Разработка скважины

Изучение геологического разреза, определение количественных и качественных характеристик пластов:

ПС, БКЗ, БК, ИК, МК, БМК, ГК, НК, ГГК-П, ГГК-ЛП, АК, ДС.

1:200

650-800

Откр.ствол

1050

750-1050

1220

1000-1220

4

1220

ДС для расчёта количества тампонажного раствора

1:500

470-1220

Откр.ствол

5

470

Изучение технического состояния скважины: ОГЦ, АКЦ+ФКД*, ГК, ЛМ, ГГДТ

1:500

0-470

В кондукторе

1220

0-1220

В экс. колонне

6

1220

Для изучения тектонического строения структуры: пластовая наклонометрия

1:200

470-1220

Откр.ствол

7

1220

Изучение скоростной характеристики разреза ВСП

0-1220

8

Станция ГТИ - для оперативного представления информации по бурению скважины

постоянно

30-1220

Откр.ствол

9

1220

Термометрия

1:500

0-1220

Дополнительно к комплексу

10

Для привязки отбора керна - ПС, КС ДС, БК, РК (ГК+НК)

1:200

интервал записи 150 м, за 50 м до кровли предполагаемого интервала отбора керна

Откр.ствол

11

Для установки ИПТ -

ПС, КС ДС, АК

1:200

интервал записи 150 м

Откр.ствол

12

Для привязки перфорации -

ГК, ЛМ, Терм.

1:200

Интервал записи 150 м, проводится до и после перфорации

В экспл. колонне

Опробование и испытание перспективных горизонтов

Опробование и испытание перспективных горизонтов в проектируемой скважине планируется проводить в открытом стволе в процессе бурения испытателем пластов на бурильных трубах и в эксплуатационной колонне.

В процессе бурения при подтверждении продуктивности вскрытых отложений керновым материалом, шламом, геолого-технологическими и геофизическими исследованиями, производится опробование испытателем пластов на трубах. Эти работы должны проводиться в минимально короткие сроки после вскрытия пласта (не более 5 суток) во избежание кольматации коллектора.

Испытание проектируется проводить с опорой на забой и с одним пакером, в два цикла. Перед проведением ИПТ составляется план работ, в котором необходимо предусмотреть перечень мероприятий по подготовке ствола скважины и промывочной жидкости к спуску испытательного оборудования, а также технологических параметров процесса испытания: интервал установки пакера, величина нагрузки при распакеровке, диаметр штуцера, депрессия на пласт. Время стояния на притоке и восстановлении давления определяется начальником партии ИПТ в процессе испытания по интенсивности притока. Перед спуском пластоиспытателя предусматривается проведение комплекса геофизических работ по определению состояния ствола и уточнению забоя скважин.

Перечень объектов опробования испытателем пластов на трубах приведен в таблице 4.6.3.1.

Таблица 4.6.3.1 - Перечень объектов опробования испытателем пластов на трубах

Номер объекта	Интервал испытания (опробования)	Возраст	Диаметр пакера, мм	Депрессия, МПа
1	2	3	4	5
1	755-770	Аптский	190	3,0
2	1090-1110	Байосский	190	5,5

Метод вскрытия объектов в колонне с помощью перфорации, ее плотность, способ вызова притока проектируются в соответствии с ПБ в НГП.

Испытание в эксплуатационной колонне проводится «снизу-вверх» путем перфорации из расчета 20 отверстий на 1 м перфораторами ПКТ-89.

Лабораторные исследования

Для решения вопросов стратиграфии, литологии, физических свойств коллекторов, содержащих углеводороды, физико-химических свойств газа и пластовых вод, которые будут получены в процессе бурения и испытания скважин, предусмотрены следующие анализы образцов и проб, таблица 4.6.4.1.

Таблица 4.6.4.1 - Лабораторные исследования

Вид анализа	Единица измерения	Объём работ
петрографический	анализ	50
гранулометрический	-*-	50
палеонтологический	-*-	50
определение карбонатности	-*-	50
определение глинистости	-*-	50
определение пористости общей	-*-	140
определение проницаемости абсолютной	-*-	140
определение нефтенасыщенности	-*-	140
определение фазовой проницаемости	-*-	35
определение коэффициента вытеснения	-*-	35
Химические анализы:	-*-
нефти	проба	6
воды пластовой	-*-	6
Гидродинамические исследования	комплекс	2

Все виды исследований, отбор проб газа, нефти и пластовой воды, проводятся специалистами в соответствии с требованиями действующих инструкций.

Нефтенасыщенные породы, законсервированные сразу после подъема керна, исследуются для определения остаточных нефтенасыщенности и водонасыщенности, состава нефти в открытых и закрытых порах.

В процессе исследования отобранных проб нефти должны быть определены:

- для нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования:

- фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях - компонентный состав, содержание (в процентах по массе) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти; исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследовать специальные пробы;

- для газа (растворенного в нефти) - плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процентах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводорода, углекислого газа и азота; состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти до стандартных условий;

При оценке промышленного значения содержания в газе компонентов (этана, пропанов, бутанов, серы, гелия, металлов) должны соблюдаться «Требования к комплексному изучению месторождений и подсчёту запасов попутных полезных ископаемых и компонентов».

При изучении состава нефти и газа необходимо определить наличие и содержание в них компонентов, оказывающих вредное влияние на оборудование при добыче и транспортировке газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу и др.).

При получении из скважины притоков подземных вод должны быть определены: химический состав подошвенных и краевых подземных вод, содержащихся в них йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция и др., а также состав растворённого в воде газа, дебит воды, температура, давление и коэффициент упругости вод, газосодержание и другие показатели для обоснования проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Количество, виды анализов и исследований могут меняться в соответствии с данными, полученными в результате бурения.

Заключение

Анализируя характер геологической изученности Володарского месторождения, следует признать, что до настоящего времени остается не вполне ясной картина строения северного купола месторождения, в особенности его замыкания на северо-западном крыле (район скв. 4-Володарская). Принятая в настоящем отчёте геологическая модель месторождения вполне удовлетворительно объясняет особенности распределения нефтеносности продуктивного пласта Б₂ и может служить основой для геометризации залежи нефти при подсчёте запасов и проектировании разработки, но, тем не менее, нуждается в дальнейшем уточнении и изучении.

Литература

Горбачев И.Ф. Нефтегазоносные комплексы Ульяновской области. Сб. Новые данные по геологии и нефтеносности Ульяновской области. - М., 1983, 156 с.

Инструкция по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ-ОГТ (при работах на нефть и газ). М., Нефтегеофизика, 1984, 35 с.

Размещено на Allbest.ru