Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

 

1.3 Характеристика  газонефтеводоносности по разрезу  скважины

 

Северо-Прибрежная площадь расположена в Прибрежно-Морозовском нефтегазоносном районе Темрюкской синклинали. Этот нефтегазоносный район приурочен к одноименному конусу выноса, сформировавшемся в чокракское время на платформенном склоне.

Конус характеризуется лопастно-канальным строением песчано-глинистых пачек и песчаных резервуаров и поперечной относительно простирания палеосклона структурно-фациальной зональностью.

Залежи литологические, литолого-тектонические, реже структурно-литологические, а также комбинированные. Приурочены к высокорезервуарным пластам песчаников мелкозернистых, кварцевых, толщиной 2 – 10 м. Тип коллектора поровый. Размер залежей 0,5 – 1,5 х 1,2 – 4,0 км.

Залежи высокодебитные, первоначальные дебиты на штуцерах 4 – 5 мм составляли: нефти 50 – 170 т/сут., газа 50 – 120 тыс. м3/сут.

По физико-химическим свойствам нефти Прибрежно-Морозовского района очень похожи и по типу относятся к легким. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 0,781 – 0,786 г/см3, реже до 0,806 г/см3. Нефти парафинистые (4,31 – 8,21%), малосернистые (0,06 – 0,27%), малосмолистые (0,65 – 10%).

Нефтеносность площади представлена в таблице 1.5

 

Таблица 1.5 – Нефтеносность по разрезу скважины

Индекс подразделения	№ пласта, пачки	Интервал, м		Мощность, м	Тип коллектора	Ожидаемый дебит, м3/сут	Плотность после дегазации, кг/м3
		от	до
1	2	3	4	5	6	7	8
N12 tsch	VII	2950	2990	40	поровый	110	778

 

Газоносность отображена в таблице 1.6

 

Таблица 1.6 – Газоносность по разрезу скважины

Индекс подразделения	№ пласта, пачки	Интервал, м		Мощность, м	Тип коллектора	Ожидаемый дебит, тыс. м3/сут	Относительная плотность по воздуху
		от	до
1	2	3	4	5	6	7	8
N12 tsch	VII	2950	2990	40	поровый	32,4	0,733

 

Конденсатность по разрезу скважины отсутствует.

Давление и температура по разрезу скважины представлена в таблице 1.7

 

 

Таблица 1.7 – Давление и температура по разрезу скважины

Индекс подразделения	Интервал, м		Температура, ºС	Давление на нижней глубине интервала, МПа				Градиенты давлений, МПа/100 м				Градиент геортемический, град/м
	от (верх)	до (низ)		пластовое	поровое	гидроразрыва	горное	пластового	порового	гтидроразрыва	горного
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Q4+ N23 kl	0	620	31	6,2	6,2	11,8	12,1	1,00	1,00	1,90	1,95	0,027
N22 km	620	1020	43	10,2	10,2	19,4	20,2	1,00	1,00	1,90	1,98	0,028
N21 pt	1020	1660	67	17,3	17,8	31,5	33,2	1,04	1,07	1,90	2,00	0,038
N13 mt	1660	1950	78	20,5	21,8	38,0	40,0	1,05	1,12	1,95	2,05	0,038
N13 srm3	1950	2160	87	23,1	25,5	43,2	46,4	1,07	1,18	2,00	2,15	0,045
N13 srm2	2160	2310	94	-	34,0	49,2	49,7	-	1,47	2,13	2,15	0,046
N13 srm1	2310	2490	103	-	41,1	55,8	56,0	-	1,65	2,24	2,25	0,046
N12 kn+kr	2490	2798	117	-	56,0	63,0	63,2	-	2,00	2,25	2,26	0,046
N12 tsch	2798	3025	126	61,4	62,0	68,1	68,4	2,03	2,05	2,25	2,26	0,042

 

1.4 Зоны возможных  осложнений

 

В процессе бурения эксплуатационной скважины на Северо-Прибрежной площади возможны следующие виды осложнений:

- сальникоообразование;

- прихваты бурового инструмента;

- нефтегазоводопроявления.

Возможные осложнения и условия их возникновения представлены в таблице 1.8

 

Таблица 1.8 – Осложнения и условия их возникновения в процессе строительства скважины

Интервал залегания, м		Вид осложнения	Условия возникновения
от	до
0 1660 2160	1020 1950 2490	Сальникообразование	Загрязнённость ствола скважины выбуренной породой при его неудовлетворительной промывке, плохая очистка бурового раствора от выбуренной породы и шлама, длительное бурение в глинистых отложениях без периодического отрыва долота от забоя.
1950	2310	Осыпи и обвалы стенок скважины	Нарушение технологии бурения, отклонение параметров бурового раствора от проектных, несоблюдение скоростей СПО, несвоевременная реакция на признаки осложнений
1020 1660	1660 1950	Прихватоопасные зоны	Несоблюдение режима промывки, недостаточная очистка скважины от выбуренной породы. Несоблюдение параметров бурового раствора, отсутствие проработки ствола в интервалах его сужения, оставление бурового инструмента без движения. Установление плотности бурового раствора выше проектной.
2310	3025	Нефтегазопроявления	Несоблюдение параметров бурового раствора и скорости СПО. Возникновение депрессии на продуктивные пласты.

 

1.5 Геохимические  исследования

 

В результате проведённых геохимических исследований в отложениях куяльника, киммерия, понта, меотиса, верхнего и среднего сармата фоновые значения газосодержания составили от 0 до 0,05% в газо-воздушной смеси, что свидетельствует об отсутствии промышленных скоплении УВ.

Кратковременные повышения газопоказаний при бурении и промывках до 0,5 – 1,4% в киммерийских-сарматских отложениях (состав газа С1 = 98-99%, С2 = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин.

Исследования шлама песчаников и глин куяльника, киммерия и понта по методике ЛБА показали отсутствие признаков битуминозности. Породы меотиса, сармата, конки и карагана отмечены фоновыми значениями ЛБА 1 – 2 балла ЛБ (БГ) (<0,05%).

В отложениях нижнего сармата и конка-караганского яруса фоновые газопоказания составили 0,01 – 0,07 в газовоздушной смеси. При промывках наблюдалось увеличение значений газопоказаний до 0,9 – 1,5%, газ по составу к чокракскому.

В чокракских отложениях выделяются перспективные участки разреза, представленные песчаниками и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 – 3022 м. характеризуются по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания FГ, остаточного газонефтесодержания FHГ и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные.

При анализе газовых пачек в буровом растворе после простоев скважины (метод ГКПБ – газовый каротаж после бурения) отмечается повышенное газосодержание бурого раствора до 2 – 2,7 см3/л. Качественный состав газа здесь приближается к эталонному составу газа газовых и газоконденсатных залежей чокракских отложений. Прибрежного месторождения. Увеличение содержания тяжелых УВ в фактическом составе газа, вероятно, связано с наличием в разрезе нефтенасыщенных коллекторов.

 

Таблица 1.9 – Состав газа чокракского горизонта

	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	iС4Н10	С5Н12
Газ чокракского продуктивного горизонта Северо-Прибрежной площади (данные лаборатории Каневского ГПУ)   Скв. 4 Песчаная, забой 3081	86,0       83,00	8,3       11,1	2,3       1,3	0,7       2,7	0,7       0	0,5       0

 

В результате комплексного анализа геохимических данных, механического каротажа выделены пласты коллекторы и определен характер их насыщения.

 

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

2.1 Выбор и обоснование способа  бурения

 

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения: режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины.

Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при минимальных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов.

Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

Основываясь на опыте ранее пробуренных скважин на площади Северо-Прибрежная и во всём Краснодарском крае, для бурения скважины применяем роторный способ бурения, а в интервале набора и стабилизации зенитного угла будем использовать винтовой забойный двигатель.

Бурение роторным способом наиболее приемлемо в следующих условиях:

1. Бурение глубоких интервалов (более 4200 метров).
2. Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 – 150 об/мин.
3. Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.
4. Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1700 – 1800 кг/см3 .
5. Бурение скважин с промывкой аэрированной жидкостью с высокой, низкой степенью аэрации, продувкой забоя газом, с применением пены.
6. Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 140 0С.

Но также следует помнить, что бурение роторным способом при повышенных частотах вращения (200 об/мин и более) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям.

 

2.2 Проектирование профиля и конструкции  скважины

 

2.2.1 Обоснование и расчёт профиля  проектной скважины

Профиль ствола скважины определяется для наклонно - направленных скважин.

Профиль наклонно направленной скважины должен обеспечивать:

-высокое  качество скважины как объекта  последующей эксплуатации;

-бурение  и крепление скважины с применением  существующих технологий и технических  средств;

-минимальные  затраты на строительство скважины;

-безаварийное  бурение и крепление;