Введение

В 2001 году поисково-разведочные работы на нефть проводились, как и в предыдущие годы, в основном, на перспективных направлениях в пределах Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба. Поисково-разведочное бурение осуществлялось Светлогорским управлением буровых работ, полевые сейсморазведочные работы - Управлением полевых сейсморазведочных работ, а камеральная обработка и итерпретация сейсмических материалов - Управлением геологоразведочных работ на нефть и газ.

Речицкое месторождение нефти расположено в Речицком районе Гомельской области РБ, в тектоническом отношении - в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий.

С целью разведки верхнепротерозойской залежи в пределах восточного участка, в 2000 году на месторождении была пробурена разведочная скважина № 272.

В результате бурения скважины № 272-Речицкая было открыто распространение вендской залежи нефти в I блоке Речицкого месторождения и уточнено строение этого участка.

Настоящий дипломный проект посвящен вопросу строительства новой разведочной скважины. Проект содержит восемь глав, в которых отражены вопросы геологического, технологического, экономического характера, а также мероприятия по экологии, охране труда и технике безопасности по скважине №.281 Речицкого месторождения с привязкой к скважине №.275 Речицкого месторождения.

Проект составлен на основе обобщения промысловых материалов по ранее пробуренным соседним скважинам, а также с учетом опыта бурения скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных ВНИИБТ, БелНИПИнефть.

Глава 1. Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП ''ПО “Белоруснефть” на территории Припятского прогиба

В 1960-е годы, когда началось развитие нефтяной промышленности в Белоруссии, буровики встретились с некоторыми трудностями, возникающими в результате самоискривления стволов вертикальных скважин свыше допустимых норм. Кроме этого, стало острой необходимостью бурить скважины по наклонно направленным профилям. Такое явление было вызвано тем, что предполагаемые площадки, где должны были размещаться буровые установки, оказывались на территориях расположения поселков, озер, миллиоративных сооружений, шоссейных дорог, строевого леса и пр. В связи с этим приходилось устья скважин смещать относительно проектных забоев на заданные расстояния и по определенным азимутам.

Наклонное бурение по сравнению с вертикальным предполагает дополнительные затраты времени на создание наклонных участков при помощи отклоняющих устройств и дополнительный контроль в процессе бурения.

Но результаты проводки первых вертикальных и наклонных скважин показали, что количество рейсов с отклонителем в обоих случаях практически одинаково, а иногда на вертикальных скважинах затраты на выправление искривленной части ствола больше, чем у наклонных.

В чем причина такого явления?

Причина заключается в том, что породы данковских и верхне-соленосных отложений залегают несогласно. Имеют различные углы падения пород (иногда до 70-80 градусов) и изменчивый азимут по простиранию. В силу наличия пород разной буримости, значительных углов падения пород, уширения ствола скважины в момент работы долота на забое, ствол скважины самоискривляется. Применяемые технические средства (центраторы, стабилизаторы, калибраторы и др.) не предотвращают в полной мере искривление ствола скважины. Вот и появляется вопрос, а стоит ли стремиться к бурению так называемых “вертикальных” скважин, если результаты по выполнению проектного профиля у наклонных скважин лучше и менее трудоемки.

Кроме этого, постоянно стоял и стоит в настоящее время, вопрос об отводе земель под строительство площадок для размещения буровых точек. Пригодные земли для сельского хозяйства правительство Беларуси не разрешает использовать. В данном случае приходится использовать бросовые земли, где после грунтовой подсыпки подготавливаются площадки для строительства буровых установок. В конечном итоге при необходимости можно построить и площадку для кустового размещения скважин.

В связи с вышеизложенными причинами, начиная с 1970-х годов, был взят курс на строительство скважин по наклонно направленным профилям, и там, где это необходимо, располагать их кустами.

С целью разработки рациональной технологии и техники бурения наклонно направленных и вертикальных скважин в условиях Припятского прогиба на месторождениях нефти РУП “ПО “Белоруснефть” в разное время были привлечены институты ВНИИБТ, АзНЕФТЕХИМ, ГКО Укргипрониинефть (г. Гомель). Cовместно с технологическими службами Светлогорского УБР и Речицкого УРБ было испытано более 35 типов КНБК для борьбы с кривизной. Ни одна КНБК не дала желаемых результатов. Все равно скважины искривлялись до 8 градусов в надсолевых отложениях и приходилось спускать отклоняющую КНБК для выправления ствола скважины. Далее решено было по мере возможности отказаться от бурения вертикальных скважин и перейти в основном на наклонно направленное бурение.

С этой целью лаборатория техники и технологии бурения Гомельского комплексного отдела Укргипрониинефть в тесном сотрудничестве с технологическими службами Светлогорского УБР и Речицкого УРБ разработала, испытала и внедрила в производство ряд крупных технологических и технических мероприятий, позволяющих бурить скважины по проектному профилю и с наименьшими трудовыми и материальными затратами.

Технологические и технические мероприятия заключались в следующем:

1. началась массовая отбивка точек для строительства скважин с учетом закономерностей естественного искривления в проходимых стратиграфических комплексах;

2. проектирование профиля скважины началось с учетом естественного искривления ствола скважины в процессе проводки его по заданному коридору;

3. был разработан и внедрен стандарт предприятия (СТП) на технологию и технику управления искривлением при бурении глубоких скважин, куда вошли такие разделы, как:

- требования к проектированию и реализации профиля;

- регламенты на выполнение работ по реализации проектного профиля скважины;

- выбор КНБК для проходки ствола скважины;

- требования, обеспечивающие эффективную эксплуатацию КНБК;

- методы контроля и требования, предъявляемые к качеству реализации профиля скважины;

- и др.

На вооружение были взяты более совершенные способы ориентирования отклонителя при помощи:

1. кривого переводника с магнитом и инклинометра;

2. переводника с магнитом, инклинометра и шпиндельного отклонителя (ШО);

3. устройства “Зенит” (для вертикальных скважин);

4. систем телеметрических турбинных (СТТ).

В настоящее время в РУП “ПО “Белоруснефть” имеются на вооружении СТТ3П-215М1Г, СТТ3П-190М1Г, СТТ3П-172М1Г, СТТ3П-127М1Г,

СТТ3П-108М1Г, т.е. необходимый набор телесистем для бурения скважин любого диаметра.

Набор СТТ, набор предохранительных защитных средств для предохранения каротажного кабеля от механических повреждений, набор программ на ПЭВМ для проектирования профиля скважины и построения результатов реализации и СТП объединены в один комплекс “Траектория”, которым пользуются производственники и наука при бурении наклонно направленных скважин.

Перечисленные выше мероприятия позволили буровикам Белоруссии за 1975-1982 гг. уменьшить количество рейсов с отклонителем в 2-2,5 раза. На протяжении 1985-2000 гг. среднее количество рейсов с отклонителем на скважину составляет порядка 4-6.

Последние 25 лет все скважины пробурены с попаданием в круг допуска. Брака по причине неправильного управления искривлением нет. Мастерство буровых предприятий позволило совместно с БелНИПИнефть пробурить уникальные скважины: N140-Березинская с горизонтальным окончанием ствола длинной 405 м, N1-Вибраторная со смещением 1586 м. при глубине 4945 м, двуствольная - N25/26-Левашовская, N8-Западно-Александровская со смещением 1140 м при глубине 4600 м и др.

Все это дает предпосылки для успешной проводки скв N281 на Речицкой площади со смещением забоя до 1600м, тем более, что 98 % скважин в Беларуси бурятся по наклонно направленным профилям.

Глава 2. Геологическое строение Речицкого месторождения

Речицкое месторождение было открыто в 1964 году в пределах восточной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятской впадины. Промышленная нефтегазоносность была установлена в ланских, семилукских, воронежских и елецко-задонских отложениях. Поисково-разведочные работы на месторождении закончились, в основном, в 1973 году, хотя отдельные разведочные скважины бурились вплоть до 1978 года.

Вместе с тем, в нижней части подсолевого терригенного комплекса и кристаллическом фундаменте на Речицкой площади в процессе поисково-разведочного бурения отмечались признаки нефтегазоносности, вплоть до притока нефти. После открытия в 1997 году залежи нефти в верхнепротерозойских отложениях на Рассветовском месторождении, с целью опоискования этих отложений на Речицкой площади, была доуглублена до кристаллического фундамента эксплуатационная скважина № 240-Речицкая.

Получение в скважине промышленного притока нефти из вендских отложений послужило основанием для составления проекта разведки. При составлении проекта рассматривалась возможность, кроме углубления до кристаллического фундамента проектируемых эксплуатационных скважин, использование скважин контрольного фонда, восстановление ликвидированных скважин и их углубление до кристаллического фундамента.

2.1 Общие сведения о месторождении

Речицкое нефтяное месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь, 15 км южнее районного центра г. Речица и 55 км юго-западнее областного центра г. Гомель. В указанных городах имеются железнодорожные узловые станции и речные порты. Непосредственно через месторождение проходит шоссейная дорога Гомель-Калинковичи-Брест. Месторождение пересекает нефтепровод «Дружба».

В геоморфологическом отношении район приурочен к восточной части Полесской низменности и представляет слегка всхолмленную заболоченную равнину с абсолютными отметками поверхности 128-138 м над уровнем моря.

Гидрографическая сеть представлена р. Днепр и ее притоками. Имеется ряд более мелких естественных водотоков, сеть осушительных каналов и небольших водоемов. Реки имеют хорошо разработанные долины.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +6°С, среднегодовое количество осадков составляет 600-700мм. Глубина промерзания почвы до 1,0м. Преобладающее направление ветров западное, северо-западное.

Район густо населен, основное население - белорусы, 15-20% - русские, украинцы, евреи, поляки.

В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный, хорошо развито животноводство и овощеводство. Предприятия металлообрабатывающей, химической, нефтедобывающей и легкой промышленности сосредоточены в городах Гомеле и Речице. Транспортировка нефти осуществляется через нефтепровод «Дружба» и железной дорогой.

Из полезных ископаемых местного значения в районе месторождения имеются подземные воды, торф, каменная соль, строительные материалы (пески, гравийно-галечные смеси, строительный камень).

Основные объемы геологоразведочных работ на Речицкой площади были проведены, начиная с 1963 года, после получения здесь притока нефти (скв. 2-Речицкая). В период с 1963 года по 1968 год в результате проведения поисково-разведочного бурения и сейсмических работ были получены следующие данные:

1. Установлено сложное блоковое строение подсолевого комплекса.

2. Уточнено геологическое строение и выявлена нефтегазоносность восточной и центральной частей площади.

3. В значительной степени изучено геологическое строение северного крыла структуры.

4. Уточнено положение регионального Речицкого разлома и границы зоны отсутствия межсолевых отложений.

5. Выявлены залежи нефти в карбонатных отложениях елецкого, задонского, воронежского и семилукского горизонтов и терригенных старооскольско-ланских отложениях.

6. Установлены типы залежей в межсолевых и подсолевых отложениях.

В 1968 году был составлен проект поисково-разведочного бурения, согласно которому в 1968-1978гг. было пробурено 9 поисковых и 1 разведочная скважина. Целевое назначение скважин заключалось в следующем:

Поиски залежей нефти в межсолевых и подсолевых отложениях на южном погруженном крыле Речицкой структуры.

2. Уточнение тектонического строения северо-западной части структуры.

Всего на Речицком месторождении пробурена 41 поисково-разведочная скважина, в том числе: 1 параметрическая, 18 поисковых, 22 разведочные. Объем поискового бурения составил 60036 м, разведочного - 65563м. Скважины размещались по профилям в крест простирания структуры, причем на первом этапе поисков и разведки они проектировались со вскрытием фундамента.

В результате проведения на Речицкой площади поисковых и разведочных работ было установлено геологическое строение межсолевых и подсолевых продуктивных отложений, выявлено шесть промышленных залежей нефти.

При разбуривании залежей нефти эксплуатационными скважинами, получены новые данные, которые уточнили границы, тип и размеры залежей, характеристики коллекторов и нефтей. В 1998 году эксплуатационной скважиной 240-Речицкая в головной части структуры открыта залежь нефти в вендских отложениях верхнего протерозоя.

2.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения

В геологическом строении Речицкого месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя.

Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разрезов проектных скважин приводится по результатам бурения скважин Речицкого месторождения в таблице 1.

Таблица 1

2.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

В тектоническом отношении Речицкая площадь расположена в пределах гребня Речицко-Вишанской ступени Припятской впадины.

Строение различных стратиграфических комплексов на площади установлено по данным сейсморазведки, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения.

Кристаллический фундамент на Речицком месторождении залегает на глубинах 2800-3500м, его поверхность моноклинально погружается в северном направлении от Речицкого субрегионального разлома под углом 8-9°.

По поверхности подсолевых терригенных отложений Речицкая структура представляет собой моноклиналь с северо-восточным падением пород, разбитую поперечными сбросами на три крупных блока. Последние в свою очередь осложнены рядом малоамплитудных разломов. С юга структура ограничена Речицким региональным разломом амплитудой до 3000 м.

По межсолевым отложениям структура представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, на юге, вдоль регионального сброса, ограниченную зоной отсутствия межсолевых отложений. Амплитуда складки по изогипсе минус 2400 м более 600 м, длина складки около 23 км.

По поверхности верхней соленосной толщи Речицкая структура представляет собой резко ассиметричную брахиантиклиналь длиной около 12 км, шириной 2,5-4,0 км, амплитудой до 800 м. По надсолевым девонским и каменноугольным отложениям амплитуды поднятий постепенно уменьшаются, хотя структурные планы этих отложений близки. В пределах вершины соляного купола отложения надсолевого девона и карбона выклиниваются. Пермские и мезокайнозойские отложения залегают практически горизонтально.

Структурный план поверхности верхнепротерозойских отложений в целом соответствует таковому по поверхности подсолевого терригенного комплекса и кристаллического фундамента.

Поверхность верхнепротерозойских отложений на Речицком месторождении моноклинально понижается в северном направлении от отметок -2600 м до минус 3400 м.

Зона отсутствия перспективных отложений в центральной части структуры (район скважин №№ 249,7, 91, 11-Речицкие), позволяет выделить два участка распространения вендских отложений - западный (район скв. 240) и восточный (район скв. 2), разделенные в свою очередь разрывными нарушениями на тектонические блоки.

Контур зоны отсутствия верхнепротерозойских отложений прогнозируется исходя из данных бурения и характера распределения толщин подсолевого терригенного комплекса в целом и отдельных его горизонтов.

Западный участок разрывным нарушением северо-западного простирания, амплитудой 60 м, разделен на два блока (I и II). Блок I простирается с северо-запада на юго-восток и имеет линейную форму. Он ограничен с юго-запада Речицким разломом, с северо-востока малоаллитудным (около 20 м) разломом, параллельным Речицкому и разломам, разделяющим I и II блоки.

Блок II имеет треугольную форму и ограничен с востока зоной отсутствия верхнепротерозойских отложений.

Блок II залегает гипсометрически выше блока I, минимальные отметки перспективных отложений в блоке I составляют минус 2660 м, в блоке II минус 2600 м.

Восточный участок разделен субмеридиональным сбросом, амплитудой 0-70 м на блоки III и IV. Абсолютные отметки поверхности верхнепротерозойских отложений в вершинах блоков составляют соответственно минус 2830 м и минус 2760 м. Относительно приподнятым является блок IV.

2.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами вендского комплекса верхнего протерозоя, старооскольско-ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (I-II пачки), задонских (IV и VIII пачки) и елецких отложений. Признаки нефтегазоносности и нефтепроявления на площади отмечались в процессе бурения практически по всему разрезу девонских, верхнепротерозойских отложений и в кристаллическом фундаменте. В породах карбона, перми и мезокайнозоя признаки нефти не отмечены.

Межсолевой комплекс

В межсолевых отложениях выявлены залежи нефти в IX-VIII, VII-V и IV пачках задонского горизонта и III-I пачках елецкого. Дебиты нефти в продуктивных скважинах составили 0,16-215 м3/сут.

Коллекторами нефти являются известняки и доломиты хемогенные, органогенные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежи нефти задонского горизонта пластовые, сводовые, стратиграфически ограниченные, залежи елецкого горизонта имеют кроме того и литологическое ограничение.

Подсолевой корбонатный комплекс.

Воронежский горизонт

Залежи нефти выявлены в птичских и стреличевских слоях. Дебиты нефти изменяются от 0,03 до 15,0 м3/сут. Коллекторами являются известняки хемогенные, иногда органогенные, кавернозные, трещиноватые. Тип коллектора порово каверновотрещинный.

Залежи нефти пластовые, ограниченные с юга, запада и востока тектоническими сбросами, с севера - контуром нефтеносности.

Семилукский горизонт

Семилукская залежь имеет максимальную площадь и запасы на Речицком месторождении. Дебиты нефти составляют 1,5-1165 м3/сут. Коллекторами являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые.

Залежь пластовая, ограниченная разломами с юга, востока и запада, а с севера - ВНК.

Для залежей подсолевого карбонатного комплекса принят единый ВНК на отметке -2797 м, установленный по данным ПГИ в скв. Речицкая-85.

Саргаевский горизонт

Притоки нефти из саргаевских отложений составили 35-509 м3/сут.

Коллекторами нефти являются трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты. Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным сбросом, с запада, севера и востока зоной отсутствия коллекторов.

Подсолевой терригенный комплекс.

Старооскольский и ланский горизонты

Притоки нефти из продуктивной части отложений составили 0,1-192,0 м3/сут.

Коллектора представлены преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, с редкими прослоями глин, доломитов, мергелей. Тип коллектора поровотрещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным дизъюнктивным нарушением, с востока и севера предполагаемым контуром нефтеносности, с запада - зоной отсутствия коллекторов.

Так как ВНК не вскрыт ни одной из скважин, значение его условно принято по отметке нижнего нефтенасыщенного интервала в скв.Речицкая-62, равной -2625 м.

В ряде скважин, в старооскольских отложениях, залегающих ниже ВНК, отмечались признаки нефтегазоносности:

*в скважине № 62-Речицкая получен приток пластовой воды с нефтью;

*в скважине № 7-Речицкая из интервала 2917-2925 м получен приток пластовой воды с пленкой нефти, при этом наблюдалось обильное выделение УВ газов.

Наровский горизонт

В отложениях наровского горизонта отмечались лишь единичные признаки нефтегазоносности и только в скважине № 2-Речицкая при испытании в колонне получен приток пластовой воды с нефтью. Дебит воды составил 7,8 м3 /сут, нефти 1,0 м 3/сут. В скв.240-Речицкая по данным ГИС выделены породы с Кн=53,2-78,8% в интервале 2824-2859 м.

Вендский комплекс верхнего протерозоя

На этапе поисков и разведки залежей нефти на Речицком месторождении верхнепротерозойские отложения были изучены крайне слабо. В целом, результаты предыдущих работ следующие:

*по керну признаки нефтегазоносности не выявлены;

*при испытании в колонне получен небольшой приток пластовой воды дебитом 1,5 м 3/сут в скв.1-Речицкая;

*в скв1-Речицкая в интервале 3160-3174 м по данным ГИС выделен пласт нефтенасыщенного песчаника с Кн=0,35. Интервал не испытан.

Во многих поисково-разведочных скважинах отложения пройдены без отбора керна и испытаний, а данные ГИС зачастую не информативны.

В процессе бурения скв.240-Речицкая признаки нефтегазоносности по керну отмечались в верхнепротерозойских и пярнусско-наровских отложениях. По данным газокаротажных исследований в верхнепротерозойских отложениях отмечаются повышенные значения газопоказаний и суммарных объемов содержания углеводородов, по составу аналогичных газам нефтяных месторождений .

Коллектора представлены песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, трещиноватыми, коэффициент пористости, по данным ГИС составляет 16,0-18,9%, коэффициент нефтенасыщенности - 52,5-68,6%.

При испытании в открытом стволе верхнепротерозойских отложений (инт.2886-2915 м) получен приток бурового раствора с нефтью и газом, дебитом 7.3-10,8 м3/сут. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2925-2942 м, получен приток сильногазированной нефти дебитом 18 м3/сут на 2 мм штуцере. Пластовое давление на глубине 2900 м составляет 28,49 МПа.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным разломом, с востока зоной отсутствия отложений, с севера и запада ВПК, предположительно на отметке минус 2780 м.

Остаточные и начальные запасы нефти по Речицкому месторождению приведены в таблице 2

Таблица 2

Запасы нефти по Речицкому месторождению

2.5 Возможные осложнения по разрезу скважины

В интервале 2800-3650 м ( D3rch-vr-AR+PR1 ) возможно поглощение бурового раствора, нефтегазопроявления.

В интервале 0-1270 м ( A-P-D3pl ) возможны осыпи, обвалы, сужение ствола скважины.

В интервале 2045-2590 м ( D3or(sht)+ D3ev ) возможны :

-кавернообразование ( за счет размыва каменной соли при снижении солености бурового раствора );

-искривление ствола скважины (при наличии в разрезе крутопадающих несолевых прослоев).

Глава 3. Конструкция скважины

3.1 Выбор конструкции скважины