Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Геологическая часть

1.1 Географо-экономические условия

1.2 Геолого-геофизическая изученность района

1.3 Стратиграфия и литология

1.4 Тектоническое строение

1.5 Нефтегазоносность

1.6 Гидрогеологическая характеристика

2. Проектная часть

2.1 Обоснование постановки работ

2.2 Выбор и обоснование рациональной методики ведения работ

2.2.1 Выбор и обоснование системы размещения скважин

2.2.2 Обоснование мест заложения скважин

2.3 Геологический разрез и условия проводки скважин

2.3.1 Выбор типовой скважин и ее геологический разрез

2.3.2 Осложнения в процессе бурения

2.3.3 Обоснование конструкции скважины

2.3.4 Буровые растворы и контроль за их параметрами

2.4 Комплекс геолого-геофизических исследований

2.4.1 Отбор керна и шлама

2.4.2 Геофизические и геохимические методы исследований

2.5 Опробование и испытание продуктивных горизонтов

2.5.1 Вскрытие и опробование продуктивного горизонта в процессе бурения скважин

2.5.2 Перфорация и испытание продуктивных горизонтов в обсаженной скважине

2.6 Охрана недр

1. Геологическая часть

1.1 Географо-экономические условия

1	Географическое положение района работ	В административном отношении заниает северную часть Туймазинского и большую южную часть Шаранского района Башкирии
2	Сведение о рельефе местности, его особенностях заболоченности, степени расчлененности, абсолютных отметках и сейсмичности района	Пологосхолмленная равнина сильно изрезана овражной сетью и речными долинами. На Западе границы площади проходит по среднему течению реки Ик. На растояни 2-6 км от рек, по их побережью, отметки рельефа возрастают до +220 - 230 метров, где проходит водораздел рек Ик, Усени и Сюня.
3	Характеристика гидросети и источников питьевой воды с указанием расстояния от них до объекта работ	Крупный водоток на площади - реки Ик, Усень, Сюнь.. Для этих рек характерно наличие крупных правых берегов и пологих левых. Все реки в основном - воды атмосферных осадков питания, а так же источники из неогеновых и уфимских отложений. Имеющиеся на площади реки могут являться и технической водой.
4	Среднегодовые, среднемесячные и экстремальные значения температур.	Зимой температура понижается до -40С, а в жаркие летние месяцы до +35С
5	Количество осадков	70-80 мм
6	Растительный и животный мир, наличие заповедных территорий.	Лес представлен в основном березой и осиной. Характерными животными являются такие млекопитающие как медведь, лисица, волк, куница, рысь, выдра, барсук, косуля, лось, крот, олень, заяц, еж, белка, землеройка, бурундук и другие.
7	Населенные пункты	Города: Октябрьский, Туймазы.
8	Состав населения	Населяют площадь в основном башкиры, татары, русские, чуваши, украинцы.
9	Ведущие отрасли народного хозяйства	Население занято в основном земледелием и скотоводством, частично на нефтяных промыслах
10	Наличие материально-технических баз	База расположена в районе п.Кандры на расстоянии 50км
11	Действующие и строящиеся газо- и нефтепроводы	Проложена сеть нефтепроводов от разрабатываемых месторохдений: Гардеевское, Балкановское, Черниговское, Раевское, Уршакское
12	Пути сообщения	Развиты хорошо, при отсутствии снежных запасов осуществляются круглый год
13	Условные перевозки вахт	Вахта проходит из п. Кандры
14	Наличие аэродромов, железнодорожных станций, речных пристаней, морских портов; расстояние до них от места базирования экспедиции и объектов работ	Расстояния от посёлка и железнодорожной станции Кандры до центра проектной площади составляет 50 км. Кроме того, у южной границы площади находится железнодорожная станция и город Туймазы. Город Туймазы соединён с р/н Кандры асфальтированной и железной дорогами.
15	Речные пути и период навигации по ним	Представлены частой сетью грунтоаых дорог.

1.2 Геолого-геофизическая изученность

История исследования проектной площади неразрывно связана с историей открытия и изучения Туймазинского место рождения нефти, где впервые в платформенном Башкирии были проведены структурно-геологическая съемки, структурное бурение, электроразведка и другие методы полевых геофизических исследований.

Структурно-геологическая съемка

При геологической съемке кровля спириферовых песчаников казанского яруса служила маркирующим горизонтом. По указанному горизонту была закартирована высокоамплитудная муллинская структура северо-восточного простирания, на которой в последствии открыто уникальное Туймазинское месторождение нефти в отложениях нижнего карбона и девона. На север, северо-восток от муллинской структуры на территории проектной площади спириферовые слои погружаются на 40-50 м. На фоне их в целом залегания выделяются две относительно небольшие структуры: Адатовская и Шаранская.

Полевые геофизические методы разведки

Магниторазведка, гравиразведка, сейсморазведка МОВ,КМПВ. Данные электроразведки подтвердили, в целом, данные геологической съемки, что свидетельствует о согласном залегании провел спириферового подъяруса с кровлей кунгурского яруса. нефть скважина литология гидрологический

Данные гравиразведки приближенно показали поведение поверхности кристаллического фундамента.

Структурно-поисковое бурение

В результате проведённого структурного бурения в пределах проектной площади подготовлена под глубокое бурение 25 структур: Ардатовская, Балагачкульская, Вашинская, Гореловская, Дарвинская, Левобережная, Западно-Зириллинская, Калинишинская, Миловская, Мухаметшинская, Новая Георгиевская, Пригроничная, Прибрежняя, Раймановская, Северо-Дюрменевская, Северо-Раймановская, Северо-Ардатовская, Северо-Чиканская, Трефиновская, Тарлыковская, Тюменякская, Усилюская, Южно-Хафизовская, Юзневская на которых подсчитано млн. тонн запасов нефти категории .

Из числа подготовленных структур введено глубокое бурение 16 структур, из которых 9 структур оказались продуктивными.

Глубокое структурно-поисковое бурении и сейсмика.

В пределы площади попадают 3 глубоких структурно-поисковых скважины: №2,4 Шаранской и 23 Мустафинской площадей, пробуренных станками «Уфимец» и БУ-50. В указанных скважинах, кроме изучения нефтеносности разреза, серьёзное внимание обращалось изучению литологии и стратиграфии отложений среднего, нижнего карбона, верхнего девона и даже терригенного девона.

Поисково-разведочное бурение

В проведении этого вида работ выделяются несколько этапов.

Первый этап - это когда на территории проектной площади бурением Ардатовской глубокой скважины № 1 вскрыты отложения девонской системы и установлено наличие мощных песчаных коллегторов с признаками нефти.

Второй этап - это когда после открытия девонской нефти в Туймазах возобновились поисковые работы на Ардатовской площади. Получили важные сведения о стратиграфии, о коллекторах отложений нижнего карбона и девона.

Третьему этапу нужно отнести время заложения глубоких скважин на подготовленных структурах. В ходе поисково - разведочных работ этого периода установлено, что для открытия нефтяных месторождений и залежей существенное значение существенное значение имеет как степень детальности подготовки структур по нижнепермским слоям, так и развитие коллекторов в продуктивных пластах. Обращает на себя внимание низкая результативность поисков разведоточных работ на отложения терригеннго девона.

1.3 Стратиграфия и литология

Докембрии

Отложение кристаллического фундамента представлены гранитно-гнейсами, габбродиабазами, местами наблюдаются отложения коры выветривания, сложенной розовато-серой коализированной массой и сильно выветренными розовато-серыми гранито-гнейсами.

Вскрываемая Толщина до 25 м.

Перерыв и размыв

Бавлинская толща

Чередование аргиллитов зеленовато-серых, плотных, амодистых, алевритистых, с прослоями алевролитов тёмно-зеленовато-серых, глинистых, песчаника серого.

Толщина 100 м

Девонская система D

Средний отдел

Эйфельскии ярус ef

Кальцеоловый+такатинский горизонты ef kl+t

Аргилитты и алевролиты серые, кварцевые, крупно зернистые, иногда гравелитовые

Толщина 0-13м.

Бийский горизонт ef bsk

Представлен известняками серыми и темно-серыми, мелко кристаллическими, местами органогенно-облочными,глинистыми. Участками известняки размыты.

Толщина 0-9,4 м

Фауна : Favozites golafussi Ovb, Lokchidium laschkicicum lfschkiricum veri, Cupressjcrinus rassicum Antr.

Живетский ярус zv

Старооскольский горизонт zv st

В кровле залегают прослой известняка, ниже чередование аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчанный пласт залегает линзообразно, толщина его колеблется от 0 до 3,6 м. Песчаники пласта развиты почти повсеместно, представлены кварцевыми, разнозернистыми песчаниками, местами переходящий в аливроллит.

Толщина 15-34 м.

Муллинский горизонт zv m

Сложен песчано-глинистыми породами, в кровле которых по скважинам №8 Тмн и 35 Тмн прослеживается прослой известняка тёмно-серого. Во всех других скважинах известняк замещается алевролитами.

Толщина от 23 до 45 м

Фауна Linqula Caetra Mikr, Atrupa b aschkirica Mikr и др.

Кораллы Alreolites Crfssus les, Aulopora repehs yopad.

Верхний отдел

Франский ярус

Нижнефранский подъярус

Пашийский горизонт psh

В кровле горизонта участками прослежены песчаники пласта , кварцевые, тонко - и мелко -зернистые. Ниже идёт переслаивание, аргиллитов и песчаников кварцевых. Песчаники на некоторых участках площади промышленно нефтеносны.

Толщина 15-31 м.

Кыновский горизонт kn

Аргиллиты осыпающиеся, с подчинёнными прослоями алевролитов, известняков и редко песчаников. Аргиллиты зеленовато-серые, амодистые, участками алевритистые. В основании горизонта прослеживается прослой известняка.

Толщина 22-30 м

Фауна Chonetipustula ilmenica Mal, Atrypa velikaja Nal, A. pscudouralica Mikr, Emanudla tennicostf Miks.

Среднефранский подъярус

Саргаевский горизонт s

Известняки серые, тонко-и мелкозернистые,неравномерно глинистые,с прослоями аргиллита зеленовато-серого, мергеля черного.

Толщина 2-6 м

Фауна Anatrupa timanica Mark, Ladoqia simensis Mark, Buchila retrostriata Buch.

Доманиковый горизонт dm

Известняки темно-серые, учасками почти чёрные, тонкокристаллические, учасками пелитоморфные, плотные, сильноглинистые, битуминозные, местами окремнелые.

Толщина 27-39 м

Фаменский ярус fm

Нижнефаменский подъярус

Известняки серые, прослоями светло-желтовато и коричневато-серые, учасками органогенные и пелитоморфные, плотные, глинистые, прослоями пористые.

Толщина от 120 до 160 м

Фауна Piqnax puqnus Mart, Curtospifer archiaci Murch, C. rilimensis Nas.

Верхнефаменский подъярус

Известняки серые, тонкокристалические, кальцитизированные, прослоями кавернезно-трещиноватые, в кровельной части сильно глинистые. Кавернозно-трещиноватые известняки средней части подъяруса содержат промышленные скопления нефти.

Толщина 54-76 м

Фауна Parathuramuna copecufon, P. decronica Bispnaera.

Каменноугольная система C

Нижний отдел

Турнейский ярусt

Заволжский горизонт tzv

Отложения горизонта представлены известняками светлыми, плотными, кальцетизированными, в кровельной части сильно глинистые. В средней и нижних частях горизонта по всей площади прослеживаются два пористо-трещиноватых пласта, содержащих промышленные скопления нефти.

Толщина 39-54 м.

Фауна: Enaothyra ex.qr. qlomifornus, Endothura ex. Qr. Spinosa, Parathurfmnuna tuleretinoidea.

Визейский ярус v

Яснополянский подъярусv

Бобровский горизонт vb

Переслаивание аргеллитов, алевролитов, песчаников, реже углистых сланцев. Песчаники представлены одним монолитным прослоем или несколькими пропластками, сильно изменчевые в мощности. Аргеллиты темно-серые, плотные, аллевролитистые, с включениями обуглившихся растительных остатков. Алевролиты серые, плотные, глинистые,пиритизированные. Песчаники серые и кварцевые, участками неровнамерно глинистые, алевролитистые, водоносные или нефтеносные.

Толщина 8,2-23,8 м.

Тульский горизонт vtl

Доломиты коричневато серые, сульфатизированные. Ниже известняки серые, почти черные.В нижней части разреза известняки сильно глинистые, редко встречаются линзы, песчаники нефтеносны.

Толщина 31-44 м.

Фауна: Yiqantoproductus mirus, Frchs, Hyperamnicnf wulqriris.

Окский подъярус v ok

Доломиты коричнево серые, кристаллические, плотные,прослоями пористо-кавернозны, участками окремнелые, сульфатизированные с прослоями известняков серых, органогенных, участками порстых с включениями гипса и ангидрита.

Толщина 98-125 м.

Фауна: Endothyra amphalota Rays et Reite, Eostaffella mosquensis vess, E. prinssa Rays, et Reite, Eostaffella mosquensis vess, E.prinssa Rays, Parastaffella strukei moell.

Серпуховский ярус s

Верхняя часть разреза слагают доломиты светло-серые «сахаровидные», прослоями сильно кавернозно-пористые, сульфатизированные. В кавернозных разностях пород наблюдаются уходы промывочной жидкости, иногда до катастрофических.

Нижняя, большая половина сложена доломитами серыми, иногда сильно глинистыми, местами окремнелые, с редкими включениями ангидритов и гипсов, участками пористых.

Толщина 130-160 м.

Фауна: Parastaffella struvei Mode, Hyperanina vulqoric Rays et Reite.

Средний отдел

Башкирский ярусb

Известняки светло-серые, почти белые, плотные, прослоями глинистые, участками пористо-кавернозные. В породах яруса отмечаются частые стилолитовые швы.

Толщина 31-45 м.

Фауна:Archaediscus laschkinicus krest et Feod, Tuferetina sp, Yloliralivina Rullaides. Rraely Eoastaffella sp. Rarathurammina sp.

Московский ярус m

Верейский горизонт m vv

Аргиллиты темно-зеленовато серые, не ясно слоистые, слабо слюдистые, с прослоями известняков серых, участками пористых, органогенных, иногда состоящих из одних ракушек. В нижней части горизонта отмечаются выдержанный пласт пористого известняки.

Толщина 37-42 м.

Каширский горизонт m ksh

Доломиты серые, мелкокристаллические, неравномерно глинистые, плотные и пористо кавернозные, на ряду с доломитами наблюдаются прослои известняков серых, органогенных.

Толщина 58-68 м.

Подольский горизонт m pd

Известняки серые, глинистые, прослоями пористокавернозные, сульфатизированные, участками окремненные. Среди известняков наблюдаются прослои доломитов серых, тонкокристаллических, реже пелитоморфных.

Толщина от 59-69 м

Фауна Fusulinella, colonial. Zuetchen, Schulcrtella of scura Zn et chen и др.

Мячковский горизонт m mch

В верхней части разреза известняки светло-серые, органогенно-обломочные, сульфатизированные, в нижней доломиты серые, участками пористо-кавернозные, с включениями кремния.

Толщина 103-117

Верхний отдел

Переслаивание доломитов серых, тонкокристаллических, сульфатозированных, с включениями известняка светло-серого, органогенного, участками пористыми.

Толщина 158-190

Фауна Fusulinella, usvae Dut Fusulinella pulenra Rays et Reitt.

Пермская система P

Нижний отдел

Сакмарский ярус s

Известняками светло-серые, органогенные, неравномерно сульфатизированные, прослоями глинистые, иногда с признаками нефтепроявлений.

Толщина от 108 до 130 м

Фауна Parastaffella preofraienski Duet, P. daqmarac Dust, P. Pssudospnafrided Duet.

Артинский ярус ar

Редставлен чередованием известняков и доломитов. Известняки серые, плотные, органогенные, трещиноватые, участками пористые. Доломиты светло-серые, крепкие, глинистые, участками пористо-кавернозные.

Толщина от 10 до 40 м

Фауна Ylomospira ex. Qr. Qordia lis son et Rark, H. pusielld Jinitv.

Кунгурский ярус k

Представлены чередованием гипсо-ангидритов серых и светло-серых, плотных с доломитами серыми плотными.

Толщина от 110 до 140 м

Верхний отдел

Уфимский ярусv

Представлен чередованием красноокрашенных глин, песчаников и алевролитов, с редкими прослоями светлых кавернозных известняков. В нижней части яруса отличается загипсованностью пород.

Толщина до 151 м

Казанский ярус kz

Отложения казанского яруса представлены серо-цветными песчано-глинистыми породами, с подчиненными прослойками известняков, мергелей и алевролитов.

Толщина до 70 м

Фауна Naiaclites oluhnca Netsch, N. Castrov Eichu, N. sufeastov Amae и др.

Перерыв и размыв

Четвертичная система Q

Четвертичные образования залегают на размытой поверхности пермских отложений,и представлены суглинками, супесями, перекрытых почвенным слоем.

Толщина до 10 м

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Тюменякская площадь расположена в присводовой части восточной половины южной вершины Ю.Тамарского джембрийского свода.

Поверхность кристаллического фундамента на всей территории проектной площади залегают на относительно высоком гипсометрическом уровне в пределах абсолютных отметок от - 1577 м в районе скв. № 69 Тюменяк до - 1706 м в районе скв. № 1502 Ик-База, расположенной на Шарано-Туймазинском прогибе.

В целом поверхность фундамента на площади имеют вид плато, опущенного относительно Туймазинского участка на 30-50 м. Плато состоит из отдельных блоков, отделенных между собой узкими грабенообразными прогибами.

Тектоника отложений терригенного девона безусловно общие формы строения кристаллического фундамента. По крове мячковского горизонта выделяются Шарано-Туймазинский, а по реке Сюнь-Сюльский прогибы.

Один из крупных тектонических элементов площади Шарано-Туймазинский пргоиб по слоям терригенного девона выделяется довольно четко. Он походит от Туймазинского месторождения на северо-восток, несколько восточнее скв № 17 и 19 Тмн, западнее скв. № 30 Тмн и далее через скв. № 1502 Ик-База.

На восток от Шарано-Туймазинского прогиба намечается два поднятия,перспективные на поиски нефти:

1. В треугольнике скважин 19,30 Тмн и 2 Уф, Шаран

2. В треугольнике скважин 15, 20 Ик-База 73 Аксарлон

Мощность комплекса пород турней и доломит в пределах площади изменяется от - 469 до - 532 м. Увеличение мощности происходит за счёт отложений фаменского яруса, представленных пористыми не глинистыми известняками, по-видимому, блогермного происхождения.

Тектоника нижнего карбона приводится по кровле бобриковского горизонта, содержащие основные песчаные продуктивные пласты.

Самое высокое положение в кровле бобриковского горизонта занимает на западном участке площади в районе скв. Ардатовка. На север от Арадатовской структуры кровле бобриковского горизонта погружается до абсолютных отметок - 987 м в скв. № 58 Тмн и - 972 м в скв. № 6 Тмн.

По линии указанных скважин прослеживается прогиб северо-западного простирания, отделяющий Ардатовскую структуру от крупного приподнятого участка, объединённый в один слой группу нижнепермских структур - Давинскую, Кара-Хафизовскую. Перечисленные структуры нефтеносны в отложениях нижнего карбона и верхнего девона, они составляют основной участок Ардатовского месторождения нефти. На востоке площади по низкому положению кровли бобриковского горизонта в районе скв. № 30 Тмн и наличие ступеней северо-восточного простирания к западу от этой скважины, условно выделяется Шарано-Туймазинский прогиб.

Нефтяные залежи в отложениях нижнего карбона и верхнего девона могут быть встречены на всех участках площади, где есть обособленные структуры с амплитудой 5-10м и, безусловно, где есть коллектора.

Степень изученности тектоники отложений нижней перми на площади довольно высокая, о чём говорит достигнутая средняя плотность структурных скважин-0,85 км на одну скважину.

По кровле сакмарского яруса приподнятый участок находится в пределах группы поднятий Ардановского месторождения. По кровле сакмарского яруса из наиболее крупных структурных элементов с долей условности выделяются Усеньский, Сюньский, Барсуковский прогибы, Ик-Усеньская, Ардатовская и Зириклинская приподнятые зоны.

Сопоставление структурных планов нижнего карбона и нижней перми показало, что они близки между собой. Все нефтеносны структуры нижнего карбона отражаются в нижнепермском структурном плане, но не все нижнепермские структуры имеют полное отражение в нижнем карбоне.

1.5 Нефтегазоносность

На проектируемой площади нефтепроявления в различной степени интенсивности отмечены в разрезах почти всех стратиграфических горизонтов, начиная от кунгурского яруса и кончая эйфельским ярусом. В верхних горизонтах - кунгурском, артинском и сакмарском ярусах нефтепроявления в виде примазой густой нефти и запаса нефтяного газа были отмечены при структурном поисковом бурении.

Обильные нефтепроявления были зафиксированы в мячковском горизонте при бурении разведочной скважины Ѕ Ардатовка.

В каширском горизонте нефтепроявления связанны с пористыми и трещиноватыми карбонатами, залегающие двумя пластами в верхней и нижней частях разреза. Нефтесодержание их известно по данным скв. № 5 Мустафино и скв. № 2 Михайловской площади. Нефтесодержание на Тюменякской площади могут оказаться и мелкокавернозно пористые известняки башкирского яруса, залегающие в основном разреза.

О нефтеносносности окского подъяруса свидетельствует данные разведочных скв. № 1,4 Ардатовской площади. Особенно широко представлена она в скв. № 1, где карбонаты по всему разрезу со следами примазок нефти или слабо насыщены нефтью. Бурение скважин на Тюменякской площади показало широкое распространение в этом горизонте. Во многих скважинах песчаники тульского горизонта испытывались на приток нефти, но в большинстве случаев совместно с песчаниками нижележащего бобриковского горизонта. Нефтеносность отложений бобриковского горизонта на проектируемой территории была уже известна по данным бурения скважин Ардатовской № 1,5,6,7, Шаранской ( № 4, "Уф"), во многих скважинах Мустафинской № 3,4,7, и другие, № 50,92 Аксарлаковской.

Бурение на Тюменякской площади по ранее разработанному проекту промышленная нефть была получена в скважинах № 4,14,20,26,38,39,46,61,65,70.

Песчаники бобриковского горизонта, как и песчаники выше лежащего тульского горизонта, развиты не повсеместно, в ряде случае они замещены аргиллито-алевролитовыми породами, выклиниваясь, иной раз на коротких расстояниях.

В турнейских известняках нефтепроявления были встречены в скважинах Мустафинской, Ардатовской,Шаранской, Ик-Базинской, Михайловской площадей. Приурочены они к трещиновато-кавернозным, частью пористым известнякам, замечающим в верхней части разреза. Промышленная нефть была получена в скважинах № 5,10,14 Мустафино, (№3, "Уф") Ташлы-Сакатово и разведочной скважине № 1509 Ик-База.

В заволжских слоях нефтепроявления ранее, до начала работ на Тюменякской площади, были отмечены в скважинах Ардатовской и Чеканской площадей.

Нефтепроявления среди фаменских отложений в виде примазок нефти на поверхности керна, неравномерной пропитанности или заполнение пор, каверн, трещин пород нефтью отмечались в скважинах Ардатовской Ѕ, целому ряду скважин Ик-Базинской площадей, скважинах Шаранской (4 "Уф"), Акчарланской и Мустафинской площадей.

Коллекторские свойства меняются как по площади, так и по разрезу.

Нефтепроявления в известняках верхнефранского подъяруса были отмечены в скважинах Ардатовской (№ 1,2,4,5), скважин 1 Чекан, скважинах Мустафинской (№ 1,3,4,6).Нефтеносность приурочена к пористо-кавернозным доломитам, залегающим несколькими прослоями в верхней и нижней частях разреза.

Почти во всех глубоких скважинах, пробуренных на территории Западной Башкирии, наблюдается битуминозность карбонатов доманикового горизонта.

Нефтепроявления встречаются и в саргаевском горизонте. Так, в скважине № 4 Мустафино из этого горизонта было поднято 30 см керна пористого известняка, участками пропитанного нефтью.

В мулиновском и старооскольском горизонтах, в песчаных пластах ,, нефтепроявления отмечены в скважинах Ардатовской 1, Михайловской (№ 5,7,9,10) и в скважинах № 8 Чекан.

Все эти пласты промышленно-нефтеносны на Туймазинском месторождении. Нередко пласты и , на месторождении сливаются.

Залежи в песчаниках бобриковского горизонта относятся к пластово-сводовым. Однако, характер залегания песчаников бобриковского горизонта показывает, что здесь могут быть и литологические экранированные залежи нефти.

1.6 Гидрогеологическая характеристика

В пределах Тюменякской площади по данным геологической съёмки водоносные безнапорные горизонты приурочены к выходящим на дневную поверхность четвертичным, казанским и уфимским отложениям.

Из четвертичных отложений наблюдаются выходы источников низходящего типа, которые дают начало ручейкам или заболачивали местность.

Наиболее выдержанным водоносным горизонтом является разнозернистые песчаники, залегающие в верхней и нижней частях спириферового подъяруса.

Водоносные горизонты, приурочены к песчаникам Уфимской свиты, распространены не повсеместно вследствие непостоянства разреза этих отложений. По данным химического анализа в грунтовых водах процент содержания хлора колеблется от 0,0001 до 0,002. Содержание колеблется в пределах от 0,038 до 0,05

Региональным водоупором, разделяющим пресные и минерализованные воды, являются плотные гидрохимические осадки кунгурского яруса. Водонасосные горизонты нижележащих отложений по своему гидродинамическому режиму являются напорными.

В кровле сакмарского яруса располагается продуктивный пласт, который во многих скважинах водоносен и относится к хлоркальциевому типу и обладает повышенной минерализацией.

Воды сакмарского яруса являются лечебными. В верхней части среднего карбона водопроявления в виде притока солёной воды. Водовмещающими породами этого водоносного горизонта являются пористо-кавернозные и трещиноватые, известняки и доломиты. Сильные водоносные горизонты серпуховского яруса наблюдаются в его верхней половине. Они проявляют себя в виде сильных поглощений бурового раствора что связано по-видимому, не только с литологией вмещающих пород, но и низкими статическими уровнями.

Воды бобриковского горизонта отбираются в процессе испытания скважин № 4,5,9,11,28,30,40,43 Тюменякской площади. Минерализация солей достигают 46,38 мг/экв. По классификации сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

Судя по имеющимся материалам воды начиная с сакмарского яруса, являются глёсткими. Тип пластовых вод, начиная от нижнепермских пород и кончая девонскими образованиями, относятся к хлоркальциевому .

Девонские образования содержат высоко метаморфизированные воды. Это говорит о гидрогеологической закрытости этих водоносных горизонтов.



2. Проектная часть

2.1 Обоснование постановки работ

Темой моего курсового проекта является «Поиски залежей нефти в отложениях каменноугольной и девонской системах на Зириклинской структуре Митрофановской площади»

Проведение поисковых работ на Зириклинской структуре Митрофановской площади считаю целесообразным на основании следующих предпосылок:

1. В результате проведения детальной сейсморазведки и структурного бурения была выявлена Митрофановская структура. Эта структура по кровле бобриковского горизонта представляет собой брахи складку, простирания с юго-запада на северо-восток. Складка симметричная, амплитуда по замыкающей изогипсе - 980 составляет 40 м, размеры структуры 0,5 * 0,4 км.

2. Перспективными горизонтами, по аналогии с соседними месторождениями - Бобриковский, Завольжский, Верхнефаменский являются следующие:

а) Известняки бобриковского горизонта толщиной 23,8 м, покрышкой является известняк плотный.

б) Известняки завольжского горизонта толщиной 54 м, покрышкой так же является известняк плотный.

в) Известняки верхнефаменского подъяруса толщиной 76 м. покрышкой так же является известняк плотный.

3. Ожидаются следующие типы залежей, исходя из толщин коллектора, формы и типа ловушки: брахиантиклинальное. Бобриковского горизонта, завольжского горизонта, верхнефаменский подъяруса - брахиантиклинальная.

Воды бобриковского горизонта приурочены к пористым известнякам. При опробывании получены притоки пластовых вод плотностью 1,15 г/см3, общая минерализация 227-269г/л.

Водоносные горизонты завольжского горизонта связаны с плотными известняками. Плотность воды 1,15 г/см3, с общей минерализацией до 268г/л.

Водоносные горизонты верхнефаменского подъяруса связаны с плотными известняками. Плотность воды 1,15 г/см3, с общей минерализацией до 268г/л.

Состав вод среднего этажа хлоридно-кальциевый, минерализация изменяется в широких пределах, в зависимости от глубины залегания. Но в целом это воды высокоминерализованные, содержит компоненты J, Br-, NH4.

Химический состав указывает на возможную нефтегазоносность

4. Предпосылками проведения поисковых работ на Митрофановской площади является экономический район, который находится в сравнительно выгодных условиях:

1 База расположена в районе п. Кандры на расстоянии 50 км.

2 Проложена сеть нефтепроводов от разрабатываемых месторождений: Михайловкое, Ардатовское, Мустафинское.

3 Развиты пути сообщения

4 Целью поисковых работ являются:

- выявление залежей нефти в отложениях девонской и каменноугольной системах на Зириклинской структуре Митрофановской площади

- выделение в разрезе пород - коллекторов и покрышек и оценка продуктивности каждого пласта по геолого-геофизическим данным;

- получение притоков нефти и газа и испытание отдельных выделенных пластов;

- определение физико-химических свойства пластовых флюидов;

- изучение коллекторских свойств пород - коллекторов;

- подсчет запасов нефти и газа, выявленных залежей по категориям С2 и частично С1

5. Комплекс работ при поисках месторождений включает: бурение поисковых скважин, их опробование и испытание, отбор керна, шлама и проб флюидов, а также геофизические исследования скважин, геохимические, гидрогеологические исследования в процессе бурения, опробования и испытания, а также лабораторное изучение керна, шлама и флюидов.

В процессе оценки месторождений решаются следующие задачи:

- установление промышленной значимости открытых месторождений;

- определение фазового состояния углеводородов;

- изучение физико-химических свойств пластовых флюидов;

- изучение коллекторских свойств;

- установление типа залежи;

-определение эффективных толщин, пористости, нефтегазонасыщенности;

- расчет коэффициентов продуктивности скважин;

2.2 Выбор и обоснование рациональной методики ведения работ и мест заложения скважин

2.2.1 Выбор и обоснование системы размещения скважин

Выбор системы размещения скважин осуществляется на основе типа ловушки, её размеров, сложности её геологического строения и предполагаемых типов залежей. Выбранная система должна быть рациональной, т.е. обеспечивать выполнение максимум геологических задач минимальным количеством скважин при минимальных затратах и времени.

Ловушкой является структура по кровле бобриковского горизонта представляющая собой брахи складку, простирания с юго-запада на северо-восток. Складка симметричная, амплитуда по замыкающей изогипсе - 980 составляет 40 м, размеры структуры 0,5 * 0,4 км.

Ожидаются массивные, пластово-сводовые типы залежей.

При поисках залежей приуроченных к брахиантиклинальным складкам придерживаются следующей последовательности: сначала изучается свод складки, так как наиболее вероятное местоположение залежи, а затем изучаются крылья и переклинали структуры.

В данном случае предлагаю выбрать профильную систему простирания расположения скважин, т. к. ловушка является брахиантиклинальной складкой, ожидаемый тип залежи пластово-сводовый. Размеры ловушки небольшие, поэтому достаточно 2 скважины.

2.2.2 Обоснование мест заложения скважин

Исходя из вышеизложенного, наиболее рациональной методикой размещения поисковых скважин будет методика размещения поисковых скважин при поисках пластовых-сводовых и массивных залежей приуроченных к брахиантиклинальной складке.

Скважина №1 закладывается в свод структуры, так как это самое благоприятное место для скопления нефти и газа, бурится до фундамента.

Задачи, возложенные на первую скважину:

1 подтверждение наличия ловушки (ее свода) и вскрытие залежей

2 изучение литолого-стратиграфического разреза

3 изучение элементов глубинной тектоники (изучение тектонических нарушений, характера погружения оси на периклинальных окончаниях)

4 изучение коллекторских свойств и физических свойств перспективных горизонтов

2.3 Геологический разрез и условия проводки типовой скважины

2.3.1 Выбор типовой скважины и её проектный геологический разрез

За типовую скважину выбрала скважину №1 и запроектировал по ней весь комплекс работ по её проводке и изучению разреза. Типовая скважина выбирается исходя из следующих предпосылок:

- за типовую скважину должна быть выбрана одна из числа проектных скважин, которые бурятся в сходных геологических условиях и геологические разрезы которых существенно не отличаются;

- проектные глубины группы скважин, из которых выбирается типовая, расходятся не более чем на 250м.

- типовая скважина должна быть выбрана из числа первоочередных, независимых скважин, бурящихся в оптимальных геологических условиях и решающих первоочередные геологические задачи.

На основании построенных ранее геологических профилей и сводного разреза составляется проектный геологический разрез типовой скважины, который представляется в виде таблицы. Проектный разрез является основной для составления ГТН.

Таблица №2

Стратиграфический разрез	Индекс отложений	Интервалы вскрытия, м	Толщина, м	Краткая литологическая характеристика
1	2	3	4	5
Четвертичная система	Q	0-10	10	суглинки
Пермская система Верхний отдел Казанский ярус	P2kz	10-80	70	глины, песчаники
Уфимский ярус	P2u	80-231	151	гипсы, агидриты
Нижний отдел Кунгурский ярус	P1 k	231-371	140	ангидриты, гипсы
Артинский ярус	P1ar	371-411	40	доломиты, ангидриты, известняки
Сакмарский ярус	P1sk	411-540	130	доломиты, известняки, ангидриты
Каменноугольная система Верхний отдел	C3	540-730	190	доломиты, известняки
Средний отдел Московский ярус Мячковский горизонт	C2mmh	730-847	117	доломиты, известняки
Подольский горизонт	C2mpd	847-916	69	известняки, доломиты
Каширский горизонт	C2mksh	916-984	68	доломиты, известняки
Верейский горизонт	C2mvr	984-1026	42	мергели, известняки
Башкирский ярус	C2d	1026-1171	145	известняки, глины
Нижний отдел Серпуховский ярус	C1s	1171-1332	160	известняки
Визейский ярус Окский подъярус	C1vok	1332-1475	125	известняки
Яснополянский подъярус Тульский горизонт	C1vt	1475-1501	44	Доломиты, известняки
Бобриковский горизонт	C1vbb	1501-1524,8	23,8	песчаники, глины,алевриты
Турнейский ярус Завольжский горизонт	C1tzv	1524,8-1578,8	54	известняки
Девонская система Верхний отдел Фаменский ярус Верхнефаменский подъярус	D3fm2	1578,8-1654,8	76	известняки
Нижнефаменский подъярус	D3fm1	1654,8-1814,8	160	известняки, доломиты
Франский ярус Среднефранский подъярус Доманиковый горизонт	D3f2 dm	1814,8-1853,8	39	известняки глинистые
Саргаевский горизонт	D3 f2 sr	1853,8-1859,8	6	известняки
Нижнефранский подъярус Кыновский горизонт	D3 f1 kn	1859,8-1889,8	30	известняки
Пашийский горизонт	D3f1ps	1889,8-1920,8	31	песчаники, алевриты
Средний отдел Живетский ярус Муллинский горизонт	D2zvml	1920,8-1965,8	45	песчаники,
Старооскольский горизонт	D2zvar	1965,8-1999,8	34	алевриты
Эйфельский ярус Бийский горизонт	D1efbs	1999,8-2009,2	9,4	известняки, глины,
Кальциоловый +такатинский горизонты	D1efcl	2009,2-2022,2	13	алевриты

2.3.2 Осложнения в процессе бурения

Осложнения - это нарушение нормального процесса бурения, которое требует безотлагательных и эффективных мер по его устранению и возобновлению процесса бурения.

Основные причины осложнений:

1. Отсутствие необходимой информации об условиях бурения, либо неучтенная информация при составлении ГТН

2. Сложное геологическое строение: большие углы залегания пластов, тектонические нарушения, частое чередование пород, отличающихся по своим свойствам, недостаточная прочность и устойчивость пород

3. Отклонение от проектов в процессе бурения: недостаточная квалификация буровой бригады, технологически неисправный инструмент и оборудование.

В процессе проектирования необходимо предусмотреть все виды осложнений, которые могут возникнуть при бурении, с целью их предупреждения. Осложнения могут быть вызваны особенностями геологического разреза: литологическим составом пород, их крепостью, трещиноватостью, насыщенностью, пластовым давлением, температурой.

На основании предполагаемого геологического разреза необходимо предусмотреть все возможные виды осложнений, указать их в ГТН и принять необходимые меры по их предупреждению.

Также на основании предполагаемых интервалов осложнений выбирается проектная конструкция скважины, тип бурового раствора и его параметры.

В процессе бурения могут возникнуть следующие виды осложнений: обвалы, нефте- и водопроявления, поглощения, каверны.

1) Обвалы могут возникнуть при прохождении уплотненных глинисто-алевритовых отложений. В результате увлажнением буровым раствором или его фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, что приведет к обрушению. Обвалам может способствовать набухание. Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы могут происходить так же в результате действия тектонических сил. Основные меры по предупреждению обвалов: бурение в зоне возможных обвалов с промывкой буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально возможно высокую плотность, правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки. Для предотвращения обвалов предлагаю использовать глинистый раствор плотностью 1,15 г/см3.

2) Каверны. При проходке соляных пород, ангидритов, гипсов может произойти кавернообразование в результате их растворения.

Устойчивость стенок скважины, сложенных однородными породами, независимо от скорости восходящего потока, может быть достигнута лишь при условии полного насыщения бурового раствора солью (соль содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины).При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения является бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита. Для предотвращения кавернообразования предлагаю применить глинистый раствор плотностью 1,15 г/см3, в интервале от 0 до 350м. В состав этого бурового раствора входят: бентонитовые высокодисперсные и местные глины, которые должны иметь следующие предварительные характеристики: Плотность- 2,7-2,75 г/см3, Число пластичности- не менее 20, Набухание- не менее 15-20%, Влажность на пределе раскатывания - не менее 25%, Гранулометрический состав песчаных частиц размером 1,0-0,05 мм

При бурении верхнего интервала разреза, сложенного неустойчивыми породами я выберу глинистый раствор плотностью 1,15 г/см3, средний интервал предлагаю вскрыть на технической воде, т. к. разрез сложен устойчивыми породами, существенных осложнений нет. При вскрытии нижнего интервала выберу безглинистый биополимерный раствор плотностью 1,0 г/см3,для того, чтобы создать противодавление на пласт во избежание ГНВП (газо нефте водо проявлений).

3) Поглощения бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующаяся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения. Это осложнение происходит при бурении пористых и проницаемых пород (например: песчаников), трещиноватых и кавернозных горных пород, если пластовое давление оказывается меньше давления столба бурового раствора. Поглощения может зависеть от: количества и качества подаваемого в скважину бурового раствора, способа бурения; типа поглощающего пласта, его Толщина и глубина залегания; недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, от пластового давления и характеристики пластовой жидкости, а также наличии других сопутствующих осложнений. Для предупреждения поглощений нужно использовать буровой раствор с минимальной плотностью, высокой вязкостью при минимальном показателе фильтрации. А также нужно снизить гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине. Интервалы возможных поглощений бурового раствора предлагаю бурить на технической воде (350-1420 м)

4) Газо-нефте-водопроявления - самопроизвольное выделение вместе с промывочной жидкостью газа, нефти и воды, при разбуривании пористых, кавернозных, трещиноватых и хорошо проницаемых пород. Газ через трещины проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый или нефтяной фонтан. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Для предупреждения этого производят утяжеление глинистого раствора и герметизацию устья скважины. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления без предварительного спуска колонны обсадных труб предусмотренных ГТН. Интервалы возможных газо-нефте-водопроявлений предлагаю бурить на безглинистом биополимерном растворе. р=1,15г/см3,УВ=40-45 сек. В состав которого входят: вода, КМЦ, ксантановая смола, мраморная мука, СаСО3

В таблице 3 привела интервалы возможных осложнений и меры их предупреждения.

Таблица 3

Интервалы глубин, м	Стратиграфия	Литологический состав, характер насыщения	Возможные осложнения	Причины осложнений	Меры предупреждения
От	До	1	2	3	4	5
0	10	Четвертичная система	Пески, глины	Обвалы и осыпи	Неустойчивые породы	Бурение на глинистом растворе р=1,15 г/см3.
10	80	Пермская система Казанский ярус	Ангидриты	Каверны	Породы склонные к растворению	Бурение на глинистом растворе р=1,15 г/см3.
480	4231	Уфимский ярус	Глины, Известняки	Каверны	Породы склонные к растворению	Бурение на глинистом растворе р=1,15 г/см3.
5231	5280	Кунгурский ярус	Ангидриты, доломиты	Водопроявления	Высокая депресия на пласт	Бурение на глинистом растворе р=1,15 г/см3.
350	380	Кунгурский ярус	Доломиты	Водопроявления	Высокая депресия на пласт	Бурение на глинистом растворе р=1,15 г/см3.
1740	1775	Каменноугольная система Средний отдел Московский ярус	Доломиты	Водопроявления	Высокая депресия на пласт	Техническая вода
1090	1120	Серпуховский ярус	Доломиты	Поглощения	Пластовое давление ниже давления бурового раствора	Техническая вода
1420	1470	Нижний отдел Визейский ярус Бобриковский горизонт	Песчаники	Нефтепроявления	Высокая депресия на пласт	Бурение на глинистом растворе р=1,15г/см3, УВ=40-45 сек,
1480	1530	Турнейский ярус	известняки	Нефтепроявления	Высокая депресия на пласт	Бурение на глинистом растворе р=1,15г/см3, УВ=40-45 сек,.
1560	1610	Девонская система Верхний отдел Фаменский ярус Верхнефаменский подъярус	Известняки	Нефтепроявления	Высокая депрессия на пласт	Бурение на глинистом растворе р=1,15г/см3, УВ=40-45 сек,

2.3.3 Обоснование конструкции скважины

Конструкция скважин выбирается исходя из проектной глубины, характера возможных осложнений и опыта бурения скважин на соседних площадях.

Конструкция скважины - это расположение обсадной колонны с указанием ее диаметра, глубины спуска, высоты подъема цемента за колонной, диаметром долот, которыми ведется бурение под каждую колонну.

В конструкции скважины предлагаю использовать следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, промежуточная обсадная колонна и эксплуатационная колонна.

1. Направление до глубины 50м., диаметром 294мм. Предназначено для перекрытия верхнего неустойчивого интервала скважины, сложенного неустойчивыми отложениями, для предотвращения размыва устья скважины.

2. Кондуктор до глубины 350м., диаметром 196мм. Предназначен для перекрытия верхних неустойчивых интервалов разреза. Для изоляции пресноводного комплекса от нижележащих минерализованных вод, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн.

3. Эксплуатационная колонна до проектной глубины, диаметром 146мм. Предназначен для извлечения нефти и газа на поверхность любыми известными способами, а также для крепления и разобщения продуктивных горизонтов.

На рисунке 1 приведена схема проектной конструкции скважины №1.



Рисунок 1 - Конструкция скважины №1

1 - направление; 2 - кондуктор; 4 - эксплуатационная колонна.

2.3.4 Буровые растворы и контроль за их параметрами

В процессе бурения буровой раствор должен выполнять следующие функции:

1. Удалять выбуренную породу.

2. Транспортировать ее вверх по кольцевому пространству.

3. Удерживать частицы шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции бурового раствора.

4. Охлаждает долото и облегчает разрушение породы в призабойной зоне пласта.

5. Оказывает противодавление на стенки скважины и забой с целью предотвращения водо-, нефте-, газопроявлений.

6. Оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение.

7. Передавать энергию гидравлическому забойному двигателю.

В «Правилах безопасности нефтяной и газовой промышленности» от 2004 года в главе 2.7.3. «Буровые растворы» даны следующие указания:

- плотность бурового раствора при вскрытии нефте-, газо-, водосодержащих отложений должна определяться для горизонтов с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых геологических условий бурения;

- проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивных горизонтов, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее 10% для скважин глубиной до 1200 метров и 5% - для интервалов от 1200 до проектной глубины;

- максимально допустимая репрессия должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения;

- не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев нефте-, газо-, водвопроявлений).

Исходя из геологических условий бурения (литологии разреза, предполагаемых осложнений) выбрала тип бурового раствора и характер его химической обработки.

При бурении верхнего интервала разреза 0-350м, сложенного неустойчивыми породами я выберу глинистый раствор плотностью 1,15 г/см3. В состав этого бурового раствора входят: бурового раствора входят: бентонитовые высокодисперсные и местные глины, УВ=40-45с,, р=1,15г/см3.Средний интервал 350-1420 м предлагаю вскрыть на технической воде, т. к. разрез сложен устойчивыми породами, существенных осложнений нет. При вскрытии нижнего интервала 1420-2470м выберу глинистый раствор плотностью 1,15 г/см3, УВ=40-45 сек. В состав, которого входят: бурового раствора входят: бентонитовые высокодисперсные и местные глины, для того; чтобы создать противодавление на пласт во избежание ГНВП (газо нефте водо проявлений).

Ниже приведен расчет плотности бурового раствора для нефтегазоносных интервалов исходя из ожидаемого пластового давления по действиям:

1. Рассчитала ожидаемое пластовое давление, используя формулу (2)

Рпл=Ргидрост=pводы·g•H, (2)

где Рпл. - ожидаемое пластовое давление, МПа;

Ргидрост. - гидростатическое давление, МПа;

Н - глубина залегания нефтеносного пласта, м;

рводы - плотность воды, г/см.;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Согласно формуле (1) рассчитала ожидаемое пластовое давление :

Рпл=Ргидрост=1000·9,8·1430=1,4 МПа

2. Рассчитала давление столба бурового раствора в скважине по формуле (3):

Рст. б.р.=Рпл+0,15Рпл, (3)

где Рст. б.р. - давление столба бурового раствора в скважине, МПа.

Рст. б.р.=1,4+0,15•1,4=1,61 МПа

3. Рассчитала плотность бурового раствора, используя формулу (4):

Рст.б.р = рб.р.·g·Н, (4)

где Рст.б.р - давление столба бурового раствора в скважине, МПа;

Н - высота столба бурового раствора в скважине, м;

рб.р. - плотность бурового раствора в скважине, г/см3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Зная, что Рст.б.р = рб.р.·g·Н= pб.р.·Н/102, рассчитала плотность бурового раствора:

pб.р.= Рст.б.р ·102/Н, (5)

где 102 - пересчетный коэффициент

pб.р.=1,61·102/1430=0,1 г/см3

Таким образом, плотность глинистого раствора для вскрытия интервала от 1430 м до 1610 м будет составлять 0,1 г/см3

Контроль показателей свойств бурового раствора.

В процессе бурения по буровому раствору можно пронаблюдать такие признаки водо-, нефте-, газопроявлений, как:

- повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов;

- изменение химического состава и свойств бурового раствора;

- появление нефтяной пленки и газовых пузырей;

- рост газосодержания в жидкости;

- перелив через устье при прекращении циркуляции;

- появление газа по показаниям газового каротажа;

- выход на поверхность пачек глинистого раствора, насыщенного газом.

К основным параметрам, определяющим качество глинистого раствора, относятся плотность, условная вязкость, показатель фильтрации (водоотдача), статическое напряжение сдвига, толщина глинистой корки, содержание песка и твердых частиц, стабильность, показатель рН, липкость.

В процессе бурения для контроля показателей свойств бурового раствора используют следующие приборы. Плотность бурового раствора на буровой определяют специальными ареометрами (АГ-ЗПП и др.), условную вязкость бурового раствора определяют вискозиметром полевым (СПВ-5), показатель фильтрации - с помощью прибора ВМ-6, статическое напряжение сдвига - прибором СНС-2.

Контроль за качеством бурового раствора организуют и осуществляют специальные лаборатории. На лабораторию возлагается: определение качества применяемых глин, воды, реагентов, утяжелителей, цементов; подбор рецептуры бурового раствора, обеспечивающей нормальную проводку скважин; контроль за качеством бурового раствора и дача соответствующих практических указаний по ее рецептуре. В осложненных условиях бурения лаборатория ведет повахтенный контроль за изменениями параметров глинистого раствора, а при нормальных условиях она проверяет качество бурового раствора раз в сутки.

Пробы должны быть доставлены с буровых в закрытых ведерках вместимостью 2,5-2 литра. На ведерке должна быть бирка с указанием номера буровой, даты взятия пробы и глубины замера.

2.4Комплекс геолого-геофизических исследований

2.4.1 Отбор керна и шлама

Для получения наибольшей информации о разрезе и его нефтегазонасыщенности в скважинах отбирают керн. Керн - это цилиндрический столбик породы, отобранный в процессе колонкового бурения. По образцам керна можно определить литологический состав, возраст пород, глубину залегания пластов, характер насыщенности пород-коллекторов, их коллекторские свойства, коэффициент пористости, проницаемост и, нефтенасыщенности и прочие петрофизические свойства.

Отбор образцов керна проводится в процессе бурения специальными колонковыми снарядами. Норма отбора керна в скважинах и интервалы отбора зависят от категории скважины и ее назначения....