2.3 Нефтегазоносность

Район проектируемых работ входит в состав Колва-Висовского нефтегазоносного района Хорейверской ПГО Тиманопечерской НГП

На Восточно-Колвинском месторождении открыты залежи нефти: в кровле рифогенных отложений Д₃f, в нижней части рифогенного тела Д₃f, в кровле силурийских карбонатов. Две верхних залежи открыты в 1987 году, а в скважинах № 51 и № 52из них получены притоки воды.

Нижняя залежь приурочена к отложениям силура и представляет собой ловушку стратиграфического экранирования. Эрозионная поверхность силура перекрывается кыновскими глинами и сильно глинистыми извесняками семилукского горизонта. Предполагаемый водонефтяной контакт на абсолютной отметке – 3975 м.

В проектной разведочной скважине все перспективы нефтеносности связаны с ордовикско-нижнедевонским НГК в интервале 4100-4050 м. и с франско-турнейским карбонатным НГК в интервале 4050-3200 м.

2.4 Гидрогеологическая характеристика разреза

В гидрогеологическом отношении район работ приурочен к восточной части обширного Тимано-Печерского артезианского бассейна.

Водоносность площади можно характеризовать по результатам бурения на близлежащих площадях Хорейверской впадины и вала Сорокина.

Таблица 2.3 – Водоносность

Комплекс	Дебит, м^3/сут.	Тип по хим. составу	Плотн. г/см^3	Минерализ. г/л	Содержание брома. мг/л	Содержание йода, мг/л
1	2	3	4	5	6	7
S-Д1	7,4-86,9	Хлоридно-кальциевая	1,07- 1,12	105,4-143,4	443,3-585,0	4,2-6,3
Д3-С1	87,6-272,0		1,07-1,08	82,0-163,8	93,2-350	8,2-19,5
С1-Р1	14,0-612,0		1,04-1,10	63,3-152,1	129,6-346,0	8,8-220

Продолжение таблицы 2.3

1	2	3	4	5	6	7
Р1-Т1	6,36-116,0		1,01-1,04	23,0-63,2	35,9-133,5	5,0-12,7
Т	≈2,7		1,01-1,018	22,4-25,6	47,5-52,3	5,1-8,5

3 Анализ горно-геологических условий бурения

3.1 Совмещенные графики градиентов давлений

Выбор проектной конструкции скважины произведен исходя из горно-геологических условий и особенностей разреза проектных скважин. При выборе количества обсадных колонн (зон крепления) используем совмещенный график давлений: глубина-эквивалент градиента давления. Градиенты давлений пластового и гидроразрыва пород определяем по формулам:

(3.1)

(3.2)

где - градиент пластового давления, МПа/100 м;

- градиент давления гидроразрыва, МПа/100 м;

- давление гидроразрыва на глубине Н, МПа

Н - глубина определения давления, м.

Ввиду отсутствия фактических данных давление гидроразрыва пород определяем по формуле:

(3.3)

Данные расчета сводим в таблицу 3.1

Таблица 3.1- Совмещенные графики градиентов давлений

Интервал, м.	0-1800	1800-3820	3820-4100
1	2	3	4
Средняя глубина интервала	900	2615	3765
Пластовое давление, МПа	9,0	28,24	41,42
Давление гидроразрыва, МПа	20,7	60,15	86,60
Градиент Р0пл, МПа/100 м.	1,0	1,08	1,10
Градиент Р0гр, МПа/100 м.	2,3	2,3	2,3

Коэффициент аномальности пластового давления определяем по формуле

. (3.4)

Индекс давления поглощения определяем по формуле

, (3.5)

где Р_пл - пластовое давление, Па;

Р_погл - давление, при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па;

Z - глубина залегания пласта с давлением Рпл, м;

- глубина залегания кровли поглощающего пласта, м;

- ускорение свободного падения;

- плотность воды.

Коэффициент аномальности пластового давления по глубинам определяется по формуле (3.4)

а) 900 м

.

б)2615 м

.

в) 3765 м

.

Индекс давления поглощения по глубинам определяется по формуле (3.5)

а) 900 м

.

б) 2615 м

;

в) 3765 м

;

3.2 Давления и температуры по разрезу скважины

Таблица 3.2 - Давления и температуры по разрезу скважины

Интервал,м	Градиент давления рпл, МПа/100м	Геотемпературный градиент, ◦С/100м
0-250	1,0	1,3
250-1800	1,0	1,25
1800-4100	В интервалах 1800-3820м-1,08 3820-4100м-1,10	2,15 =71 =81

3.3 Осложнения при бурении скважины

Таблица 3.3- Осложнения при бурении скважины

Интервал, м.	Ожидаемые геологические осложнения	Коэффициент кавернозности
1	2	3
0-250	Разрез неустойчив, подваливание стенок скважины, размыв устья, кавернообразование при прохождении супесей и суглинков, оттаивание ММП.	1,3
250-1800	Разрез неустойчив, подваливание стенок скважины, сальникообразование. При превышении противодавления на пласт возможн частичное поглощение бурового раствора	1,25
1800-4100	Разрез сравнительно неустойчив, возможно подваливание аргиллитов кунгурского яруса, при прохождении ангидритов серпуховского яруса коагуляция бурового раствора (интервал 2890-3060м). При превышении противодавления возможно поглощение бурового раствора с полной потерей циркуляции в кавернозных известняках франского яруса. При снижении противодавления на пласт с глубины 3400м возможны нефтеводопроявления.	В интервалах 1800-3200м-1,2 3200-4100м-1,15

4 ОБОСНОВАНИЕ РАСЧЛЕНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА НА ИНТЕРВАЛЫ С НЕСОВМЕСТИМЫМИ ИЛИ СУЩЕСТВЕННО РАЗЛИЧНЫМИ ТРЕБОВАНИЯМИ К ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

4.1 Расчленение геологического разреза на технологические интервалы

Чтобы выбрать промывочные жидкости для бурения скважины, необходимо прежде всего выделить в разрезе границы между интервалами, в которых требования к промывочным жидкостям несовместимы или существенно различны, т.е. произвести расчленение геологического разреза.

При расчленении должны быть учтены следующие факторы:

1) Литологический состав пород;

2) Пластовые давления и давления поглощения;

3) Температура горных пород;

4) Осложнения, происходящие при бурении;

5) Необходимость защиты водоносных пластов с пресной водой от загрязнения;

6)Необходимость предотвращения загрязнения продуктивных пластов буровым раствором

4.2 Расчленение по литологическому составу пород

Главным признаком, который должен быть положен в основу расчленения разреза, служит литологический состав горных пород.

Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождения нефти и газа, целесообразно подразделять на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породы данной категории.

Можно выделить три основных признака, несовпадение которых дает основание выделять различные группы пород:

а) растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий;

б) способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водной промывочной жидкостью;

в) способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы.

С учетом этих признаков представляется целесообразным подразделить осадочные породы, наиболее часто встречающиеся в разрезе нефтяных и газовых месторождений, на одиннадцать категорий:

1) Обломочные несцементированные породы (пески, гравий, галечник и т.д.);

2) Обломочные многолетнемерзлые породы, сцементированные льдом;

3) Переслаивание песчано-глинистых пород;

4) Глины;

5) Аргиллиты;

6) Известняки, доломиты, песчаники;

7) Мел писчий;

8) Ангидриты, гипсы;

9) Каменная соль без инородных пропластков;

10) Каменная соль с пропластками калийно-магниевых солей;

11) Каменная соль с пропластками терригенных пород.

Таблица 4.1 – Расчленение геологического разреза по литологическому составу

Интервал, м.	Порода	Группа
0 - 200	Обломочные несцементированные породы	I
200 - 2480	Переслаивание песчано-глинистых пород	III
2480 - 2840	Известняки, аргиллиты	V
2840 - 3060	Известняки, доломиты, песчаники	VI
3060-4100	Известняки, аргиллиты	V

В итоге получаем 5 интервалов: 0-200; 200-2480; 2480-2840; 2840-3060; 3060-4100.