Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

1.1 Общие сведения о районе работ

Стратиграфия

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится согласно унифицированной стратиграфической схеме Тимано-Печорской провинции (1995 г.) на основании комплексного изучения кернового материала и промыслово-геофизических исследований.

Вскрытый разрез осадочного чехла Южно-Харьягинского месторождения представлен отложениями от нижнего девона до четвертичных включительно.

Палеозойская группа - PZ

Девонская система - D

Девонская система представлена отложениями нижнего, среднего и верхнего отделов. Верхняя граница системы проводится в подошве низкоомной глинистой пачки, охарактеризованной окским комплексом микрофауны.

Нижний отдел - D1

Нижнедевонские отложения полностью вскрыты только в скв. 1-Колва (1502 м), представлены чередованием зеленовато-серых известняков, серо-коричневых мергелей и глин. В верхней части разреза появляются прослои доломитов с включениями ангидритов.

Нижнедевонский разрез наиболее полно изучен в области Возейского поднятия, где по литологическим признакам и каротажной характеристике выделены пачки O, I, II, III, IV (классификация ТП НИЦ).

Средний отдел - D2

Среднедевонские отложения представлены эйфельским и живетским ярусами. Верхняя граница отдела проводится в подошве терригенной, преимущественно глинисто-алевритовой толщи с верхнедевонским комплексом фауны. Максимальные мощности отмечаются в области Харьягинского палеопрогиба. На южной периклинали Южно-Харьягинского поднятия отложения среднего девона размыты.

Верхний отдел - D3

Породы верхнего отдела трансгрессивно залегают на размытой поверхности среднедевонских отложений. На основании фаунистического анализа (брахиоподы, остракоды) и споро-пыльцевых комплексов в разрезе прослеживаются франский и фаменский ярусы.

Каменноугольная система - С

Каменноугольные отложения представлены всеми тремя отделами. По результатам исследования керна, фауны и материалов ГИС, в разрезе установлены перерывы в осадконакоплении различной продолжительности. На Харьягинской площади размыты отложения турнейского яруса, нижне- и средневизейского подъяруса среднего карбона.

Нижний отдел - С1

Разрез нижнекаменноугольных отложений представлен в объеме окского надгоризонта верхневизейского подъяруса и серпуховского яруса.

Средний отдел - С2

Среднекаменноуголные отложения представлены только в объеме верхнемосковского подъяруса. Верхняя граница проводится в подошве высокоомного пласта по исчезновению среднекаменноугольных фораминифер и появлению в большом количестве фузулинид, характерных для отложений верхнего карбона. Разрез (11-23 м) сложен светло-серыми органогенно-детритовыми и обломочными известняками, светло-серыми, органогенно-детритовыми.

Верхний отдел - С3

Верхняя граница отдела проводится в кровле высокоомного карбонатного пласта, по смене верхнекаменноугольных фораминифер на ассельские.

Литологически отложения верхнего карбона представлены известняками серыми и коричневато-серыми, перекристаллизованными, плотными, неслоистыми, от мелко-крупнодетритовых до органогенно-обломочных, с криноидеями, мшанками, брахиоподами, фораминиферами. Отмечаются прослои глинистых известняков содержащих редкие волнистые пропластки известковистой глины. Толщина отдела в среднем составляет 30 м.

Пермская система - Р

Верхняя граница отложений пермской системы проводится в подошве базального конгломератовидного пласта песчаников Т1-I с эпидот-циозитовой ассоциацией минералов, выше которых в глинах определен нижнетриасовый спорово-пыльцевой комплекс. Пермская система представлена отложениями нижнего и верхнего отделов.

Нижний отдел - Р1

В составе отложений нижнего отдела выделяются фаунистически охарактеризованные карбонатные отложения (ассельские + сакмарские и артинские), перекрываемые терригенными отложениями кунгурского яруса.

Верхний отдел - Р2

Верхнепермские отложения представлены в объеме неразделенных уфимского, казанского и татарского ярусов, сложенных различающимися по генетическим признакам терригенными породами (морские и континентальные осадки). Толщина яруса достигает 428 м. Промышленно нефтеносный горизонт.

Для удобства корреляции разреза по литологическим признакам и каротажной характеристике в верхнепермской толще выделены до 15 пластов полимиктовых песчаников (по местной номенклатуре P2-I - P2-XV. Между пластами выделяются низкоомные непроницаемые глинистые разделы толщиной 5-20 м.

Песчаники пласта P2-III - серые, с коричневым и зеленоватым оттенком, чаще мелко-среднезернистые, без четкой слоистости, участками известковистые, с пелециподами, брахиоподами, фораминиферами, с галькой кремнистых, эффузивных и других пород, с глинистым или хлоритовым цементом. Характерными особенностями пласта P2-III являются значительная толщина, хорошая выдержанность развития песчаников по площади и высокие фильтрационно-емкостные параметры. Тем не менее в восточной части южной периклинали южного купола отмечается отсутствие песчаников в разрезе пласта P2-III . Выделяется несколько типов строения пласта P2-III: баровый, барово-русловой и русловой.

Мезозойская группа - Mz

На Харьягинской площади мезозойские отложения представлены триасовой, юрской и меловой системами, толщиной от 1278 до 1402 м.

Триасовая система - Т

Согласно местной стратиграфической схеме для платформенных районов Тимано-Печорской провинции, утвержденной МСК, в разрезе триасовой системы выделяются чаркабожская свита (нижний триас), шапкинская серия (нижний + средний триас) в составе ангуранской и харалейской свит и нарьянмарская свита (верхний триас).

Верхняя граница системы проводится в подошве относительно высокоомной толщи кварцевых песков нижне-среднеюрского возраста. Триасовые отложения в объеме всех трех отделов имеют среднюю толщина 732 м.

Нижний отдел - Т1

Чаркабожская свита Т1 - cb

Верхняя граница уверенно проводится в подошве высокоомного пласта песчаника шапкинской серии, являющегося надежным репером в платформенной части Тимано-Печорской провинции.

В основании свиты залегает базальный пласт песчаников светло-зеленых, полимиктовых, слюдистых, разнозернистых, пористых, прослоями конгломератовидных за счет обилия разноокрашенных уплощенных окатышей глин с хлорит-каолинитовым цементом (пласт Т1-I). Прослоями песчаник розоватый с кальцитовым цементом. В присводовой части Харьягинской структуры песчаники базального пласта отсутствуют. Отложения базального пласта имеют аллювиальное происхождение. Вышележащий разрез чаркабожской свиты сложен мощной толщей глин, песчаников и алевролитов.

Глины красновато- и шоколадно-коричневые, алевритистые, неизвестковистые, слюдистые, иногда переходящие в алевролит. Алевролиты серые, со слабым зеленоватым оттенком, полимиктовые, глинистые, неизвестковистые.

Песчаники зеленовато-серые, мелко- и мелко-среднезернистые, полимиктовые, неравномерно глинистые, с неясной косой и линзовидной слоистостью, переходящие в алевролиты.

В целом, в разрезе чаркабожской свиты, кроме базального пласта T1-I, прослеживается еще до 12 пластов песчаников (T1-II - T1-XIII), разделенных прослоями шоколадно-коричневых глин.

К каждой из групп (пачек) приурочено по 3 пласта песчаников и вверх по разрезу увеличивается ширина зон их развития. Из 13 пластов продуктивными являются пласты T1-I, T1-III, T1-IV, T1-VII, T1-VIII. Вышележащий разрез чаркабожской свиты по результатам ГИС и опробования обводнен. Толщина свиты 295-383 м.

Средний отдел - Т2

Ангуранская свита - Т2 an

Верхняя граница свиты проводится по появлению сероцветных глин с верхнетриасовым спорово-пыльцевым комплексом. В нижней части свиты преобладают песчаники мелко-среднезернистые с прослоями серых глин, с горизонтальной слоистостью. Выше разрез сложен пестроцветными глинами с конкрециями пирита и железистыми бобовинами. Толщина свиты 83-136 м.

Верхний отдел - Т3

Нарьянмарская свита - Т3 nm

Разрез толщиной 201-278 м сложен сероцветными глинами с верхнетриасовым спорово-пыльцевым комплексом, с прослоями алевролитов и песчаников.

Юрская система - J

На Харьягинской площади юрская система представлена всеми тремя отделами. Толщина осадков составляет 343-373 м.

Нижний отдел - J1

Харьягинская свита - J1 hr

В основании свиты залегает пачка песчаника серого и светло-серого, мелко-среднезернистого, переходящего в песок с галькой и валунами кварца, кремня. Толщина пачки 30-40 м. Выше разрез сложен глинами пестроцветными, зеленоватых тонов и серыми с нижнеюрским спорово-пыльцевым комплексом. Толщина свиты 40-65 м.

Средний отдел - J2

Отложения представлены песками светло-серыми до белых, кварцевыми, слюдистыми, с примесью каолинита, с маломощными прослоями глин и слабосцементированных песчаников. Характеризуется повышенными значениями КС и отрицательной депрессией на кривой ПС. Толщина 70-96 м.

Верхний отдел - J3

В нижней части разрез сложен алевролитами и глинами с конкрециями пирита, пелециподами и белемнитами. Выше разрез представлен преимущественно темно-серыми алевритистыми и известковистыми глинами, плитчатыми мергелями и алевролитами. Толщина 174-242 м.

Меловая система - К

Меловая система в объеме нижнего отдела сложена алевролитами зеленовато-серыми, глауконитовыми, глинами темно-серыми до черных, глауконитовыми песками светло-серыми. Толщина 206-258 м.

Четвертичная система - Q

Разрез четвертичных отложений толщиной 150-219 м представлен суглинками серыми, темно-серыми, с галькой и гравием кремня, кварцита, известняка и песками светло-серыми.

Тектоника

Южно-Харьягинское месторождение приурочено к одноименному валообразному поднятию, расположенному в центральной части Колвинского мегавала Печоро-Колвинского авлакогена. Харьягинская структура представляет собой крупную асимметричную приразломную антиклинальную складку северо-северо-западного простирания, погружающуюся в северном направлении. Харьягинская структура осложнена локальными складками более низкого порядка Южно-Харьягинской и Центрально-Харьягинской, к которым приурочено Харьягинское месторождение. Локальные складки наиболее четко выделены по нижним, среднедевонским отложениям.

Вверх по разрезу продолжается усложнение локальных складок серией небольших малоамплитудных куполов. По верхнепермским терригенным отложениям Харьягинское поднятие в целом выполаживается, уровень его локальных складок выравнивается.

Среди пермского и триасового комплекса наблюдается своя система нарушений. Дизъюнктивы имеют разную амплитуду и направленность. В результате рассматриваемый комплекс отложений получил строение близкое к блоковому. Подобные разломы часто не имеют продолжения вниз по разрезу и считаются безкорневыми.

По уфимским отложениям (пласт Р2-III) Центрально-Харьягинская антиклиналь, осложненная южным и северным куполами, имеет размеры 22х7 км в пределах замкнутой изогипсы минус 1620 м, амплитуду 100 м.

По мезозойским отложениям Харьягинское поднятие представляется в виде пологой, приподнятой над прилегающими впадинами, структуры, осложненной относительно небольшими куполами. По нижнетриасовым отложениям Центрально-Харьягинская складка распадается на ряд самостоятельных небольших малоамплитудных куполков северо-западного простирания.

В развитии района расположения Харьягинской структуры выделяется несколько крупных этапов развития.

В среднеордовикско-силурийское время вся территория Печорской синеклизы представляла собой карбонатный шельф. Формирование Колвинской рифтовой зоны в силуре-раннем девоне приходится на заключительную фазу каледонского тектоногенеза. В это время в интенсивно прогибавшемся Колвинском грабенообразном прогибе происходило накопление терригенно-карбонатных, сульфатных и терригенных отложений. На рубеже каледонского и герцинского этапов, когда море отступило в область Уральского перикратона, поверхность нижнедевонских отложений подвергалась эрозионным процессам.

Формации среднего структурного подэтажа, отвечающего герцинскому этапу, образуют наиболее завершенный ряд, позволяющий выделить стадии геотектонического развития, которым отвечают структурные ярусы.

В среднедевонское время продолжались процессы рифтогенеза. Рассматриваемый регион по-прежнему представлял собой впадину, отделенную от Большеземельского свода зоной разломов древнего заложения. В предфранское время активизация Колвинского рифта проявилась в интенсивной разломной тектонике, размыве отложений на приподнятых блоках земной коры и заполнении рифтовых прогибов продуктами размыва. Сложное ступенчатое строение грабенов обусловило неравномерность накопления и разный гранулометрический состав одновозрастных групп терригенных осадков.

В раннефранское время рифогенные процессы сменились пострифтовыми погружениями. В джьерское и тиманское время происходило накопление преимущественно терригенных лагунно-пресноводных осадков. Нижнефранские отложения характеризуются увеличением толщин в пределах палеопрогибов и плащеобразно перекрывают более древние отложения на всей территории Печеро-Колвинского авлакогена.

Следующий этап характеризуется повсеместным развитием карбонатных формаций и отсутствием резко дифференцированных движений. Палеорифтовая зона вместе со всей территорией современной Печорской плиты была вовлечена в прогибание края платформы в направление Уральского океана. Положение рифта отражается в очертаниях некомпенсированной доманиковой палеовпадины.

Окончание франско-турнейского этапа ознаменовалось глобальной регрессией, отразившейся в накоплении линз терригенных угленосных осадков турнейского возраста в пределах унаследованного древнего Колвинского прогиба.

Визейско-артинский этап соответствует по времени столкновению Восточно-Европейского континента с Тигильско-Магнитогорской островной дугой и началом образования Уральского орогена. В результате горизонтальных напряжений нижележащие отложения, накопившиеся в грабенах, подверглись сжатию и выдавливанию по отдельным древним сбросам (реверсивным разломам), образуя в верхних слоях инверсионные структуры валов и мегавалов. К концу этого периода на месте палеорифтов были сформированы палеоподнятия, на склонах, которых в ассельско-сакмарское время образовались биогермные постройки, а затем в артинское время происходило накопление регрессивных глинисто-карбонатных и терригенных осадков.

В кунгурском веке и поздней перми продолжался рост инверсионных структур. В палеогеоморфологическом плане они представляли отмели и острова мелководного моря, постепенно опресняющегося.

В триасовое время происходило накопление преимущественно континентальных пестроцветных терригенных отложений, являвшихся продуктами размыва Уральского орогена. Тогда же проявились интенсивные и контрастные блоковые подвижки, в результате которых обозначился структурный план региона, близкий в основных чертах к современному.

Отложения верхнего структурного подэтажа сплошным чехлом перекрывают разновозрастную поверхность пород, сформировавшихся в течении герцинского этапа. В составе верхнего структурного подэтажа выделяются два структурных яруса, разделенных угловым и стратиграфическим несогласиями. Нижний ярус сложен юрско-меловыми терригенными, большей частью сероцветными, морскими, шельфовыми и континентальными отложениями, верхний - неоген-четвертичными преимущественно континентальными образованиями.

Гидрогеология

В гидрогеологическом отношении территории Южно-Харьягинского нефтяного месторождения относится к Большеземельскому артезианскому бассейну второго порядка, занимающему северо-восточную часть Печорского бассейна. Наличие многолетних мерзлых пород на территории месторождения исключило большую часть грунтовых вод из водообмена. На Южно-Харьягинском месторождении выделяются следующие гидрогеологические комплексы и водоупорные толщи:

1. Водоносный комплекс среднедевонско-нижнефранских отложений (D2 - D3 f1);

2. Водоупорная толща саргаевско-тиманских отложений верхнего девона (D3 sr+tm);

3. Водоносный комплекс верхнедевонских отложений (D3);

4. Водоупорная толща визейских отложений (C1 v);

5. Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений (C-P1 карб.);

6. Водоупорная толща кунгурских отложений нижней перми (P1 k);

7. Водоносный комплекс верхнепермско-триасовых отложений (P2-T);

8. Водоносный комплекс юрских отложений (J);

9. Водоупорная толща верхнеюрских отложений (J3);

10. Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений (К1-Q).

Воды среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса представляют собой рассолы хлоридного натриевого состава и относятся к хлоркальциевому генетическому типу. Величина минерализации находится в пределах 129,3-183,8 г/л. В анионном составе преобладает хлор (49,59-49,9 %-мг.экв.). В весьма широком диапазоне колеблется относительное количество натрия (32,48-44,33 %-мг.экв.), кальция (4,36-16,05 %-мг.экв.), магния (0,71-2,75 %-мг.экв.) и значения характерных гидродинамических отношений.

Подземные воды горячие, температура их достигает 96,5оС. Пластовые давления среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса квалифицируются как аномально высокие, коэффициенты аномальности изменяются от 1,2 до 1,28. Дебиты воды достигают 15 м3/сут.

Водоносный комплекс верхнедевонских отложений сложен карбонатными породами. Подстилающим водоупором служит региональная толща джьерско-саргаевских глин, а перекрывающим - толща визейских глин.

Подземные воды рассматриваемого комплекса представляют собой хлоридные натриевые рассолы с минерализацией 131,35-191,25 г/л. Концентрации основных ионов составляют: хлора (до 49,66 %-мг.экв.), натрия (до 39,64 %-мг.экв.), кальция (до 9,49 %-мг.экв.), магния (до 2,68 %-мг.экв.).Воды характеризуются повышенной сульфатностью, содержание сульфат-иона достигает 1227,9 мг/л (0,54 %-мг.экв.). Количество брома высокое (до 510 мг/л), максимальное содержание йода отмечается в скв. 53 - 33,84 мг/л.

Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений толщиной 355 м включает карбонатные породы (известняки, доломиты, глинисто-алевролитово-карбонатные породы артинского возраста).

Перекрывающим водоупором служит региональная покрышка, сложенная преимущественно глинистыми отложениями кунгурского яруса, толщиной 65-81 м.

Водообильность пород находится в пределах от 2,5 до 66,3 м3/сут. Крепкие хлоридные натриевые рассолы имеют минерализацию 85,58-110,69 г/л. Генетический тип вод - хлор-кальциевый (по В.А. Сулину). Преобладающим анионом является хлор (49,51-49,88 %-мг.экв.), а в катионном отношении превалирует натрий (31,1-37,81 %-мг.экв.). Степень метаморфизации rNa- / Cl- составляет 0,63-0,75; хлор-бромный коэффициент Cl- / Br- - 263-366.

Водоносный комплекс верхнепермских и триасовых отложений, представленный терригенными породами, перекрывается водоупором из верхне-среднетриасовых глин толщиной 345 м.

Подземные воды представлены рассолами хлор-кальциевого типа с минерализацией от 20,75 г/л в триасовых отложениях до 77,7 г/л в верхнепермских. Воды отличаются значительной метаморфизацией (rNa- / Cl- - 0,66-0,70), отношение Cl- / Br- - составляет 294-347. Из микрокомпонентов в составе вод обнаружены: йод до 17 мг/л, бром до 162 мг/л, аммоний до 60 мг/л.

Водовмещающие породы характеризуются повышенной водообильностью. Дебиты при опробовании достигали до 220,2 м3/сут.

Результаты анализов растворенного в воде газа показывают, что содержание метана варьирует в пределах 60,0-69,83 %объем, азота 13,31-18,52 %объем, углекислого газа 0,1-1,1 %объем. Газовый фактор составил 1,12-1,89 м3/м3.

Содержание органического вещества, растворенного в воде, незначительное. Общего углерода содержится 58,8-81,6 мг/л, углерода нелетучего 24,0-43,2 мг/л.

Температура пластовых вод изменяется с глубиной от 19 до 40 оС.

Перекрывающая толща содержит водоносные прослои мелко-среднезернистых песчаников. Так в скв. 81 и 82 были получены притоки слабоминерализованной воды (13,4-15,5 г/л). Величины гидрохимических отношений составляют: rNa- / Cl- - от 0,80 до 0,82; Cl-/Br- - от 313 до 354. В водах отмечено небольшое количество микрокомпонентов: йода до 4,65 мг/л, бром до 20,22 мг/л, аммоний до 90 мг/л, калий до 12,5 мг/л.

По результатам исследований скважин пластовое давление в верхнепермских водоносных пластах несколько выше или равно гидростатическому; в триасовых - ниже гидростатического.

Для залежей нефти, приуроченных к верхнепермским и триасовым отложениям, присуще проявление упругого и в меньшей степени водонапорного режима.

Водоносный комплекс юрских отложений приурочен к толще нижне-среднеюрских и низам верхнеюрских песков и песчаников, составляющей в пределах Харьягинского месторождения 220-240 м. Комплекс литологически выдержан и регионально прослеживается на всех структурах Колвинского мегавала. На Харьягинском месторождении на юрские отложения пробурены 4 скважины.

Водообильность пород находится в пределах от 130 до 450 м3/сут при снижении уровня компрессором. Статистический уровень находится на глубине 100 м. Пластовые воды имеют минерализацию 2,758-4,973 г/л. Преобладающим анионом является хлор (49,51-49,88 %-мг.экв.).

Водоупорная толща верхнеюрских отложений (до 240 м), представленная алевролитами и глинами, регионально прослеживается в северной части провинции.

Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений имеет повсеместное распространение. Водовмещающие породы представлены литологически невыдержанными толщами песчаников, песков, супесей. Изолирующим экраном с поверхности во многих случаях служит толща многолетнемерзлых пород, достигающих 300-380 м толщины. По немногочисленным данным воды комплекса чаще всего пресные с минерализацией 0,16-0,3 г/л, иногда слабоминерализованные. Тип воды гидрокарбонатный натриевый.

Рассмотренные материалы позволяют заключить, что палеозойские отложения на Южно-Харьягинском месторождении находятся в зоне затрудненного водообмена, характеризующейся наличием метаморфизованных рассолов, обогащенных бромом, йодом и генетически медленным движением пластовых вод. Зона затрудненного водообмена охватывает, в основном, и мезозойские осадки. Активный водообмен существует в четвертичных отложениях и, возможно, в нижнемеловых и верхней части юрских образований.

Исследования микрокомпонентного состава пластовых вод указывают на наличие практически по всему продуктивному разрезу йода и брома, а при более детальном исследовании среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса на наличие также и бора, лития, рубидия, цезия и стронция.

Пластовые воды среднедевонско-нижнефранских отложений могут быть квалифицированы как промышленные йодо-бромные. Неблагоприятным фактором является большая глубина залегания вмещающих пород (более 3,5 км), запечатанность резервуара, что исключает наличие активной законтурной области и использование приконтурных скважин для добычи пластовых вод, а разработка нефтяных залежей с применением закачки приведет к разубоживанию полезных компонентов.

К категории минеральных бромных, йодных или йодо-бромных могут быть отнесены все пластовые воды палеозойских отложений. Содержание брома в них повсеместно превышает 25 мг/л, а йода - 5,0 мг/л. Для окончательной оценки возможности их использования так же требуются специальные дополнительные исследования.

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Параметры пластов-коллекторов Южно-Харьягинского месторождения изучены по данным керна, по материалам ГИС и по данным гидродинамических исследований скважин. При расчете средних величин параметров по керну и ГИС использованы следующие граничные значения коэффициента пористости: для отложений девонского возраста Кп гр = 7%, для отложений верхнепермского возраста Кп гр = 17% и для отложений триасового возраста Кп гр = 15%. Соответствующие граничные значения коэффициента газопроницаемости для девонских и верхнепермских отложений равны 1*10-3 мкм2, а для триасовых - 4*10-3 мкм2.

Средние значения коэффициента пористости пород-коллекторов, определенные на образцах керна при насыщении их водой, равны:

- пласты D2-D3 Кп ср = 11,8% 1006 определений;

- пласты Р2I-IV Кп ср = 23,2% 1226 определений;

- пласты Р2V-XIII Кп ср = 22,8% 420 определений;

- пласты Т1I-IX Кп ср = 21,5% 473 определения.

По результатам интерпретации материалов ГИС эти параметры для пластов-коллекторов соответствующих отложений равны 13,4% , 21,2% ,21,5% и 22,3%.

Среднее значение коэффициента газопроницаемости пород-коллекторов по данным анализа керна для отложений D2-D3 равно 111*10-3 мкм2 (831 определение), для отложений Р2I-IV - 666*10-3 мкм2 (1007 определений), для Р2V-XIII - 223*10-3 мкм2 (300 определений), и для отложений Т1I-IX - 423*10-3 мкм2 (343 определения). По данным ГИС средние значения коэффициента газопроницаемости пластов-коллекторов соответствующих отложений равны 146,8*10-3 мкм2, 63,1*10-3 мкм2, 223*10-3 мкм2 и 77,7*10-3 мкм2.

По данным гидродинамических исследований проницаемость изучена по 131 скважине. Среднее значение коэффициента проницаемости для девонских отложений составило 95*10-3 мкм2 (64 определения), для отложений Р2I-IV - 138,8*10-3 мкм2 (115 определений), для Р2V-XIII - 161,7*10-3 мкм2 (27 определений) и для отложений Т1I-IX - 93,5*10-3 мкм2 (3 определения).

Среднее значение коэффициента начальной нефтенасыщенности, определенной только по данным ГИС, составляет для продуктивных отложений D2-D3 88,1%, для Р2I-IV 49%, для Р2V-XIII 49,3% и для Т1I-IX 43%.

Среднее значение коэффициента остаточной водонасыщенности пород-коллекторов по данным анализа керна составляет для отложений D2-D3 24,8% (269 определений), для Р2I-IV 47,4% (230 определений), для Р2V-XIII 47,9% (68 определений) и для Т1I-IX 41,5% (120 определений).

Анализ коллекторских свойств дает основание считать наиболее достоверными в отношении коэффициентов пористости и нефтенасыщенности данные ГИС, а в отношении коэффициента проницаемости - данные ГИС и данные гидродинамических исследований пластов. Керновые данные характеризуют преимущественно коллекторы среднего качества и недостаточно представительны в области ухудшенных и наилучших коллекторов в то время, как данные ГИС представительны во всем изменения коллекторских свойств.

Характеристика коллекторских свойств по данным ГИС.

-сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов.

Т1 Кпр = exp((Кп-13.553)/1.854)

Р2 Кпр = 10^(17.986*lg(Кп)-22.554)

-сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности.

Определение коэффициента нефтенасыщенности для всех продуктивных отложений производилось на основе данных электрометрии с использованием зависимостей Рп = f(Кп) и Рн = f(Кв).

Зависимости Рп = f(Кп) исследовались в условиях моделирования пластового давления и температуры на 28 образцах из отложений Р2 и 4-х образцов из Т1. Таким образом зависимость для Р2 можно считать достаточно достоверной. Для Т1 имеющихся данных недостаточно, в связи с чем для этого объекта согласно [5] принята для расчетов связь Рп = f(Кп), полученная в атмосферных условиях на 44 образцах керна. Для пластов D2 - D3dzr принята зависимость, соответствующая пластовым условиям (37 определений).

В итоге расчет коэффициента нефтенасыщенности выполнен с использованием следующих зависимостей :

Т1 Рп = 2.09*(Кп)-1.53, Рн = 1.09*(Кв)-1.74,

Р2 Рп = 1.649*(Кп)-1.806, lg(Рн ) = 2.29 - 7.615 * lg(lg(Кв + 2))

В расчетах используются сопротивления пластовой воды, соответствующие ее минерализации и температуре пласта:

Т1 в = 0.075 ом*м,

Р2 в = 0.073 ом*м.

1.4 Свойства и состав пластовых флюидов

Из верхнепермских отложений отобрано и исследовано 124 глубинные и 3 устьевые пробы. Основная масса исследованных глубинных проб (100) приходится на долю южного купола. Наиболее хорошо изучены свойства нефтей базисных пластов: Р2-III (51 проба), Р2-V (30 проб), что в сумме составляет 65 % от общего числа отобранных из верхней перми проб. Продуктивные пласты Р2-XI и Р2-XII+XIII глубинными пробами нефтей не охарактеризованы.

При анализе нефтей из верхнепермских отложений установлено (по ОР):

1. Дегазированные нефти довольно однородные: легкие (0,836 - 0,843 кг/м3), малосмолистые и смолистые (4,0 - 5,5 % масс.), лишь в пласте Р2-VIII+IX достигает 8,9 % масс.; малосернистые (0,40 - 0,56 % масс.), в основном, высокопарафиновые (5,1 - 14,6 % масс.). Верхнепермские отложения (пласты Р2-II - Р2-V) в пределах северного купола содержат несколько меньшее количества парафинов (5,1 - 13,6 % масс.) в сравнении с южным (11,1 - 14,6 % масс.). В нефтях из пластов Р2-X и Р2-XII) количество парафинов меньше 10 % масс. (8,1 - 9,5 % масс.).

2. В пластовых условиях нефти, в основном, различаются по величине их газонасыщенности, которая закономерно понижается с уменьшением глубины. Соответственно, с уменьшением газосодержания увеличивается вязкость нефтей. Более высокое газосодержание нефтей в области южного купола в сравнении с нефтями северного купола объясняется более высоким гипсометрическим положением южного купола.

3. Растворенные в нефти газы относятся к категории “жирных” пропано-метано-этанового и этано-пропано-метанового типа, несероводородные, низкогелееносные (He <0,01 % мол.). Содержание азота и редких в газах, в основном, находится в интервале от 4 до 7 % мол. Концентрация углекислого газа ~ 0,1 % мол. Лишь в скв. 66 содержание углекислого газа при опробовании пласта Р2-IV составило 0,52 % мол.; пласта Р2-V - 0,55 % мол.

В результате экспериментальных работ все исследователи пришли выводу, что температура насыщения нефтей парафинами IV-VI объектов близка к начальной пластовой температуре; это обстоятельство приводит к осложнениям не только в скважине, но и в нефтяном пласте. Нагнетание холодной воды приведет к выделению парафина в продуктивных пластах.

К специфическим свойствам нефтей Южно-Харьягинского месторождения относится проявление нефтями при определенных термобарических условиях структурно-механических свойств, отличных от свойств ньютоновских жидкостей. Исследования структурно-механических свойств нефтей проводились в Печорнипинефти и ВНИИ. Сопоставление полученных результатов по максимальным температурам, при которых нефти начинают проявлять свойства, отличные от ньютоновских жидкостей, с результатами изучения температуры насыщения нефти парафином и температуры застывания нефтей показывает достаточно хорошее соответствие этих величин. Температура начала проявления механических свойств несколько ниже температуры насыщения нефти парафинами, которые в свою очередь несколько выше температуры застывания нефти. При сравнительно высоких температурах (25-40 оС) нефти Харьягинского месторождения начинают проявлять структурно-механические свойства, ниже этих температур эффективная вязкость нефтей резко возрастает вплоть до потери текучести.

Характеристика пластов представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Характеристика продуктивных пластов

2. Технологическая часть

Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от правильного выбора и обоснования процессов углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, рациональной конструкции КНБК, гидравлической программы и показателей свойств бурового раствора, типов буровых растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колон и географических условий бурения.

При принятии многих решений (выбор режимно-технологических параметров бурения, свойств буровых растворов и др.) необходимо использовать результаты обобщения промыслово-статистического материала, получаемого как при бурении разведочных скважин, так и эксплуатационных скважин.

В настоящее время на Южно-Харьягинском месторождении производится бурение как вертикальных, так и наклонно-направленных скважин. Рассматриваемая скважина является вертикальной.

Для дальнейших расчетов необходимо произвести предварительный выбор буровой установки. При выборе класса буровой установки необходимо руководствоваться ГОСТ26.62.807-73 и конкретными геологическими, климатическими, энергетическими, дорожно-транспортными и другими условиями. Для бурения скважины используется буровая установка БУ-2500 ЭУК с электрическим приводом переменного тока, максимальной нагрузкой (грузоподъемностью) 1,4 МН. Вид монтажа: поагрегатный.

2.1 Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь

В настоящее время основным направлением работ в области заканчивания скважин является обеспечение условий эффективного вскрытия продуктивного пласта в целях сохранения его коллекторских свойств. Кроме того, существенное значение имеет разработка конструкций забоев скважины, позволяющих осуществить её эксплуатацию в условиях, осложнённых неустойчивостью коллектора, коррозионной средой, аномальными давлениями, температурами и т. д.

Разработаны и эксплуатируются различные конструкции забоев для осложнённых и неосложнённых условий. Создание рациональной конструкции забоя скважин предусматривает сочетание элементов их крепи в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизические работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор технико-технологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным дебитом, а ПЗП, не разрушаясь, позволяла бы работать длительное время без ремонта.

При выборе схемы вскрытия необходимо учитывать геологические условия залегания пласта. Ожидаемое пластовое давление в продуктивном пласте составляет 16,7 МПа, что соответствует коэффициенту аномальности kа = 0,97; забойная температура равна 39 С; пласт вскрывается на всю мощность продуктивного пласта.

Ожидаемый дебит 180 м3/сут. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 168 мм. Плотность нефти 0,84 г/см3.

Интервал, в котором залегает продуктивный пласт, сложен переслаиваемыми алевролитами, глинами и песчаниками. Глины алевритистые, реже известковистые. Песчаники зеленовато-серые и коричневые, полимиктовые, пористые, нефтенасыщенные.

Для данных геолого-технических условий целесообразно использовать следующую схему вскрытия продуктивного пласта (рис. 2.1.).

Рис. 2.1. Схема первичного вскрытия пласта.

1-цеметный камень; 2-эксплуатационная колонна; 3-продуктивная толща; 4-перфорационные отверстия.

Ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, незакрепленный обсадными трубами, вскрытие осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей устойчивость открытого ствола скважины. Скважина бурится на 50 метров ниже продуктивного пласта. Затем в скважину до забоя спускается обсадная колонна и цементируется по всей длине. После этого, обсадная колонна и цементный камень перфорируются в зоне залегания продуктивного горизонта.

Данная схема вскрытия продуктивного пласта позволит избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток пластовой жидкости только из него, проводить специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны и интенсификации притока из него, также данный метод прост в реализации и существенно снижает стоимость буровых работ.

Выбор противовыбросового оборудования

Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения.

Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:

· герметизацию скважины, включающую закрывание - открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

· спуск-подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;

· циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;

· оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Оборудование для герметизации устья устанавливается на фланец кондуктора. Выброс нефти и газа может начаться чрезвычайно быстро и протекает весьма интенсивно, что может привести к гибели скважины и оборудования. С помощью превенторов можно быстро предотвратить начало выброса и осуществлять необходимые работы в скважине (бурение, спуск и подъем, цементирование и геофизические работы).

Для герметизации скважины при вращении колонны применяют превенторы, у которых деталь уплотняющей трубы вращается вместе с ними в корпусе. Такие превенторы допускают не только вращение, но и перемещение вверх и вниз труб и квадратной штанги.

С целью повышения надежности противовыбросовое оборудование комплектуется резервными элементами, предназначенными для выполнения функций основных элементов в случае их отказов. При этом увеличиваются масса, габариты и стоимость этого оборудования. Однако надежность противовыбросового оборудования возрастает на несколько порядков. В целях безопасности пульт управления противовыбросовым оборудованием устанавливают на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, а дублер у поста бурильщика.

Основные параметры противовыбросового оборудования - диаметры проходных отверстий и рабочее давление превенторов и манифольда. Диаметры и присоединительные размеры превенторов согласуются с диаметрами долот, бурильных и обсадных труб, а также колонных головок, предназначенных для обвязки наружных концов обсадных колонн, зацементированных в скважине. Превенторы и задвижки должны иметь устройства для четкого дистанционного контроля их положения (открытые, закрытые).

Максимальное давление на устье:

, (2.1)

где - пластовое давление в пласте, МПа; - ускорение свободного падения; - средняя плотность пластовой нефти, г/см3; - глубина скважины, м.

Тогда ожидаемое давление на устье при выбросе:

Рис. 2.2 Типовая схема установки превенторов на устье скважины

1 - превентор вращающийся; 2 - превентор универсальный; 3 - превентор плашечный глухой; 4 - крестовина; 5 - колонная головка; 6, 7 и 8 - обвязка арматуры аварийного и рабочего выкидов и сбросовой линий.

На рис.2.2 показана одна из типовых схем установки превенторов над устьем скважины. Если бурильная колонна состоит из труб нескольких диаметров, то устанавливаются превенторы, либо с плашками для каждого диаметра труб и замков, либо с универсальными уплотняющими деталями, допускающими герметизацию труб и замков различного диаметра без смены уплотнителя.

Выбранное противовыбросовое оборудование представлено в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Основные технические характеристики превенторов

2.2 Выбор и обоснование конструкции скважины

Конструкция скважин определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот и бурильных труб, которыми ведется бурение под каждую колонну, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

1) обязательное доведение скважины до проектной глубины;

2) осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов эксплуатации;

3) предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов;

4) минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом .

Коэффициент аномальности пластового давления :

, (2.2)

где Рпл - пластовое давление, МПа,

h - глубина от устья до рассматриваемого сечения, м.

Индекс давления поглощения:

, (2.3)

где Рпогл - давление поглощения (давление гидроразрыва), МПа.

Значения и должны удовлетворять условию:

(2.4)

где - относительная плотность промывочной жидкости.

(2.5)

где kр - коэффициент резерва:

Коэффициент резерва находится по табл. 2.4:

Таблица 2.2

Данные о коэффициентах аномальности и поглощения для интервалов приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 Исходные данные

Для оценки плотности промывочной жидкости, необходимой для поддержания равновесия в системе скважина - пласт на каждом интервале бурения, необходимо знать коэффициент аномальности пластового давления , коэффициент давления поглощения , относительную плотность промывочной жидкости .

Пластовое давление и давление поглощения в интервале 0 - 30м:

Пластовое давление и давление поглощения в интервале 30 - 730м:

Пластовое давление и давление поглощения в интервале 730 - 1720м:

На участках 0 - 30,30-730 м примем , тогда:

На участке 730 - 1720, примем , тогда:

Результаты вычислений представлены в табл. 2.4.

Таблица 2.4 Результаты вычислений

Совмещённый график относительных давлений изображен на рис.2.3.:

Рис 2.3. Совмещённый график относительных давлений.

Выбираются обсадные колонны: направление глубиной 30 м до конца интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, кондуктор - 730 м до перекрытия неустойчивых пород палеогена и вечной мерзлоты, эксплуатационная колонна - 1720 м. Направление, кондуктор, эксплуатационная колонна цементируются до устья.

Конструкцию скважины проектируют снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

Диаметр долота под обсадную колонну:

(2.6)

где - радиальный зазор; мм;

- диаметр долота для бурения под обсадную колонну, мм;

- наружный диаметр обсадной колонны; мм.

Радиальный зазор выбирается из табл. 2.5.

Таблица 2.5

Внутренний диаметр обсадной колонны:

, (2.7)

где - диаметр долота для бурения под обсадную колонну, мм;

- внутренний диаметр обсадной колонны, мм;

- радиальный зазор, необходимый для прохода долота сквозь колонну мм.

Выбираем трубы обсадные безмуфтовые. Выбираем наружный диаметр эксплуатационной колонны в соответствии с дебитом по табл. 2.6:

Таблица 2.6 Наружный диаметр эксплуатационной колонны в соответствии с дебитом

Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):

Определяем внутренний диаметр кондуктора:

Определяем наружный диаметр кондуктора:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):

Определяем диаметр долота под кондуктор:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75:

Определяем внутренний диаметр направления:

Определяем наружный диаметр направления:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):

Определяем диаметр долота под направление:

Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75:

Рис 2.4. Конструкция скважины.

2.3 Выбор способа бурения

В настоящее время глубокие нефтяные и газовые скважины бурят вращательным способом (с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб) в комплексе с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя - электробура.

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины, при возможных осложнениях, с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивных горизонтов и высокого качества ствола скважины.

Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.

Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их разновидностей (ударно-вращательное, турбинно-роторное, реактивно-турбинное, с промывкой различными буровыми растворами, различными долотами) определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти решения должны пересматриваться по мере совершенствования технологии и техники бурения (долот, труб, растворов) и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание нескольких способов при проводке различных участков одной и той же скважины.