Характеристика газонефтеводоносности месторождения

 

В таблице 7 представлено 5 нефтеносных пластов проектируемой скважины. Скважина проектируется для эксплуатации интервала 3076-3096 м, поскольку он обладает наибольшим ожидаемым дебитом 0-500 /сут. Продуктивный пласт располагается в урманской свите. Тип коллектора порово-трещинно-каверновый, что характерно для Западной Сибири. Присутствует газовый фактор 156-198 н / .

В таблице 8 представлена водоносность по разрезу скважины. По разрезу скважины встречаются 5 водоносных горизонтов. Тип коллекторов поровый, терригенный и порово-трещино-каверновый. Плотность воды изменяется от 1,00 г/ на глубине 50 метров до 1,027 г/ в продуктивном пласте. Химический состав воды в мг-эквивалентной форме представлен в таблице. Свободный дебит водоносного горизонта интервале 3096-3750 составляет до 250 /сут. Для обеспечения района бурения питьевой и технической водой проектируется вертикальная скважина глубиной 190 м для эксплуатации водоносного горизонта 50-140 м.

Таблица 7 - Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Подвижность, дарси на санти - пуаз	Содержание серы, процент по весу	Содержание парафина, процент по весу	Свободный дебит, м3/сут	Параметры растворенного газа
от (верх)	до (низ)	в пластовых условиях	после дегазации	Газовый фактор, нм3/м3	Содержание сероводорода, процент по объему	Содержание углекислого газа,процент по объему	Относительная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости 1/МПа	Давление насыщения в пластовых условиях, МПа
J2 (Ю11)			терригенный	0,681	0,811	0,010	0,39	4,98	-		-		-	-	13,3
J2 (Ю12)			терригенный	0,681	0,811	0,010	0,39	4,98	-		-		-	-	13,3
J2 (Ю13)			терригенный	0,681	0,811	0,010	0,39	4,98	-		-		-	-	13,3
J2 (Ю14-15)			терригенный	0,683	0,811	0,0223	0,39	4,98	20-70		-	1,56	1,125	-	13,3
к.в.*			терригенный	0,688	0,875	0,0223	0,49	8,13	н.д.	н.д.	-	-	-	-	13,3
М1			Порово-трещинно-каверновый	0,688	0,875	0,0223	0,49	8,13	0-550	198,0	-	2,10	0,745	0,9490	32,7

 

Таблица 8 - Водоностность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/	Свободный дебит, /сут	Фазовая проницаемость, мдарси	Химический состав воды в мг - эквивалентной форме	Степень минерализации М, г/л	Тип воды по Сулину:	Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
От (верх)	До (низ)	анионы	катионы	ГКН - гидрокарбонатнонатриевый
			,			ХЛК - хлоркальциевый
1. Палеоген - четвертичных комплекс
Q			поровый	1,00	20-160			-					0,1-0,2	ГКН	нет
Pg3 nk			поровый	1,00	До 300			-					0,11-0,87	ГКН	да
2. Апт - альб - сеноманский комплекс
K1-2 pk			поровый	1,004	168-492			-					11-15	ХЛК	нет
3. Неокомский водоносный комплекс
K1 kls - К1 klm			поровый	1,01	100-200	-	394,5	-		291,3	2,7		17-27	ХЛК	нет
4. Юрско - палеозойский комплекс
J3 vs - J2 tm			терригенный	1,022	До 125		657,8	0,104	16,16	624,5	13,6	49,85	40,1	ХЛК	нет

Продолжение таблицы 8

PZ			Порово-трещинно-каверновый	1,027	До 250	64,1	708,2	0,708	11,9	627,5	20,5	60,78	41,9	ХЛК	нет

 

Зоны возможных осложнений

 

Таблица 9 - Возможные осложнения по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, /час	Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, кгс/ на м	Условия возникновения
От (верх)	До (низ)	При вскрытии	После изоляционных работ
Q - nk					нет	0,17	0,22	Увеличение плотности промывочной жидкости против проектной, репрессия на пласт более 20% гидро -статического давления.
pk					нет	0,13	0,18
Pz					да	0,110	0,155

 

 

Таблица 10 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Время до начала осложнения, сут.	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
От (верх)	до (низ)	тип раствора	плотность, г/	Условная вязкость, сек	Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
Q - Pg nk			Глинистый	1,16-1,18	40-50	В>6-8 за 30 мин	3,0	Соблюдение технологической скорости бурения, проработка ствола скважины, увеличение плотности и снижение водоотдачи промывочной жидкости.
Мел			Полимер - глинистый	1,08-1,10	20-22	В>6-8 за 30 мин	2,5
J3 bg+J3 gr+J3 vs			Полимер - глинистый	1,10-1,12	20-25	В>6-7 за 30 мин	-
J1 sal			Полимер - глинистый	1,11-1,13	35-45	В>4-5 за 30 мин	-
PZ+тогур+урман			Полимер - глинистый	<1,10-1,12-в интервале под хвостовик	20-25	В>5 за 30 мин	2,5

 

Таблица 11- Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/	Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т. п.)
от (верх)	до (низ)	внутреннего	наружного
Q- nk			вода	-	1,00	1,00	Снижение противодавление на пласт ниже гидростатического	Увеличение водоотдачи, перелив бурового раствора
ip			вода	-	1,00	1,00	- // -	- // -
pk			вода	-	1,004	1,004	- // -	- // -
al - klm			вода	-	1,01	1,01	- // -	- // -
vs			вода	-	1,02	1,02	- // -	- // -
tm			вода	-	1,02	1,02	- // -	- // -
		нефть	-	0,683	0,683	Несоблюдение параметров бурового раствора, снижение противодавления на пласт ниже гидростатического.	Перелив бурового раствора, пленка нефти, пузырьки газа, увеличение водоотдачи, плотное поглощение
		вода	-	1,02	1,02
		нефть	-	0,681	0,681
		нефть	-	0,681	0,681
tog			нефть	-	0,683	0,683
Pz			нефть	-	0,688	0,688
		вода	-	1,027	1,027

 

Таблица 12 - Прихватоопасные зоны

 

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико-образования и пр.)	Раствор, при применении которого произошел прихват	Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)	Условия возникновения
от (верх)	до (низ)	тип	плотность, г/	водоотдача, 30 мин	смазывающие добавки (название)
Q - cg			От перепада давления, от обвала неустойчивых пород	Глинистый	<1,16	>10	нет	да	Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, недостаточная очистка забоя от выбуренной породы.
ǁ - sl			От обвала неустойчивых пород	Глинистый	<1,16	>10	нет	да	Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, недостаточная очистка забоя от выбуренной породы.
pk			От перепада давления	Глинистый	>1.15	>10	нет	да	Оставление бурового инструмента без движения. Увеличение плотности бурового раствора выше проектной.
al			От заклинки и сальникообразования, разбухание глинистых пород, от перепада давления	Глинистый	>1.15	>10	нет	да	Оставление бурового инструмента без движения. Увеличение плотности бурового раствора выше проектной.

 

 

Продолжение таблицы 12

нижняя юра			От обвала пород, от перепада давления	При бурении экспл.пологих скважин полимерный DrilPlex	<1.12	>10	нефть	да	Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, оставление бурового инструмента без движения.
Pz			От обвала пород, от перепада давления	При бурении экспл.пологих скважин полимерный DrilPlex	<1.12	>10	нефть	да	Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, оставление бурового инструмента без движения.

 

 

Таблица 13 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование и пр.	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
от (верх)	до (низ)
cg+ sl			Возможны кавернообразование	За счет потери устойчивости стенок ствола вследствии некачественного бурового раствора
kz			Возможны кавернообразование, сужение ствола	За счет разбухания глинистых пород и потери устойчивости стенок ствола вследствие некачественного бурового раствора
al+kls			Возможны незначительное кавернообразование, сужение ствола	За счет разбухания глинистых пород и потери устойчивости стенок ствола вследствие некачественного бурового раствора