Проблемы интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин Припятской впадины на примере скважины № 1 Предречицкая

Возраст установлен по остаткам ругоз (p. Stortophyllum uralicum Soshk., p. Ketophyllum medinense Soshk.). Мощность составит около 22 м.

Основываясь на результатах ГИС на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность семилукских пород.

Речицкий горизонт (D₃ rch) будет вскрыт на глубине 6230 м с абсолютной отметкой минус 6100 м. Отмечается согласное залегание на семилукских отложениях.

Горизонт предположительно сложен пестроцветными глинисто-мергельными породами с прослоями известняков глинистых, реже доломитов.

Возраст пород установлен по остаткам брахиопод (p. Spirifer anossovi Vern., p. Leiorhynchu cyprea Vern.). Мощность отложений составит около 21 м (скважина № 68 - Речицкая).

Воронежский горизонт (D₃ vr) будет вскрыт на глубине 6159 м при согласном залегании на речицких породах с абсолютной отметкой минус 6029 м.

В стратиграфическом отношении воронежские отложения представлены птичскими D₃ vr (pch) и стреличевскими D₃ vr (str) слоями.

Горизонт предположительно представлен доломитистыми известняками, известняками глинистыми с прослоями мергелей, доломитов и ангидритов. Птичские слои должны отличаться от стреличевских большим содержанием глинистого вещества и наличием сульфатных пород (скважины №№ 68, 83, 111, 67 - Речицкие).

Возраст установлен по остаткам остракод (p. Entomosa timanica Mart., p. Composita zilemsa Fot.). Предполагаемая мощность - 71 м.

По результатам ГИС на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность воронежских отложений.

Евлановский горизонт (D₃ ev) предположительно залегает на глубине 6045 м с абсолютной отметкой минус 5915 м. Отмечается согласное залегание на воронежских породах.

Евлановские отложения в стратиграфическом отношении представлены кустовницкими и анисимовскими слоями.

Кустовницкие слои (D₃ ev (kst) ) заканчивают подсолевой карбонатный разрез, они будут представлены переслаиванием глин, мергелей, доломитов, ангидритов, глинистых известняков.

Возраст установлен по остаткам ругоз (p. Stortophyllum uralicum Soshk., p. Ketophyllum medinense Soshk.). Предполагаемая мощность слоев - 42 м (скважина № 241 - Речицкая).

Анисимовские слои (D₃ ev (an) ) евлановского горизонта и ливенский горизонт в целом слагают разрез нижнесоленосной толщи, которая согласно залегает на отложениях подсолевой карбонатной толщи.

Нижняя граница анисимовских слоев прослеживается по смене карбонатных пород сульфатно-карбонатными. Разрез слоев будет сложен сульфатно-карбонатными образованиями в основании и каменной солью в кровле.

Возраст пород установлен по остаткам брахиопод (p. Lingula della Hall., p. Rhynchonella cuboides Sow.). Мощность составит порядка 72 м (скважина № 241 - Речицкая).

Ливенские отложения (D₃ lv) ориентировачно залегают на глубине 5273 м при несогласном залегании на евлановских отложениях с абсолютной отметкой минус 5143 м. Предполагаемый литологический состав представлен каменной солью с прослоями глинисто-сульфатно-карбонатных пород (скважины №№ 13, 111 - Речицкие и скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст установлен по остаткам остракод (p. Entomosa timanica Mart., p. Composita zilemsa Fot.). Мощность отложений составит порядка 772 м.

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов несогласно залегает на образованиях нижнесоленосной толщи.

Домановичский горизонт (D₃ dm) предполагается к вскрытию на глубине 5251 м с абсолютной отметкой минус 5121 м. Литологический состав ориентировочно представлен мергелями, доломитисто-известковыми, плотными, массивными с линзовидными прослоями ангидритов, известняков и глин (скважина № 45- Южно-Тишковская и скважина № 13 - Речицкая).

Возраст установлен по остаткам брахиопод (p. Lingula della Hall., p. Leiorhynchu cyprea Vern.). Предполагаемая мощность - 22 м.

Задонский горизонт (D₃ zd) будет вскрыт на глубине 5145 м с абсолютной отметкой минус 5015 м. Отмечается несогласное залегание на образованиях домановичского горизонта.

В стратиграфическом отношении задонские отложения представлены нерасчлененными вишанскими D₃ zd (vsh), тремлянскими D₃ zd (trm), тонежскими D₃ zd (ton)и кузмичевскими D₃ zd (kz) слоями.

Разрез в целом будет сложен известняками с прослоями водорослевых, глинистых разностей и доломитами (скважина № 13 - Речицкая).

Возраст пород установлен по остаткам остракод (p. Ikella numerosa Tian., p. Serenida dovensis Net.). Мощность составит около 106 м.

По результатам ГИС на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность пород задонского возраста.

Елецкий горизонт (D₃ el) будет вскрыт на глубине 5105 м при несогласном залегании на задонских отложениях с абсолютной отметкой минус 4975 м.

В стратиграфическом отношении горизонт представлен дроздовскими D₃ el (dr) и туровскими с D₃ el (tr) слоями, расчленение, из-за небольшой мощности, производится условно.

В целом отложения будут представлены доломитами с прослоями известняков глинистых и мергелей (скважина № 45 - Южно-Тишковская).

Возраст установлен по остаткам брахиопод (p. Atrypa reculata (Lin.), p. Pugnax globosus Micr.)). Ориентировочная мощность - 40 м.

По результатам ГИС на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность пород елецкого возраста.

Петриковский горизонт (D₃ ptr) предполагается к вскрытию на глубине 5088 м с абсолютной отметкой минус 4958 м. Залегание на елецких отложениях предположительно несогласное (скважина № 13 - Речицкая).

Горизонт будет представлен преимущественно глинистыми и органогенными известняками и мергелями с единичными прослоями глин и доломитов.

Возраст установлен по остаткам ругоз (p. Phillipsastraca pengelli Orb., p. Stercoxylodes torosus Schur.). Мощность составит около 17 м.

Основываясь на результатах ГИС на смежных площадях (Речицкая и Южно-Тишковская) предполагается нефтеносность петриковских отложений.

Верхнесоленосная толща согласно залегает на межсолевых отложениях и делится на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи.

Галитовая подтолща, в пределах изучаемого района включает нерасчлененные отложения лебедянского горизонта и найдовские слои оресского горизонта (D₃ lb -or (nd) ). Глубина вскрытия должна составить порядка 4472 м, абсолютная отметка - минус 4342 м.

Галитовая подтолща ориентировочно сложена каменной солью с маломощными пластами несолевых пород, преимущественно известняков и ангидритов, реже мергелей, доломитов, глин (скважины №№ 45, 47 - Южно-Тишковские и скважина № 13 - Речицкая ).

Возраст установлен по остаткам остракод (p. Richterina cornuata Mar., p. Ikella numerosa Tian.). Мощность отложений составит порядка 616 м.

Глинисто-галитовая подтолща верхнесоленосной толщи сложена шатилковскими слоями оресского горизонта, стрешинским и нижнеполесским горизонтами. Она отличается от галитовой подтолщи наибольшим количеством прослоев несолевых пород.

Шатилковские слои оресского горизонта (D₃or (shl) ) планируются к вскрытию на глубине 4244 м с абсолютной отметкой минус 4114 м. Отмечается согласное залегание на найдовских слоях оресского горизонта.

Шатилковские слои будут представлены чередующимися пачками каменной соли с прослоями калийных солей и сульфатно-глинисто-карбонатных пород (скважины №№ 45, 47 - Южно-Тишковские).

Возраст установлен по остаткам брахиопод (p. Atrypa reculata (Lin.), p. Pugnax globosus Micr.)). Мощность отложений составит около 228 м.

Стрешинский горизонт (D₃ str) предполагается согласно залегает на оресских отложениях и в стратиграфическом отношении представлен осовецкими и любанскими слоями.

Осовецкие слои (D₃ str (osv) ) будут вскрыты на глубине 3444 м с абсолютной отметкой минус 3314 м. Литологический состав слоев будет представлен каменной солью с прослоями несолевых пород.

Возраст установлен по остаткам ругоз (p. Favistella alveolata (Gold.), p. Phillipsastraca pengelli Orb.)). Мощность отложений составит порядка 800 м (скважины №№ 45, 47 - Южно-Тишковские).

Любанские слои (D₃ str (lub) ) планируются к вскрытию на глубине 2843 м с абсолютной отметкой минус 2713 м. Слои будут представлены каменной солью с прослоями глин, мергелей и доломитов глинистых.

Возраст пород установлен по остаткам остракод (p. Ikella numerosa Tian., p. Serenida dovensis Net.). Ориентировочная мощность - 601 м (скважина № 47 - Южно-Тишковская).

Полесский горизонт (D₃ pl) будет вскрыт на глубине 2700 м при согласном залегании на стрешинских породах с абсолютной отметкой минус 438 м.

В стратиграфическом отношении горизонт представлен нерасчлененными боровскими D₃ pl (brv), ствижскими D₃ pl (shv) и старобинскими D₃pl (str) слоями.

В целом горизонт предположительно сложен переслаивающейся каменной солью с сульфатно-глинисто-карбонатными породами с характерным фациальным замещением вверх по разрезу глинисто-сульфатными образованиями (скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст установлен по остаткам брахиопод (p. Pugnax globosus Micr., p. Strophalosia extra (Sol.)). Мощность отложений составит около 2275 м.

Надсолевая толща сложена верхнеполесскими отложениями девонской системы, отложениями каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы, триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы и нерасчлененными образованиями кайнозойской эратемы.

Верхнеполесские отложения отдельно не расчленены и установлены условно по фациальному замещению глинисто-сульфатными образованиями внутри вышеупомянутого полесского горизонта.

Каменноугольные отложения (C) несогласно залегают на образованиях девонской системы. Глубина вскрытия каменноугольных пород должна составить около 501 м, абсолютная отметка - минус 371 м. Литологический разрез будет представлен песками, глинами, известняками и доломитами (скважины №№ 45, 47 - Южно-Тишковские и скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст установлен по остаткам фораминифер (p. Endothira bowmati Phil.), брахиопод (p. Athiris concerti Sow., р. Gigantoproductus alma Bar.). Предполагаемая мощность - 67 м.

Пермские отложения (P) несогласно залегают на каменноугольных.

Глубина вскрытия отложений перми должна составить 458 м, абсолютная отметка - минус 328 м. Разрез ожидается следующий: пески, песчаники, глины, реже мергели (скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст установлен по остаткам остракод (p. Coelonellina nova Log.), фораминифер (p. Schwagerina princes Moell.), спор и пыльцы (p. Baizdia polifa Schev.). Мощность отложений составит около 43 м.

Триасовые отложения (T) несогласно залегают на пермских. Глубина вскрытия пород триаса должна составить около 287 м, абсолютная отметка - минус 157 м. Литологический состав предположительно представлен пестроцветными песчаниками, глинами и мергелями с прослоями алевритов и конгломератов (скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст установлен по остаткам остракод (p. Arcularia cuzta Pran.), двустворок (p. Mytilus edulis Lin.), шестилучевых кораллов (р. Stylina stylina Kob). Предполагаемая мощность - 171 м.

Юрские отложения (J) несогласно залегают на триасовых. Глубина вскрытия юрских образований должна составить около 159 м, абсолютная отметка - минус 29 м. Разрез ожидается следующий: пески и алевриты с включениями гальки в основании разреза, выше по разрезу - глины и песчаники с прослоями алеврита и известняка (скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст установлен по остаткам двустворок (p. Inoceramus suinfunensis Kon., p. Unio ronata (Ret.)), спор и пыльцы (p. Mediacyathus kleina Step.). Ориентировочная мощность - 128 м.

Меловые отложения (K) несогласно залегают на юрских. Глубина залегания меловых образований должна составить около 73 м, абсолютная отметка - минус 57 м. Состав пород предполагается представлен мергелями мелоподобными, писчим мелом, песками, песчаниками, реже глинами (скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст установлен по остаткам брахиопод (p. Sellithyris sella Sow.) и фораминифер (p. Glomospirella multivolata Rom., Textularia convtxa (Ant.)). Мощность отложений составит около 86 м.

Кайнозойские отложения (KZ) в пределах рассматриваемого района не расчленяются. Они с несогласием залегают на мезозойских образованиях. Абсолютная отметка кровли составит порядка 130 м. Литологический разрез ориентировочно представлен песками, супесями, суглинками, глинами, моренными отложениями (скважина № 1 - Западно-Речицкая).

Возраст установлен по комплексам спор и пыльцы (р. Scabrosporites numerosa Sen., р. Neosporites Sen.), остаткам флоры (р. Timanostrobus sectra Vas., р. Bardocarpus longi Six.). Предполагаемая мощность - 73 м [14, c. 18-24].

4.2 Тектоника

Предречицкая межсолевая структура в тектоническом отношении при региональном рассмотрении является частью Припятского прогиба - как структуры первого порядка, Северной зоны ступеней - как структуры второго порядка и Речицко-Вишанской тектонической ступени - как структуры третьего порядка [1, с. 10].

На локальном уровне, изучаемая территория находится в пределах погруженного крыла Речицкого регионального разлома между Южно-Тишков-ским и Речицким месторождениями.

Относительно развития соляного тектогенеза в составе структуры выделяют подсолевую терригенную, подсолевую карбонатную, нижнюю соленосную, межсолевую, верхнюю соленосную (в составе галитовой и глинисто-галитовой подтолщ) и надсолевую толщи.

По поверхности подсолевых отложений морфологически структура представляет собой полуантиклинальное поднятие северного, северо-восточного простирания. С юга поднятие ограничено сбросами основной ветви Речицкого регионального разлома.

По поверхности межсолевых отложений структура ограничена с северо-востока региональным разломом, вдоль которого простирается, и морфологически представляет собой полусвод. Амплитуда разлома на данном участке составляет 2800 м (приложение Б) [14, c. 25].



4.3 Нефтеносность

Промышленная нефтеносность в пределах Предречицкой структуры устанавливается условно, на основе изучения геологических и промыслово-геофизических данных, полученных при анализе результатов бурения скважин на смежных Речицком и Южно-Тишковском месторождениях.

Таким образом, согласно проектному геолого-техническому наряду, предполагается промышленная нефтеносность: верхнепротерозойских, старооскольских и ланских отложений подсолевого терригенного комплекса; саргаевских, семилукских и воронежских образований подсолевого карбонатного комплекса; а также задонских, елецких и петриковских отложений межсолевой толщи [14, c. 26].

Верхнепротерозойская залежь (PR₂)

Породами-коллекторами предположительно являются песчаники. Тип коллектора - порово-трещинный. Тип залежи - структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может достигать 19 м. Коэффициент открытой пористости может составить до 18,9 %. Коэффициент нефтенасыщенности -68,6 % (скважина № 240 - Речицкая).

Залежь старооскольского горизонта (D₂st)

Породы-коллекторы предположительно представлены песчаниками. Тип коллектора - порово-трещинный. Тип залежи - структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 14 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 14,4 %. Коэффициент нефтенасыщенности - 68 % (скважина № 241 - Речицкая).

Залежь ланского горизонта (D₃ln)

Породами-коллекторами предположительно являются песчаники. Тип коллектора - порово-трещинный. Тип залежи - структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 6,2 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 15,4 %. Коэффициент нефтенасыщенности - 68,3 % (скважина № 238 - Речицкая).

Заежь саргаевского горизонта (D₃sr)

Породы- коллекторы ориентировочно представлены доломитами. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Тип залежи - структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 7,6 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 11,5 %. Коэффициент нефтенасыщенности - 69 % (скважина № 270 - Речицкая).

Залежь cемилукского горизонта (D₃sm)

Породы-коллекторы предположительно представлены доломитами. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Тип залежи - структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 14 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 9,5 %. Коэффициент нефтенасыщенности - 69 % (скважина № 241 - Речицкая).

Залежь воронежского горизонта (D₃vr)

Породы-коллекторы предположительно представлены доломитами. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Тип залежи - структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить 20 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 6,3 %. Коэффициент нефтенасыщенности - 68,6 % (скважина № 241 - Речицкая).

Залежь задонского горизонта (D₃zd)

Породы-коллекторы предположительно представлены известняками и доломитами. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Тип залежи - стратиграфический. Суммарная нефтенасыщенная толщина может превышать 20 м. Коэффициент открытой пористости может достигать 9,1 %. Коэффициент нефтенасыщенности - 68 % (скважина № 75 - Южно-Тишковская).

Залежь елецкого горизонта (D₃el)

Породы-коллекторы ориентировочно представлены доломитами. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Тип залежи - структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить не мене 5,5 м. Коэффициент открытой пористости предположительно составит 8,3 %. Коэффициент нефтенасыщенности - 71 % (скважина № 75 - Южно-Тишковская).

Залежь петриковского горизонта (D₃ptr)

Породы-коллекторы ориентировочно представлены известняками глинистыми. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Тип залежи - структурный. Суммарная нефтенасыщенная толщина может составить порядка 14 м. Коэффициент открытой пористости предположительно составит 8,5 %. Коэффициент нефтенасыщенности - 68,5 % (скважина № 75 - Южно-Тишковская).

4.4 Гидрогеология

Предречицкая структура является частью крупного бассейна подземных вод и рассолов Припятского прогиба. В пределах изучаемой территории, как и для всего Припятского прогиба наблюдается прямая вертикальная зональность подземных вод. Выделяются три гидродинамические зоны: активного, замедленного и весьма замедленного водообмена.

Подземные воды, насыщающие верхнюю часть разреза (мезокайнозой), располагаются в зоне активного водообмена и используются для водоснабжения. Воды триаса, перми, карбона и верхнеполесских отложений верхнего девона находятся в зоне замедленного водообмена и переходного режима от инфильтрационного к элизионному. Нижезалегающие отложения девона находятся в условиях весьма замедленного водообмена и развития больших мощностей соленосных толщ.

При описании гидрогеологического разреза принято деление осадочной толщи на два гидрогеологических этажа - верхний и нижний - с региональным водоупором лебедянских солей.

В верхнем, в свою очередь, выделяются водоносный комплекс образований мезокайнозоя и водоносный комплекс пермских, каменноугольных и верхнеполесских отложений, разделенные глинистыми отложениями пермского возраста. В нижнем выделяются комплекс межсолевых и комплекс подсолевых водоносных отложений девона, разделенных нижней соленосной толщей.

Верхний надсолевой водоносный комплекс включает антропогеновый, неогеновый, палеогеновый, меловой, юрский, триасовый и пермский водоносные горизонты и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. Водовмещающими породами являются пески, трещиноватый мел, трещиноватые кавернозные известняки, слабосцементированные песчаники с прослоями глин, суглинков.

По данным физико-химических анализов проб пластовой воды на Южно-Тишковском и Речицком месторождениях, можно предположить, что воды верхнего надсолевого водоносного комплекса в пределах рассматриваемого района относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу (по классификации В.А. Сулина). Изменение минерализации с глубиной может составить от 1 г/дм³ [15] и менее (в верхней части комплекса до юрского горизонта включительно) до 89 г/дм³ в триасовом горизонте, где воды представлены хлоркальциевыми рассолами.

Нижний надсолевой водоносный комплекс отделен от верхнего пермскими глинами. В гидрогеологическом отношении система полузакрытая, и воды данного комплекса находятся в условиях затрудненного водообмена. Комплекс включает в себя пермский, каменноугольный и верхнедевонский (верхнеполесский) горизонты. Водовмещающими породами являются известняки с прослоями песчаников и алевролитов.

По аналогии со смежными месторождениями, можно сказать, что воды хлоридно-натриевого сульфатного типа, минерализация которых может колебаться в пределах 60-250 г/дм³. Метаморфизация вод слабая, отмечены следы микроэлементов. Нижним водоупором служат верхнесоленосные полесско-лебедянские отложения, представленные каменной солью, мергелями, доломитами, ангидритами, песчаниками.

Межсолевой гидрогеологический комплекс предположительно залегает на глубинах от 5088 м до 5251 м в зоне весьма замедленного водообмена. Водовмещающими породами служат известняки и доломиты.

По данным физико-химических анализов проб пластовой воды на Южно-Тишковском и Речицком месторождениях, можно предположить, что воды являются типичными рассолами хлоридно-кальциевого типа с минерализацией порядка 312-330 г/дм³. Метаморфизация вод - средняя. Предполагается повышенное содержание микроэлементов J и Br. Воды должны классифицироваться как напорные. Нижним водоупором служит региональная соленосная толща ливенского возраста.

Подсолевой водоносный комплекс объединяет отложения от евлановского горизонта верхнего девона до верхнего протерозоя включительно.

По литологическому составу подсолевой комплекс подразделяется на две подтолщи: верхнюю карбонатную (саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский, нижнеевлановский горизонты) и нижнюю терригенную (верхнепротерозойский, витебский, наровский, старооскольский и ланский горизонты). Водовмещающими отложениями карбонатной подтолщи являются мергели, известняки, кавернозные доломиты. Водовмещающими породами терригенной подтолщи служат алевролиты и песчаники с отдельными маломощными прослоями в основании толщи карбонатных пород. Обе подтолщи представляют собой единую гидродинамическую систему.

По аналогии с другими месторождениями района, тип вод классифицируется как хлоридно-кальциевый с минерализацией до 335 г/дм³. Метаморфизация вод повышенная. Нижним водоупором служат породы кристаллического фундамента [14, c. 27-28].



5. Проблемы интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин

В условиях возрастающего дефицита углеводородного сырья поиски и разведка месторождений нефти и газа на больших глубинах становятся важным направлением геологоразведочных работ. Опыт разведочного бурения показал перспективность глубокозалегающих осадочных толщ и позволил ввести в эксплуатацию ряд промышленных залежей нефти, конденсата и газа в республике Беларусь, на глубинах, превышающих 4500 м (Геологическое, Судовицкое). Однако в целом разведанность потенциальных ресурсов нефти и газа на этих глубинах низка, так как является дорогим видом исследований и требует тонких подходов.

Строительство глубоких и сверхглубоких скважин требует детального подхода не только в изучении геологических условий, но и возможности осуществления проводки скважины с обеспечением разобщения несовместимых по условиям бурения стратиграфических горизонтов, выполнения полного комплекса геолого-технологических мероприятий и высокого качества крепления скважины. Для выполнения вышеперечисленных требований необходимо знать точный стратиграфический разрез, пластовые давления, удельные веса (плотность) флюида и т.д.

Непосредственно само по себе строительство глубоких и сверхглубоких скважин является трудной геолого-технологической задачей. В первую очередь нельзя оставлять без внимания горное давление, которое может спровоцировать горные породы к пластическим деформациям и увеличению этих деформаций с глубиной. Термальные условия также усложняют проводку скважины и получение достоверных данных о геологии изучаемой структуры (месторождения). Сложное геологическое строение, которое мы имеем в пределах изучаемой Предречицкой структуры, и вовсе делает задачу по строительству на первый взгляд невыполнимой.

Эти же факторы (большие глубина, давление и температура) связаны с проблемами интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин.

К прямым методам исследования относятся: исследование образцов керна (отбор керна), анализ промывочных жидкостей на факт поглощения и проявления, изучение буровых растворов и шлама на предмет содержания газа, изучение литологии, примазок и фрагментов, окислившихся и подвижных углеводородов, проведение ИПТ (испытание пластов трубное) и определение твердости разбуриваемых пород по механической скорости проходки (по данным А.Н. Сущика).

При исследовании керна глубоких и сверхглубоких скважин возникают проблемы с образованием вторичной трещиноватости горных пород в приповерхностных условиях. Дело в том, что в коренном залегании породы находятся в определенных термобарических условиях, отличных от приповерхностных, и, при подъеме керна с больших глубин, может возникать вторичная трещиноватость, существенно искажающая достоверность геологической информации. Способность горных пород отфильтровывать и аккумулировать фильтрат бурового раствора может так же привести к искаженной первичной информации на предмет насыщенности изучаемых горизонтов. Неправильно подобранный удельный вес бурового раствора (порой при высоких энергетических условиях продуктивных горизонтов невозможна проводка скважины с иными характеристиками промывочной жидкости) может вытеснить из образца керна легкие углеводороды, тем самым поставив под сомнение истинную насыщенность продуктивных отложений. Хранение, консервация, и исследование керна с нефтяных, газовых глубоких и сверхглубоких скважин требуют более бережного подхода (применение пластиковых контейнеров, своевременная и незамедлительная обработка образцов отобранных линейными геологами и т.д.).

Потери бурового раствора (поглощения либо проявления) могут с точностью до метра привязать продуктивные отложения по глубине и ухудшить условия проводки скважины. Так при поисково-разведочном разбуривании Геологической структуры (скважины №№ 5, 8) получен факт поглощения утяжеленного бурового раствора (с=1780 кг/м³) при вскрытии продуктивных петриковских (D₃ptr) отложений. Полученный факт свидетельствовал о наличии в разрезе пород-коллекторов, так как скважиной было поглощено около 300 м³ бурового раствора. Аналогичные отклонения от непрерывности технологического процесса получены при проводке скважины № 6r Геологической. При вторичном вскрытии продуктивных петриковских (D₃ptr) отложений приток пластового флюида не был получен. Выполненные реанимационные мероприятия в виде гидроразрыва пласта положительного результата не принесли, в околоскважинной зоне образовалась вторичная трещиноватость, которая спровоцировала смыкание трещинного типа коллектора. В настоящее время рассматривается восстановление скважины № 5 и 8 Геологических методом бурения бокового ствола. Вертикальная проводка скважины (при помощи колтюбинговой установки, которой не требуется значительных отклонений для «зарезки» нового ствола (отход скважины) и существующая возможность проводки скважины по продуктивным отложениям) и оптимальные параметры бурового раствора не позволят повторить ошибок при первичном вскрытии продуктивного трещиноватого типа коллектора (по данным А.Н. Сущика).

Результаты бурения сверхглубоких скважин на территории Припятского прогиба коренным образом изменили представление о строении катагенетических структур, а также о методах сейсмической разведки в таких структурах. Так на Геологическом месторождении был выявлен новый тип коллекторов - «литологически переходный - катагенетический», генетически расположенный между порово-каверновыми коллекторами карбонатов и трещиноватыми коллекторами глинистых баженитов. Такие породы-коллекторы «листоватого типа», с субгоризонтальной трещиноватостью могут быть широко распространены в карбонатно-глинистых отложениях как межсолевого, так и подсолевого (в евлановских, воронежских и, возможно, других отложениях) комплексов, обогащенных органическим веществом и залегающих на больших глубинах. Помимо прочего было установлено отсутствие корреляции между результатами акустического каротажа с сейсмическими данными. Так, данными этих методов совершенно не отбиваются зоны малоамплитудных разломов, участки с аномальным кавернообразованием (вывалами) в стенках скважины и большинство тектонически нарушенных интервалов, обладающих повышенной трещиноватостью и аномалиями теплогенерации (по данным А.Н. Сущика).

При анализе буровых растворов и шлама на предмет содержания газа, на больших глубинах возникает следующая проблема - при подъеме шлама и по мере циркуляции бурового раствора вверх по скважине происходит растворение газа, в итоге газовые показания с поверхности, будут существенно отличны от истинных пластовых. А в большинстве случаев наличия газа в промывочной жидкости вообще не определяется существующими датчиками.

При испытании пластов в глубоких и сверхглубоких скважинах возникают проблемы, как при проведении испытания, так и при интерпретации результатов. Проведение ИПТ осложнено повышенными термобарическими величинами, развитием аномально высоких пластовых давлений на больших глубинах, а также сужением ствола скважины в зонах развития коллекторов за счет фильтрационных корок, как следствие применения буровых растворов с технологическими параметрами, не соответствующими проектным или реальным горно-геологическим условиям разреза. Примером некачественного испытания в зоне развития условно выделенных по ГИС нефтенасыщенных пород-коллекторов (4992-5030 м) является скважина № 1 Геологическая. Двукратное испытание данного интервала (07.12.09 и 09.12.09) было не качественным и лишь 11.12.09 в ходе испытания большего интервала (4983-5037 м) был получен приток пластовой воды, а не нефти, как предполагалось.

Проблема повышения эффективности применения ИПТ в процессе бурения поисково-разведочных скважин связана с поиском рационального сочетания существующих методов исследования скважин: геологического контроля, ГИС, гидродинамических исследований, с разработкой методики и надежных технических средств для отбора проб жидкости. Эти технические проблемы на больших глубинах решаются на основе специальной подготовки оборудования, более подробным расчетам для конкретных геологических условий напряженного состояния колонны, узлов ИПТ, в том числе пакера, хвостовика и др.

При механическом каротаже, трудность состоит в следующем - породы, находясь в аномально высоких термобарических условиях, имеют искаженные от истинных свойства и, как следствие, не могут быть идентифицированы с большой точностью.

Среди косвенных методов основное значение имеют геофизические исследования скважин.

Эффективность глубокого бурения в большой степени зависит от полноты и качества геофизических методов исследования скважин, являющихся основным источником информации для решения геологических и технологических задач. Для качественного выполнения данных задач возникает необходимость развития прогрессивных видов геофизических исследований недр путем применения комплексных приборов с увеличенным диапазоном исследований, а также геофизических приборов, способных разделять проникающих в пласт фильтрат бурового раствора и привнесенную твердую фазу кольматации, от материнских пород и истинного насыщения пластового флюида.

В широком комплексе методов исследования геологических разрезов скважин решающее значение имеют методы, основанные на изучении удельного электрического сопротивления горных пород. Сложное строение глубокозалегающих коллекторов и жесткие геолого-технические условия проведения геофизических исследований в глубоких скважинах требуют повышения эффективности комплекса методов электрического каротажа и создания термобаростойкой аппаратуры для его реализации (по данным А.Н. Сущика).

При интерпретации геофизических исследований в глубоких и сверхглубоких скважинах, искажение результатов происходит в результате действия аномально высоких пластовых давлений, температур, влияния буровых растворов и образования вторичной трещиноватости. В результате, при интерпретации диаграмм, геолог сталкивается с большими сложностями при выделении пород-коллекторов, вмещающих пород и пород-покрышек.

При бурении на Геологической структуре по продуктивным отложениям имело место поглощение промывочной жидкости. В результате промыслово-геофизических исследований по ряду скважин выделены (условно) породы-коллекторы. Однако определить тип коллектора не представлялось возможным до тех пор, пока не был произведен отбор керна. По керну был установлен трещиноватый тип коллектора, с которым возникли упомянутые выше проблемы. Так, в скважине № 5 Геологической по диаграммам ГИС условно были выделены нефтенасыщенные породы-коллекторы в карбонатных породах петриковского возраста (D₃ptr) в интервале глубин 4411-4429 м. Однако приток не был получен, вследствие смыкания трещинного типа коллектор.

В настоящий момент без комплексного анализа полученной информации при проводке скважины нельзя охарактеризовать те или иные перспективные отложения на наличие углеводородного сырья.

Проникновение фильтрата бурового раствора в породы-коллекторы в большинстве случаев не позволяет с большой достоверностью определить насыщение перспективных отложений на наличие углеводородного сырья. Не последнюю роль играют и угловые параметры ствола скважины на достоверность получения геологической информации. Нельзя не учитывать и соотношение диаметра скважины с диапазоном исследования скважинного геофизического прибора. В большинстве случаев проникновение бурового раствора в породы-коллекторы значительно превышает диапазон исследования скважинного геофизического прибора, в таких условиях единственными методами определения истинной насыщенности является проведение испытания пластов проточным или всасывающим способом. Проточный или всасывающий способ исследования пластов позволяет неограниченно (в пределах технических характеристик испытателей пластов) производить отработку из продуктивных отложений фильтрата бурового раствора или поглощённого пластом бурового раствора до получения из пласта истинного флюида определенного с помощью резистивиметра, входящего в базовую комплектацию (по данным А.Н. Сущика).

В результате всех перечисленных выше нюансов в сфере строительства глубоких и сверхглубоких скважин, геолог может столкнуться с целым рядом проблем как при проведении определенных видов геолого-технических работ, так и при интерпретации данных, полученных в результате их выполнения, и, как следствие - это может привести к некачественному выполнению геологической программы, влекущему за собой негативные последствия.



6. Предложения по строительству скважины № 1 Предречицкая

Бурение параметрической скважины № 1 Предречицкой структуры планируется с немецкой буровой установки Bentek, грузоподъемностью

450 тонн c использованием сверхпрочного бурового инструмента марки G-S.

Строительство скважины № 1 Предречицкая предусматривает использование одной из четырех видов конструкций скважин, которые имеют свои плюсы и минусы в зависимости от сложившихся геолого-технических условий.

Среди общих особенностей заложения скважины, определяющих выбор той или иной конструкции, выделяются (по данным А.Н. Сущика):

- большая глубина скважины (6680 м);

- значительные глубины залегания соленосных отложений с невыдержанной ритмичностью глинистых и ангидритовых пропластков;

- наличие в разрезе двух соленосных толщ склонных к пластической деформации на глубинах более 4700 м;

- большая вероятность пластичного течения глинистых отложений (ливенский горизонт) на глубинах более 5920 м;

- наличие межсолевых отложений, обладающих хорошими коллекторами с аномально высокими пластовыми давлениями;

- несовместимость по условиям бурения подсолевых терригенных и карбонатных, нижнесоленосных ,межсолевых, верхнесоленосных и надсолевых отложений;

- необходимость выполнения геологической программы в подсолевых и межсолевых отложениях - испытание пластов, отбор керна, проведение механического каротажа и отбора шлама, исследования бурового раствора на наличие углеводородов;

- вероятная необходимость разделения подсолевых терригенных и карбонатных, а также нижнесоленосных и верхнесоленосных отложений.

Рассмотрим каждую из предлагаемых конструкций.

Конструкция скважины № 1 (рекомендуемая (рисунок 6.1)).

Среди плюсов выделяются (по данным А.Н. Сущика):

- возможность разделения всех несовместимых по условиям бурения отложений;

- обеспечение достаточных зазоров для цементирования и спуска последующих буровых компоновок и обсадных колонн;

- минимальный объем расходуемого цементного раствора при цементировании обсадных колонн;

- типоразмеры обсадных труб соответствуют применяемым в РУП «Производственном объединении «Белоруснефть», за исключением колонны диаметром 406 мм;

- долговечность используемого инструмента (за счет отсутствия трения на «голове» хвостовика; применение специальной оснастки низа бурильной колонны).

К минусам данной конструкции относятся (по данным А.Н. Сущика):

- применение специального бурильного инструмента для бурения и спуска секций (как по диаметрам, так и по прочностным характеристикам);

- невозможность разделения, при необходимости, подсолевых карбонатных и терригенных отложений без потери конечного диаметра (выполнение геологической программы возможно в полном объеме за исключением отбора керна по подсолевым терригенным отложениям);

- спуск колонн диаметром 324 и 245 мм по секциями осложнен геологическими условиями (стыковка в соленосных отложениях).

Рисунок 6.1 Схема конструкции скважины № 1 (по материалам РУП «Производственного объединения «Белоруснефть»)

Конструкция скважины № 2 (рисунок 6.2).

К плюсам данной конструкции относятся (по данным А.Н. Сущика):

- типоразмеры обсадных труб соответствуют применяемым в РУП «Производственном объединении «Белоруснефть»;

- использование относительно небольших объемов бурового раствора;

- применение серийного бурового инструмента (применяемый при строительстве скважин в настоящее время).

Среди минусов стоит отметить (по данным А.Н. Сущика):

- невозможность разделения межсолевых отложений и верхнесоленосных отложений при наличии в межсолевых отложениях пород-коллекторов;

- невозможность разделения, при необходимости, подсолевых карбонатных и терригенных отложений с выполнением полной геологической программы;

- необходимость применения безмуфтовых труб диаметром 245 мм;

- избыточный объем расходуемого цементного раствора при цементировании обсадных колонн.

Рисунок 6.2 Схема конструкции скважины № 2 (по материалам РУП «Производственного объединения «Белоруснефть»)

Конструкция скважины № 3 (рисунок 6.3).

Среди плюсов стоит отметить (по данным А.Н. Сущика):

- типоразмеры обсадных труб близки к применяемым в РУП «Производственном объединении «Белоруснефть»;

- использование относительно небольших объемов бурового раствора.

К минусам данной конструкции относятся (по данным А.Н. Сущика):

- невозможность разделения межсолевых отложений и верхнесоленосных отложений при наличии межсолевых коллекторов;

- невозможность разделения, при необходимости, подсолевых карбонатных и терригенных отложений с выполнением полной геологической программы;

- невозможность качественного цементирования скважины из-за несоответствия зазоров между обсадными колоннами;

- избыточный объем расходуемого цементного раствора при цементировании обсадных колонн.

Рисунок 6.3 Схема конструкции скважины № 3 (по материалам РУП «Производственного объединения «Белоруснефть»)

Конструкция скважины № 4 (рисунок 6.4).

К плюсам данной конструкции можно отнести (по данным А.Н. Сущика):

- возможность разделения всех несовместимых по условиям бурения горизонтов;

- типоразмеры обсадных труб соответствуют применяемым в РУП «Производственном объединении «Белоруснефть», за исключением колонны диаметром 406 мм;

К минусам относятся (по данным А.Н. Сущика):

- невозможность качественного цементирования скважины вследствие плохого замещения бурового раствора цементым (по причине большого объема скважины);

- избыточный объем расходуемого цементного раствора при цементировании обсадных колонн;

- износ бурильного инструмента при бурении, вследствие «телескопичности» конструкции;

- сложная конструкция эксплуатационной колонны;

- спуск колонны диаметром 324 мм двумя секциями осложнен геологическими условиями (стыковка в соленосных отложениях).

Рисунок 6.4 Схема конструкции скважины № 4 (по материалам РУП «Производственного объединения «Белоруснефть»)

Таким образом, взвесив все плюсы и минусы, была выбрана конструкция скважины № 1 из четырех рассматриваемых. Однако стоит отметить, что применение по проекту конкретно одной выбранной конструкции носит довольно условный характер, ввиду того, что при строительстве любой скважины могут слаживаться ситуации отличные от проектных, такие как например: несоответствие проектных и фактических данных по геологическому разрезу, превышение допустимой массы спускаемых обсадных колонн, невозможность продолжения строительства без разделения продуктивных отложений обсадными колоннами и т.д.

Следовательно, при строительстве параметрической скважины № 1 на Предречицкой структуре необходимо руководствоваться рекомендуемой конструкцией № 1 с возможностью изменения либо корректировки проектных решений под фактически вскрытый скважиной геологический разрез и емкостные характеристика пластов-коллекторов с учетом предоставленных выше других видов конструкций.

Во избежание проблем при интерпретации прямых и косвенных методов исследования при строительстве Предречицкой скважины, необходимо пользоваться новейшей аппаратурой. Отбор керна, для избежания появления вторичной трещиноватости, проводить упомянутыми выше специальными контейнерами. Для установления истинного характера насыщения пород-коллекторов испытание пластов необходимо проводить всасывающим методом.



7. Организация производства и контроль, техника безопасности

7.1 Общие требования к производству буровых работ

- перед забуриванием скважины буровая бригада на пусковой конференции должна быть обеспечена рабочим проектом на строительство скважины и нормативной картой;

- бурение должно осуществляться по рабочему проекту на строительство скважин с учетом РТК, составленной на основании фактических данных по пробуренным скважинам со сходными геологическими условиями и установленными параметрами режима бурения согласно настоящему СТП;

- изменение проектных решений согласовывается с заказчиком проектной документации, разработчиком проекта (БелНИПИнефть) и оформляется протоколом или телеграммой;

- испытание новой техники, технологии и проведение научно-иссле-довательских работ при бурении скважины проводится согласно дополнительным программам и планам работ, разработанным согласно нормативной документации на испытания.

- при возникновении осложнений (поглощение, обвалы) оперативные решения по отклонению от проекта (ввод наполнителя, изменение физико-химических, реологических и структурно-механических свойств бурового раствора и т.д.) принимаются буровым подрядчиком с последующим уведомлением заказчика. При возникновении аварийных ситуаций (газонефтеводопроявления, недопуск обсадной колонны и др.) решение об изменении проекта принимает руководитель буровой организацией с последующим уведомлением заказчика и проектной организации.



7.2 Обеспечение эффективности технологии бурения глубоких скважин

- бурение скважины разрешается производить при исправных и прошедших метрологический контроль в установленном порядке контрольно-измерительных приборов.

- разбуривание цементной пробки и выбуривание из-под обсадных колонн диаметром более 140 мм на длину интервала не менее 30 м должно осуществляться долотом с фрезерованным вооружением в компоновке с гидравлическим забойным двигателем при максимально возможной промывке с расхаживанием инструмента. Выбуривание из-под башмака обсадной колонны диаметром 140 мм и менее осуществляется на длину интервала до 5м специальным фрезерным долотом. Максимальная нагрузка на долото при выполнении этой операции не должна превышать 40 kH;

- для повышения стойкости долот и повышения эффективности показателей бурения необходимо обеспечить своевременное удаление с забоя обломков металла. Перед спуском долот истирающе-режущего и истирающего типов, а также, если в предыдущем рейсе произошли слом фрезерованных зубьев, твердосплавных зубков или выпадения зубков, необходимо произвести специальный рейс по очистке забоя;

- очистка забоя осуществляется при помощи ШМУ (шламометаллоулавливателя), включенного в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК), или путем прокачки на циркуляцию вязкой глинистой пасты, до выхода ее на устье скважины - в случае отсутствия ШМУ необходимого диаметра;

- если в кармане ШМУ при последнем рейсе по очистке забоя присутствует металл и крупный шлам, то следует произвести повторный рейс по очистке забоя, в случае необходимости - со спуском магнита соответствующего диаметра;

- с целью профилактики попадания на забой металла и крупного шлама в компоновку рекомендуется включать ШМУ или МУК (калибратор-металлоуловитель) и закрывать устье скважины после подъема из нее бурильного инструмента;

- для навинчивания и отвинчивания долота следует пользоваться специальным приспособлением - "доской", соответствующей размерам ротора, диаметру и виду долота. Закрепление резьбового соединения должно производиться при помощи машинного ключа. Докреплять долото с помощью ротора запрещается;

- для придания забою соответствующей конфигурации необходимо производить приработку каждого долота;

- с целью повышения работоспособности долота и бурильной колонны при прохождении интервалов сильнотрещиноватых пород, пород резко перемежающихся по твердости, а также при появлении интенсивных продольных колебаний низа бурильной колонны, необходимо использовать виброгасящие устройства (наддолотные амортизаторы и виброгасители).

- длина УБТС (утяжеленных бурильных труб сбалансированных) должна соответствовать рекомендуемой осевой нагрузке на долото;

- с целью снижения количества рейсов, замер угловых параметров ствола скважины рекомендуется выполнять в НУБТ (немагнитные утяжеленные бурильные трубы), включенных в компоновку непосредственно за турбобуром или последним центрирующим элементом КНБК (кроме случаев бурения пород надсолевых отложений на глубинах до 2000 м, горизонтов с низкими пластовыми давлениями, а также наличии осложнений). Длина НУБТ должна быть не менее 25 м;

- при сборке КНБК, включающей секционный турбобур необходимо произвести замер величин осевых люфтов его рабочих и шпиндельной секций и проверить его запуском на ведущей трубе;

- при использовании в качестве привода долота винтовой забойный двигатель, в КНБК необходимо включать переливной клапан (ПК) ;

- в прихватоопасных зонах скважин в компоновку бурильной колонны рекомендуется включать безопасный переводник (БП) ;

- технологический процесс бурения скважины должен обеспечить отработку шарошечного долота не ниже В3 или П3 (при потере уплотнения долота с герметизированной опорой) по коду ВНИИБТ;

- момент подъема шарошечного долота при роторном способе бурения определяется по регистрации заклинки опор долота (по показаниям моментомера) и времени работы долота на забое. О заклинке опор свидетельствуют достижение максимальной («пиковой») величины момента на роторе или увеличение средней величины момента в 1,5 раза в мягких и однородных породах на глубинах до 1800 м. При турбинном способе бурения в твердых и крепких породах момент подъема шарошечного долота определяется по резкому (до 50%) уменьшению механической скорости проходки, а также времени работы данного типоразмера долота по соседним скважинам в аналогичных геологических условиях при одинаковых параметрах режимов бурения, типе и секционности забойного двигателя. Износ долота по диаметру регистрируется в процессе бурения как заклинка опор. Более универсальным средством в определении момента подъема шарошечных долот с уровнем износа не ниже В3 или П3 [16] является их отработка с использованием методики управления процессом бурения по рейсовой скорости [17];

- отработку долот типа PDC и ИСМ осуществлять в соответствии с «Типовой программой отработки и эксплуатации долот истирающе-режущего и истирающего типов»;

- буровой мастер ежесуточно обязан составлять рапорт и заполнять технологический журнал, в котором приводятся все сведения о проделанных технологических операциях с указанием затрат времени; производить оценку выполнения РТК, отражать результаты бурения по каждому долблению на графике проводки скважины.

- при подъеме инструмента следует наблюдать за показаниями индикатора веса. В случае появления затяжек не допускается расхаживание инструмента при нагрузках, превышающих максимально допустимую нагрузку на вышку и талевую систему;

- скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления;

- при появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок;

...