Проект бурения поисковой скважины на Западно-Озерной структуре

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 05 Января 2011 в 18:09, курсовая работа

Краткое описание

Установлена промышленная нефтегазоносность в башкирских и франско-турнейских отложениях на Озерном месторождении

Для поиска залежей нефти рекомендуется пробурить поисковые скважины до вскрытия отложений Вендского комплекса.

Фактическим материалом по Западно-Озерной структуре является паспорт структуры.


На площади предусматривается бурение поисково-оценочной скважины. Проектный горизонт –Венд, проектная глубина 2330 м.

Бурение будет осуществляться роторно-турбинным способом, профиль ствола скважины – вертикальный.

Содержание

1. Введение……………………………………………………………............................

2. Геологическая часть

2. 1.Тектоническое строение площади………………..…………………………………

2. 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза……………………………

2. 3. Гидрогеологическая характеристика площади…………………………………….

2. 4. Нефтегазоносность……………………………...……………………………………

2. 5. Возможные осложнения при бурении…...……………………………………….....

2. 6. Отбор керна и шлама…...…………...………………………………………………..

2. 7. Геофизические работы в скважине………..……..……………………………….....

2. 8. Вскрытие и опробование перспективных горизонтов.……..……………………...

3. Технологическая часть

3. 1. Проектирование конструкции скважины…………………………………………….

3. 2. Выбор способа бурения…………………………………………...............................

3. 3. Буровые растворы……………………………………………………………………...

3. 4. Выбор бурильного инструмента……………………………………………………....

3. 5. Выбор типов долот, режимов бурения………………………………………………..

3. 6. Крепление скважины…………………………………………….................................

3. 7. Испытания продуктивных пластов………………………………………………….....

3. 8. Охрана недр и защита окружающей среды…………………….................................

4. Техническая часть……………….…………………………………………………….....

5. Заключение……..…………………………………………………………………….......

Скачать в ZIP архиве (88.56 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Вложенные файлы: 1 файл

курсовая Бурение.docx

— 92.83 Кб (Скачать файл)
 

    При проходке карбонатных отложений  следует обратить внимание на зоны ухода промывочной жидкости и провалы бурового инструмента, такие интервалы нужно исследовать в гидродинамическом отношении на предмет возможности закачки в них экологически вредных стоков. Пластовые воды, подстилающие нефтяные залежи содержат промышленные концентрации магния, йода, брома, окиси бора. Воды этого региона не обладают агрессивностью по отношению к залежам УВ.

    Пресные воды верхней гидродинамической  зоны широко используются для хозяйственно-питьевого  водоснабжения. Использование для системы ППД пресных, или пластовых вод возможно только после соответствующей подготовки по удалению сероводорода, нефтепродуктов и механических примесей.

2. 4. Нефтегазоносность 

    Западно-Озерная  структура приурочена к Березниковскому  нефтегазоносному району, Средне- 

    Предуральской нефтегазоносной области, относящейся  к Предуральской нефтегазоносной 

    провинции.

Предполагаемая  нефтегазоносность взята по аналогии с ближайшим соседним месторождением – Озёрным. 

В разрезе Озерного месторождения выделяются следующие  нефтегазоносные комплексы (НГК):

    • кыновско-эйфельский терригенный НГК.
    • верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК;
    • нижне-средневизейский терригенный НГК;
    • среднекаменноугольный карбонатный НГК;
    • нижнепермский карбонатный НГК;
 

Кыновско-эйфельский терригенный НГК

На Озерном  месторождении нефтепроявления  встречены в одной скважине 49. Отложения кыновского горизонта  испытаны совместно с семилукскими и саргаевскими известняками в открытом стволе в двух скважинах (приток фильтрата, бурового раствора и пластовой воды). Это подтверждает низкую перспективность  нефтегазоносности девонских терригенных  отложений на изучаемой территории.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

В пределах комплекса  нефтепроявления в турнейско-фаменских  отложениях отмечены практически на всех месторождениях Соликамской впадины. В верхне- и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления встречены  на Кисловском, Чашкинском, Озерном (скв. 36, 44, 38, 51) месторождениях.

Нижне-средневизейский  терригенный НГК

В северной части  Соликамской впадины в пределах комплекса выделяется тульский пласт. На Озерном месторождении тульский пласт представлен заглинизированными уплотненными песчаниками и алевролитами. По результатам исследований керна (скв. 48, 50, 51), испытаний в открытом стволе (скв. 35, 46) и перфорации (скв. 36) были отмечены нефтепроявления и  незначительные притоки нефти, не имеющие  промышленного значения.

Среднекаменноугольный карбонатный НГК

Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и  верейского горизонтов, башкирского  и серпуховского ярусов, окского  надгоризонта. На Озерном месторождении  промышленное значение имеют отложения  башкирского яруса (пласты Бш1, Бш2, Бш3) и окского надгоризонта (пласт Ок).

Нижнепермский карбонатный НГК

На Озерном  месторождении нефтепроявления  в артинских отложениях отмечены в скв. 48, 49, 50, 51. Промышленная нефтеносность  установлена в сакмарском пласте (См). 

В результате, на месторождении установлена нефтеносность  в карбонатных отложениях сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш1, Бш2, Бш3), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок).  

Нефтегазоносность 

Стратиграфическое подразделение Интервал залегания, м Тип коллектора Проницаемость коллектора, мкм2 Плотность нефти, г/см3 Давление насыщения, Мпа Пластовое давление, Мпа
Фм 1820-1880 карбонатный 0,158 0.836 11,6 18,2
Ок 1670-1690 карбонатный 4,94*10-3 0,846 11 17,2
Бш 1460-1520 карбонатный 0,002-0,059 0.839 11 15,1
См 1010-1040 карбонатный 0,76–81,6*10-3 0,865 7 9,9
 

 

2. 5. Возможные осложнения  при бурении 
 

№ пп Интервалы глубин, м Возраст Вид осложнений
1 0-60 Q Поглощение  промывочной жидкости, осыпи, обвалы стенок
2 60-120 P1uf Поглощения промывочной жидкости
3 120-580 P1ir Соли
4 870-940 P1a карб Поглощение  промывочной жидкости
5 1010-1040 Р1as+s Нефтегазопроявления
6 1460-1520 C2b Нефтегазопроявления
7 1650-1780 C1 srp+vs Поглощение  промывочной жидкости
8 1670-1690 C1 ok Нефтегазопроявления
9 1800-1820 C1tlтер Осыпи, обвалы
10 1820-1880 D3fm Нефтегазопроявления
11 1950-2240 D3fr Поглощение  промывочной жидкости
 

                                                                                                                                                                                     
 
 

 

     2. 6. Отбор керна  и шлама 

     В поисково-оценочной скважине Западно-Озерной  структуры предлагается отобрать керн в интервалах предполагаемого залегания  нефтеносных горизонтов, определенных по месторождению-аналогу (это Фм, Ок, Бш, См пласты). По результатам отбора керна должны быть определены литология, возраст пород, коллекторские свойства, физико-химические свойства насыщающих флюидов.

     Для изучения литологии разреза и  выяснения в нем нефтеносности  производится отбор шлама через  каждые 5 м проходки по всему стволу скважины и через 2 м проходки в  интервалах отбора керна. 

    Проектный отбор керна в скважине

      Интервал отбора       Возраст отложений Проходка с  отбором                 керна, м
    1010 – 1040м

    1460 – 1520м

    1670 – 1690м

    1800 – 1820м

    1820 – 1880м

     Сакмарский

    Башкирский

    Окский

    Нижневизейский

    Фаменский

    		                   30

                  60

                  20

                  20

60

                                                                                                  Всего: 190м, 8,14% 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    2. 7. Геофизические  работы в скважине 

В поисково-оценочных  скважинах проводится комплекс ГИС  в интервале всего разреза  с масштабом записи 1:500 – ПС, КС, КВ, ГК, АК, ГГК, ТС; в перспективном  интервале в масштабе записи 1:200 – ПС, КС, БКЗ, ИК, БК, МЗ, МБК, КВ, ГК, ГГК, ТС. ГИС проводят для литологического  и стратиграфического расчленения  разреза скважин, определения фильтрационно-емкостных  свойств пород, характера насыщения  коллекторов и др. 
 

    Комплекс  геофизических исследований в скважине 

    Вид исследования     Целевое значение     Масштаб     Интервал  исследования, м
ПС, КС, КВ, ГК, АК, ГГК, ТС Выявление размыва устья скважины при бурении  под кондуктор, выделение региональных реперов,

выделение  коллекторов, определение их литологии, ФЕС, глубины залегания и характера насыщения, определение положения ВНК

    		     1:500     0 – 2330
ПС, КС, БКЗ, ИК, БК, МЗ, МБК, КВ, ГК, ГГК, ТС     1:200     1010 - 1050

    1470 – 1530

    1670 – 1700

    1800 – 1900

    1820 – 1880

 

    Для контроля технического состояния скважины проводят следующий комплекс ГИС: 

Комплекс  исследований по контролю технического состояния  скважин

Виды  исследований Целевое назначение Масштаб

записи

 Интервал

исследований

АКЦ,  ЦМ определение качества цементирования и объема закачиваемого  в скважину цемента 1:500 кондуктор
АКЦ, ГГЦ (СГДТ) определение качества цементирования, целостность  цементного камня. 1:500 техколонна, эксплуатационная колонна
АКЦ, ГГЦ (СГДТ) 1:200 эксплуатационная  колонна
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. 8. Интервалы испытания перспективных горизонтов 

Информация о работе Проект бурения поисковой скважины на Западно-Озерной структуре