Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Инженерная школа природных ресурсов Специальность 21.05.02 Прикладная геология Отделение Геологии КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине – Рациональный комплекс поисково-разведочных работ на нефть и газ на тему: «Проведение поисково-разведочных работ на Даниловском нефтегазоконденсатном месторождении» Выполнил студент гр. 215Б (Номер группы) __________Ким Ю.В (Подпись) (Ф.И.О.) _____ _____________ 2020 г. (Дата сдачи) Проверил доцент ОГ (Ученая степень, ученое звание, должность) _____________________ (Оценка) _______Кудряшова Л.К. (Ф.И.О.) ________________________________ (Подпись) _____ _____________ 2020 г. (Дата проверки) Томск – 2020 г. 1 Содержание 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОБЪЕКТЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ .. 5 ВВЕДЕНИЕ.......................................... Ошибка! Закладка не определена. 1.1 Географо-экономические условия ........................................................ 5 2 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ ОБЪЕКТА............................................................................................................... 10 2.1 Геолого-геофизическая изученность .................................................. 10 2.2 Геологическое строение площади ....................................................... 16 2.2.1 Проектный литолого-стратиграфический разрез ........ Ошибка! Закладка не определена. 2.2.2 Тектоника..................................................................................... 21 2.2.3 Нефтегазоносность ..................................................................... 25 2.2.4 Гидрогеологическая характеристика разреза .......................... 31 3 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ РАБОТ ........ 33 3.1 Цели и задачи поисково-оценочных работ ........................................ 33 3.2 Система расположения поисково-оценочных скважин .................... 34 3.3 Геологические условия проводки скважин ........................................ 35 3.4 Характеристика промывочной жидкости ........................................... 39 3.5 Обоснование типовой конструкции скважин .................................... 43 3.6 Оборудование устья скважины............................................................ 46 3.7 Комплекс геолого-геофизических исследований .............................. 46 3.7.1 Отбор керна и шлама .................................................................. 46 3.7.2 Геофизические и геохимические исследования ...................... 48 3.7.3 Опробование и испытание перспективных горизонтов.......... 51 3.7.4 Лабораторные исследования ..................................................... 57 2 3.8 Другие полезные ископаемые.............................................................. 62 3.9 Обработка материалов поисковых работ ........................................... 62 4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ...................... 65 5 ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ .......................... 67 6 ПРЕДПОЛАГАЕМАЯ СТОИМОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ ....... 68 7 ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТ И ТРЕБОВАНИЯ К ПОЛУЧАЕМОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ О НЕДРАХ ............. 70 7.1 Подсчет ожидаемых запасов свободного газа и конденсата ............ 70 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ........................................... 73 3 ВВЕДЕНИЕ Даниловское нефтегазоконденсатное месторождение — расположено в 100 км к северу от г. Киренска Иркутской области Российской Федерации. В геологическом плане относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Даниловское месторождение было открыто в 1983 году и имеет слоистое строение. Глубина залегания нефтегазоносного горизонта составляет – 1620 метров. Даниловское месторождение является первым из четырех осваиваемых месторождений, образующих Даниловский кластер с суммарными запасами нефти и газового конденсата 320 млн тонн. Помимо него в кластер входят Южно-Даниловское и Верхнеичерское месторождения, а также месторождение имени Лисовского. Добыча на Даниловском месторождении стартовала в июне нынешнего года. Разработку Даниловского месторождения ведёт ООО «Иркутская нефтяная компания». месторождения велась До 2012 только в года эксплуатация зимний период. Даниловского После началась круглогодичная промышленная эксплуатация добычи углеводородного сырья. Месторождение разделяет на две части, река Нижняя Тунгуска, которая является судоходной для маломерного флота. Это разделение создаёт неудобства в процессе эксплуатации в летний период, так как между берегами отсутствует какое-либо сообщение в виде мостов или переправ. В данный момент месторождение переживает вторую стадию разработки. Продолжается рост фонда действующих скважин. Используется 100% механизированный способ добычи. Вводятся в эксплуатацию водозаборные и нагнетательные скважины. Отбор жидкости по площади ведётся со всех трёх продуктивных горизонтов, основным является УК2. 4 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОБЪЕКТЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ 1.1 Географо-экономические условия Таблица 1.1 Географо-экономические условия № Наименование Географо-экономические п/п 1 условия Географическое положение района Катангский работ район Иркутской области, в бассейне верхнего течения р. Нижней Тунгуски. 3 Сведения о рельефе местности, его Рельеф равнинный, с долинами особенностях, заболоченности, рек и ручьев, колебания степени расчлененности, абсолютных отметок 290 - 500 м. абсолютных отметках и Обычны заболоченные участки, сейсмичности района как в долинах рек, так и на водоразделах, старицы, мелкие озера. Большая часть площади покрыты тайгой. 4 Характеристика источников гидросети питьевой и Гидросеть и развита площади хорошо. работ Основу ее технической воды с указанием составляет р. Нижняя Тунгуска с расстояния от них до объекта работ многочисленными притоками (р. Нэпа, Шиверская, Ямнинская, Бугоркан, Больдиляк протекающая и др.), в субмеридиональном направлении и разделяющая площадь на две почти равные части. 5 6 Среднегодовые, среднемесячные и Наиболее экстремальные низкая температура значения приходится на январь, понижаясь температур до –50 0 С. Летом наиболее высокая температура отмечается в июле – до +25 – 300С. Среднегодовая температура довольно низкая: – 7 – 80С 7 Количество осадков Количество выпадающих за год осадков равно 300 – 500 мм. № Наименование Географо-экономические п/п 8 9 условия Толщина снежного покрова и его Толщина снежного покрова распределение около 50 – 60 см. Геокриологические условия Промерзание грунта составляет 3 м. На северных встречаются склонах участки вечной мерзлоты, носящей в районе островной характер. 10 Начало, конец и Начинается продолжительность отопительного заканчивается сезона 11 в в октябре и апреле – середине мая. Растительный и животный мир, Растения и животные типичные наличие заповедных территорий для средней части тайги. В Катангском районе планируют открыть Нижнетунгусский заповедник. 12 Населенные пункты и расстояния В 350 км на северо-восток от г. до них Усть-Кута (ж/д станция БАМа и крупнейший речной порт), в 190 6 км севернее от г. Киренска (речной порт). 13 Состав населения Коренное население эвенки и якуты. Крайне низкая плотность населения – 0,03 чел/км2. 14 Ведущие отрасли народного Рыболовство, охота. хозяйства 15 Действующие и строящиеся газо- и Нефтепровод «Восточная Сибирь нефтепроводы – Тихий океан», участок «Куюмба – Тайшет». № Наименование Географо-экономические п/п 16 условия Источники: Дизельные станции. теплоснабжения,электроснабжения 17 Виды связи Радиосвязь 18 Пути сообщения Основной – воздушный через аэропорты экономические Географои Киренск. Круглогодичных автомобильных дорог в районе пока нет. Имеется автозимник 19 Условия перевозки вахт Водный транспорт, авиатранспорт, по зимнику 20 Тип, протяженность, ширина Магистральных путей в районе подъездных дорог к площади от проектируемых работ нет. магистральных путей сообщения Доставка грузов возможна по (при необходимости их воде и по зимникам. сооружения) 7 21 Речные пути и период навигации по Ледостав на реках начинается в ним середине октября, а вскрытие – в середине мая. 22 Данные по другим полезным Важным ископаемым района материалом, строительным также используемым при обустройстве, является лес, запасы которого велики. 8 Рисунок 1.1 – Выкопировка структурной карта Даниловского месторождения 9 2 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ ОБЪЕКТА 2.1 Геолого-геофизическая изученность Данные по геолого-геофизической изученности представлены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Геолого-геофизическая изученность района № Авторы отчета, год, Вид и масштаб п/п наименование, работ Основные результаты исследований организация, проводившая работы 1 М.М. Одинцов, И. С. Первые Начало Шарапов, изучения Н.И. маршрутные Фомин и др., 1936- исследования геологического Даниловского месторождения 1949 гг. 2 Г. А. Кузнецов, Д. А. Проведена Проведение Туголесов, государственной съемки А. Г. государственная Золотарев и др., 1950- съемка 1962 гг. 3 масштаба 1:1000000 Г. А. Кондратьев, Б. Геологическая Г. Смолянец, С. Д. съемка 4 первой Этими работами достаточно масштаба детально было изучено Ивликов и др., 1962 г. 1:200000 геологическое Бойко А., Геолого- верхнего П., структурная осадочного чехла, масштаба составлены детальные Черноусов Э. В. Марков В. А. и др. с съемка 1962 г. строение комплекса в геологические и структурные 1:50000 нефтепоисковых карты целях горизонтам по верхним (верхоленская, литвинцевская свиты), сделаны попытки оценить 10 перспективы нефтегазоносности района. 5 Н. Л. Васильченко, В. Комплекс Данные работы позволили И. Помник, 1969 – геофизических выделить 1974 г.г. исследований в положительных структурных пределах форм центральной по отражающему и горизонту юго-западной частей ряд «М2», отождествляемому с кровлей Непского нижнемотской подсвиты (Даниловская, Чонская, свода Ангаройская зоны), структурные детализировать структурный план в целом до степени, постановку бурения. 11 позволяющей глубокого Рисунок 2.1– Схема изученности геологосъемочными работами 12 Таблица 2.2 – Изученность бурением № Площад Категория Фактич Аль Дата Результаты п/ ь, скважины еские тит опробования, п окон скважин глубина уда, чани испытания, а , скважины м м я горизон стро т ител бурения, состояние ьства 1 Данилов Параметрич 1091 м ское еская 250 Траппы м структур бельско ное й свиты 1975 Бурение прекращено по г. техническим причинам осложне ние, скв 140 2 Данилов Параметрич 1772 м 250 1978 Выявлено ская м г. горизонта с притоками еская Криста три площадь ллическ газа и нефти – осинский, , скв. 144 ий преображенский фундам устькутский. и ент В 1977 г. по результатам испытания скв. 144 ВСГУ заявлено об открытии Даниловского газонефтяного месторождения. Размеры Даниловского структурного осложнения 10×14 км, площадь около 100 км2, амплитуда 50 м. Притоки газа из преображенского горизонта составили 69 тыс. м3 /сутки, конденсата до 13 м3 /сутки, нефти из нижнего пласта устькутского горизонта – 15 м3 /сутки, незначительные притоки нефти из верхнего пласта устькутского горизонта и газа из осинского горизонта (3-4 тыс. м3 /сутки). Это дало возможность в 1978 году произвести первую 13 (оперативную) оценку Даниловского осложнения по запасам газа в преображенском горизонте (11 млрд. м3) и нефти в нижнем пласте устькутского горизонта (10400 тыс. тонн извлекаемые или 69610 тыс. тонн балансовые) по категории С2. В 1981 г бурение новых поисковых скважин в пределах Даниловской площади не проводилось. Продолжено бурение скв. 2 (последняя закончена бурением и испытанием в 1983 г, притоков нефти и газа не получено), а также закончена бурением, испытанием скв. 3. В скв. № 3 из II пласта устькутского горизонта получен промышленный приток нефти дебитом 93,6 м3 /сут на шт. 6 мм. Подтверждены высокие перспективы нефтегазоносности Даниловской площади. В 1982-83 гг. на площади продолжено поисковое бурение – начато бурением 9 скважин - №№ 1, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 13, 14, закончено бурением, испытанием 8 скважин - № 1, 2, 5, 6, 7, 8, 10, 11, за исключением переходящих на 1984 г. скважин 13, 14. По результатам испытания или опробования ИП в вышеперечисленных скважинах, законченных испытанием, промышленно – продуктивными оказались скв. 5 (II пласт устькутского горизонта) и скв. 7. В скв. 8 получен непромышленный приток нефти и пластовой воды из устькутского. На поисковом этапе установлено, что в пределах подготовленной площади аномалия типа залежь (АТЗ) выделяются 3 самостоятельных продуктивных участков: западный в районе скв. 5, центральный – скв. 144, 3, восточный, выявленный скважиной № 8 и находящийся от центрального на расстоянии более 15 км. Участки разделены зонами засолоненных непроницаемых пород и гидродинамически между собою не связаны. Кроме того, поисковой скважиной 7, пробуренной за контуром АТЗ в 5,4 км южнее скв. 3 и скважиной № 11, пробуренной в 4,5 км севернее скв. 144, открыта газоконденсатная залежь в песчаниках непской свиты, т.е. добавлялся четвертый продуктивный горизонт. К концу 1983 года кроме вышеуказанных скважин была закончена бурением последняя поисковая скважина 11 и разведочные скважины 13, 15, 18, 22, начаты бурением скважины 16, 20, 21, 30. Площадь полностью 14 переведена в стадию разведочного бурения. В 1983 году произведен второй оперативный подсчет запасов УВ сырья на Даниловском месторождении, который следует рассматривать как подведение итогов поискового этапа работ на площади. Как видно, результаты поискового этапа на месторождении полностью себя не оправдали, причиной чему является сложное литологическое строение продуктивных горизонтов – развитие коллектора обусловлено в основном процессами засолонения пород и образованием незначительных линз песчаников в прибрежных условиях. Реализация проекта разведочного бурения по своим темпам была довольно низкой. В 1984 году начаты бурением 2 скважины, а в 1985 году – 3 скважины. Все они закончены строительством, притоков нефти и газа в них не получено. К 1992 году на Даниловской площади, было пробурено всего 28 скважин, 18 из которых находятся в пределах месторождения (одна параметрическая – 144, 7 - поисковых и 10 – разведочных скважин). В результате бурения разведочных скважин запасы УВ сырья на месторождении сократились, а не увеличились. Запасы нефти и газа на Даниловском месторождении пересчитываются с учетом материалов геологоразведочных работ и результатов пробной эксплуатации (ПЭ), полученных за период с 1984 г. (последнее утверждение запасов в центральной комиссии запасов (ЦКЗ)) по 01.01. 2003 г. В 2006 году был проведен пересчет запасов нижнего пласта устькутского (УК-II) горизонта, основанием для которого явилось изменение геологической модели залежи по результатам электроразведочных работ и переобработки и интерпретации сейсмических материалов, выполненных в 2005 году в геоинформационном центре ФГУГП «Иркутскгеофизика», а также результаты эксплуатации залежи. 15 2.2 Геологическое строение площади 2.2.1 Стратиграфическая характеристика Стратиграфическая характеристика разреза приводится по данным глубокого бурения скважин на месторождении, площадях Верхнечонской (скв. 24, 125, 150), Усть-Непской (скв. 192), Чангильской (скв. 188), Буриндинской (скв. 1), а также по материалам геологической съемки ИГУ масштаба 1:200000, ВСГУ – 1:50000. В строении осадочного чехла района принимают участие породы палеозоя и кайнозоя. Породы кристаллического фундамента вскрыты в 14 скважинах, из 28 пробуренных на Даниловской площади (кроме скв. 2, 21, 30, 64). Породы фундамента сложены гранитами, гранитогнейсами, хлористовыми сланцами, гранодиоритами. Верхняя часть фундамента в результате длительного перерыва в осадконакоплении, сложена гетерогенными образованиями коры выветривания, мощностью по данным ГИС до 6 м. По ГИС породы характеризуются высокими значениями БК, НГК, низкими – АК. Вскрытая толщина фундамента от 13 м (скв. 3) до 57 м (скв. 10). Отложения свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента. Докембрий Непская свита V2n – залегает непосредственно на породах кристаллического фундамента, сложена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Литологически разрез подсвиты неоднороден. Пласты песчаников преобладают в нижней части разреза, толщина их непостоянная, закономерности в их распространении по площади не установлены. В разрезах скважин 144, 3, полностью отсутствуют терригенные отложения, а в последней – значительная часть преображенского горизонта. Это объясняется наличием локальных выступов фундамента, где породы непской свиты не отлагались, или наличием тектонических нарушений в районе скв. 144. 16 Толщина непской свиты изменяется от 0 скв. 144, 3 до 60-64 м скв. 13, 70. Сокращение толщины происходит в северо-восточном направлении. Катангская свита V2kat – сложена тонким ритмичным переслаиванием доломитов, доломитов глинистых, доломито-ангидритов, реже – ангидритов, аргиллитов, серых, коричневато- и темно-серых. Нижняя граница свиты проводится по подошве пласта доломитов преображенского горизонта. На диаграммах ГИС этот пласт характеризуется повышенными значениями КС, низкой гамма активностью и является региональным геофизическим репером М2. Толщина горизонта от 5 до 20 м. В скв. 144 Даниловской площади из преображенского горизонта при испытании получен промышленный приток газа. Толщина катангской свиты на Даниловской и близлежащих Чангильской, Усть-Непской, Верхнечонской (скв. 124, 125, 150) площадям довольно постоянна и составляет 80 – 84 м. Сокращенная толщина отмечается в центральной части Даниловской площади в районе скважин 144, 3 (до 72–65 м). Тэтэрская свита V2 tt – сложена ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, доломитов глинистых серых, темно- и коричневатосерых. В верхней части свиты выделяется устькутский продуктивный горизонт. Горизонт сложен доломитами серыми, мелкосреднекристаллическими, пористыми, участками глинистыми и кавернозными. Горизонт разделен глинистой перемычкой на два пласта – верхний толщиной 22-30 м и нижний толщиной – 18-26 м. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве пласта массивных доломитов толщиной – 10-13 м, имеющих высокое сопротивление и низкие значения гамма активности (геофизический репер «М3»). Верхняя граница свиты проводится по смене доломитов тонкослоистых, доломитами и пластами каменной соли подосинской части разреза усольской свиты. Без существенного изменения вещественного состава и толщин тэтэрская свита прослеживается на значительной территории Непского свода. 17 Толщина ее на Даниловской и близлежащих площадях изменяется от 127 до 140 м. Толщина тэтэрской свиты на Даниловской площади составляет 234-277 м, сокращенная до 201-192 м отмечается в скважинах 144, 3. Подразделяется на нижний, средний, верхний отделы. Усольская свита Є1us – сложена переслаиванием каменных солей, доломитов, известняков, доломито-ангидритов. Каменная соль серая, розовая, прозрачная, крупнокристаллическая. Известняки и доломиты светло-серые, плотные, участками кавернозные, засолоненные и глинистые. В нижней части свиты (в 28-30 м) от ее подошвы залегает продуктивный осинский горизонт, сложенный известняками с подчиненными прослоями доломитов. Толщина горизонта на Даниловской площади изменяется от 20 (скв. 4) до 49 м (скв. 8). Наибольшая толщина отмечается в ее юго-восточной части – в районе скв. 8, 9, 13, 55, 56, 70 (42-49 м). Подосинская часть усольской свиты, толщиной 20-30 м, сложена каменными солями с прослоями карбонатных пород. По ГИС породы свиты характеризуются чередованием высоких и низких значений геофизических параметров. Суммарная толщина прослоев каменной соли в разрезе усольской свиты по данным ГИС по отдельным скважинам изменяется в диапазоне от 100-170200 до 230 м (скв. 17). Толщина усольской свиты в скважинах, где отсутствуют пластовые интрузии траппов в этой части разреза составляет 320-380 м (скв. 144, 5, 4, 14, 18, 56, 10). По остальным скважинам (1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 11, 13, 15, 16, 17, 20, 21, 22, 30, 55, 70) за счет влияния траппов толщина усольской свиты увеличивается до 413-449 м (толщина интрузий 60-129 м, приурочены они к различным частям усольской свиты). Бельская свита Є1веl – по литологическим признакам отложения свиты подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. Ввиду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются. 18 Нижне-среднебельская подсвита Є1веl1-2 – представлена доломитами и известняками с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. В подошве подсвиты выделяется перспективный христофоровский горизонт толщиной – 70-95 м. В верхней части подсвиты выделяется перспективный атовский горизонт, кровля которого совпадает с кровлей подсвиты. Толщина горизонта 50-55 м. По ГИС отложения подсвиты характеризуются однозначно – высокими значениями и средними значениями ГК, НГК. В разрезе подсвиты в пяти скважинах на Даниловской площади прослеживаются пластовые интрузии долеритов, приуроченные к различным частям разреза. В скв. 10 траппы залегают в кровле подсвиты (толщина 47), в скв. 18, 56 – в подошве (толщина соответственно 110 и 187 м) и в скв. 144, 14 – в 66-68 м от кровли (толщины соответственно 90 и 52 м). Толщина подсвиты изменяется от 174 м (скв. 56), - 204 м (скв. 22) и до 234-280 м по остальным скважинам. Толщины подсвиты приводятся за вычетом толщин трапповых тел. Верхнебельская подсвита Є1веl3 - представлена переслаиванием каменной соли белой розовато-серой, кристаллической, доломитов и известняков светло-серых, коричневато-серых, мелкозернистых, прослоями глинистых, ангидритизированных, засолоненных. Толщина подсвиты - 154 м. Толщина бельской свиты от 399 м до 412 м. Булайская свита Є1 вl – сложена монотонной толщей доломитов серых, темно-серых, темно-коричневато-серых, массивных, участками трещиноватых. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт. Толщины свиты на площади изменяются от 79 до 96 м. Ангарская свита Є1аng – сложена в нижней части преимущественно каменными солями, доломитами, в верхней части – доломитами, доломитоангидритами. Соль бледно-розовая, серая, прозрачная, кристаллическая, массивная, нередко с прослоями глинистого материала. Доломиты серые, 19 зеленовато-серые, средне-мелкокристаллические, массивные, трещиноватые, участками глинистые, засолоненные. В средней части галитовой пачки выделяются пласты солей, обогащенные калием (карналлиты, сильвинкарналлиты), толщина их от нескольких до 61 и более метров. В скважине № 5 в низах отложений ангарской свиты наблюдается пластовая интрузия траппов. Траппы, толщиной 87 м, залегают непосредственно на породах булайской свиты. Толщина ангарской свиты на Даниловской площади меняется в широких пределах – от 205 до 453 м, толщина соленосной части разреза свиты также непостоянная, изменяется от нуля (скв. 15) до 220-270 м (скв. 3, 10, 6, 55, 70 и др.). Нижний – средний отделы кембрия – Є1-2 Литвинцевская свита Є1-2lt – сложена преимущественно известняками, реже доломитами и глинистыми доломитами. Породы светлоокрашенные, мелкозернистые, брекчированные, участками окремненные и трещиноватые. Толщина свиты 58-80 м. Средний – верхний отдел кембрия Є2-3 Верхоленская + илгинская свиты Є2-3vl+il – представлены переслаиванием мергелей и аргиллитов шоколадно-коричневых, серых, зеленовато-серых, плотных с алевролитами голубовато-зеленовато-серыми, плотными и песчаниками зеленовато-серыми. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых, волокнистых. По ГИС отложения характеризуются однородными низкими значениями КС и повышенными ГК. Вскрытые скважинами толщины отложений по площади изменяются от нуля до 37-422 м. Толщина свиты меняется в широких пределах ввиду различной глубины эрозионного среза. По данной параграфе можно сделать вывод, что глубина вскрытия пород фундамента изменяется от 1764 (скв. 4) до 2058 м (скв. 13). Разница между толщинами осадочных пород и глубиной вскрытия фундамента зависит от альтитуды скважин и толщины трапповой интрузии, которая наблюдается в 20 большинстве скважин на Даниловской и соседних площадях в различных частях разреза (усольская, бельская, ангарская свиты). 2.2.2 Тектоника Даниловское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на юго-западном склоне Непского свода, входящего в состав НепскоБотуобинской антеклизы (НБА). Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса материалов, полученных по результатам проведенных геолого-съёмочных, структурно-картировочных различных видов геофизических исследований и глубокого бурения (рисунок 3). Рисунок 2.2 – Обзорная структурно-тектоническая карта Разрез верхней части земной коры в пределах рассматриваемой территории подразделяется на два структурных яруса: нижний – фундамент 21 платформы и верхний – осадочный чехол. Нижний допалеозойский ярус, представлен кристаллическими и метаморфическими породами, разбитыми на отдельные блоки зонами глубинных разломов. Изученная часть НепскоБотуобинской антеклизы характеризуется неглубоким залеганием кристаллического фундамента. В пределах Даниловской площади наиболее низкие абс. отметки поверхности фундамента отмечаются в её юго-западной части и составляют – 1603-1609 м (скв. 70, 5). На фундаменте сформировалась кора выветривания пород, из-за не повсеместного распространения по площади, толщиною 10-20 м в скв. 17, 70. По генезису кора выветривания – остаточная, оставшаяся на месте залегания коренных пород. Верхний ярус – осадочный чехол платформы подразделяется на три структурных комплекса пород: подсолевой, соленосный и надсолевой. Отмечается полное структурное несоответствие перечисленных комплексов. К подсолевому структурному комплексу относятся отложения тэтэрской свиты и нижней части усольской свиты до кровли осинского горизонта. В общих чертах наблюдается удовлетворительное соответствие структурных планов кристаллического фундамента (отражающий горизонт «Ф») и подсолевых отложений (кровли терригенных пород непской свиты – отражающий горизонт «М2», кровли тэтэрской свиты – отражающий горизонт «Б» и кровли осинского горизонта усольской свиты – отражающий горизонт «А»). По данным глубокого бурения по кровле терригенных отложений непской свиты, также как и по поверхности кристаллического фундамента, вырисовывается моноклиналь, погружающаяся в юго-западном направлении. В центральной части Даниловского месторождения в разрезах скв. 144 и 3 полностью отсутствуют отложения непской свиты, что связано с наличием на этих участках локальных эрозионных выступов кристаллического фундамента, а также влиянием тектонических нарушений. 22 Солевой структурный комплекс охватывает отложения от надосинской части усольской свиты до литвинцевской свиты включительно (не в полном объёме). Строение комплекса имеет значительно более сложное строение, чем нижележащего подсолевого комплекса. На всех уровнях соленосных отложений строение поверхности совершенно, отлично от структуры всей подсолевой толщи. В галогенно-карбонатных отложениях усольской, бельской и ангарской свит фиксируются проявления соляной тектоники, выраженные в перераспределении толщины каменной соли на фоне стабильных истинных толщин пластов доломитов, первичное залегание которых было нарушено во время соляного тектогенеза. Изменения толщин солей особенно в отложениях усольской свиты, во многих скважинах весьма значительны и достигают от 100 до 230 м. Вторым существенным фактором, осложняющим структурный план соленосного комплекса, является пластовая интрузия долеритов, приуроченная к различным частям разреза: в усольской (в надосинской части), бельской (нижняя половина) и частично нижней части ангарской (скв. 5) свит. Траппы распространены в пределах всей Даниловской площади. По распределению толщин трапповых интрузий можно выделить две зоны. В первой зоне – в юговосточной и южной частях площади (скв. 1, 6, 9, 13, 55, 8, 70) толщины траппов составляют 90-129 м. Во второй зоне, расположенной на северозападнее площади, толщины изменяются от 60 до 84 м (за исключением скв. 17 – 94 м). Вклиниваясь «языками» во II зону усольской свиты, в скв. 56, 10, 14 (западнее II зоны) и в скв. 144, 18 происходит переход интрузива на более высокий стратиграфический уровень бельской свиты. Здесь толщина траппового тела варьирует от 187 м (скв. 56) до 110, 90, 52, 47 м (соответственно скв. 18, 144, 14, 10). Приурочены траппы к разным частям разреза нижне-среднебельской подсвиты: в скв. 14, 144 – в 68-66 м от подошвы и в скв. 10 – в кровле подсвиты. И, наконец, в скв. 5 интрузия траппов 23 находится в самой нижней части ангарской свиты (практически залегает на кровле булайской свиты), толщина её 87 м. Интрузии оказали существенное влияние на структурный план вмещающих и вышележащих отложений. Нижележащие же отложения подсолевого комплекса, как более жесткие, под воздействием внедрившегося магматического расплава существенной перестройке не подверглись и имеют, за редким исключением, спокойный характер залегания и соответствие в общих чертах всех структурных поверхностей – до кровли фундамента. Выделяемые по геофизическим данным зоны нарушений в подсолевом комплексе пород, как правило, имеют небольшие амплитуды (15-20 м по вертикали). Наличие многочисленных разрывных нарушений подтверждается геологической съёмкой, сейсморазведочными и другими полевыми геофизическими работами, бурением скважин. Притягиваются они в северовосточном, близком субпараллельнонепским к складкам. субширотному Немногие из направлению, них имеют субмеридиональную ориентировку. Два из них являются экранами для 3-х нефтяных залежей в устькутском горизонте: залежь 1 отделена от залежи 2, которая в свою очередь разделяется от залежи 3. Средняя залежь нефти приподнята по отношению к соседним (до 20 м) и несколько сдвинута на юго – запад. В каждой из них своё отличное от других пластовое давление и гипсометрическое положение водонефтяного контакта (ВНК). Надсолевой структурный комплекс включает в себя отложения ордовика литвинцевской и верхоленской свит кембрийской системы. По надсолевому структурному комплексу Даниловская площадь располагается в зоне Непских дислокаций. Обобщая материалы можно сделать следующие выводы: - в разрезе осадочного чехла на Даниловской площади чётко выделяется три различных по строению комплекса пород: подсолевой (подтрапповый), соленосный и надсолевой; 24 - наиболее сложным тектоническим строением отмечаются соленосный и надсолевой комплексы пород, что обусловлено преимущественно проявлениями соляного тектогенеза; - наличие в соленосном комплексе пластовых интрузий долеритов, приуроченных к различным частям разреза усольской, бельской и ангарской (скв. 5) свит; cкачкообразный переход траппов из одной свиты в другую, по данным полевых геофизических работ (1991 г.) подтверждает наличие в разрезе тектонических нарушений; - подсолевой комплекс пород, содержащий продуктивные (преображенский и устькутский) горизонты, характеризуется относительно спокойным, слабо нарушенным моноклинальным залеганием; - для обоснования границ залежей УВ сырья в нижнем пласте устькутского горизонта принята модель тектонического строения площади, на которой отражена малоамплитудная полузамкнутая брахиактиклиналь на фоне моноклинального подъёма пород в СВ направлении, нарушенная сбросами, плоскости которых наклонены в разные стороны (на ЮЮВ и ССЗ). Из всего вышесказанного можно сделать вывод, что поверхность кристаллического фундамента по данным глубокого бурения и геофизических работ на Даниловской площади погружается в юго-западном направлении, что соответствует региональному погружению отложений в пределах Непского свода. 2.2.3 Нефтегазоносность Даниловское месторождение находится в пределах Непско– Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено–Тунгусской нефтегазоносной провинции, где открыт ряд месторождений нефти и газа: Марковское, Ярактинское, Аянское, Верхнечонское, Дулисьминское, Пилюдинское, Даниловское (Иркутская область), Чаяндинское, Талаканское, Хотого–Мурбайское, Среднеботуобинское, Тас–Юряхское, Иреляхское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское, Иктехское (Саха-Якутия). 25 Продуктивные горизонты всех этих месторождений находятся в подсолевом комплексе пород нижнего кембрия. В терригенной толще непской свиты выделяется два песчаных пласта коллектора. Нижний пласт, залегающий на коре выветривания фундамента, имеет практически повсеместное распространение, за исключением выступов фундамента, где терригенные отложения отсутствуют. Мощность пласта закономерно сокращается в северо-западном направлении от 8 м до 0-2 м (скв. №№ 16, 11). Литологический состав пород представлен сложным переслаиванием гравелитов, гравелитистых и гравелитовых песчаников с неоднородным гранулометрическим составом, алевролитов и аргиллитов. Большая часть пород весьма плохо отсортирована, преобладают неокатанные и полуокатанные обломки. От вышележащего песчаного пласта он отделен пачкой глинисто-алевролитовых пород, выклинивающихся от 8 до 0 м в северозападном направлении. Верхний пласт также имеет практически повсеместное распространение, выклиниваясь локально на выступах фундамента и регионально в западном и юго-западном направлениях. Максимальная мощность его установлена на юговостоке и севере площади и составляет соответственно 6–7,5 м. Пласт сложен преимущественно мелкосреднезернистыми кварцевыми, песчаниками. хорошо Сверху он отсортированными, перекрыт пачкой глинистоалевролитовых пород, сокращающихся в северном направлении от 33 до 24 м и далее до 15 м. Формирование пород-коллекторов терригенной толщи Даниловского месторождения происходило в фациальной обстановке делювиально-пролювиального типа. Отмечено, что лучшие породы- коллекторы приурочены к обрамлению останцовых холмов и полосовидно по склону к участкам с повышенными скоростями временных пелеопотоков. По разрезу они тяготеют, в основном, к нижним и средним частям гравелитопесчаных отложений. На формирование порового пространства отрицательное влияние оказали не только седиментационные факторы, но и постседиментационные процессы. Зона 26 с повышенными значениями засолонения (5 %) установлена вокруг останцовых поднятий и прослеживается полосообразно в юговосточном направлении (скв. 17, 18, 22, 6, 7, 13). Небольшие ограниченные линзы улучшенных коллекторов вскрыты скв. 11 и 18, в них получены полупромышленные притоки, соответственно, газоконденсата и нефти с газом, причем в обеих скважинах зафиксировано падение дебитов и пластовых давлений. Эффективная мощность коллектора по данным ГИС находится в интервале 6 – 10,4 м, пористость эффективных прослоев 8 – 16 %. Более значительная, по–видимому, литологически экранированная газоконденсатная залежь вскрыта скв. 7 в верхнем пласте песчаников. Эффективная мощность составила 6,8 м, пористость 15 %. При испытании был получен промышленный приток газа дебитом 222,7 тыс. м3 /сут и газоконденсата дебитом 29 м3 /сут на штуцере 12,7 мм. Скважинами 10, 14 в нижнем пласте песчаников был вскрыт водонасыщенный коллектор. Дебиты пластовой воды составили от 0,8 до 27 м 3 /сут. В скв. 5 по данным ГИС был выделен коллектор с эффективной мощностью 5 м и пористостью 8 %, но, к сожалению, испытан не был. В подошве катангской свиты залегает преображенский горизонт, сложенный доломитами различных генетических типов: органогенных, хемогенных, обломочных. Преимущественным развитием пользуются его органогенные разности, представленные микрофитолитовыми доломитами. Мощность горизонта меняется от 14 м (скв. 6, 8) до 17 – 18 м (скв. 1, 11). В скв. 3 горизонт отсутствует, а в скв. 144 он залегает непосредственно на выступе кристаллического фундамента, сокращаясь в мощности до 12 м. Породы преображенского горизонта претерпели перекристаллизацию и выщелачивание, Отрицательное обусловившие влияние на наличие порового пространства. емкостно-фильтрационные характеристики горизонта оказали засолонение и отчасти ангидритизация, карбонатизация, 27 пиритизация. Совокупность этих процессов и создала наблюдаемый в настоящее время сложный тип коллектора. Средняя величина открытой пористости преображенского горизонта изменяется от 2,6 – 3,2 % (скв. 8) до 13,8 % (скв. 144). Лучшие породы– коллекторы расположены в верхней части разреза. Это коллекторы порового, трещиновато–порового типов. Нефтегазоносность преображенского горизонта доказана в скв. 144, из которой получен приток газоконденсата дебитом 11,8 м3 /сут и газа дебитом 69,08 тыс. м3 /сут на штуцере 8 мм. Основным продуктивным горизонтом Даниловского месторождения является устькутский, расположенный в прикровельный части тэтэрской свиты. Подстилают его глинистые и ангидритовые доломиты, а перекрывают каменные соли. По литологическому составу горизонт подразделяется на два пласта: верхний (УК-I) и нижний (УК-II), разделенные 5–7 м пачкой глинистых и ангидритовых доломитов. В отличие от преображенского горизонта нижний устькутский пласт сложен доломитами преимущественно водорослевыми с прослоями микрофитолитовых, органогенных–обломочных и хемогенных. Мощность пласта 20–24 м. Формирование отложений нижнего пласта происходило в условиях мелководной фациальной обстановки с повышенной соленостью и спокойными гидродинамическими условиями. В этих условиях на палеоотмелях и банках развивались сине-зеленые водоросли, в итоге сформировавшие формирование органогенные пустотного постройки пространства биогермного ведущее типа. значение На имели седиментационные и диагенетические преобразования, что привело к формированию смешанного типа коллекторов и их локальной линзообразной форме залегания. Фильтрационно-емкостные свойства горизонта по площади меняются в довольно широких пределах. Открытая пористость изменяется от долей до 22 %, в среднем от 0,65 до 8 %, межзерновая проницаемость от 0 до 15·10–15 м2, 28 редко более. Эффективная мощность изменяется от 0 до 15 м. Максимальные значения установлены в скважинах 3, 5, 20 и 144. Участки распространения доломитов с пористостью менее 2,55 совпадают с участками интенсивного засолонения пород. Установлено два разобщенных, гидродинамически не связанных между собой продуктивных участка – центральный и западный, ограниченные зонами интенсивно засолоненных пород. В пределах центрального участка притоки нефти получены в скважинах 144, 3, 20. Максимальный дебит нефти получен в скв. 3 на штуцере 15,3 мм и составил 388,8 м3 /сут. Притоки пластовой воды дебитом от 5,46 до 88 м3 /сут получены в скв. 15 и 30. Западный нефтенасыщенный участок выявлен в скв. 5, где был получен приток нефти дебитом 79,5 м3 /сут на штуцере 6 мм. Верхний устькутский преимущественно пласт мощностью микрофитолитовыми 27–32 м сложен органогенно-обломочными и хемогенными, часто глинистыми доломитами. Прослои с водорослевыми остатками в сравнении с нижним пластом маломощны и имеют бедный видовой состав. По сравнению с нижним пластом, в верхнем в меньшей степени проявились процессы перекристализации, выщелачивания, засолонения. Пустотное пространство представлено порами и кавернами выщелачивания, реже порами перекристаллизации и остаточными седиментогенными. Открытая пористость изменяется от долей до 15 % в среднем 1,4–5,1 %, межзерновая проницаемость от 0 до 8·10-15 м2. Эффективная мощность изменяется от 1 до 16 м, наибольшие значения характерны для разрезов скв. 3, 5, 10, 14, 20, 144. Преобладающий тип коллектора трещинно-поровый, трещинно-каверновопоровый и трещинный. Промышленный приток нефти (14,5 м3 /сут) получен лишь в скв. 3, незначительный приток в скв. 6 (0,095 м3 /сут). В нижней части усольской свиты залегает осинский горизонт. Мощность его закономерно увеличивается в юго-восточном направлении от 26 м (скв. 15) 29 до 49 м. Горизонт сложен известняками с редкими прослоями доломитов, которые залегают в средней и нижней частях разреза или присутствуют в виде маломощных пластов по всему разрезу. Верхняя часть горизонта представлена, в основном, хемогенными, глинистыми известняками с прослоями доломитов. Водорослевые известняки распространены ограниченно и развиты в середине разреза, образуя единое пластовое тело. Условия формирования горизонта по сравнению с нижележащими на площади более глубоководные. В формировании емкостно-фильтрационных свойств ведущую роль играет засолонение пород. Содержание соли в пустотном пространстве пород нередко достигает 20-40 %. Максимально засолонены породы средней пачки, совпадающие с водорослевыми известняками. Открытая пористость невысокая и изменяется от долей до 8,6 %, в среднем редко превышает 3-4 %. Продуктивность осинского горизонта установлена лишь в скв. 144, где получены незначительные (0,0164- 0,15 м3 /сут) притоки нефти. Христофоровский горизонт, залегающий в низах бельской свиты, представлен переслаиванием известняков, доломитов, глинистых доломитов и ангидрито-доломитов. Горизонт проявил себя лишь незначительным притоком пластовой воды (0,37 м3 /сут) в скв. 1. Таблица 2.3 – Физико-химической характеристики нефти Месторождение Даниловское Пласт П₂_₃ Глубина залегания пласта, м 1661-1908 Колличество анализов 12 Плотность, г/см³ 0,851 Пластовая температура, °С 71 Содержание, % вес. сера 0,43 азот 0,14 силикагелевые смолы 5,68 30 парафины 4,12 асфальтены 0,98 Температура плавления парафинов, °С 50,3 Начало кипения, °С 78,0 Фракционный до 100°С - состав, % объемн. до 200°С 20,0 до 250°С 33,1 до 300°С 41,2 Кинематическая вязкость при 20 °С (МПа·с) – Содержание, вес, % парафина 3,30-4,92 Серы 0,42-0,56 2.2.4 Гидрогеологическая характеристика разреза Даниловское месторождение многозалежное, в его разрезе выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в преображенском горизонте и в нижнем пласте устькутского горизонта катангской свиты. По залежам этих горизонтов сделан подсчет запасов нефти и газа. В отдельных скважинах притоки нефти и газа получены также из карбонатов осинского, верхнего пласта устькутского горизонтов и из песчаников непской свиты. Разведанные залежи пластовые неактиклинального типа литологические с незначительным структурным контролем. Залежи характеризуются сложным строением резервуара в связи с невыдержанностью коллектора за счет изменения литологии пород и засолонения их порового пространства. Выявленные полевой геофизикой и бурением разрывные нарушения незначительной амплитуды (по вертикали до 15-20 м) контролируют залежи с разным насыщением пластовым флюидом (нефть, вода). Литологические ограничения и элементы тектонического экранирования залежей прослеживаются с разной интенсивностью во всех продуктивных горизонтах. 31 Для терригенных отложений, залегающих в основании осадочного комплекса на породах кристаллического фундамента, контролирующим элементом является стратиграфический фактор – выклинивание продуктивного горизонта. Всего на Даниловском месторождении выявлено пять залежей УВ сырья, четыре из них связаны с нижним пластом устькутского горизонта, одна находится в доломитах преображенского горизонта. Перечисленные залежи гидродинамически разобщены: имеют разные отметки ВНК и разные пластовые давления. 32 3 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ РАБОТ 3.1 Цели и задачи поисково-оценочных работ Целевыми интервалами являлись отложения нижнего пласта устькутского (УК-II) горизонта, основанием для которого явилось изменение геологической модели залежи по результатам электроразведочных работ и переобработки и интерпретации сейсмических материалов, выполненных в 2005 году в геоинформационном центре ФГУГП «Иркутскгеофизика». В наиболее контрастную зону таких ловушек была и заложена скважина. Целевым назначением проектируемых поисково-оценочных работ на Даниловском месторождении является выявление залежей углеводородного сырья в перспективных отложениях от нижнего мела до палеозоя, а также изучение её геологического строения. Основные задачи проектируемых поисково-оценочных работ: - выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных горизонтов, коллекторов и покрышек и определение их геолого-геофизических свойств; - выделение, опробование и испытание нефтегазоперспективных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик; - открытие месторождения и постановка запасов на Государственный баланс; - выбор объектов для проведения оценочных работ; - установление основных характеристик залежей; - оценка запасов залежей; - выбор объектов разведки. По результатам проведения поисково-оценочных работ на Даниловском месторождении, будет зависеть дальнейшее развитие поисково-оценочных работ. 33 3.2 Система расположения поисково-оценочных скважин Цель бурения скважины – выявление залежей углеводородов в продуктивных пластах устькутского (УК-II) горизонта тэтэрской свиты, определение межфазового состояния выявленных залежей. Выявление залежей углеводородов, изучение и оценка нефтегазоносности перспективных отложений от нижнего мела до палеозоя, изучение ФЕС пластов, получение притоков УВ, а также изучение геологического строения осадочного чехла и доюрских образований. Проектная глубина 1626 м, проектный горизонт – палеозой. Толщина вскрытия отложений 22-30 м. Глубина поисково-оценочной скважины должна обеспечить изучение всего перспективного разреза площади с учётом технических возможностей бурения, и может корректироваться Заказчиком в процессе строительства скважины с учётом данных ГИС. Если в процессе проведения работ будут обнаружены нефтегазопроявления в районе забоя скважины, проектная глубина скважины увеличивается до прекращения нефтегазопроявлений, из расчёта вскрытия этой залежи. Рисунок 3.1– Расположения поисковых скважин на Даниловском месторождение 34 3.3 Геологические условия проводки скважин Строительство скважин планируется проводить, исходя из опыта проводки аналогичных скважин на территории Иркутской области, с применением передовых технологий бурения, обусловленных необходимостью обеспечения максимального её соответствия свойствам разбуриваемых горных пород в заданных условиях их залегания в геологическом разрезе скважины, а также в соответствии с Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. Опыт бурения на площадях и месторождениях Иркутской области показывает, что результаты поискового этапа на месторождении полностью себя не оправдали, причиной чему является сложное литологическое строение продуктивных горизонтов – развитие коллектора обусловлено в основном процессами засолонения пород и образованием незначительных линз песчаников в прибрежных условиях. 35 11 41 30 41 183 142 1 5 6 7 8 10 2.4 11-20 - 10 Мягкая 2.4 4-10 - 25-50 Q 2. 3. 4. 183 507 324 Верхний+средний кембрий Є3+2vl Верхноленская свита Среди ий+нижний кембрий Є2lt Литвинцевская свита Нижний кембрий Є1an Ангарская свита Траппы 5. Є1bl 507 625 118 625 1022 397 6. 7. Булайская свита Бельская свита Верхнебельская подсвита Средне+нижнебельская Усольская свита Є1bs Надосинская пачка Осинский горизонт 8. 1022 1377 355 Подосинская пачка 1377 1571 194 Моте кая свита Є1us Є1mt3-2 Краткое название 4 Глины рыхлые гравий. Алевролиты, Мергели. Песчаники Доломиты Известняки Доломиты, Известняки. Каменная соль Доломиты, Доломитоангидриты, Прослои известняков Каменная соль. Доломиты, Известняки 36 Средняя II 2,4-2,6 5-10 15-20 - 50-100 2.6 5-10 15-20 - 100-150 II I 2.6 5-10 - 200-300 II Крепкая 2.6 5-10 - 100-150 Средняя 5-10 - 10-20 150-200 Средняя Крепкая Каменная соль. 2.6 Доломиты. Доломитоангидриты Доломиты. Категория породы Твердость 11 Проницае мость 11 Пористост ь 0 Четвертичные отложения Плотность Горная порода Индекс стратигра фического подраздел ения 1. Интервал по вертикали, м От До верх) низ) Мош ност ь №№ п/п Абразивно сть Таблица 3.3 – Геологические условия проводки проектной поисково-оценочной скважины 2.83 V Средняя Твердая Крепкая I I 5-10 - 400-500 I Крепкая Верхнемотская подсвита Преображенский горизонт 9. 1571 1593 22 Є1mt2 (пр) Доломитыангидриты Доломиты. Доломитоангидриты 2.83 8-19 0.583578.820 400-500 II Крепкая 2.83 8.2 - 400-500 Крепкая 18-22 368.4 208.6 Вг1+2 87.57 400-500 I Крепкая - - 600-700 Очень Крепкая Нижнемотская подсвита 10. 1593 1605 Є1mt1 12 Доломиты. Аргиллиты II 11. 1605 1624 19 Верхнечонский горизонт Є1mt1 ВЧ Песчаники. Алевролиты 2 Кора выветривания, кристалл фундамент AR+PR Граниты. 2.66 Гранито-гнейсы 12. 1624 1626 37 2.71 I При бурении поисково-оценочной скважины проектируется вскрытие отложений мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и верхней части доюрского фундамента. Вскрываемые породы по крепости (твёрдости) подразделяется на 4 категории: I – мягкие породы представлены песками, суглинками, глинами, алевритами, опоками, мергелями; II – средние породы – уплотненными глинами, алевролитами, песчаниками; III – твердые породы – более плотными и крепкими песчаниками, алевролитами, аргиллитами, карбонатизированными песчаниками, глинистыми алевролитами; IV – крепкие породы – эффузивные породы, кварцевые порфириты, метаморфизиро-ванные породы. 38 3.4 Характеристика промывочной жидкости Расчет плотности бурового раствора производим согласно требованиям «Единых технических правил ведения буровых работ». В соответствии с разделом XVII «Требования безопасности к применению буровых растворов» Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: - 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); - 5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины. При бурении скважины в интервале 0-1000 м превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять не менее 10%. Расчёт плотности бурового раствора в интервале 0-1000 м Пластовое давление: Рпл = 𝜶пл х 𝑳 = 0,101 х 1000 = 101 кг/см2 ; где градиент пластового давления 𝜶пл = (𝑷пл𝟐 − 𝑷пл𝟏)/ (𝑳𝟐 − 𝑳𝟏) Превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) составляет: Рр = 𝟎, 𝟏𝟎 х Рпл = 0,10 х 101 = 10,1 кг/см2, Плотность бурового раствора: 𝒀мин = (Рпл + Рр)/𝟎, 𝟏/𝑳 = (101 + 10,1)/0,1/1000 = 1,111 г/см3 С учётом устойчивости стенок ствола скважины расчёт произведён по максимальной величине не более 15 атм. 𝒀мак = (Рпл + 𝜟Р)/𝟎, 𝟏/𝑳 = (101 + 15)/0,1/1000 = 1,16 г/см3, 39 где ΔР= 15 атм. Расчёт плотности бурового раствора в интервале 1000 -1593 м Пластовое давление: Рпл = 𝛼плх 𝐿 = 0,103 х 1593 = 164 кг/см2 . Превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия): Рр = 0,05 х Рпл = 0,05 х 167,4 = 8,2 кг/см2 . Плотность бурового раствора: 𝑌 = (Рпл + Рр)/0,1/𝐿 = (164 + 8,2) / 0,1 / 1593 = 1,081 г/см3. Расчёт плотности бурового раствора в интервале 1593 -1626 м Пластовое давление: Рпл = 𝛼плх 𝐿 = 0,096 х 1626 = 156 кг/см2 . Превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия): Рр = 0,05 х Рпл = 0,05 х 156 = 7,8 кг/см2 . Плотность бурового раствора: 𝑌 = (Рпл + Рр)/0,1/𝐿 = (156 + 7,8) / 0,1 / 1626 = 1,01 г/см3. Для обеспечения нормальной проводки скважины, исходя из горногеологических условий вскрытия разреза и накопленного опыта бурения глубоких скважин, предусматривается применение промывочной жидкости с параметрами, указанными ниже в таблице 6. Для контроля параметров промывочной жидкости используется станция ГТИ, периодичность контроля - постоянная. При бурении скважины в интервалах перспективных в нефтегазоносном отношении пластов, с целью предотвращения возможных нефтегазопроявлений и открытого выброса, бурение следует производить на качественном буровом растворе, при этом на буровой должен быть необходимый запас его и химреагентов для его обработки. Для предотвращения снижения гидростатического давления на пласт при подъёме бурового инструмента, необходимо производить постоянный долив скважины раствором. 40 Таблица 3.4 – Характеристика промывочной жидкости Параметры промывочной жидкости Интервал бурения Водоотда Тип Плотност промывоч ь. ной Вязкость. сек т/см3 ча. см3/30 мин Наименование хим. реагентов Корочка. Песка. СНС мм % мг/см2 Ph жидкости 01000 1000- Полимер- 1.11 35-40 до 8 1.0 до 1.5 25 - 30 4-5 0.5 0.5 глинисты 20/25 7-8 30/35 15/20 - й 1.08 7-8 сайпан. 25/30 1593 габроил. НТФ. 1.01 1593- Полимерн 1626 ый сода 25 - 30 4-5 0.5 15/20 - 0.5 25/30 кальцинирован 7-8 ная и каустическая. КМЦ. ФК Изменение плотности промывочной жидкости при бурении следует производить плавно, избегая резких скачков. Снижение плотности производить за 20-50 метров до начала указанных интервалов, учитывая скорость бурения. Опыт бурения глубоких скважин в Иркутской области, показывает, что при проходке верхней части разреза, сложенной преимущественно мощными глинистыми толщами неогеновых, палеогеновых и верхнемеловых отложений, буровой раствор обогащается естественной глинистой фракцией, что существенно увеличивает объём бурового раствора и повышает его качество. Этот эффект необходимо использовать в процессе проводки скважин. Ликвидацию поглощений промывочной жидкости необходимо проводить согласно «Временной инструкции по предупреждению и борьбе с поглощениями». Параметры промывочной жидкости приводятся в соответствии с характером поглощения, в случае нефтегазопроявлений они 41 также доводятся до соответствующих кондиций согласно «Методике глушения скважин». Для осуществления очистки бурового раствора применяется циркуляционная система СОБР-1-Ц, вибросита ВС-1, пескоотделитель ПГ400, илоотделитель ИГ-45М, центрифуга. Его химическая обработка осуществляется согласно режимно-технологической карте поинтервальной обработки бурового раствора. 42 3.5 Обоснование типовой конструкции скважин Типовая конструкция проектной скважины предусматривается исходя из конкретных геологических условий разреза, необходимости решения геологических задач, опыта бурения скважин в Иркутской области, а также на основании расчетных совмещенных графиков давлений (Рис. 3.2) и требований действующих инструкций и правил. Конструкция скважин должна обеспечивать: - доведение скважины до проектной глубины; - осуществление заданных способов вскрытия продуктивных отложений; - предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологии в процессе ее эксплуатации; - минимум затрат на строительство скважин; - выполнение всех требований охраны недр и окружающей среды во время бурения и эксплуатации. При обосновании конструкции скважины был проанализирован опыт проводки скважин, главным образом, в аналогичных горно-геологических условиях. Исходя из этого, предлагается конструкция скважины, которая приведена ниже. Для предотвращения размыва устья скважины и поглощения бурового раствора при бурении под кондуктор в её конструкции предусмотрена установка направления. Направление комплектуется обсадными трубами Ø324 мм с резьбовыми соединениями, глубина спуска 50 м, цемент до устья. Кондуктор компонуется обсадными трубами Ø245 мм. Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется исходя из условий предотвращения гидроразрыва пород в необсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае возможного открытого фонтанирования 43 Стратиграфия Глубина Градиент давлении 0 Є2lt Є1an Траппы Тип и плотность 1,11 100 200 300 400 Полимер-глинистый 1,08 Q J1uk Траппы Є1vl Конструкция скважины 324 245 168 500 600 Є1bl 700 800 900 1000 1100 Є1bs2+1 Є1us Є1mt3 Полимерный 1,01 1200 1300 1400 1500 Є1пр Є1mt1 1600 Є1Вч1+Вч2 Рисунок 3.5- Совмещенный график давлений для обоснования проектной конструкции скважины продуктивных горизонтов при полном замещении скважинной жидкости пластовым флюидом. Глубина его спуска определяется по формуле Н = &1,05 ∗ Ру ∗ 𝐿 0,95 ∗ а ∗ 𝐿 − 1,03 ∗ (Рпл − Ру) 44 где Рпл – давление самого нижнего проявляющего пласта эксплуатационной колонны - 15 кг/см2; L – глубина кровли нижнего проявляющего пласта - 1626 м; а – градиент гидроразрыва пород на глубине установки кондуктора – 0,18 кг/см2/м; Ру – давление на устье при закрытом превенторе – 85 кг/см2; 1,03 – коэффициент запаса прочности. Подставляя в формулу значения, получаем глубину спуска кондуктора принимаем глубину спуска кондуктора на глубине 1000 м с установкой башмака кондуктора в известняках Верхнебельская подсвита. Это позволит осуществить нормальную проводку скважины до проектной глубины. Высота подъёма цемента – до устья. Эксплуатационная колонна компонуется из обсадных труб Ø168 мм, спускается до глубины 1626 м. Таблица 3.5 – Сводные данные по типовой конструкции скважины №№ Наименование пп колонны 1 2 3 Направление Кондуктор Эксплуатационная Диаметр колонны , мм 324 245 168 Группа прочности стали Д Д по расчёту Глубина Высота спуска, м цементного кольца, м 0-50 0-50 0-1000 0-1000 0-1626 0-1626 Каждая колонна после спуска цементируется, а затем проверяется на герметичность опрессовкой полуторакратным давлением от ожидаемого устьевого и снижением уровня, согласно раздела XIX Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 45 3.6 Оборудование устья скважины Противовыбросовое оборудование устья скважины монтируется на кондуктор и используется при бурении под эксплуатационную колонну. Комплект противовыбросового оборудования состоит из двух плашечных превенторов и одного универсального, рассчитанных на давление 350 кгс/см2. Плашечные превенторы обеспечивают герметизацию устья скважины трубными плашками при наличии в скважине колонны труб и глухими плашками при отсутствии последней. После установки превенторов на устье они опрессовываются водой на давление опрессовки колонны, на которую они устанавливаются. Ниже в таблице 3.4 приведены типы противовыбросового оборудования, устанавливаемого на устье скважины. Таблица 3.6 – Типы противовыбросового оборудования Тип (марка) Рабочее Ожидаемое Количество Диаметр колонны, противовыбросовог давление, устьевое превенторов, где о оборудования давление, шт устанавливается МПа МПа ОП5-230/80х35 в 35 т.ч. 35 ППГ-280х35; 35 оборудование 5,03 2 245 1 ПУ-1-230-35 ОКК1-35-168х245 35 АФК2-65x35 35 ПМТР-156/35 35 15,0 2 168 ЛПЗС 65х35 3.7 Комплекс геолого-геофизических исследований 3.7.1 Отбор керна и шлама Целевым назначением отбора керна в скважине является изучение литологии, емкостных и фильтрационных свойств, характера насыщения, петрофизических свойств перспективных пластов-коллекторов, уточнение 46 возраста вскрытых отложений по палеонтологическим находкам, а также выявление прямых и косвенных признаков нефтегазоносности. Проектом для решения вышеперечисленных задач предусматривается произвести отбор керна в юрских и доюрских отложениях. Объекты отбора керна согласованы с Заказчиком. Отбор керна из нижнемеловых отложений не предусматривается ввиду их изученности по керну, отобранному в раннее пробуренных скважинах участка недр. Данные отложения в процессе бурения скважины будут изучаться методами ГИС. Ниже в таблице 3.7.1 приводится порядок отбора керна в проектной скважине. Таблица 3.7.1 –Сведения по проектному отбору керна № п/п 1 Интервал отбора, м 571-593 Проходка, м Возраст отложений Є1mt2 22 Преображенский 2 605-624 Є1mt1 Верхнечонский Вч1+Bч2 19 Вч1Bч2 3 1571- 1593 Є1mt2 22 Преображенский 4 1605- 1624 Є1mt1 Верхнечонский 19 Вч1+Bч2 Итого 82 м, что составляет 5% от проектной глубины скважины и 90% от перспективной части разреза В процессе проводки скважины геологической службе разрешается корректировать интервалы и объекты отбора керна согласно фактическому разрезу. В случае появления в процессе бурения признаков нефтегазоносности на забое скважины, дальнейшее её углубление производится с отбором керна по всей толщине нефтенасыщенного пласта и пяти метров подстилающей толщи. 47 Отбор шлама при бурении проводится с глубины 1571 м, через 5 метров, в интервалах с проходкой без отбора керна, а в интервалах повышенных газопоказаний по данным газового каротажа – через каждые 2 метра проходки. В настоящее время существует достаточно много способов, технологий отбора керна и керноотборного оборудования. Накопленный опыт позволяет с уверенностью утверждать, что современные технологии, применяемые при бурении с отбором, не только повышают показатели выноса керна, но и его качество (сохранность колонки). В зависимости от производственных задач, объемов финансирования и целей отбора керна могут быть применены различные технологические приемы отбора и различное керноотборное оборудование. 3.7.2 Геофизические и геохимические исследования Проектный объём геофизических исследований (ГИС) составлен с учётом «Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», «Методических указаний по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических исследований нефтяных и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» РД153-39.0-109-01 (Москва, 2002 г.), а также исходя из опыта проведения данных исследований в аналогичных скважинах. Сведения проектируемому комплексу ГИС приведены ниже в таблице 3.7.2 48 по Таблица 3.7.2 – Проектируемый комплекс геофизических исследований в скважине Наименование метода I. В открытом стволе Масштаб Интервалы Стандартный каротаж (ПС, КС - 3 зонда) БКЗ 6-ю зондами +ПС 1:500 Направление-кондуктор Кондуктор-забой Кондуктор-забой ИК 1:500 БК, МБК, резистивиметрия МКЗ, МКВ, ВИКИЗ АК (времен. амплит.) ГГК-п РК (ГК, НГК) Кавернометрия, профилеметрия Инклинометрия ЯМК, Спектральный каротаж Газовый каротаж +ГТИ II. В колонне АКЦ в кондукторе, ЦМ АКЦ в экспл. колонне СГДТ, ОЦК 1:200 ГК, ЛМ Перфорация Оценка 1:200 Направление-кондуктор Кондуктор-забой В интервалах БКЗ В интервалах БКЗ В интервалах БКЗ Кондуктор-забой Палеозой-забой В интервалах БКЗ Устье-забой Палеозой-забой Кондуктор-забой Устье-забой В интервалах БКЗ Устье-забой В продуктивной части разреза Кондуктор-забой 1:200 1:200 1:200 1:500 1:200 1:500 1:200 1:500 1:200 Через 25 м 1:200 1:500 1:500 0-направление 0-кондуктор 1:500 кондуктор-забой 0-забой Согласно заявки перспектив нефтегазоносности Даниловской площади осуществлялась с использованием поисковых геохимических показателей установленных в поверхностных отложениях на Даниловском газонефтяном месторождении. Следует отметить значительное влияние тектонических нарушений на формирование УВ аномалий на Даниловской площади за счет повышенных значений неуглеводородных и легких УВ газов, которые являются индикаторами глубинных миграционных процессов: Не, Н2, метана СН4, этена С2Н4 и др. Что предполагает в зонах повышенных значений их концентраций 49 наличие трещиноватых коллекторов, особенно в пределах выделенных аномальных зон: Ждановская, Чонская и на Даниловском месторождении. Сравнительный (диаграммный) анализ, выполненный по поисковым площадям Даниловского лицензионного участка, позволил с определенной степенью условности установить диаграммные очертания выделенных типов геохимических аномалий, которые в свою очередь рассматривались, как условные маркеры («отпечатки пальцев»), отражающие аномальные характеристики группы конкретных геохимических показателей, связанных с миграционными процессами из скоплений УВ. При производстве ГПНГ установленные в пределах эталонных объектов характерные рисунки диаграмм могут рассматриваться, как своеобразный, рельефный «многозубец» или маркер - геохимический «ключ месторождения», который при последующих исследованиях будет являться условным эталоном при тестировании различных типов геохимических аномалий на поисковых площадях. Сравнительный анализ диаграмм геохимических показателей в пределах Даниловской площади позволил установить: Показатели геохимических компонентов ТУ указанных аномальных зон близки по конфигурации рисунков и по соотношениям геохимических элементов. В пределах Чангильской аномальной зоны соотношения геохимических показателей тождественны юго-западной аномальной зоне Даниловского месторождения, что предполагает единый источник их формирования и возможное влияние на образование этих аномальных зон тектонических нарушений северо-восточного простирания. В пределах Ждановской, Чонской и Нижнегаженской аномальных зон соотношения геохимических показателей имеют определенное сходство с восточным крылом Даниловского месторождения, где располагается восточная аномальная зона Даниловской площади, что также предполагает 50 единый источник их образования и возможное влияние на формирование этих аномальных зон тектонических нарушений западного, юго-западного направления. Анализ представленных геохимических материалов, выполненный с помощью специализированных программ, разработанных в ЗАО «Пангея» позволил предположить наличие газовых и нефтяных скоплений УВ в пределах выделенных аномальных зон: Ждановская, Даниловская, Чонская Даниловской поисковой площади. Первоочередными объектами для оптимизации ГРР на нефть и газ здесь являются Ждановская и Даниловская аномальные зоны. Таким образом, геофизические проведенные исследования в ГПНГ, пределах опережающие эталонного поисковые Даниловского месторождения и сопредельных площадях, позволили выявить наиболее перспективные участки для поисков месторождений нефти и газа. Выполненные геохимические нефтегазопоисковые работы являлись начальным этапом детального изучения территории, с целью оптимизации ГРР на нефть и газ. Комплексное их использование вместе с сейсмическими и другими видами геофизических методов может привести к существенной оптимизации всего процесса поисковых работ на нефть и газ, в том числе для оценки перспектив малоизученных территорий при сложнопостроенном разрезе осадочного чехла Сибирской платформы. 3.7.3 Опробование и испытание перспективных горизонтов С целью оперативного получения данных о характере насыщения коллекторов необходимо производить опробование продуктивных пластов в процессе бурения. Опыт применения ИП зарекомендовал себя как метод определения характера флюидонасыщения объекта, максимально приближенного ко времени его первичного вскрытия и не подверженного процессам кольматации. Однако, при установлении газонасыщенности пластов применение пластоиспытателя должно быть ограничено из-за 51 опасности вызова открытого фонтанирования. В процессе проводки скважины необходимость испытания перспективных пластов в процессе бурения, а также выбор их интервалов, осуществляется по решению недропользователя. Проектные интерлов, осуществляется по решению недропользователя. Проектные интервалы испытания перспективных отложений в процессе бурения приведены ниже в таблице 3.7.3 Таблица 3.1.3 – Интервалы опробования пластов в процессе бурения Номер объекта 1 Интервал испытания, м 571-593 2 605-624 Возраст Є1mt2 Преображенски й Є1mt1 Верхнечонский Вч1+Bч2 Вч1Bч2 Диаметр пакера, мм 170 Депрессия, МПа 4-6 170 5-6 Примечание: - диаметры пакеров и депрессии указаны согласно “Практическим указаниям испытания поисковых и разведочных скважин на нефть и газ”. (Умрихин И.Д., Федорцов В.К. и др., Тюмень-Тверь, 1991г.); - интервалы испытания ИП, глубины установки пакера уточняются по данным промежуточных каротажей и керна. При испытании испытателем пластов в процессе бурения опробование необходимо проводить по полной схеме. Интервалы испытания выбираются в пределах 10-20 м так, чтобы в этот интервал не входили пласты с разной стратиграфической привязкой. Спуск пластоиспытателя проводить в стандартной компоновке, включающей хвостовик, фильтр, пакер, ясс, испытатель пластов гидравлический, запорноповоротный клапан и циркуляционный клапан. Пакер желательно устанавливать непосредственно над пластом. В процессе испытания записываются кривая притока и кривая восстановления давления (не менее 2-х циклов). При этом определяются: 52 характер насыщения, пластовое давление, температура, дебит притока, коэффициенты продуктивности и гидропроводности, отбираются пробы пластового флюида. Технологические параметры испытания: интервал испытания, нагрузка при пакеровке, депрессия на пласт, продолжительность открытого и закрытого периодов устанавливаются в каждом конкретном случае планом работ. Для данного района время безопасного пребывания инструмента с ИП на забое без движения обычно не превышает 40-60 мин, а общее время испытания 60-180 мин. После вскрытия пласта, намеченного к испытанию, проводятся стандартный каротаж 3-мя зондами с записью ПС-25mv и кавернометрия. По данным кавернометрии выбирается площадка для установки пакера, и устанавливается необходимость проведения проработки интервалов сужения ствола скважины. При опробовании объектов с помощью ИП должны выполняться следующие требования: каждый объект опробуется в режиме 2 циклов; для "сухих" и слабоприточных объектов (в случае неполучения пластового флюида), опробование считается качественным при условии создания фактической депрессии на пласт не менее 12 МПа. При проведении опробования отбираются пробы пластовых флюидов, которые в дальнейшем подвергают физико-химическому анализу. По результатам опробования пласта составляют акт по установленной форме, отражающий результаты проведенных работ. Испытание пластов в эксплуатационной колонне Испытание в эксплуатационной колонне проводится с целью окончательной оценки продуктивности разреза, определения насыщения пород-коллекторов и их гидродинамических параметров. В данном дополнении к проекту выбор объектов испытания скважины в эксплуатационной колонне проведён после анализа нефтегазоносности 53 данного района, с учётом вероятности открытия залежей УВ и по согласованию с геологической службой Недропользователя. При строительстве скважины выбор объектов испытания необходимо провести после комплексного анализа данных ГИС и керна. Определение интервалов испытания объектов должно осуществляться после получения и обработки результатов ГИС по скважине. В процессе испытания каждого объекта должна быть получена достоверная информация о флюидонасыщении каждого объекта, физикогидродинамических свойствах пластов-коллекторов и физико-химических свойствах пластовых флюидов. Работы по испытанию проводятся в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Едиными правилами безопасности при проведении прострелочно-взрывных работ" (1992 г), "Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации" (1995 г.) и Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.97 г. В случае отсутствия притока (или при его непромышленном значении) из интервалов, которые характеризуются по материалам ГИС как проницаемые, минимальный объем работ по освоению должен включать не менее 3-х снижений уровня и комплекс работ по интенсификации притоков, включающий повторную перфорацию, гидросвабирование, воздействие ПГДБК, соляно-кислотные (СКО) и глинокислотные (ГКО) обработки пласта, воздействие на пласт ПАВ, МПД, гидроразрыв пласта. Результаты работ по интенсификации притоков дают возможность увеличения дебитов скважин при воздействии на призабойную зону пласта. Наибольший эффект от СКО и ГКО может быть получен при освоении отложений палеозоя, т.к. коллекторами являются трещиноватые породы. Из гидромеханических методов воздействия на пласт с целью интенсификации 54 притока наиболее широкое применение получили методы дренирования пласта (импульсный дренаж и гидросвабирование), повторная перфорация и гидроразрыв пласта с целью создания искусственных каналов притока и очистки призабойной зоны. В последнее время получил широкое применение гидроразрыв пласта, позволяющий улучшить фильтрационные свойства пласта на достаточном удалении от ствола скважины и тем самым обеспечить устойчивый приток пластового флюида в скважину. Методы интенсификации притока предусматриваются для нефтяных объектов. В данном проекте методы интенсификации приведены справочно. Выбор метода остаётся за Заказчиком. При решении проведения того или иного метода составляется отдельный план на его проведение. Сводные данные по испытанию объектов в эксплуатационной колонне в проектной скважине приводятся ниже в таблице 3.7.4 55 Таблица 3.7.5 – Сводные данные по испытанию объектов в эксплуатационной колонне в проектной скважине № объекта Интервалы объектов испытания, м Пласт Ожидаемый Объект вид флюида фонтанирующий, нефонтанирующи й I 571-593 Є1mt2 нефть фонтанирующий II 605-624 Є1mt1 нефть фонтанирующий IV 1605-1624 Є1mt1 газ фонтанирующий 56 Способ вскрытия, количество отверстий на 1 м ЗПКО-ПП30ГП, 20 отв/м, 1,52 г/см3 ЗПКО-ПП30ГП, 20 отв/м, 1,63 г/см3 ЗПКО-ПП30ГП, 20 отв/м, 1,63 г/см3 Метод вызова притока, количество режимов исследования Перевод скважины на раствор CaCl2 или нефть. Снижение уровня свабирование м Интервалы установки цементных мостов ВП ВП ВП 3.7.4 Лабораторные исследования Оперативный анализ геологических материалов, получаемых в процессе бурения (керн, шлам, боковые грунты, нефте-, газо-, водопроявления, ГИС) и исследования скважин осуществляется геологической службой. После выполнения полевой и камеральной обработки геологических материалов предусматривается отбор образцов керна и проб пластовых флюидов на лабораторные исследования. Ориентировочный объём лабораторных исследований приведён ниже в таблице 3.7.6 Таблица 3.7.6 – Объём лабораторных исследований № Наименование исследования, анализа 1 2 1.Исследование литологоминералогических Единица Количество измерени образцов я (проб) 3 4 анализ 9 обр. для свойств образцов пород из продуктивных и прод. пласта покрывающих отложений. Петрографическое описание шлифов. Исследования структурных особенностей породколлекторов, характера распределения цемента и его состава. 2. Палинологический анализ 3-4 обр. для прод. пласта 3. Палеонтологические исследования. анализ Вещественный и гранулометрический 10 обр. для прод. пласта состав. Микроструктура порового пространства. 4. Каппилярометрические исследования образцов керна из продуктивных пластов 57 анализ 10 образцов для построения основных петрофизических зависимостей 5. Определение фазовых проницаемостей и анализ 3-4 обр. для анализ 3-4 обр. для других показателей вытеснения 6. Определение Квыт с использованием различных агентов и оптимального темпа прод. пласта вытеснения 7. Лабораторные анализы электрических, анализ акустических и радиоактивных свойств 3-4 обр. для прод. пласта образцов пород продуктивных отложений 8. Полный химический анализ нефти анализ по 3 пробы с объекта 9. Полный химический анализ растворённого анализ газа по 3 пробы с объекта 10. Анализ глубинных проб нефти анализ по 3 пробы с объекта 11. Анализ нефти на товарные свойства анализ по 3 пробы с объекта 12. Полный химический анализ свободного анализ газа по 3 пробы с объекта 13. Физикохимические исследования анализ конденсата по 3 пробы с объекта 14. Хромотографический комплекс анализ исследования конденсата по 3 пробы с объекта 15. Термодинамические исследования анализ конденсата с определением пластовых по 3 пробы с объекта потерь и коэффициента извлечения 16. Анализ пластовой воды анализ 58 по 3 пробы * Организации, выполняющие исследования, приведены справочно, и определяются недропользователем, исходя из опыта проведения того или иного исследования Примечание: количество анализов определяется числом литотипов, вскрываемых на каждый погонный метр керна; в случае тонкослоистого строения разреза число анализов может увеличиваться, в однородных толщах уменьшаться, но не менее, чем 1 обр./метр. Количество образцов пород на различные виды лабораторных исследований принимается, исходя из необходимости в информации о вещественном составе верхней, средней и нижней части предполагаемых продуктивных пластов и степени их неоднородности, а также не менее 1 образца с 1 метра для изучения состава и свойств подстилающих и перекрывающих пород (флюидоупоров). Схема исследования кернового материала должна обеспечить получение всей информации, необходимой для надежного обоснования параметров подсчета запасов УВ и включает: – консервация и точная привязка керна к глубине; – изучение фильтрационных и емкостных свойств, водонефтегазонасыщенности, засолонения на образцах большого (68 см) и обычного (2,84,5 см) диаметров; – изучение состава и минерализации остаточной воды; – выделение литотипов и дифференциация фильтрационных и емкостных свойств по литотипам; – детальные проницаемости, исследования, учитывающих включающие отклонения оценку от поправок закона к Дарси, капилляриметрические измерения, изучение влияния пластовых условий на свойства коллекторов и т.д.; – получение петрофизических зависимостей для интерпретации материалов геофизических исследований скважин. 59 надежной В образцах керна должны определяться следующие характеристики фильтрационных и емкостных свойств пород: – пористость общая (абсолютная), открытая, трещинная, эффективная; – плотность минералогическая, объемная; – остаточная водонасыщенность и нефтенасыщенность; – проницаемость абсолютная, фазовая (по нефти, газу и воде), анизотропия проницаемости; – коэффициент вытеснения нефти водой; – смачиваемость пород. Литологические и геохимические исследования керна должны включать: – послойное детальное литологическое описание керна; – петрографическое описание пород; – анализ химического состава пород; – выделение и изучение методами минералогии и геохимии нерастворимого остатка; – изучение нефтенасыщения и битумонасыщения коллекторов, состава нафтидов; – тип и состав цемента, его распределение в породе; – определение гранулометрического и минералогического состава; – изучение глин и глинистых цементов (содержание, распределение, состав, набухание); – изучение трещиноватости; – изучение структуры порового пространства (генезис, размеры, количество пор открытых, закрытых); – вторичные (постседиментационные) процессы и их влияние на ФЕС коллекторов. 60 Изучение петрофизических свойств пород с целью обоснования методики интерпретации ГИС должно включать определение: – удельного электрического сопротивления при 100% насыщении модели пластовой водой, переменной и остаточной водонасыщенности при атмосферных и пластовых условиях; – акустических свойств (скорости распространения продольных и поперечных волн, затухание) в атмосферных и пластовых условиях; – упругодеформационных свойств пород (модуль Юнга, коэффициент Пуассона и т.д.); – диэлектрической проницаемости; – гаммаспектрометрических свойств (дифференциальные и интегральные значения естественной радиоактивности); – тепловых свойств (теплопроводность, теплоемкость); – магнитной восприимчивости и остаточной намагниченности. Кроме того, предусматривается анализ химического состава и минерализации остаточной воды. Пробы нефти (пластовые и поверхностные) и газа не позднее, чем через 10 дней после отбора, отправляются на лабораторные исследования. Отбор проб воды, нефти, конденсата и газа в процессе проводки скважины производится в каждом случае их проявления. Герметизация проб, их этикетирование производится в соответствии с действующими инструкциями. При направлении на анализ проб пластовых флюидов в сопроводительном документе фиксируются условия отбора с указанием: предприятия, площади, № скважины, индекса пласта, интервала перфорации, глубины отбора, типа и номера пробоотборника, пластового, буферного, забойного и затрубного давлений, температуры пласта, дебитов пластовых флюидов на момент отбора, минимальной депрессии на пласт, созданной в 61 процессе испытания, включая отработку на режимах, давление в сепараторе, а также дату и подпись лица, отобравшего пробу. 3.8 Другие полезные ископаемые Попутные поиски проводятся с целью определения в разрезе скважины промышленных концентраций других полезных ископаемых, а также с целью хозяйственнопитьевого, технического и мелиоративного водоснабжения. С целью выявления возможных радиоактивных аномалий в разрезе скважины можно использовать данные гаммакаротажа, который проводится по всему стволу скважины. Имеющийся материал по гидрогеологии свидетельствует о том, что подземные воды юрских и палеозойских отложений могут служить источником ряда химических элементов. К ним относится, например, стронций, высокие концентрации которого (более 1 г/л) зафиксированы в подземных водах Иркутской области. Подземные воды должны также изучаться в отношении бальнеологических и теплоэнергетических свойств. Для уточнения строения кайнозойского гидрогеологического комплекса предполагается выполнить электрокаротаж под кондуктор. Это крайне важно для выбора источника водоснабжения различных потребителей на территории района работ, учитывая относительно небольшую толщину водоносных комплексов с пресными водами и слабую естественную защищенность питьевых вод от загрязнения. Материалы электрокаротажа помогут также определить наличие или отсутствие многолетнемерзлых пород. Кроме того, собираются и изучаются данные о других полезных ископаемых углях, горючих сланцах, железных и марганцевых рудах, цветных и редких металлах, строительных материалах, различных видах сырья. 3.9 Обработка материалов поисковых работ В процессе проведения поисково-оценочного бурения на площади геологической службой Подрядчика производится обработка, систематизация 62 и обобщение получаемых материалов по глубоким скважинам. Результаты этой работы отражаются в соответствующей документации, а также в ежедневных сводках, месячных и годовых отчетах подрядчика. Основная геологическая информация получается в процессе первичной документации наблюдений: описания, измерения, анализы. Главное требование к сбору информации – объективность отображения фактов, единообразие ведения документации, единая система условных знаков на первичных документах. Основные исследования проводятся в процессе геологотехнологических исследований в скважине (изучение шлама, наблюдения за нефтегазопроявлениями, поглощение промывочной жидкости и др.), особое внимание уделяется отбору и описанию керна. После отбора керна обеспечивается его доставка в лаборатории по соответствующим видам анализа по комплексному исследованию керна. После проведения ГИС в течение суток дается заключение о характере насыщенности пластов, а после трёх суток – производится комплексная интерпретация (оценка пористости, нефтегазонасыщенности и др.) на основе петрофизических зависимостей. По результатам интерпретации намечаются интервалы испытаний в эксплуатационной колонне. Испытание скважин производится совместно с геологической службой Недропользователя и подрядчика, ведущего буровые работы. Результаты испытания скважин оформляются актами. По скважинам отбираются пробы нефти, газа, конденсата и воды. Все пробы сопровождаются соответствующими этикетками, копия которых хранится в делах скважин. По окончанию испытания скважины, в зависимости от полученных результатов, составляются материалы на ее консервацию или ликвидацию. 63 По скважине ведется специальное дело, где помещаются текущие геологотехнические документы по проводке ствола скважины, результаты анализов керна, газа, нефти, конденсата, воды, цемента. В геологическом отделе фактический материал систематизируется, ведутся рабочие карты, корреляционные схемы, геологические разрезы, сопоставляются полученные результаты с имеющимися геологическими материалами по площади. По полученным данным производится геологоэкономическая оценка проведенных поисковооценочных работ. 64 4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В процессе строительства скважин с целью охраны недр, природы и окружающей среды предусматривается проведение следующих мероприятий: 1. Оформление отвода земельного участка под строительство скважины производить согласно существующему строительному законодательству. 2. При выборе площадки под буровую необходимо учитывать водоохранную зону прилегающих водоемов, с обязательной обваловкой промплощадки буровой и площадки для склада буровой. 3. Лес в пределах земельного отвода вырубается и используется для строительства буровой и других хозяйственных потребностей. 4. Для сбора промывочной жидкости, загрязненных сточных вод предусматривается копка котлованов (не нарушая водоупорного слоя). 5. Химреагенты и цемент необходимо хранить в закрытых складских помещениях или контейнерах, исключающих попадание атмосферных осадков и сточных вод, которые могут способствовать проникновению их в почву. 6. С целью предупреждения загрязнения грунтовых вод и водоносных горизонтов, которые могут использоваться как источники питьевых и термальных вод, необходимо исключить разлив ГСМ, для чего емкости, перед их заливом, проверяются на герметичность, оборудуются кранами или задвижками. Забуривание, углубление ствола скважины под кондуктор осуществляется с использованием технической воды или нетоксичных буровых растворов. 7. Глубина спуска кондуктора и высота цемкольца должны обеспечивать надежную изоляцию верхних водоносных горизонтов как от бурового раствора, так и между собой. 8. Устье скважины, после спуска кондуктора и эксплуатационной колонны оборудуется колонной головкой 65 и противовыбросовым оборудованием соответствующих размеров с учетом ожидаемого пластового давления. 9. Пластовые флюиды, получаемые из скважины при испытании или при проявлениях, отводятся в специальный котлован, а нефть и конденсат утилизируются. 10. Цементаж колонны должен надежно исключать перетоки пластовых флюидов и образование грифонов. 11. Цементные мосты, устанавливаемые после испытания объектов, должны надежно изолировать нижние интервалы перфорации от верхних. 12. Водяные скважины, пробуренные на территории буровой для технических и бытовых нужд, после окончания работ ликвидируются согласно правил, предусматривающих ликвидацию водяных скважин. 13. Ликвидация глубокой скважины должна осуществляться в соответствии с действующими инструкциями. На устье устанавливается цементная тумба и репер и проводятся рекультивационные работы. 14. Работы по рекультивации земельных участков должны проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ-17.5.04-83. Работы по рекультивации заключаются в следующем: засыпка амбаров из-под раствора, очистка буровой площадки от металлолома и замазученности, снятие загрязненных нефтью и химреагентами грунтов, обезвреживание их и захоронение в шламовом амбаре, планировка площади буровой, взрыхление почвы там, где она сильно уплотнена, нанесение плодородного слоя там, где он был снят, сдача земель, отведенных во временное пользование, постоянному земле-пользователю в соответствии с требованиями. 15. При переводе скважины в фонд эксплуатационных все природоохранные мероприятия определяются соответствующим проектом. 66 5 ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ Ориентировочная продолжительность строительства проектной поисково-оценочной скважины представлена в таблице 5.1. Таблица 5.1– Ориентировочная продолжительность строительства проектной поисково-оценочной скважины № Наименование Продолжит п/п работ ельность, Обоснование сут 1 СМР (подготовка площадки под Инструкция ВСН 39-86 буровую установку, строительство дороги и пр. работы) 2 15 Монтаж буровой установки ЕНВ на строительные работы, дополнение к ЕНВ 32,2 3 Подготовительные работы к бурению 4 п.13.4 «Инструкции о составе, порядке разработки…» 4 Бурение и крепление 5 Испытание в процессе бурения 6 Испытание в колонне По пробуренным скважинам в 29 аналогичных условиях 5,25 СНВ на испытание объектов Сборник СНВ на испытание объектов в колонне скважин с применением ИП 82,2 7 Демонтаж ЕНВ на строительные работы, дополнение к ЕНВ 8 Ликвидация (консервация) 9 Рекультивация нарушенных 11,6 земель 5,5 Итого 194,5 Продолжительность строительства скважины составит 194,5 суток или 0,533 г. 67 6 ПРЕДПОЛАГАЕМАЯ СТОИМОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ Предполагаемая стоимость проектируемых работ, рассчитанная по формуле: Ап = (п ∗ ((𝐶1 − Зв)/Н1 ∗ Н + 3в/𝐾) + Зоб) ∗ т, где п - количество проектируемых скважин; C1 - стоимость строительства базовой скважины, тысяч рублей. За базовую принимается аналогичная скважина близлежащей площади с обоснова-нием данной аналогии; с указанием даты составления ПСД; 3в - затраты, зависящие от времени бурения, тысяч рублей; Н - глубина проектируемой скважины, м; H1- глубина базовой скважины, м; К - коэффициент изменения скоростей. К = V/V1, где V - плановая коммерческая скорость бурения, м/ст. мес.; 𝑉 = 𝐻/𝑆ц; 𝑆ц = (Тм + Тп + Тб + Ти )/720, где H - объем проходки, м; Sц - цикл строительства скважины, ст.-мес.; Тм , Тп , Тб , Ти - календарное время соответственно монтажа оборудования, подготовительных работ к бурению, бурения и испытания, ч. V1- коммерческая скорость по базовой скважине, м/ст. мес.; Зоб. - затраты на обустройство площади проектируемых работ, тысяч рублей; т - коэффициент, учитывающий инфляцию за период от даты составления ПСД на скважину-аналог до даты составления данного проекта. Предполагаемая стоимость проектируемых работ рассчитывается по формуле : Ап = (𝑛 ∗ ((С1 – 3в)/Н1 ∗ Н + 3в/К) + 3об) ∗ Т, где n – количество скважин – 1; 68 С1 – стоимость строительства базовой скважины – 152 350, 569 тыс.руб. без НДС; Зв – затраты, зависящие от времени бурения – 132 350,569 тыс.руб. без НДС Н – глубина проектной скважины = 2500 м; Н1 – глубина базовой скважины = 2350,5 м; К – коэффициент изменения скорости = V/V1 = 1,001; где V – плановая коммерческая скорость бурения = 1766 м/ст.мес; V1 – коммерческая скорость по базовой скважине =1763 м/ст.мес; Зоб – затраты на обустройство площади проектируемых работ = 20 000 тыс.руб; Т – коэффициент, учитывающий инфляцию за период от даты утверждения ПСД на скважину-аналог, до даты составления данного дополнения к проекту 1. Используя вышеприведённую формулу, стоимость строительства скважины составит 173 490,419 тыс. руб. без НДС и 204 718,694 тыс. руб с НДС. 69 7 ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТ И ТРЕБОВАНИЯ К ПОЛУЧАЕМОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ О НЕДРАХ 7.1 Подсчет ожидаемых запасов свободного газа и конденсата Подсчет запасов категории С1 произведен объемным методом с использованием структурной карты по отражающему горизонту II-а (подошва баженовской свиты), полученной по резуль-татам сейсморазведочных работ МОГТ – 2Д (с/п 4,5,7/97-98) на Космической площади. Осуществлён подсчёт ожидаемых запасов нефти при условии получения фонтана нефти по результатам бурения и испытания первой поисковой скважины 1. Подсчёт запасов нефти осуществлён объёмным методом, сущность которого заключается в определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ею объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти. Для подсчета запасов нефти объемным методом применяют следующую формулу: 𝑄 н геол = 𝐹 ∗ ℎн ∗ 𝑚 ∗ 𝑘 н ∗ 𝜃 ∗ 𝜌н, 𝑄 н извл = 𝑄 н геол ∗ 𝜂 𝜃 = 1/𝑏, где Q н геол – геологические запасы нефти, тыс. т; F – площадь нефтеносности, тыс. м2; h н – средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; m – коэффициент открытой пористости, доли ед.; k н – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; 𝜃 – пересчетный коэффициент, доли ед.; 𝜌н – плотность нефти в поверхностных условиях, т / м3; Q н извл – извлекаемые запасы нефти, тыс.т; 𝜂 - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.; b – объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед. 70 Подсчёт запасов газа производился объёмным методом по формуле: 𝑄г = 𝑆 ∗ ℎ ∗ 𝑚 ∗ 𝛽 ∗ 𝑓 ∗ (𝑃н ∗ 𝛼 – 𝑃к ∗ 𝛼к), где QГ – геологические запасы свободного газа, млн. м3; S – площадь газоносности, тыс. м2; h – эффективная газонасыщенная толщины, м; m – коэффициент открытой пористости, доли единицы; β – коэффициент газонасыщенности, доли единицы; f – поправка на температуру; Рн, Рк – пластовое давление – начальное, конечное, МПа; α, αк – поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта при начальном и конечном пластовых давлениях. Начальные геологические запасы сухого газа 𝑄с. г. = 𝑄г.∗ 𝑞, где Qс.г. – геологические запасы сухого газа при стандартных условиях, млн. м3; Qг – геологические запасы газа, млн. м3; q – потенциальное содержание УВ в пластовом газе (молярная доля сухого газа), д.ед. Начальные геологические запасы конденсата определялись по формуле: 𝑄к = 𝑄г.∗ 𝑞0, где Qк – геологические запасы конденсата при стандартных условиях, тыс. т; Qг – геологические запасы газа, млн. м3; q0 – содержание конденсата в пластовом газе, г/м3. Извлекаемые запасы конденсата подсчитывались по формуле: 𝑄к изв = 𝑄к ∗ КИК, где КИК – коэффициент извлечения конденсата. 71 Залежь литологически ограниченная со всех сторон. Контур ее проведен на середине расстояния между скважинами 5 и 64, 5 и 10 на севере и востоке. На юге и на западе граница залежи определена с использованием градиента изменения толщины коллектора, определенного между названными скважинами. Размер залежи 6×2,5 км, площадь 13,25 км2, выявленная высота ее более 10 м. Скважиной вскрыт один интервал коллектора толщиной 7,6 м, залегающий в верхней половине пласта. При испытании устойчивый дебит нефти составлял 65,6 м3 / сутки через штуцер 6,0 мм при депрессии 4,43 МПа. Пластовое давление 19,8 МПа, пластовая температура – 26о С, что дало возможность по залежи 4 вычленить нефтяную зону для подсчета запасов нефти категории С1 – круг радиусом 0,6 км, вписанный в поле развития нефтенасыщенного коллектора, и зону для подсчета запасов нефти категории С2, занимающую остальную площадь коллектора. Ожидаемый прирост запасов нефти и растворенного газа приведен в таблице 7.1 Таблица 7.1– Ожидаемый прирост запасов нефти и растворенного газа Кате S, гория км2 ГазосодеНэф, m0 𝛽н 𝜌н , 𝜃, ржам Д.ед. Д.ед. г/см3 Д.ед. ние, м3/т Геолог Извлеические каемые запасы КИН запасы нефти, нефти, тыс. т тыс. т Раство ренный газ, извлекаемый, млн. м3 C1 13,25 10 0,19 0,51 0,828 0,913 77,4 1 553 0,3 1050 120 С2 50 0,19 0,51 0,828 0,913 77,4 84 636 0,3 2150 210 17,6 72 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, О.А. Лебедев. Проектирование конструкции скважин. М., Недра. 1979. 2. А.И. Булатов, С.В. Долгов. Спутник буровика. М. Недра, 2006. 3. Воробьёв В.Н., Рыбьяков Б.Л. О генезисе подсолевых карбонатных коллекторов в центральных районах Лено-Тунгусской провинции // Советская геология, 1986г, №3, с. 10-17. 4. Временный технический регламент по предупреждению аварий и брака при строительстве скважин. ОАО «ГАЗПРОМ», М., 2005. 5. Корюкин Г. Л. Геохимические поиски морских месторождений нефти и газа. Автореферат диссертациина соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. М. ВНИИгеосистем, 2002. с. 48 6. Методические рекомендации по геохимическим методам поисков месторождений нефти и газа. М., ВНИИЯГГ, 1975. с.285 7. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений. Под редакцией Петухова А.В., Старобинца И.С. М.Недра.1993. с.330 8. Отчет о результатах переобработки и интерпретации архивных геологогеофизических материалов на Даниловском лицензионном участке с выделения нефтегазоперспективных участков / ФГУГП «Иркутскгеофизика». – Иркутск, 2005 – 9 с 9. Отчет по подсчету запасов нефти, газа и ТЭО КИН нефтяных залежей устькутского горизонта Даниловского месторождения / ВНИГНИ-2. – М., 2006 – 15 с. 10. 11. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. ВНИИБТ, М.,1997 и дополнение к ней, М., 2000. 12. Сборник регламентирующих документов и инструкций по креплению скважин на месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром», М., 2000. 73 13. Сметные нормы времени на испытание объектов скважин с применением испытателей пластов. М., ВНИИОЭНГ, 1987. 14. Шемин Г.Г. Гигантское поле нефтенакопления в преображенском карбонатном горизонте венда Непско-Ботуобинской антеклизы (ЛеноТунгусская нефтегазоносная провинция) // Геология и геофизика, 1999, т. 40, № 8, с. 1170-1181. 15. Я.А. Рязанов. Энциклопедия по буровым растворам. Пермь, 2005. 74
