Геологическое обоснование постановки поисково-оценочного бурения в пределах Краснобойцовской структуры

Интервалы отбора керна уточняются по данным ГИС, станции ГТИ и результатам отобранного шлама. При наличии в керне прямых признаков содержания углеводородов дальнейшее углубление осуществляется со сплошным отбором керна до прекращения этих признаков. Процент выноса керна должен составлять не менее 90%. Отбор и исследование шлама проводится станцией ГТИ с целью уточнения литологии и стратиграфического расчленения разреза.

Опробование и испытание перспективных пластов

После разбуривания продуктивного горизонта (пласта) выполняются геофизические исследования в скважине. Однако геологические и геофизические методы исследовании продуктивных горизонтов (пластов) не позволяют определить промышленное значение эксплуатационных объектов, так как они не дают полных сведений о нефтеотдаче пласта и обеспечивают лишь данные, необходимые для обоснования выбора интервалов, подлежащих опробованию и испытанию с помощью специальных механизмов, называемых испытателями пластов.

Под опробованием пласта понимается комплекс работ, проводимых в целях вызова притока из пласта, отбора проб пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится в целях установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений.

Разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважины: спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах -- трубные испытатели. Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой и без опоры на забой [10].

Лабораторные исследования

В процессе исследования отобранных проб нефти, газа и конденсата должны быть определены:

-- для нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования, -- фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях--компонентный состав, содержание (в процентах по массе) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти; исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследовать специальные пробы;

-- для газа (свободного и растворенного в нефти) -- плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процентах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводорода, углекислого газа и азота; состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти до стандартных условий;

-- для конденсата (стабильного) -- фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, плотность и вязкость при стандартных условиях, давление начала конденсации.

При изучении состава нефти и газа необходимо определять наличие и содержание в них компонентов, оказывающих вредное влияние на оборудование при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу, выпадение парафина, серы, солей, механических примесей и др.).

При получении из скважин притоков подземных вод должны быть определены: химический состав подошвенных и краевых подземных вод, содержание в них йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция, германия, а также состав растворенного в воде газа, дебиты воды, температура, давление, коэффициент упругости вод, газосодержание и другие показатели для обоснования проведения специальных геолого-разведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд [11].

По результатам поисково-оценочных работ в случае получения промышленных притоков будет произведена оценка запасов по категории С₁ и С₂, определение выявленных типов залежей, их промышленной значимости, необходимости проведения разведки, а также корректировка и определение направлений дальнейших поисковых работ в регионе.

Заключение

Анализ разреза палеозойских отложений в районе Краснобойцовской структуры, соотношения структурных планов по горизонтам девона и карбона, истории тектонического развития и нефтегазоносности установленной на ближайших месторождениях, позволяет сделать вывод о том, что Краснобойцовская структура является перспективной для поисков залежей в средне-верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложениях.

С целью поиска залежей УВ на Краснобойцовской структуре рекомендуется заложение одной независимой и одной зависимой поисково-оценочных скважин.

По результатам поисково-оценочных работ в случае получения промышленных притоков УВ будет произведена оценка запасов по категории С₁ и С₂, определение выявленных типов залежей, их промышленной значимости, необходимости проведения разведки, а также корректировка и определение направлений дальнейших поисковых работ в регионе.

Список использованных источников

1. Болотников Б.Т. (отв. исполнитель). Проведение сейсморазведочных работ МОГТ-2Д на Аннинской поисковой площади (Черёмушкинский и Кожевский лицензионные участки). Перелюбский район Саратовской области. Отчет сейсморазведочной партии 3/2000. ОАО СНГЕО, Самара, 2001 г. Архив ОАО СНГЕО, инв. №3043

2. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистяков Н.Ф. Нефтегазонасыщенные комплексы, М., Недра, 1988 г.

3. Шебалдин В.П. Тектоника Саратовской области. Саратов: ОАО «Саратовнефтегеофизика», 2008г.

4. Шебалдин В.П., Никитин Ю.А. и др. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Саратовской области. Саратов Фонды ОАО «Саратовнефтегаз»,1993г.

5. Лукашов А.И. Изучение разрывных нарушений в девоне Ближнего Саратовского Заволжья и их влияние на строение залежей нефти и газа. Диссертация. Фонды ОАО «Саратовнефтегеофизика», Саратов,1973г.

6. Болотников Б.Т., Иванова З.В. Паспорт на Краснобойцовскую структуру подготовленную сейсморазведкой МОГТ к поисковому бурению. Архив ОАО СНГЕО, инв. №374.Самара, 2003 г.

7. Колотухин А.Т., Орешкин И.В., Астаркин С.В., Логинова М.П. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, Саратов, 2013 г.

8. Методические рекомендации по выбору системы размещения поисковых скважин. М., ВНИГНИ,1982 г.

9. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М.,ГЕРС, 2006 г.

10. Методические указания по оптимизации условий отбора керна и количества учитываемых образцов, М., 1983 г.

11. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., ГКЗ СССР, 1984 г.

12. Кононов Ю.С. Зональность нефтегазонакопления в южной части Волго-Уральской провинции. Геология нефти и газа №5-6, 1999г Алексеев Г.И. и др. Перспективы поисков погребенных нефтегазоносных структур в Поволжье. Геология нефти и газа. вып. 10,1982 г.

Размещено на Allbest.ru