Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади

Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади

Поисковая скважина №2 закладывается на северном куполе структуры на расстоянии 2075 м от первой для уточнения строения. Проектный ярус скважины - турнейский, проектная глубина - 1680 м. Целью является поиск залежи нефти (газа) артинских, верейских, башкирских, тульских, бобриковских, радаевских отложений.

Разрезы проектных скважин представлены в таблице №4.2.2

Таблица №4.2.2

4.3 Геологические условия проводки скважин

4.3.1 Выбор типовой скважины и ее геологический разрез.

На Рябовском поднятии из числа проектных скважин за типовую выбирается скважина №1, расположенная в южном своде поднятия. Скважина является первоочередной, независимой, бурится в оптимальных, геологических условиях и решает следующие геологические задачи: изучение геологического строения оценка нефтегазоносности отложений

На основании построенного проектный геологический разрез таблице №4.3.1.1 профиля и типового разреза составляется типовой скважины, который представлен в

Таблица №4.3.1.1

4.3.2 Осложнения в процессе бурения

Аналогично данным бурения скважин на соседних площадях возможны следующие осложнения, которые могут быть встречены при бурении проектируемых скважин на Рябовском поднятии:

1) Обвалы, осыпи стенок скважины при прохождении казанского яруса, шешминского горизонта (20 - 100 м); Соликамского горизонта (430 - 480 м); эйфельского яруса и вендского комплекса (2390 - 2460).

2) Поглощения бурового раствора. Возможны поглощения казанского яруса, шешминского горизонта (20 - 100 м); Соликамского горизонта (430 - 480 м); эйфельского яруса и вендского комплекса (2390 - 2460).

3) Нефтепроявления в артинских, верейских, башкирских, тульских, бобриковских, радаевских, франских, живетских отложениях.

4.3.3. Обоснование типовой конструкции, ее геологический разрез

Выбор конструкции скважины — основной этап ее проектирования. Учитывая требования охраны недр и окружающей среды, горногеологические условия, предусматривается следующая конструкция, которая обеспечивает прочность скважин как технических сооружений, изоляцию водонапорных и продуктивных горизонтов и позволит осуществить проводку скважин при минимальных затратах материалов и средств. Данная конструкция представлена в таблице № и схеме № 1

Глубина распределения пресных вод на проектном участке достигает 100 - 170 метров. Основным водоносным горизонтом является шешминский.

Таблица №4.3.3.1

Ниже приводятся расчеты диаметров обсадных колонн. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх.

Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,146м. по ГОСТу 632-80

Определение диаметра долота под ЭК.

ДД.ЭК =ДМ +2*b=0,166+2*0,206 м

ДМ – диаметр муфты

b – зазор между муфтой ЭК и стенками скважины принимается 0,02м (согласно ГОСТу 20692-75.)

ДД, согласно этого ГОСТа, принимается 0,2159м.

Определение диаметра кондуктора

ДВНК = ДДЭК + ì0,006ü = 0,2259+0,006=0,2219 м î0,008þ

0,006 – зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора.

Долото принимается по ГОСТу 0,245 м.

Определение диаметра долота под кондуктор.

ДДК = ДМ +2* b=0,271+2*0,015=0,301м

Долото принимается по ГОСТу 0,2953м

Определение внутреннего диеметра направления

ДВНН = ДДК +ì0,006ü = 0,2953+0,006=0,3013 м î0,008þ

Принимается по ГОСТу 0,324м.

Определение диаметра долота под направление

ДДН = ДМ +2*b=0,351+2*0,025=0,401 м

Принимается по ГОСТу 0,3937м.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Схема 1

                 0,324 м                              0,245 м                            0,146 м

                   30 м

               Dд= 0, 404 м

                                                                    570 м

                                                              Dд= 0, 295 м

                                                                                                                2480 м

                                                                                                           Dд=  0, 19 м 

4.3.4 Характеристика буровых растворов

Перед началом бурения определяются состав и свойства буровых растворов, которые будут использованы для промывки скважины в каждом конкретном интервале.

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 (шлама) и вынос 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 ходе бурения, глубины и т. д.

1. Начальный интервал 0-20м бурить сухим способом

2. В интервале 20 - 515 м использовать естественный глинистый раствор плотностью 1080 кг/м3.

3. При углублении скважины - 515 -542 м использовать солевой раствор плотностью 1050 кг/м3.

4. С дальнейшим углублением 542 - 933 м использовать глинистый раствор плотностью 1120 кг/м3.

5. При прохождении интервала 933-1390м использовать техническую воду плотностью 1000 кг/м"

6. В интервале 1390-1772м использовать глинистый раствор плотностью 1120 кг/м 2

7. В интервале 1770-2225м использовать глинистый раствор плотностью 1080 кг/м3

8. В интервале 2225-2460м использовать глинистый раствор плотностью 1120 кг/м

4.4 Комплекс геолого-геофизических исследований

4.4.1 Отбор керна и шлама

Для изучения литологической характеристики пластов и физических свойств коллекторов, уточнения стратиграфических границ, эффективных толщин, положения ВНК, а также лабораторного изучения физических свойств пород продуктивных горизонтов, в скважине предусматривается отбор керна. С целью увеличения процента выноса керна из продуктивных горизонтов отбор следует производить специальными колонковыми снарядами «Недра», «Сиббурмаш», «Секьюрити».

Интервалы отбора керна по проектной поисковой скважине приведены в таблице №4.4.1.1

Таблица №4.4.1.1

Общая проходка с керном составляет 280 метров, что составляет 11.4% от общей глубины.

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 горизонтов.

Контроль замера инструмента следует производить перед отбором керна, и после достижения проектной глубины скважины.

4.4.2 Геофизические и геохимические исследования Геофизические исследования

Геофизические исследования в скважинах проводятся 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 расчленение разреза (выделение покрышек и коллекторов); оценка, характера насыщения коллекторов; определение подсчётных параметров для обоснования объёма запасов УВ; контроль технического состояния скважины; сопровождение и определение качества испытания скважины.

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

Таблица №4.4.2.1

Геохимические исследования

Геохимические методы исследования включают в себя газовый каротаж, гидрохимические исследования, исследование шлама и образцов. Проектом предусмотрено в процессе проведения газового каротажа провести и механический каротаж, определяющий продолжительность и скорость бурения скважин. Для уточнения характера пластового флюида следует выполнить люминисцентно-битуминологический анализ шлама, основанный на способности нефтей и битумов люминесцировать под действием ультрафиолетового облечения. Анализ следует провести с помощью люминископа.

4.4.3 Опробование и испытание перспективных горизонтов.

Для предварительной оценки нефтеносности перспективных объектов, а также выявления пластов - коллекторов и их параметров, проектируется испытание предполагаемых перспективных горизонтов сверху вниз в открытом стволе, в процессе бурения скважин, испытателями пластов.

Ориентировочные интервалы испытания пластов в процессе бурения по проектной поисковой скважине указываются в таблице №4.4.3.1

Таблица №4.4.3.1

Интервалы испытания должны оперативно корректироваться геологической службой в зависимости от фактической глубины залегания горизонтов, намеченных к испытанию и текущих результатов изучения нефтеносности вскрываемого разреза. При обнаружении нефтепроявлений в непредусмотренных проектом горизонтах, а также при вскрытии зоны ухода промывочной жидкости следует провести испытание их пластоиспытателем. Перед испытанием объектов в процессе бурения должны быть проведены геолого-геофизические исследования (МБК, БК, ДС, РК), которые решают следующие задачи:

1. выявление возможно нефтеносных пластов;

2. установление глубины их залегания;

3. выделение эффективных толщин пластов;

4. оценка их коллекторских свойств;

5. установление состояния ствола скважины в зоне намеченного испытания с целью выбора места установки пакера.

В процессе испытания пластов необходимо производить гидродинамические исследования, позволяющие определить характер насыщения пласта и его геолого-геофизические параметры (проницаемость, величину пластового давления, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание должно производиться не позднее 5 суток после вскрытия пласта и удаленности забоя от него не более чем на 25-30 метров.

С целью установления промышленной нефтеносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения других необходимых, данных для подсчета запасов нефти по промышленным категориям и составление проекта разработки залежи в скважине предусматривается спуск эксплуатационной колонны. Перед началом испытания производится проверка колонны на герметичность методом опрессовки или снижения уровня. Испытание в ней продуктивных горизонтов следует производить снизу вверх. Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежи на данном этапе работ, их сравнительной оценки. В связи с этим объекты испытания намечены предварительно, и окончательный выбор интервалов испытания будет сделан на основании всего комплекса исследования в скважине.

Ориентировочные интервалы испытания предполагаемого продуктивного горизонта через колонну типовой скважины приведены в таблице №4.4.3.

Таблица №4.4.3.2

4.4.4 Лабораторные исследования образцов

Лабораторные исследования приводятся из расчета на одну поисковую скважину в таблице № 4.4.4.1

Таблица №4.4.4.1

ГЛАВА 5 Ликвидация и консервация скважин

При завершении цикла строительства скважины в зависимости от полученных результатов они могут быть ликвидированы или законсервированы ( при получении промышленных притоков нефти ) или использованы в качестве наблюдательных. Шурф для рабочей трубы заливается цементом.

Ликвидация и консервация скважин должна осуществляться в соответствии “Инструкция о порядке ликвидации и консервации скважин и оборудования их устьев и стволов”, утвержденных постановлением ГосГорТех надзором РФ от 22.03.2000. №10

В скважинах подлежащих ликвидации интервалы со слабыми нефтегазопроявлениями, оказавшиеся непродуктивными перекрываются цементными мостами, высота каждого такого моста должна быть равна мощности пласта + 20 метров от кровли и от подошвы пласта. На кровле верхнего пласта мост устанавливается на высоту не менее 50 м.

Для более надёжной изоляции пресных вод предусматривается установка дополнительного ликвидационного моста высотой 50 м. Мост устанавливается в последней обсадной колонне на 25 м. выше и ниже предпологаемой нижней границе распространения пресных вод в интервале.

Устья ликвидированных скважин должны оборудоваться репером, на котором электросваркой делается надпись: № скважины, наименование площади и организации пробурившей скважину, а также ставится дата начала и окончания строительства. Над устьем скважины устанавливается бетонная тумба, облицованная железом 1х1х1 м., высота репера над бетонной тумбой должна быть не менее 0,5 м.

В случае ликвидации скважины после опробования при наличии эксплуатационной колонны(ЭК) все объекты испытания должны быть также изолированы друг от друга цементными мостами. Установка их производится аналогичным образом.

В скважинах ликвидируемых без спуска колонн в башмаке кондуктора устанавливается цементный мост высотой не более 50 м.

Консервация скважины производится с учётом повторного ввода её в эксплуатацию или проведения в ней каких либо ремонтных и других работ; не реже двух раз в год производится проверка состояния скважины с соответствующей записью в специальном журнале.

Скважина при консервации заполняется жидкостью, которая исключает глинизацию пластов и создаёт противодавление.

При временной консервации (остановки) находящихся в бурении скважин со вскрытыми продуктивными горизонтами, устья скважин герметизируют привенторами. Выше вскрытого продуктивного горизонта устанавливается цементный мост или гельцементный мост высотой 30-50 м., буримость которого ниже буримости пород в интервале установки моста.

При консервации скважин с перфорированной ЭК на устье устанавливается трубная головка фонтанной арматуры (ФА) с контрольным вентелем, с загерметизированными патрубками и заглушками на фланцах задвижек.

Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой 25-30 м.

ГЛАВА 6 Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа

Балансовые запасы нефти и газа считаются объемным методом по следующей формуле:

Q Б = F * h * m * KН * ρ * θ, где

F – площадь залежи;

H – средняя эффективная нефтенасыщенная мощность;

m – средний коэффициент открытой пористости;

KН – средний коэффициент нефтенасыщенности;

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях;

θ – пересчетный коэффициент для перевода нефти из пластовых условий в поверхностные;

Q Б – балансовые запасы;

Q ИЗВЛ = Q Б * η

Где η – коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти);

Q ИЗВЛ – извлеченные запасы;

VГ = Q ИЗВЛ * ГФ , где ГФ – газовый фактор;

VГ – млн. м3 – объем растворенного газа.

ГЛАВА 7 Охрана недр и окружающей среды

В целях охраны недр и окружающей среды проектом предусматривается проведение комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти и газа, вследствие низкого качества проводки скважины и неправильной ее эксплуатации, в процессе испытания, что может привести к преждевременному обводнению и дегазации продуктивного пласта.

С целью предотвращения выброса или открытого фонтана, пласты должны вскрываться на высококачественном глинистом растворе, параметры которого должны соответствовать регламенту, при наличии на устье ПВО.

Проектом предусматривается проведение мероприятий по предупреждению порчи пахотных земель, загрязнение водоемов. На площадках под буровой предусматривается рекультивация земель. Перед началом буровых работ снимается плодородный слой земли и складируется во временные отвалы.

После окончания работ производится захоронение производственного и бытового мусора, отходов бурения. Засыпаются и выравниваются ямы, котлованы. Плодородный слой возвращается из отвалов обратно.

С целью предупреждения загрязнения водоемов используют систему замкнутого оборотного водоснабжения.

Во избежание разлива горюче смазочных материалов, глинистого раствора, нефти, вокруг буровой делаются обваловывания.

При размещении скважин должна соблюдаться одно-километровая санитарная зона от населенных пунктов, а также минимальная ширина водоохранных зон. В водоохраной зоне рек, озер, водоемов запрещается размещение горюче-смазочных материалов, вырубка лесов, стоянка, заправка топливом, ремонт автотранспорта, а также проведение строительных работ.

Для предупреждения возможного загрязнения сточными водами водоемов в процессе строительства скважин, заложенных вне водоохранных зон, предусматривается:

производить обваловку вокруг буровой;

- вести бурение в системе оборотного водоснабжения;

- устанавливать мусорные ямы не ближе 30м от производственных и жилых помещений в местах, исключающих загрязнение водоемов;

При выборе конструкции скважин и шламовых амбаров при строительстве скважин должна учитываться степень естественной защищенности пресных подземных вод, защищенность грунта, расположение буровой площадки на рельефе местности и другие условия.

На скважине предусматривается система котлованов, связанных с буровой стоковыми желобами, исключающими сброс жидкости и шлама за пределы буровой.

Для предотвращения перетока пластовых вод за колонной и изоляции нефтеносных и водоносных горизонтов промежуточная и эксплуатационная колонны цементируются до устья.

С целью предупреждения открытого фонтанирования или выбросов, продуктивные пласты необходимо вскрывать на высококачественном глинистом растворе, параметры которого должны соответствовать указанным в ГТН, также обязательно наличие на устье скважины противовыбросового оборудования.

При испытании в колонне освоение скважины следует производить сразу после перфорации колонны для предоставления воздействия на пласт воды или глинистого раствора. Испытание нефтеносных горизонтов производится последовательно снизу вверх. После окончания испытания очередного интервала, его изолируют цементным мостом с последующей проверкой его местоположения и герметичности, и переходят к перфорации следующего объекта.

При завершении цикла строительства скважин в зависимости от полученных результатов, они могут быть ликвидированы (при отсутствии промышленных притоков нефти) или законсервированы (при получении промышленных притоков нефти). Устье ликвидированной скважины должно оборудоваться репером, на котором электросваркой делается надпись: № скважины, наименование месторождения (площади) и организации, пробурившей скважину, а также ставится дата начала и окончания строительства. Над устьем скважины устанавливается бетонная тумба размером 1м х 1м х 1м.

Проводятся также мероприятия для сохранения почв и грунтов. В случае расположения скважин на пахотных землях восстановление их плодородия будет осуществляться землепользователями.

Ответственность за выполнение мероприятий по охране природы и недр в процессе бурения скважин несут руководители буровых предприятий.

Заключение

В результате проведения поисково-оценочных работ была получена информация о нефтегазоносности Рябовского поднятия. В разрезе поднятия были выявлены нефтенасыщенные пласты: P1a, C 2m, C1v, C3 fr1 sm, C3 fr kn .

Для подсчета запасов балансовых и извлекаемых дебитов нефти были использованы следующие параметры: площадь нефтегазоносности залежи, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, средняя открытая пористость по керну, плотность нефти в поверхностных условиях, пересчетный и объемный коэффициенты. В случае благоприятного исхода будут получены запасы по категории С2+С1 в объеме Qизвл.= 1544 тысяч тонн. Основой для заложения скважин является структурная карта по кровле терригенных отложений тульского горизонта. Для подсчета объема растворенного газа использовались следующие параметры: балансовых и извлекаемых дебитов нефти и газовый фактор - Уг = 48.25 млн. м3.

Осложнения в процессе бурения в основном обвалы, поглощение бурового раствора, нефтепроявления.

Конструкции скважин предназначены для перекрытия интервалов возможных осложнений и изоляции продуктивных горизонтов.

При забое скважины 2480 метров отбор керна составил 280 метров.

Для оценки промышленного скопления залежи необходимо определить какое количество нефти можно извлечь из залежи, какие затраты потребуются для освоения. Для этого приведен предварительный подсчет запасов по категории С2+С1. Также в достаточной мере были изучены: литология, стратиграфия, гидрогеологическая характеристика данного района.

Список литературы

1) Г.А. Габриэлянц «Геология нефтяных и газовых месторождений» - М: «Недра», 2000г.

2) Ю. В. Вадецкий «Бурение нефтяных и газовых скважин» - М: «Недра», 1985г.

3) В.М.Муравьев «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» - М: «Недра», 1973г.

4) И.Х. Абрикосов «Нефтепромысловая геология» - М: «Недра», 1970г.

5) В.В.Знаменский «Геофизические методы разведки и исследования скважин» - М: «Недра», 1991г.

Страницы: 1, 2