблице 4.3.1.

 

Таблица 4.3.1

Стратиграфический разрез	Индекс отложений	Интервалы вскрытия, м.	Мощность, м.	Краткая литологическая характиристика
Четвертичная система	Q	0-30	30	Аллювиальные отложения.
Шешменский горизонт	P2 ss	30-96	66	Песчаники, алевролиты, глины.
Соликамский горизонт	P2 sl	96-135	39	Доломиты, известняки, алевролиты.
Иренский горизонт	P1 kg ir	135-210	75	Доломиты, ангидриты
Филлиповский горизонт	P1 kg fl	210-273	63	Доломиты, известняки.
Иргинский, Саргинский, Саронинский горизонты	P1ar srn+sr+irg	273-483	210	Известняки, доломиты.
Бурцевский горизонт	P1ar br	483-543	60	Известняки,  доломиты.
Сакмарский ярус	P1s	543-693	150	Доломиты, известняки.
Ассельский ярус	Р1as	693-810	117	Доломиты, известняки.
Верхне-каменноугольный отдел	C3	810-948	138	Известняки и доломиты.
Мячковский горизонт	C2 m мч	948-1029	81	Известняки, доломиты.
Подольский горизонт	C2 v pd	1029-1137	108	Известняки и доломиты.
Каширский горизонт	C2 m ks	1137-1191	54	Известняки c прослоями доломитови  аргилитов.
Верейский горизонт	C2 m vr	1191-1236	45	Аргиллиты            известняки.
Мелексский горизонт	C2 b2ml	1236-1263	27	Известняки.
Черемшанский горизонт	C2 b2cm	1263-1278	15	Известняки.
Нижне-башкирский подъярус	C2 b1	1278-1311	33	Известняки.
Протвинский, Запалтюбинский горизонты	С1s2pr+zp	1311-1332	21	Доломиты, известняки.
Тарусский, Стешевский горизонты	С1s1tr+st	1332-1428	96	Известняки и доломиты.
Михайловский, Венский горизонты	С1v3 mh+vn	1428-1587	159	Известняки и доломиты.
Алексинский горизонт	С1v3al	1587-1620	33	Известняки, аргиллиты доломиты.
Тульский горизонт	С1v3 tl	1620-1665	45	Аргиллиты, песчаники, алевролиты.
Бобриковский горизонт	C1v2bb	1665-1692	27	Алевролиты, аргиллиты, песчаники.
Радаевский горизонт	С1v1rd	1692-1716	24	Алевролиты, аргиллиты, песчаники.
Косьвинский горизонт	С1v1ks	1716-1722	6	Известняки.
Кизеловский горизонт	С1t2kz	1722-1740	18	Известняки, прослои доломитов.
Черепетский горизонт	С1t2cp	1740-1764	24	Известняки,                           аргиллиты.
Малеевский, упенский горизонты	С1t1 ml+up	1764-1785	21	Известняки                 глинистые.
Верхне-Фаменский подъярус	D3fm3	1785-1830	45	Известняки.
Средне-Фаменский подъярус	D3fm2	1830-1941	111	Известняки.
Нижне-Фаменский подърус	D3fm1	1941-2076	135	Известняки,          долмиты.
ВоронежскийЕвлановский, Ливенский  горизонты	D3fr3 lv+ev+vr	2075-2222	147	Доломиты.
Мендымский горизонт	D3fr3mn	2222-2279	57	Доломиты, прослои                                                                                         известняков.
Доманиковый горизонт	D3fr2 dm	2279-2306	27	Известняки.
Саргаевский горизонт	D3fr2 sar	2306-2318	12	Известняки.
Тиманский горизонт	D3 fr1tm	2318-2330	12	Известняки, аргиллиты, алевролиты.
Мулинский горизонт	D2g ml	2330-2336	6	Алевролиты, аргиллиты, песчаники.
Ардатовский горизонт	D2g ar	2336-2342	6	Алевролиты, аргиллиты.
Вендский комплекс	Vd	2342-2400	58	Алевролиты, аргиллиты, песчаники.

 

4.3.2 Осложнения в процессе бурения

Согласно данным бурения на соседних площадях возможны следующие виды осложнений:

1. Поглощение бурового раствора;
2. Обвалы, (осыпи);
3. Прихват бурового инструмента;
4. Кавернообразование,;
5. Нефтепроявления.

                                                                                                 Таблица:4.3.2.1

Виды осложнений	Интервалы глубин, м.
Поглощение бурового раствора, обвалы.	0-170
Кавернообразование, желобообразование, обвалы.	170-1665
Обвалы осыпи, поглощение бурового раствора .	1665-1740
Кавернообразование, желобообразование, обвалы.	1740-2340
Обвалы осыпи, поглощение бурового раствора, прихваты бурового инструмента.	2340-2400
Нефтепроявления	1665-1815, 1920-2100

 

4.3.3 Обоснование типовой конструкции скважины и ее расчет.

Учитывая требования охраны недр в процессе бурения и особенности литологического разреза, проектом предусматривается следующая конструкция, которая позволит осуществить проводку скважины до проектной глубины.

Направление. Диаметр-0,324 м. Спускается на глубину 45м. с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Для предотвращения размыва устья и ликвидации зон поглощения.

Кондуктор. Диаметр-0,245 м. Спускается на глубину  135м. с целью крепления противовыбросового оборудования, перекрытия поглощающих горизонтов,  зон обваливания стенок скважины.

Эксплуатационная колонна. Диаметр-0,146 м. Спускается до проектной глубины 2400 м, с целью изоляции нефтегазоностных и водоносных горизонтов, обеспечения испытания и освоения скважин.

Расчет конструкции скважины.

1. Эксплуатационная колонна:

Диаметр выбираем из условий ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента. Оборудование принимается по ГОСТу 632-80 равным dЭ.K.= 0,146 м.

2δ- зазор между муфтой  обсадной трубы и стенками (мм);

dM- диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб (мм).

Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну

DЭ.K .= dM + 2δ

D Д.Э.K .= 0,166 +2*0,02 = 0,206 м

По ГОСТу 20692-75 диаметр долота под эксплуатационную колонну принимают равным 0,2159 м.

2. Кондуктор:

Определяется диаметр кондуктора из условий прохождения долота под эксплуатационную колонну.

DВH. КОН.= D Д.Э.K.- 0,006 = 0,2279 м

По ГОСТу 632-80 принимается диаметр кондуктора равным 0,245 м Определяется диаметр долота под кондуктор:

D Д.KОН. = dM + 2 δ

D Д.KОН.= 0,275 + 2*0,015 = 0,305 м По ГОСТу 20692-75  D Д.KОН. принимается равным 0,2953 м.

3. Направление:

DH = D Д.KОН. + 2 δ = 0,2953+2*0,006 = 0,3073 м

По ГОСТу 632-80 принимается DH равным 0,324 м. Определяется диаметр долота под направление

D Д .H.= dM + 26 = 0,324 + 2*0,015 = 0,354 м

По ГОСТу 20692-75 диаметр долота под направление принимается равным 0,3746 м.

Расчет цементажа эксплуатационной колонны.

H-глубина спущенной в скважину обсадной колонны = 2400 м;

d1- наружный диаметр обсадных труб =0,146 м;

d2 – внутренний диаметр обсадных труб =0,130 м;

Dд – диаметр долота =0,2159 м;

Hц – высота подъема цементного раствора =2000 м;

Pц – плотность цементного раствора =1860 кг/м3;

h – высота установки «стоп» кольца =20 м;

1. Рассчитываем объем цементного раствора, подлежащего закачки в скважине определяется по формуле:

VЦ  = п/4 [К1*(D2-d12)*Hц+d22 *h]

K1 – коэффициент учитывающий увеличение объема  цемента цементного раствора расходуемого на заполнение каверн, трещин и увеличение диаметра скважины против расчетного

K1 = 1,2

п/4 = 0,785

Vu = 0,785*(1, 2*(0,21592 - 0,1462)*2400+0,1302 *20) = 57,46м3

2.Количество сухого цемента  для приготовления цементного

раствора:

(1/1+m)* рц * Vц

m- водоцементное отношение; m=0,5

1/1,5* 1860 * 57,46=71,179 т.

3. 1,01*71,179=71,89 т.

4. Необходимое количество воды  для приготовления цементного  раствора 50%- ной консистенции:

VВ = 0,5*

VВ = 0,5*71,179 = 35,589 м3

5.Потребное количество продавочного  раствора:

Vnp= ∆*(π d22)4 *(H-h)

где ∆ - коэффициент, учитывающий сжатие глинистого раствора (∆=1,03-1,05)

Vnp = 1,03*0,785*0,169*(2400-20)/4 = 80,92 м3.

 

                 4.3.4 Буровые растворы и контроль показателей их свойств.

Перед началом бурения определяются состав и свойства буровых растворов, которые будут использованы для промывки скважины в каждом конкретном интервале. Расчет плотности бурового раствора для вскрытия пластов производится согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Чтобы выбрать буровой раствор правильно, нужно принимать во внимание следующее:

• буровой раствор должен быть наиболее эффективным в данных условиях;
• должен приготавливаться на основе доступных и дешевых материалов;
• эффективно очищать скважину от обломков выбуренной породы и выносить их на поверхность;
• создать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте-, газопроявлений;
• оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;
• обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии.

Выбор буровых растворов основывался с учетом особенностей геологического разреза, возможных осложнений в процессе бурения, глубины и т.д.

1. Начальный интервал 0-30 м бурится сухим способом;
2. В интервале 30- 135 м используем глинистый раствор, с плотностью 1,08г/см3 и вязкостью 34-40 с.
3. При прохождении интервала 135-1620 м используем хлорнатриевый раствор, с плотностью 1,05г/см3.
4. При прохождении интервала 1620-2400 м используем малоглинистый ингибированный раствор, с плотностью 1,14 г/см3 , вязкостью 40-60с, водоотдачей до 6 см3/30 мин, СНС 26-60 Па через 1 мин, 30-120 Па через 10 мин рН 8-10.

4.4 Комплекс геолого-геофизических исследований.

4.4.1 Отбор керна и шлама.

Для изучения геологической характеристики пластов и физических свойств коллекторов, уточнения стратиграфических границ, эффективной и нефтенасыщенной толщин, положения водонефтяного контакта, а также лабораторного изучения физических свойств пород продуктивных горизонтов по скважинах предусматривается отбор керна. Интервалы отбора керна по типовой проектной скважине приведены в таблице 4.4.1.

                                                                                                                Таблица 4.4.1.1

Возраст отложений	Интервалы отбора керна, м	Проходка с керном, м	Керноотборное устройство
Тульский  + Бобриковский  + Радаевский + Косьвинский горизонты.	1665-1740	81	Силур
Черепетский + Мелеевско-успенский горизонты	1764-1809	45	Недра
Средне-Фаменский подърус	1896-1935	39	Недра
Нижне-Фаменский подърус	1980-2025 2067-2097	45 30	Недра
Вендский комплекс	2385-2400	15	Недра

Общая проходка с керном составляет 255м, т.е. % от всей глубины скважины. Также, для изучения литологии разреза и выяснения в нем нефтеносности, производится отбор шлама через 5 метров проходки по всему стволу скважины и через 2 метра в интервалах продуктивных пластов. В случае малого выноса керна, проектом предусматривается отбор образцов сверлящим пробоотборником в количестве до 50 образцов на скважину из расчета 1 образец на 0.25 м эффективной толщины пласта.

4.4.2 Геофизические и геохимические исследования.

Геофизические исследования проводятся в скважинах с целью получения данных для решения ряда геологических и технических задач проводки скважины и документирования геологического разреза. К основным геологическим и техническим задачам относятся:

• Литологическое расчлинение разреза;
• Оценка, характера насыщения коллекторов;
• Определение подсчетных параметров для обоснования объема запасов углеводородов;
• Контроль технического состояния скважины;
• Сопровождение и определение качества испытания скважин;
• Геохимические исследования;
• Геохимические методы исследования включают в себя;
• Газовый каротаж;
• Гидрохимические исследования;
• Исследования шлама и образцов.

Используемые виды промыслово-геофизических исследований и их характеристики представлены в таблице №4.4.2.1

                                                                                                         Таблица 4.4.2.1

Вид исследования	Целевое назначение	Масштаб записи	Интервалы проведения
Каверномет-рия	Подсчет объема затрубного пространства для определения необходимого количества цемента при цементировании скважины; контроль состояния ствола скважины; уточнение геологического разреза пластов	1:500 1:200	0-135, 1600-1805, 1600-2400.
ПС	Корреляция разреза, их литологическое расчленение, оценка мощности пластов, их насыщенности и подсчетных параметров	1:500	0-2400
ГК	Литологическое расчленение разреза, их корреляция; определение природы радиоактивных элементов в породе, оценка глинистости пластов	1:500	0-2400
НГК	Расчленение пород различающихся водородосодержанием; определение коэффициента пористости; установление ВНК, ГВК.	1:200	0-135 1600-1805
ГГК	Расчленение вскрытой толщи разреза по плотности.	1:500	0-2400
Инклинометрия	Искривление ствола скважины.	1:500	135-2400
АКЦ	Определение качества цементного камня за колонной.	1:500	0-2440
АК	Литологическое расчленение разреза, оценка пористости и насыщенности пластов	1:200	0-135, 1600-1805, 1750-2400, 1600-2400.
БКЗ	Детальное расчлинение разреза; выделение пластов-коллекторов	1:200	0-135, 1750-2400.
ТК	определения целостности колонны, зон цементации и рабочих горизонтов скважины;	1 : 200	1750-2400