Оценка перспектив доразведки и опытно-промышленной разработки эксплуатационных объектов Южно-Удмуртского нефтяного месторождения

Энергетический уровень среды формирования этих осадков очень высокий. Гидродинамическая активность в период образования песчаного тела носила прерывистый характер, всегда увеличиваясь в конечных стадиях его отложения. При трансгрессивном залегании пляжевые пески перекрываются отложениями забаровых лагун и баров, при регрессивном- аллювиальными отложениями. Если же песчаные пляжи в течении длительного времени подвергались деятельности ветра, то они могли быть в какой-то своей части переработаны и покрыты дюнами. Элетрометрическая модель фации пляжей имеет сходство с моделью вдольбереговых регрессивных баров, от которой отличается главным образом меньшей шириной аномалии и иным набором перекрывающих фаций.

В поперечном сечении песчаные тела пляжей имеют линзообразно-вогнутую ассиметричную форму. Ширина их составляет десятки и сотни метров. В продольном направлении песчаные тела имеют линзообразно-вогнутое, чаще симметричное сечение и простираются вдоль берега на десятки и сотни километров. Занимаемая площадь достигает десятков и сотен квадратных километров, представляя собой в плане линейно вытянутые полосы. Отложения пляжей, представленные хорошо окатанными, отсортированными песками, гравием или галькой, могут содержать в большом количестве как целые, так и битые раковины. Пески косослоистые, слоистость расположена перпендикулярно к седиментационному простиранию.

Результаты фациального анализа продуктивных отложений по данным ГИС

Исследовав материалы ГИС, всех скважин 705Р, 708Р, 42, 706Р, пробуренных на Южно-Удмуртской площади, были получены следующие результаты изучения фациального состава продуктивного разреза скважин по каротажным моделям фаций.

Таблица 2.4 Результаты фациального анализа отложений продуктивного разреза по скважинам Южно-Удмуртского месторождения

№ СКВ	Границы пластов	Фациальный состав
		По каротажным генетическим моделям фаций (ПС, ГК)	По моделям Томского университета
7 0 5Р	2713-2741	Глина	Глины
	2741-2762	Песчаник-пляжевый	Береговых валов
	2762-2772 (БП 222)	Песчаник-баровый
	2772-2782	Глины
	2782-2792	Песчаник-баровый
	2792-2837	Глины	Глины
	2837-2842 (Ю 1А)	Песчаник-баровый	Береговых валов
	2842-2848	Глины	Глины
	2848-2863	Песчаник глинистый приливной равнины	Песков разливов
	2863-2895	Глины	Глины
	2895-2901	Песчаник-пляжевый	Песков разливов
	2901-2915	Песчаник глинистый приливной равнины
	2915-2921	Песчаник-русловый
7 0 8Р	2693-2705	Глины	Глины
	2705-2719	Песчаник-пляжевый	Береговых валов
	2719-2729 (БП 222)	Песчаник-баровый
	2729-2733	Глины
	2733-2736	Песчаник-баровый
	2736-2765	Глины	Глины
	2765-2773 (Ю 1А)	Песчаник-баровый	Береговых валов
	2773-2778	Глины	Глины
	2778-2787	Песчаник глинистый приливной равнины	Песков разливов
	2787-2823	Глины	Глины
	2823-2827	Песчаник-русловый	Песков разливов
	2827-2847	Песчаник глинистый приливной равнины
	2847-2851	Песчаник-русловый
4 2	2782-2796	Глины	Глины
	2796-2812	Песчаник-пляжевый	Береговых валов
	2812-2820 (БП 222)	Песчаник-баровый
	2820-2825	Глины
	2825-2827	Песчаник-баровый
	2827-2854	Глины	Глины
	2854-2864 (Ю 1А)	Песчаник-баровый	Береговых валов
	2864-2868	Глины	Глины
	2868-2878	Песчаник-пляжевый	Пляжей
	2878-2915	Глины	Глины
	2915-2920	Песчаник-русловый	Песков разливов
	2920-2936	Песчаник глинистый приливной равнины
	2936-2943	Песчаник-русловый
7 0 6Р	2736-2743	Глины	Глины
	2743-2757	Песчаник-баровый	Береговых валов
	2757-2764 (БП 222)	Песчаник-пляжевый
	2764-2766	Глины
	2766-2768	Песчаник-баровый
	2768-2814	Глины	Глины
	2814-2823 (Ю 1А)	Песчаник-пляжевый	Пляжей
	2823-2827	Глины	Глины
	2827-2841	Песчаник-пляжевый	Пляжей
	2841-2868	Глины	Глины
	2868-2873	Песчаник-русловый	Песков разливов
	2873-2886	Песчаник глинистый приливной равнины
	2886-2893	Песчаник-русловый

Так в скважине №705 выделятся фации береговых валов и фации песков разливов, которые разделяются между собой прослоями глинистых пород (таблица 2.4).

Типы фаций, определенные по моделям Томского университета, сопоставили с оценками фаций, установленные с помощью стандартных каротажных генетических моделей фаций (ПС,ГК) и получили:

1. Фации береговых валов, в которую входят пласты БП 22¹ и БП 22² (2741-2792м), (модели Томского университета) соответствуют пляжевым песчаникам и песчаникам баровым с небольшим прослоями глин, определенные по стандартным каротажным генетическим моделям фаций.

2. В разрезе продуктивного пласта Ю 1^А (2837-2842м) выделяется фация береговых валов (модели Томского университета) соответствует фации баровых песчаников, установленных по стандартным генетическим каротажным моделям фаций.

3.Фация песков разливов пласта Ю 1^А1 (2848-2863м), выделенных с помощью моделей Томского университета, соответствует фации песчаника приливной равнины с мелкими прослоями глин, определенных по стандартным генетическим каротажным моделям фаций.

4.Фация песков разливов (2895-2921м) пласта Ю 1^А1, установленная по моделям Томского университета, соответствует, выделенным в этом интервале глубин по стандартным генетическим каротажным моделям фаций, пляжевым песчаникам, песчаникам русловым и песчаникам глинистым приливной равнины.

В продуктивном разрезе скважины № 708 так же прослеживаются фации береговых валов и фации песков разливов, определенных по моделям Томского университета (таблица 2.4), которые в свою очередь переслаиваются с глинами. Эти оценки фаций сопоставлялись с оценками фаций, установленных с помощью стандартных генетических каротажных моделей фаций:

1.Фации пластов БП 22¹, БП 22² в перспективном интервале (2719-2736м) по оценкам с помощью моделей Томского университета относятся к береговым валам. Согласно стандартным генетическим каротажным моделей фаций (см. рис. 2.1) в данном интервале глубин выделяются фации пляжевых и баровых песчаниквый, а также линзы глин (таблица 2.4).

2.Фация продуктивного пласта Ю 1^А (2765-2773м) по моделям Томского университета определена как фация береговых валов, а в соответствии со стандартными генетическими каротажными моделями фаций (рис.2.1) - как фация баровых песчаников.

3.Фация пласта Ю 1^А1 (2778-2787м) по моделям Томского университета определена как фация песков разливов, а по моделям рис.2.1 - как фация песчаников глинистых, образовавшихся на приливной равнине.

4.Фация песков разливов (2823-2851м), установленная по моделям Томского университета, соответствует русловым песчаникам и песчаникам глинистым приливной равнины, определенным по стандартным генетическим каротажным моделям фаций.

В скважине №42, которая является пробно-эксплуатационной, согласно моделям Томского университета выделяются фация береговых валов, фация пляжей и фация песков разливов (таблица 2.4). Эти фации так же сопоставлялись с оценками фаций, установленных с помощью стандартных генетических каротажными моделей терригенных фаций (рис.2.1):

1.Фация пластов БП22¹ и БП 22² в продуктивном интервале (2796-2827м), определенная по моделям Томского университета, как фация береговых валов соответствует фациям пляжевых и баровых песчаников (имеется также линза глин небольшой мощности), установленных согласно качественных генетических каротажных моделей фаций (рис. 2.1).

2.Фация пласта Ю 1^А в перспективном интервале (2854-2864м), согласно моделям Томского университета, определена как фация береговых валов тогда как по каротажным моделям фаций (рис.2.1) - как фация соответствует песчаников баровых.

3.Фация пласта Ю 1^А1 в интервале (2868-2878м) в обоих случаях определена как фация пляжевых песчаников.

4.Фация терригенных пород в интервале (2915-2943м), определенная согласно моделям Томского университета, как фация песков разливов, по стандартным генетическим каротажным моделям фаций выделяются как фации русловых песчаников и песчаников глинистых приливной равнины.

В разведочной скважине №706 в интервале продуктивных горизонтов, фации, выделенные согласно моделям Томского университета, относятся к фациям береговых валов, пляжей и песков разливов (таблица 2.4). Эти фации сопоставлялись с оценками фаций по данным методов СП и ГК, согласно стандартных генетических каротажных моделей фаций (рис. 2.1):

1.В интервале залегания пластов БП 22¹ и БП 22² (2743-2768м), согласно моделям Томского университета, прослеживается фация береговых валов, которая соответствует фациям баровых и пляжевых песчаников, установленных с помощью генетических каротажных моделей фаций (рис.2.1).

2.В пласте Ю 1^А (2814-2823м) в обоих случаях прослеживается фация пляжевых песчаников.

3.В пласте Ю 1^А1 (2827-2841) также в обоих случаях прослеживается фация пляжевых песчаников.

4.Фация песков разливов (2868-2893м), выделенная по моделям Томского университета, соответствует фациям русловых песчаников и песчаников глинистых приливных равнин (см. таблица 2.4), установленных по качественным генетическим каротажным моделям фаций (рис. 2.1).

Рис. 2.2.2.1 Геологический профиль с фациями по линии скважин №705,708,42,706.



2.3Анализ зависимостей мощностей продуктивных коллекторов и покрышек с учетом фаций

Основные перспективы района в большей степени связаны с нижнемеловыми отложениями (усть-тазовская свита), в меньшей - с верхнеюрскими (васюганская свита)..Большинство продуктивных пластов БП₂₂², БП₂₂¹, БП₂₀ обладают хорошими коллекторскими свойствами и при наличии благоприятных литолого-фациальных и структурно-тектонических условий могут представлять нефтегазопоисковый интерес.

Ниже приведены характеристики перспективных нефтегазоносных фаций пластов БП₂₂² и Ю₁^А.

Пласт БП₂₂²

В пласте БП₂₂² (2762-2772м) на Южно-Удмуртской площади по электрическим каротажным методам (ПС) с использованием стандартных генетических каротажных моделей фаций(см. рис.2.1) выделена одна фация - песчаник баровый, который по фациальным моделям Томского университета интерпретируется как береговой вал.

С точки зрения нефтеносности данная фация представляет наибольший интерес. Фация сложена преимущественно средне и мелкозернистыми песчаниками. Покрышой для пласта БП₂₂² служат глины, которые являются хорошим флюидоупором (покрышкой), т.к. распространены по всей площади залежи и имеют достаточно хорошую мощность, в частности в сводовой части залежи. Что касается мощности самого пласта БП₂₂², то данный пласт также выдержан по всей площади залежи (по всему профилю разреза) и имеет среднюю мощность 10.8 м. Незначительные отклонения от средней мощности, а так же изменения фаций наблюдаются в восточной части залежи- по мощности на 1-3 м, а по фациям - установлен переход от песчаника барового к песчанику пляжевому.

Пласт Ю₁^А

В пласте Ю₁^А (2837-2842) выделяется одна фация - песчаник баровый по электрокаротажным методам (см. рис.2.1), тогда как по фациальным моделям Томского университета здесь отмечается береговой вал. Несмотря на то, что данная фация сложена средне и мелкозернистыми песчаниками, которые в свою очередь распространены в скважинах №708, 42 и имеет значительную толщину перемычки 36 м, которая состоит из глин и отделяет его от пласта БП₂₂². Хотя эта перемычка достаточно хорошо выдержана по площади, данный пласт мы не можем рассматривать как перспективный вдоль всей линии профиля в связи с его заглинизированностью в скважинах № 705 и 706. Что касается мощности самого пласта Ю₁^А, то она увеличивается с запада на восток от 5-10 м, соответственно вдоль рассматриваемой линии профиля скважин.

2.4 Анализ распространения мощности отложений каждой фации по моделям Томского университета

Данный анализ проводился вдоль линии по построенному профилю скважин №705Р, 708Р, 42, 706Р с запада на восток.

В скважинах № 705Р, 708Р были выделены как фации береговых валов, так и фации песков разливов, в скважине №706 были выделены фации пляжей, береговых валов и песков разливов, в скважине №42 выделились фации береговых валов, фация пляжей и фация песков разливов. Выделенные фации разделяются между собой пластами глин (флюидоупоры). Описание распространения фации проводились снизу вверх по профилю.

Таблица 2.5 Распределения мощностей фациальных типов по моделям Томского университета вдоль линии профиля скважин

№ СКВ	Мощность пластов, м	Фациальный состав
		По моделям Томского университета
7 0 5	28	Глины
	51 (БП222)	Береговых валов
	45	Глины
	5 (Ю1А)	Береговых валов
	6	Глины
	15	Песков разливов
	32	Глины
	26	Песков разливов
7 0 8 7 0 8	12	Глины
	31 (БП222)	Береговых валов
	29	Глины
	8 (Ю1А)	Береговых валов
	5	Глины
	9	Песков разливов
	36	Глины
	28	Песков разливов
4 2	14	Глины
	31 (БП222)	Береговых валов
	27	Глины
	10 (Ю1А)	Береговых валов
	4	Глины
	10	Пляжевый
	37	Глины
	28	Песков разливов
7 0 6	7	Глины
	25 (БП222)	Береговых валов
	46	Глины
	9 (Ю1А)	Пляжей
	4	Глины
	14	Пляжей
	27	Глины
	25	Песков разливов

1)Фация песков разливов прослеживается во всех скважинах, мощность данной фации меняется не значительно: в скважинах № 705, 706 по 25м, в остальных по 28 метров, можно утверждать, что данная пачка пород увеличивает свою мощность в сводовой части месторождения.

2)Пласт глин, так же прослеживается во всех скважинах, на западе пласт имеет толщину 32м, в сводовой части 36-37м, восточнее пласт теряет свою мощность до 27м.

3)Фация песков разливов в скважинах №42, 706 меняется на фацию пляжей. Эти две фации именуются по профилю, как пласт Ю₁^А1, который прослеживается во всех скважинах. К сводовой части мощность пласта падает до 9-10м, на западе и востоке профиля мощность увеличивается до 14-15м.

4)Пласт глин так же прослеживается по всему профилю. Пласт маломощный диапазон мощности меняется от 4-6м. Причем толщина падает с запада на восток.

5)Пласт Ю₁^А в скважинах №705, 708, 42 характеризуется как фация береговых валов, и только в скважине №706 пласт переходит в фацию пляжей. Мощность пласта от 5-10м, максимальное значение в сводовой части 10м, в районе скважины №42.

6)Пласт глин, который служит, хорошим флюидоупором (покрышкой) для нефтеносного пласта Ю₁^А имеет диапазон толщин от 27-46м. Его мощность падает в своде месторождения до 27-29м. На западе и востоке мощность колеблется от 45-46м.

7)Фация береговых валов, которая формирует продуктивный пласт БП₂₂², так же представляющий промышленный интерес на данном месторождении, характеризуется толщинами от 25 до51м. На профиле наглядно видно его уменьшение толщин с запада на восток.

8) Вышезалегающий пласт характеризуется как глины, которые являются флюидоупором по всему профилю для пласта БП₂₂². Данный пласт глин имеет мощность от 7-28м. По профилю видно, что пласт имеет падение мощности с запада на восток.



2.5 Анализ геологического обоснования эксплуатационных объектов

Эксплуатационный объект - один или несколько продуктивных пластов или часть слоистого продуктивного разреза, разрабатываемых единой сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин по самостоятельной технологической схеме.

Для выделения эксплуатационных объектов в первую очередь используются, как геологические данные по месторождению, так и гидродинамические расчеты, а также технико-экономический анализ. Т.е. выделение эксплуатационных объектов производится на основе геолого-промыслового материала и обосновывается гидродинамическими расчетами с последующим технико-экономическим анализом этих расчетов,так как дробление продуктивного горизонта на большое число объектов и эксплуатация каждого из них самостоятельной сеткой скважин требует больших капитальных вложений и значительно увеличивает себестоимость нефти.

Основными геолого-промысловыми факторами, учитываемыми при выделении эксплуатационных объектов, являются: диапазон нефтегазоносности по разрезу; число продуктивных горизонтов (пластов); глубины залегания; мощность глинистых разделов и наличие зон слияния продуктивных пластов; положение ВНК по пластам, совпадение залежей в плане; литологическая характеристика; диапазон изменения коллекторских свойств, особенно проницаемости; различие типов залежей по горизонтам, пластам; свойства нефтей и газов по разрезу; режимы залежей и возможное их изменение; величины запасов нефти по пластам, горизонтам. Каждый из этих факторов может быть решающим при выделении пластов, горизонтов месторождения в эксплуатационные объекты. Критериями, определяющими необходимость разделения продуктивных горизонтов на самостоятельные объекты эксплуатации, являются - полное несовпадение залежей в плане и резкое различие свойств и качеств нефти.

Проанализировать в полной мере все эти геолого-промысловые факторы для условий Южно-Удмуртского месторождения не представляется возможным из-за слабой изученности данного месторождения.

Однако, в нефтегазовой практике под эксплуатационным объектом понимают один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной группы скважин. При этом для выделения эксплуатационных объектов разработки используют следующие критерии:

- между различными эксплуатационными объектами должны иметься надежные гидродинамические экраны;

- между продуктивными пластами внутри эксплуатационного объекта не должно быть водоносных пластов.

В результате поисково-разведочных работ на Южно-Удмуртском месторождении были открыты две залежи нефти, одна из которых приурочена к отложениям ачимовской толщи пласт БП₂₂², вторая к отложениям верней части сиговской (васюганской) свиты пласт Ю₁^а. Выявленные залежи имеют сложное строение и, кроме структурного плана и зоной замещения (р-н скв. 705Р, 706Р) на юго-западе контролируются тектоническим разломом на северо-востоке. В структурном плане залежи нефти пластов совпадают. Размеры - 6.5 х 8 км, высота 30 м. Водонефтяной контакт не вскрыт. По объему числящихся запасов месторождение относится к числу мелких. Соотношение запасов категорий С₁ к С₂ составляет соответственно 15:85%. Наиболее крупным является залежь нефти пласта БП₂₂² на долю которого приходится более 82% балансовых запасов, а по количеству извлекаемых и того больше - 94%. Пластовые давления близки к гидростатическому, пластовая температура +89 - +90^оС, т.е. аномалий не выявлено. Физико-химические свойства пласта БП₂₂² изучены по пробе отобранной с скв.708Р Южно-Удмуртского месторождения, по пласту Ю₁^а свойства пластовых флюидов приняты по аналогии с Чатылкынским месторождением. В целом физико-химические свойства пластовых флюидов близки к среднестатистическим параметрам пластовых флюидов Ноябрьского нефтегазового региона.

Литологическая характеристика, петрофизические и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов Южно-Удмуртского месторождения охарактеризованы по аналогии с близлежащими разрабатываемыми месторождениями. Плохая отсортированность обломочного материала, повышенное содержание алевритовых и глинистых частиц, заполняющих поровое пространство отрицательно сказываются на фильтрационных свойствах пласта.

Для применения седиментолого-фациального моделирования к выбору эксплуатационных объектов необходимо было определить фациальный состав пород- коллекторов по ачимовских и юрских отложений, для чего были использованы, в основном, качественные каротажные генетические модели терригенных фаций (метод СП или ГК). Таким образом, в фациальном отношении в нижней части ачимовской толщи усть-тазовской серии были определены баровые песчаники (береговые валы) с относительно с хорошей проницаемостью, что подтверждается данными опробования (здесь были получены притоки нефти дебитом 1,5-8,1 м³/сут). К верхней юре (сиговской свите) приурочен продуктивный пласт Ю₁^А, который также образовался в субконтинентальных условиях и имеет идентичный характер. Приток нефти в данном пласте составил 2,1- 4,4 м³/сут.

Краткая характеристика залежи пласта БП₂₂²

По данным скв. 708Р пласт БП₂₂² вскрыт на абсолютных отметках кровли и подошвы а.о. - 2565,4 м и 2571,6 м соответственно. Пласт имеет два проницаемых прослоя - 4,6 и 0,8 м. Толщина глинистой перемычки между ними - 0,8 м. Т.е., эффективная нефтенасыщенная толщина - 5,4 м; общая нефтенасыщенная толщина - 6,2 м; общая толщина пласта БП₂₂² - 10.8 м. Значения пористости по коллектору изменяются от 17,1 до 19,4% при среднем значении 18,8%. Проницаемость по ГИС изменяется от 24,0 до 87,32 мД, по ГДИ - 9.5 мД.

Краткая характеристика залежи пласта Ю₁^а

Пласт Ю₁^а вскрыт на абсолютных отметках кровли и подошвы - 2612,0 м и 2613,8м соответственно (скв. 708Р). Эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,8 м; общая нефтенасыщенная толщина - 1,8 м; общая толщина пласта Ю₁^а - 8.3 м. ВНК не вскрыт. Значения пористости по коллектору изменяются от 15,0 до 16.2% при среднем значении 15,7%, проницаемость изменяется от 5,6 до 13,25 мД (ГИС - скв.708Р), проницаемость по ГДИ - 9.6 мД.

Для обоснования эксплуатационных объектов на Южно-Удмуртском месторождении были построены графики начального пластового давления и пластовой температуры, которые проводилось в широком интервале глубин от пласта GZSL - 1055 м до пласта Ю₂ - 2955 м (табл.2.5), что позволило отследить изменение параметров давления и температуры по глубине (рис. 2.5.2, 2.5.1).При построении графиков использовались данные ГДИС, проведенных в разведочных скважинах.

Рис.2.5.1. График изменения пластового давления по глубине



Результаты анализа полученной зависимости начального пластового давления от глубины показывают, что давления в пластах ПК_1-2, БП₂₂² и Ю₁^а соответствуют гидростатическому.

По Южно-Удмуртскому месторождению интервал глубин замера температуры охватывает объекты, как юрской системы, так и нижнего - верхнего отделов меловой. В результате получена представительная статистическая совокупность замеров. Определенное графическим методом значение геотермической ступени составило 30,5 м/⁰С, и геотермического градиента - 3,3 ⁰С/100 м.

Закономерность изменения температуры с увеличением глубины графически представлена на рис.2.5.2.

Рис.2.5.2 График изменения пластовой температуры по глубине.

По продуктивным пластам Южно-Удмуртского месторождения получены следующие первоначальные пластовые давления и температуры (таблица 2.5).



Таблица 2.5 Начальные пластовые давления и температуры продуктивных пластов Южно-Удмуртского месторождения

№ п/п	Пласт	Глубины п/п (м)	Пластовое давление, атм	Пластовая температура, 0С
1	GZSL	1055-1070		33
2	ПК1-2	1255-1264	118	39
3	ПК1-2	1187-1192		41
4	ПК21-22	2064-2067		67
5	ПК21-22	2038-2045		68
6	БП22-2	2719-2729	256	89
7	Ю1-А	2765-2774	276	90
8	Ю1	2823-2828		92
9	Ю2	2955-2961		97

Добыча нефти на месторождении не велась, поэтому текущее пластовое давление и температура пласта соответствуют первоначальным параметрам.

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Ю₁^а, БП₂₂² приведены в таблице 2.6

Таблица 2.6 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов БП22², Ю1^а

Параметры	БП222	Ю1а
Средняя глубина залегания абс.отм., м	-2565,4	-2612
Tип залежи	структ.-литол. тектонически ограниченный	структ.-литол. тектонически ограниченный
Тип коллектора	терригенный, поровый	терригенный, поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м3	34820	34960
Средняя общая толщина, м	10,8	8,3
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5,4	1,8
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	-	-
Пористость,%	18,8	15,7
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	0,57	0,56
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	-	-
Проницаемость по ГИС, мД	68.4	10
Проницаемость по ГДИ, мД	9,5	9,6
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,5
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2
Начальная пластовая температура, °С	89	90
Начальное пластовое давление, МПа	25,8	27,6
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	0,48	0,52*
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,701	0,709*
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,815	0,816*
Абсолютная отметка ВНК, м	-	-
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,316	1,362*
Содержание серы в нефти,%	0,33	0,3*
Содержание парафина в нефти,%	3,36	1,5*
Давление насыщения нефти газом, МПа	14,7	13,4*
Газосодержание нефти, м3/т	139	154.7*
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,015	1,022*
Средняя продуктивность, м3/сут·атм	0,20	0,11
Начальные геологические запасы нефти, тыс.т (на балансе РГФ)	6163	1396
в том числе: по категории C1/C2	940/5223	201/1195
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т (на балансе РГФ)	1080	70
в том числе: по категории C1/C2	244/836	10/60
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,175	0,05
в том числе: по запасам категории C1/C2	0,26/0,16	0,05/0,05



3. Оценка перспектив доразведки и опытно-промышленной разработки эксплуатационных объектов Южно-Удмуртского нефтяного месторождения

3.1 Основные направления доразведки Южно-Удмуртского месторождения

Южно-Удмуртское месторождение открыто в 1992 году поисковой скважиной № 708Р, пробуренной в сводовой части Южно-Удмуртского локального поднятия. По результатам геологоразведочных работ выявлены нефтеносные пласты БП₂₂² и Ю₁^а.

В 2007 году в сводовой части Южно-Удмуртского локального поднятия пробурена субвертикальная эксплуатационная скважина № 42. Бурение этой скважины позволило уточнить геологическое строение продуктивных пластов и определить перспективы нефтегазоносности нижней части сиговской (васюганской) свиты и ачимовского комплекса. Проектная глубина скважины № 42 с учетом вскрытия пласта Ю₂ составляла 2900 м, фактическая 2904,7 м, кровля пласта Ю₂ не вскрыта.

Глубинные и поверхностные пробы нефти были отобраны только из пласта БП₂₂². Из пласта Ю₁^а пробы флюидов не отбирались. Работы по исследованию свойств флюидов выполнены Тюменской Центральной лабораторией.

Скважина №42 пробурена на месторождении с отбором керна в интервале 2761,61-2868,58, пройдено с отбором керна 58,94 м, фактический вынос керна составил 55.72 м или 94.5%. Комплексные исследования кернового материала осуществлялись в лабораториях отдела физики пласта института ОАО «СибНИИНП».

В 2002-2003 г.г. с целью уточнения геологического строения Южно-Удмуртского месторождения СП 19/02-03 проведены детализационные сейсморазведочные работы 2Д.

Опыт проведения геологоразведочных работ свидетельствует о невозможности достоверного картирования объектов с макроблоковой структурой 2Д, в связи с чем в зимний сезон 2009-2010 г.г. на рассматриваемом месторождении запланировано выполнение детальных сейсморазведочных работ МОГТ 3Д в объёме 85 км². Сейсморазведочные работы 3Д позволят детально изучить геологическое строение месторождения, уточнить границы разрывных нарушений, оконтурить области распространения песчаных тел продуктивных пластов.

В период 2010-2012-2014 осуществляется доразведка и первоочередное обустройство месторождения.

Рис. 3.1 Структурная карта по кровле проницаемой части и карта эффективных нефтенасыщенных толщин по пласту БП22²

С помощью построенных при выполнении дипломного проекта двухмерных геологических моделей (рис.3.1; 3.2) в формате 2D в программном пакете Autocorr, была так же сделана корреляция продуктивных пластов (рис. 3.3), и перерасчет извлекаемых запасов продуктивной части Южно-Удмуртского месторождения по пластам БП₂₂², Ю₁^А, где был установлен водонефтяной контакт по методам ГИС (ГК и ИК). Проделанная работа в значительной степени увеличила запасы нефти по месторождению в целом с 7559тыс. т. до 27562 тыс. т (геологические), и с 1150тыс.т до 3587 тыс.т (извлекаемые).

Рис. 3.2 Структурная карта по кровле проницаемой части и карта эффективных нефтенасыщенных толщин по пласту Ю₁^А

Рис.3.3 Геологический профиль методов ГИС (ИК, ГЗ) по линии скважин №705,708,4,706)



Согласно программе работ по освоению месторождения запланированы следующие виды работ:

- в 2009 - 2010 г.г. проведение полевых сейсморазведочных работ 3Д и обработка материалов;

- в 2011 г.г. интерпретация и построение сейсмогеологической модели;

- в 2012 - 2013 г.г. по результатам уточнение геологического строения, определение местоположения и бурение 1 скважины с целью доразведки залежей и перевода запасов категории С2 в промышленную категорию С1;

- 2013 г. строительство межпромыслового нефтепровода до ДНС Холмистого, а так же строительство моста через реку Толька.

- по этим обстоятельствам эксплуатационное бурение будет начато в 2014 г.

В период 2010-2011 г.г. будет проведена обработка и интерпретация сейсморазведочных работ ЗД силами ОАО «Татнефтегеофизика-групп».

По результатам 3Д-сейсмики ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в 2012-2013 г.г. будет осуществлено бурение разведочной скважин №№ 1Р в контуре запасов категории С2 со вскрытием юрских отложений.

Скважину следует проектировать на северо-западе месторождения между скважинами №№ 705, 708 (Рис.3.4). Местоположение разведочной скважин необходимо уточнить по результатам интерпретации и обработки материалов сейсморазведки 3Д. В процессе бурения этой скважины планируется выполнение расширенного комплекса ГИС, отбор керна в интервалах продуктивных пластов БП₂₂² и Ю₁^а, а также проведение опробования в открытом стволе, так же с помощью комплекса сейсморазведка и бурение (ГИС, керн) выявить песчаные тела с хорошей проницаемостью (т.е.русловые песчаники, отложения пляжей, баровые тела) и после их оконтуривания именно на них направить бурение новых разведочных скважин (лучше горизонтальных с длинной ствола 500-600м). При испытании в колонне пластов БП₂₂² и Ю₁^а будут произведены гидродинамические исследования и сделан отбор глубинных проб нефти. Проектная глубина скважины №1Р 2830 м.

Рис.3.4 Геологический профиль с ВНК и проектной скважиной №1Р по линии скважин №705,708,42,706

Результаты бурения разведочной скважин в сочетании с данными сейсморазведочных работ 3Д позволят с высокой достоверностью оценить запасы УВ в интервалах всех установленных нефтегазосодержащих объектов, выполнить построение трехмерных геологических и гидродинамических моделей. В конечном счете, все это призвано обеспечить извлечение из недр углеводородов, содержащихся в продуктивных пластах, с максимальными КИН при минимальных затратах.

В 2014 г. на месторождении планируется начать эксплуатационное разбуривание участка ОПР. В период 2014-2018 г.г. планируется пробурить на первоначальном участке ОПР - 10 эксплуатационных скважин и по месторождению - 35. Проектом предусмотрена утилизация попутного газа 95%.

Рекомендуемая программа работ по проектным скважинам эксплуатационного фонда включает в себя обязательный комплекс исследований:

- выполнение обязательного комплекса ГИС и гидродинамических исследований во всех пробуренных скважинах,

- отбор и исследования кернового материала по одной вертикальной скважине по стандартной и специальной методикам,

- отбор и исследования глубинных и устьевых проб пластовых флюидов.

По результатам доразведочных работ в 2010-2016 г.г. будет уточнено геологическое строение месторождения и построена 3х - мерная геолого-гидродинамическая модель для проведения подсчета запасов УВ и ТЭО КИН в 2017 г., а по результатам проведения ОПР (2014-2018 г.г.), в 2018 г. составлен новый проектный документ.

Программа работ по доразведке приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Программа работ по доразведке Южно-Удмуртского месторождения

Мероприятия	Виды работ	Сроки выполнения	Исполнители
Сейсмика 3Д, обработка и интерпретация	85 кв. км.	2009-2011 г.г.	ОАО «ТНГ-групп», «Газпромнефть-НТЦ»
Бурение разведочных скважин по результатам интерпретации 3Д -сейсмики	1 разведочная скважина №№1Р.	2012-2013 г. ООО «ГПН-НТЦ»г.	ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»
Исследования комплексом ГИС (типовым для данного района)	Исследования стандартным комплексом ГИС по всему стволу и детальные в интервале продуктивных пластов	2012-2013	ОАО «ННГФ», ООО «ГПН-НТЦ»
Исследования методом ВСП	Обработка материалов ВСП в разведочных и эксплуат. вертикальных скважинах	2012-2015 г.г.	ОАО «ННГФ», ООО «ГПН-НТЦ»
Отбор керна	продуктивные и перспективные пласты в разведочных и вертикаль-ных экспл. скважинах по 3-5 определений на 1 м керна	2012-2015 г.г.	ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»
Испытания в открытом стволе (КИИ)	продуктивные и перспективные пласты в разведочных и вертикальных экспл. скважинах	2012-2016 г.г.
Испытания в колонне (КВУ, ПГИ, КВД, КПД)	перспективные пласты в разведочных и продуктивные пласты в экспл. скважинах	2012-2016 г.г.
Отбор и исследования глубинных проб (MDT, CHDT, ВПП-300)	по 3 пробы из каждого продуктивного и перспективных пластов	2012-2016 г.г.
Физико-химический анализ свойств нефти, газа, воды (PVT свойства)	по 6 проб из каждого продуктивного и перспективных пластов	2012-2016 г.г.	ОАО «Геоэкология», г.Тюмень,
Петрофизические исследования керна: - литологические характеристики, - ФЕС, - физические характеристики, - динамические характеристики: · определение УЭС, ОФП, · коэффициентов вытеснения, остаточной нефтенасыщенности, · капиллярометрия	разведочные скв.1Р, 2Р и 2 вертикальные экспл скв. (ачимовская толща, юрские отложения)	2012-2016 г.г.	ОАО «СибНИИНП», г.Тюмень
Уточнение геологического строения продуктивных пластов и месторождения	Построение 3х - мерной геологической и гидродинамической модели	2015 -2016 гг.	ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»
Оценка балансовых запасов УВ и нефтеотдачи продуктивных пластов	Подсчет геологических и извлекаемых запасов углеводородов, составление ТЭО КИН	2017 г.	ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз», «Газпромнефть-НТЦ»
Промышленное освоение запасов УВ, определение уровней добычи нефти	Технологическая схема разработки месторождения	2018 г.	ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз», «Газпромнефть-НТЦ»

В таблице 3.2 приведена программа исследований керна.

Таблица 3.2 Программа исследований керна

Вид исследования	Объем исследований на 1скв. (метры/образцы)
	БП222	БП20-21	Ю1а	Ю1	Ю2
1. Отбор керна, м	10/-	50/-	10/-	50/-	20/-
2. Изучение гранулометрического состава пород, обр.	-/2-3		-/2-3
3. Определение минералогического состава глинистой компоненты, обр.	-/2-3		-/2-3
4. Изучение структуры порового пространства в шлифах (программа ВидеоТест), обр.	-/2-3		-/2-3
5. Определение открытой пористости	-/3-5		-/3-5
6. Определение эффективной пористости	-/3-5 на 1м керна		-/3-5 на 1м керна
7. Определение проницаемости	-/3-5 на 1м керна		-/3-5 на 1м керна
8. Определение начальной и остаточной нефтенасыщенности	-/3-5 на 1м керна		-/3-5 на 1м керна
9. Определение коэффициента вытеснения	-/3-5 на 1м керна		-/3-5 на 1м керна
10. Снятие капиллярных характеристик с использованием полунепроницаемой мембраны, эксперимент	-/3-5		-/3-5
11. Снятие кривых капиллярного давления методом центрифугирования, обр.	-/3-5		-/3-5
12. Фазовые проницаемости ОФП	-/3-5		-/3-5
13. Определение УЭС в термобарических условиях, экспериментов	-/2-3		-/2-3
14. Определение УЭС в атмосферных условиях, обр.	-/2-3		-/2-3
15. Содержание урана, тория, калия, м	-/2-3		-/2-3
16. Снятие спектральной кривой ГК по всему массиву керна, м	-/2-3		-/2-3
17. Расчет показателя смачиваемости, обр.	-/2-3		-/2-3
18. Изучение акустических и прочностных свойств пород, обр.	-/2-3		-/2-3

3.2 Оценка рисков и повышение эффективности опытно промышленной эксплуатации Южно-Удмуртского месторождения

Как известно, геологоразведочные работы на месторождениях западной Сибири всегда отличались повышенной сложностью и капиталоемкостью. Как правило, вид лицензий по пользованию недрами на участках западной Сибири - геологическое изучение недр и оценка выявленных месторождений УВ сырья, а также разведка и добыча УВ сырья на уже открытых месторождениях. Часто тип лицензии бывает совмещенный - на поиск, разведку и добычу углеводородного сырья сроком на 20-25лет. Вся эта деятельность связана с определенными рисками, которые должны быть определены и минимизированы.

В общем, нефтегазовые компании при проведении ГРР на нефть и газ встречаются в основном с геологическими, рыночными, операционными, кредитными, юридическими и стратегическими рисками.

Цель данной под главы показать некоторые возможности, связанные геологоразведочными работами (ГРР). Основные проблемы здесь связаны с ошибками оценки углеводородного потенциала осадочного бассейна, ошибки идентификации месторождения, ошибки оценки углеводородного потенциала лицензионного участка (месторождения, горизонта), ошибки в программе исследований по поиску и разведке месторождения и подсчета запасов УВ, ошибки по проекту бурения скважин, ошибки по проекту разработки месторождения УВ.

1.Ошибки связанные с углеводородным потенциалом осадочного бассейна возможны с небольшой вероятностью, в связи с тем, что месторождение расположено на территории НГП Западная-Сибирь, так же на этой территории расположено до 500 месторождений нефти, газа и газоконденсата.

2. Ошибки идентификации месторождения невозможны, так как на месторождении было пробурено 4 скв, и был получен приток нефти, т.е. месторождение открыто, и содержит два перспективных горизонта. Так же запланировано бурение одной типовой разведочной скважины №1Р, с помощью которой необходимо получить дополнительную геологическую информацию (керн, опробование, границы месторождения).

3. Ошибки оценки углеводородного потенциала лицензионного участка возможны, в связи с неопределенным ВНК, ошибками в корреляции продуктивной части и малым количеством пробуренных скважин, но построенная 2D модель, кроме бурения учитывает, перечисленные ошибки, и результатом этой модели стало значительный для данного месторождения прирост запасов по категориям С₁, С₂.

4. Ошибки в программе исследований по поиску и разведке горизонтов и подсчета запасов, возможны они связанны с ошибочной корреляцией, и подсчетом запасов горизонтов БП22 и Ю1, в скважине №706, так как при корреляции в скважине № 706 в новой 2D модели был установлен ВНК (Рис.3.3;3.4), отсюда следует, что по генетическим методам ГИС (ИК; ГЗ) в скважине №706 присутствуют углеводороды, которые в свою очередь увеличили извлекаемые запасы, и минимизировали ошибку ПЗ.

5. Ошибки по проекту бурения возможны при реализации проекта разработки варианта 13а, но для минимизации ошибок связанных с задачами решаемыми бурением при ГРР была спроектирована конструкция типовой разведочной скважины №1Р, следовательно, если данную запланированную скважину удастся довести до проектной глубины 2830м безаварийно, то вариант разработки 13а следует проектировать с учетом типовой конструкции скважины №1Р.

6. Ошибки по проекту разработки возможны, но для анализа данных ошибок необходимы дополнительные геологические данные, т.к. месторождение не доразведанно.



4. Задачи доразведки решаемые бурением на Южно-Удмуртском месторождении

4.1 Геологические условия бурения

Литологический состав и механические свойства слагающих пород, пластовые давления, температуры в привязке к сводному литолого-стратиграфическому разрезу по участку приведены в таблице 3.1.

Как правило, породы верхней части разреза склонны к обвалам и кавернообразованию. Коэффициент кавернозности четвертичных (в интервале 0-50 м) и палеогеновых отложений (50-450 м) составляет в среднем 1,30-1,50; палеогеновых и меловых отложений (450-850 м) - 1,20-1,40; верхнемеловых отложений (850-1010 м) - 1,05-1,30; нижнемеловых отложений (1010-2820 м) - 1,05-1,20; юрских и палеозойских отложений (2820-4100 м) - 1,01-1,03.

Зона современных (верхний слой) ММП имеет прерывистое (островное) строение и залегает в интервале до 60 м. ММП в самой верхней (3 - 10 м) части разреза имеют высокую льдистость: от 25% в суглинках и до 70 - 80% в торфяных породах голоцена. Зона реликтовых (глубокозалегающих) ММП распространена в интервале 40 - 300 м и относится к категории слабольдистых (до 20 - 25%). Температуры современных ММП изменяются в основном от 0 до 3 ⁰С, на водораздельных поверхностях, занятых торфяниками, возможна температура до 5 ⁰С. Реликтовые ММП имеют в основном температуру до 0,25 - 0,50 ⁰С.

Углы падения пластов в контурах ожидаемых залежей небольшие и колеблются, от 0 до 1,5.градусов.

Сведения продуктивных горизонтах представлены в таблице 4.1.1

Возможные в процессе бурения осложнения, обусловленные литологическими, гидрогеологическими, геотермическими особенностями проектного разреза приведены в таблице 4.1.1Таблица 4.1.1 Горно-геологические условия проводки скважин

№п/п	Интервалы разреза с различными горно-геологическими условиями, м	Стратиграфия	Литология	Категории пород по	Ожидаемые пластовые	Углы падения пластов, град
	от	до	толщина			твердости	абразивности	давление, Мпа	температуры, 0С
1	0	500	500	Q- P 1-3	Пески, суглинки, супеси, глины диатомовые и опоковидные, прослои алевритов	I-VI	III-V	0 - 4,41	(-5) - (+9)	0
2	500	1550	1050	К2	Глины алевритистые, опоковидные, в нижнейчасти с включениями сидерита, пирита	I-V	III-IV	4,41 - 8,35	сен.26	0-0,3
3	1550	2740	1190	K1	Переслаивание песков, песчаников, алевролитов, глин,глинистых алевритов с включениями детрита, сидерита, пирита	II-V	III-VIII	8,35-18.78	26 - 54	0,1 - 1,5

Таблица 4.1.2. Характеристика перспективных горизонтов

Перспективный горизонт	Вид флюида	Дебиты (испытания)	Тип коллектора	Свойства коллектора	Тип покрышки	Свойства покрышки
Пласт БП222(2718 - 2730) Ачимовские отложения, усть тазовской серии	Н	Qж = 1,5-8,1 м3/сут	Песчаники, алевролиты, чистые и глинистые, имеющие межзерновой тип порового пространства	Кп: БП222 - 19% Кпр: БП222- 9,5 мД Кво: БП222- 54,5% Кно: 35%	Аргиллиты темно-серые и серые, глины крепкие, алевритовые и тонкоотмученные	Кп - 1,9-10,5% Кпр - 0,01-0,07 мД
Пласт Ю1А(2765-2774)	Н	Qж = 2,1-4,4 м3/сут	Песчаники, алевролиты с межзерновым типом порового пространства	Кп: Ю1А - 15,7% Кпр: Ю1А - 9,6 мД Кво: Ю1А - 43,4% Кно: 31,1%	Аргиллиты темно-серые до черных; аргиллиты битуминозные темно-серые до черных	Кп - 5,8-10,9% Кпр - менее 0,01 мД; Кп - 2,5-8,3% Кпр - менее 0,01 мД

Таблица 4.1.3. Возможные осложнения при бурении

№ п/п	Интервалы глубин, м	Возраст пород	Вид и интервал осложнений	Причины, вызывающие осложнения
1	0-500	Q - P1-3	Осыпи, обвалы стенок скважины в зоне ММП, поглощения бурового раствора, водопроявления. Ккав=1.3-1.5; Рпл=Ргст	Нарушение технологии бурения, отклонение параметров раствора от проектных, длительные простои при бурении в зоне залегания ММП (до 300м). Талики.
2	500-1550	К2	Незначительные осыпи стенок скважины, кавернообразование, водопроявления, поглощения бур. Раствора. Ккав=1.2-1.4; Рпл=Ргст	Нарушение технологии бурения, отклонение параметров раствора от проектных, длительные простои при бурении
3	1550-2740	К1	Незначительное кавернообразование, посадки, прихваты бурильного инструмента, поглощения бур. раствора, газо-водопроявления. Рпл=Ргст.	Отклонение параметров раствора от проектных, длительные простои при бурении, несвоевременный долив скважины. Наличие напорных водо- или газоносных пластов, превышение допустимой скорости СПО.
4	2740-3100	J1-3	Незначительное кавернообразование, посадки, прихваты бурильного инструмента, поглощения бур. раствора, НГВП.Ккав=1.01-1.0.3; Рпл ? 1,45 Ргст.	Нарушение технологии бурения, отклонение параметров раствора от проектных, несвоевременный долив скважины. Наличие напорных водоносных и нефтегазонасыщенных пластов, АВПД, превышение допустимой скорости СПО.

4.2 Проектирование типовой конструкции скважин

Способы строительства скважин и обустройства Южно-Удмуртского месторождения определяются особенностями орогидрографических, геокриологических и геологических условий.

Конструкции скважин выбираются с учётом геолого-технических условий буровых работ, назначения скважин (добывающая, нагнетательная и т.п.), способа эксплуатации (фонтанный, газлифтный, механизированный), вида скважины (наклонно-направленная, пологая, горизонтальная или многозабойная), схемы заканчивания скважины в продуктивном объекте и типа бурового раствора для вскрытия продуктивной толщи.

В целях интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента извлечения нефти предусматривается использование накопленного опыта и современных методов вскрытия пласта, в том числе бурение горизонтальных скважин.

Проектирование конструкции включает следующие этапы:

1) построение графика совмещенных давлений (рис. 7.1 табл. 3.5)

2) 2)Анализ графически совмещенных давлений для выявления интервалов с несовместимыми условиями бурения (рис. 7.1)

3) Уточнение места установки башмаков всех обсадных колон

4) Определение интервалов цементирования всех обсадных колон

5) Расчет диаметров всех элементов конструкций (Dкол, Dпод каждую спускаемую колонну)

Требования к конструкции скважины

В соответствии с правилами безопасности конструкция скважин, в части надежности, должна обеспечивать:

* максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимальной конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

* применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

* условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

* получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

* условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых горизонтов и дневной поверхности;

* максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин;

* доведение скважины до проектной глубины;

* минимум затрат на строительство и эксплуатацию скважин.

Горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) не установлено.

Конструкция скважин определяется количеством и размером обсадных колонн, диаметрами ствола под каждую колонну, интервалами цементирования колонн.

Конструкция должна обеспечивать проводку скважины до проектной глубины, надежную изоляцию всех вскрытых горизонтов, прочность и долговечность скважины как сооружения, достижения проектных режимов эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ в скважине.

В скважину спускается несколько колонн. Для предупреждения обрушения неустойчивых верхних пород, размыва устья и соединения с циркуляционной системой спускается и цементируется до устья направление. Кроме своего прямого назначения, направление является дополнительной мерой защиты пресных вод от загрязнений в случае недоподъема цементного раствора до устья за следующей колонной (кондуктором). Глубина спуска направления определяется конкретными условиями участка.

Для закрепления верхней части разреза, сложенного неустойчивыми породами, изоляции горизонтов, содержащих пресные воды, спускается и цементируется до устья кондуктор. Глубина спуска его также определяется местными условиями, в том числе возможностью дальнейшего углубления скважины.

В случае строительства горизонтальных скважин необходимо осуществлять также крепление неустойчивых отложений в нижней части разреза. Для этой цели необходимо предусматривать удлиненный кондуктор.

Для укрепления всего ствола скважины, разобщения продуктивных и других вскрытых горизонтов, не перекрытых предыдущей колонной, эксплуатации скважины (извлечения или нагнетания жидкости) спускается эксплуатационная колонна. Высота подъёма тампонажного раствора определяется мощностью подлежащих разобщению пластов и некоторыми другими условиями. Тампонажный раствор за эксплуатационной колонной поднимается на 150 м выше башмака предыдущей колонны, как в нагнетательных, так и добывающих скважинах.

Эксплуатационная колонна может быть комбинированной и включать хвостовик, оснащённый фильтрами и пакерами.

Для цементирования обсадных колонн в скважинах используется тампонажный раствор нормальной плотности (1,81 - 1,83 г/см³), который должен перекрыть продуктивные пласты и интервал на протяжении 150 м выше кровли верхнего продуктивного пласта. При цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн интервал непродуктивных отложений перекрывается облегченным тампонажным раствором.

Эксплуатационная колонна спускается на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта. Величина зумпфа в 50 м принята с запасом и обусловлена возможностью приема падающих в скважину элементов внутрискважинного оборудования без проведения ловильных работ.

Конструкция водозаборных скважин отличается от приведенной. Основные особенности заключаются в том, что кондуктор диаметром 324 мм спускается на ту же глубину, что и в добывающих скважинах, а эксплуатационная колонна-хвостовик подвешивается на конусном кольце в башмаке кондуктора. Такая конструкция связана с большим диаметром водоподъёмных насосов и должна отвечать требованиям эксплуатации скважин.