Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Логовское нефтяное месторождение расположено в Соликамском районе на Севере Пермской области. Месторождение находится на территории Верхне-Камского месторождения калийных солей.

Месторождение открыто в 1985 году бурением параметрической скважины 13-ОГН. Промышленные запасы нефти установлены в карбонатных отложениях башкирского и турнейско-фаменского ярусов (пласты Бш, Т+Фм) и терригенных отложениях бобриковского горизонта (пласт Бб).

Месторождение в разведочный период разбуривалось разведочным фондом скважин. По результатам геолого-разведочных работ в 1990 году был проведен оперативный подсчет балансовых запасов нефти, на базе которого была составлен документ «Технологическая схема разработки Логовского месторождения». Согласно этой работе в разработку была вовлечена часть месторождения, расположенная за пределами калийной залежи, отделенная от контура ее выхода на соляное зеркало 250 -- метровой зоной охранного целика.

Согласно утвержденного в Технологической схеме варианта разработки - на месторождении были выделены три эксплуатационных объекта (пласты Бш, Бб, Т+Фм), разрабатываемые самостоятельной сеткой скважин.

Оперативно подсчитанные запасы нефти и растворенного газа, принятые при проектировании в Технологической схеме после внесения Г'КЗ Минприроды РФ корректировки по ряду под счетных параметров, были утверждены (протокол ГКЗ №1 1110 от 13.09.91 г.).

В 1991 году на базе Логовского и еще шести месторождений Севера Пермской области объединением Пермьнефть и американской фирмой «80СО 1п1етайопаЬ> было учреждено совместное предприятие «Пермьтекс» (Лицензия на разработку Логовского месторождения ПТМ № 10285) НЭ.

С 1993 года СГ1 «Пермьтекс» начало вести добычу, до апреля 1995 года вывоз нефти на месторождении осуществлялся автотранспортом, с апреля добытая нефть вывозится по нефтепроводу до Чашкинского месторождения и в магистральный нефтепровод.

Эксплуатационное разбуривание месторождения началось в 1995 году. После уточнения геологического строения продуктивных пластов в процессе эксплуатационного разбуривания, изменения объемов бурения возникла необходимость корректировки технико-экономических показателей утвержденного в Технологической схеме варианта разработки месторождения и расчета дополнительного варианта разработки с последующим проведением его технико-экономической оценки.

Для решения этих вопросов в 1995 году СП «Пермьтекс» была выполнена работа «Дополнение к технологической схеме разработке Логовского месторождения нефти», утвержденная на Центральной Комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений», утвержденная ЦКР Минтопэнерго (протокол № 2010 от 03.04.1996г.).

Согласно утвержденного Дополнения пласты Бб и Т+Фм были объединены в единый объект. Разработку предполагалось вести по площадной пятиточечной системе, с освоением в первую очередь пласта Т+Фм. В связи с получением новой геолого-промысловой информации в процессе разбуривания (после 1990 года на месторождении были дополнительно пробурены 27 эксплуатационных скважин), возникла необходимость в пересчете ранее утвержденных запасов нефти. Результаты интерпретации ГИС и данные эксплуатации скважин позволили уточнить строение залежей и скорректировать начальные запасы Логовекого месторождения.

В 1999 году был проведен «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям 000 СГ1 «Пермьтекс» на период действия лицензионных соглашений. Согласно приказа Минтопэнерго России от 23.03.99 г. по выполненной работе была проведена экспертиза с заключением об обновлении проектной документации по всем месторождениям ООО «Пермьтекс».

На заседании Бюро ЦКР СП ООО «Пермьтекс» было рекомендовано провести пересчет запасов Логовcкого месторождения и составить на их базе новый проектный документ (Протокол №2411 от 9.09.99 г.).

В 2000 г. ЗАО «ИНКОНКО» запасы нефти и растворенного газа были пересчитаны, дифференцированы по категориям, и утверждены ЦКЗ Минприроды РФ от 31.08.2000 г. (Протокол № 96).

При подсчете запасов нефти и растворенного газа на основе принципов детальной корреляции выделено 4 подсчетных объекта: нефтяные пласты Бш, Тл, Бб и Т+Фм. Па дату подсчета запасов 01.01.2000 г. были использованы материалы 13 поисково-разведочных и 27 эксплуатационных скважин.

Геологические запасы нефти утверждены по категории B+Cj в количестве - 10 760 тыс. т., по категории Cg 545 тыс. т. (Протокол ЦКЗ Минприроды РФ № 96 от 31.08.2000 г.).

На базе новых утвержденных запасов выполнена настоящая работа «Проект разработки Логовекого месторождения». Составление нового проектного документа ставит целью сформировать стратегию разработки и оценить ее при разных системах налогообложения, и, как результат представить наиболее эффективный сценарий его разработки.



1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Логовское нефтяное месторождение расположено в Соликамском районе Пермской области на территории Березниковско-Соликамского территориально-производственного комплекса, экономика которого базируется на добыче и переработке калийных солей, а также разработке углей Кизеловского бассейна.

Логовское месторождение расположено в перспективном районе Пермской области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Соседними открытыми месторождениями являются Осокинское, Боровицкое, Гежское, Юрчукское, Чешкинское, Гагаринское, Уньвинское, Пихтовое, Мысьинское, Маговское и др.

Главными транспортными артериями района являются: электрифицированная железная дорога Пермь-Соликамск, автодорога Пермь-Кунгур-Чусовой-Соликамск и река Кама. Развита сеть грунтовых дорог.

Районный центр г. Соликамск находится в 10 км от месторождения. В городе имеется ряд крупных предприятий: ПО Сильвинит по добыче и переработке калийно-магниевых руд, магниевый завод и др.

Энергоснабжение района осуществляется от Уральской энергосистемы. Основным топливом является уголь Кизеловского бассейна и частично газ Западной Сибири.

В геоморфологическом отношении территория представляет собой полого-всхолмленную равнину с понижением рельефа в долину р. Камы. Рельеф пересеченный, осложненный речными долинами и оврагами с крутыми склонами.

Лес преимущественно хвойный, занимает до 60% общей территории.

Водными артериями являются: р. Усолка, протекающая с СВ на ЮЗ, р. Черная, протекающая с В на З и р. Кама, протекающая с С на Ю. Долины рек местами заболочены.

Почвы в районе песчаные и подзоленные супесчаные. Грунтовые воды залегают на глубине не более 10 м. Источником водоснабжения служат подземные воды. Производственно-противопожарное водоснабжение осуществляется с помощью насосов по водопроводам от ближайших речек.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой, теплым, но сравнительно коротким летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками. Средняя годовая температура воздуха в районе составляет 0,8С. Самым холодным месяцем в году является январь со средней месячной температурой воздуха - 15,7С, самым теплым - июль со среднемесячной температурой 17,4С, абсолютный максимум - 36С. Продолжительность безморозного периода в среднем 101 день, устойчивых морозов - 139 дней.

Годовая сумма осадков составляет 771 мм. Большая часть осадков выпадает в теплое время года с максимумом в июле.

Максимальная высота снежного покрова на открытом участке составляет в районе 81 см.

Логовское месторождение нефти расположено между двумя детально разведанными участками калийных солей: Боровским на западе и Половодовским на востоке. В геолого-структурном отношении оно приурочено к восточной присводовой части Клестовского соляного поднятия.

Детальное описание строения, состава и распространения калийных солей на площади месторождения приведено в работах /Ф2, Ф3/. Соляная толща на площади Логовского месторождения характеризуется сложными геологическими и гидрогеологическими условиями. В соответствии с этим, по горногеологическим параметрам практически вся площадь месторождения неблагоприятна для подземной выработки калийных солей. Подтверждением этому служат:

открытость калийной залежи (выход залежи непосредственно под отложения надсолевой толщи);

сложные условия залегания калийных солей (подтверждено специалистами ВНИИГалургия /Ф2/).

Помимо калийно-магниевых солей, каменного угля (Кизеловский бассейн) и нефти, на территории производственного комплекса добываются алмазы и золото (бассейн р.р. Вишеры и Яйвы). Из местных строительных материалов разрабатываются кирпичные глины, пески, гравийно-галечные отложения. Большое развитие получили химическая и целлюлозно-бумажная промышленность, цветная металлургия, лесоразработка и переработка древесины.

скважина разрез бурение шлам



2. Геолого-геофизическая изученность

На Логовском месторождении основные геологоразведочные работы были выполнены до утвержденного в ГКЗ подсчета запасов (1991 г.) /Ф1/. За период после подсчета запасов на месторождении пробурено 27 эксплуатационных скважин, поинтервальное опробование пластов и отбор керна в которых не производился. Дополнительная информация о строении выявленных залежей была получена за счет результатов эксплуатации скважин и проводимого комплекса ГИС.

На месторождении проведен и использован стандартный комплекс ГИС - БК, НК. МБК, ГК, НГК, ПС, АК, ДС, БКЗ. По основным продуктивным пластам, кроме ряда скважин в интервале пласта Бш, проведенные исследования достаточны для выделения, коллекторов, определения их параметров и обоснования моделей залежей.

Отбор керна на Логовском месторождении производился только в разведочных скважинах, результаты петрофизических исследований которого были представлены и обобщены в подсчете запасов нефти и газа (1991 г.). Результаты дополнительных исследований, проведенных в небольшом объеме в скважинах №№ 139, 140 и 142, были учтены при пересчете запасов нефти и газа (ЗАО «ИНКОНКО», 2000 г.)



3. Геологическое строение месторождения

3.1 Стратиграфия

В геологическом строении Логовского месторождения принимают участие осадочные образования протерозойского, палеозойского и кайнозойского возраста, изученные по материалам параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин. Наиболее полный разрез, от четвертичных до вендских отложений, вскрыт скв. № 13 (2625 м) и является типичным для Соликамской впадины. Нефтеносность месторождения в стратиграфическом отношении приурочена к турнейско-фаменским, тульско-бобриковским и башкирско-серпуховским отложениям. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2.1.1.

Протерозойская группа (PR)

Венд (V)

Вендский комплекс представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, вскрытой мощностью 54 м.

Палеозойская группа (PZ)

Девонская система (D)

Охарактеризована отложениями среднего и верхнего отделов.

Средний отдел (D2)

Представлен алевролитами с прослоями аргиллита и сидерита эйфельского яруса (D2ef) и песчаниками живетского яруса (D2zv). Мощность отдела до 50 м.

Верхний отдел (D3)

Представлен отложениями фаменского и франского ярусов.

Нижнефранский подъярус (D3f1)

В составе нижнефранского подъяруса выделяются верхняя карбонатная пачка (рифовый тип разреза), сложенная черными известняками мощностью 3-5 м, и нижняя терригенная, представленная отложениями кыновского, пашийского и саргаевского горизонтов мощностью около 40 м - алевролитами, аргиллитами, реже песчаниками с прослоями плотных известняков.

Верхнефранский подъярус (D3f2)

Отложения верхнефранского подъяруса представлены известняками светло-серыми, плотными, кавернозными мощностью до 276 м.

Фаменские отложения (D3fm)

Рассматриваются совместно с турнейскими из-за отсутствия четкой границы между ними.

Каменноугольная система (С)

Нижний отдел (C1)

Охарактеризован отложениями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейско-фаменские отложения (C1t+D3fm)

Представлены мощной толщей известняков, характеризующих рифовый тип разреза, светло-серых до коричневато-серых, трещиноватых, кавернозных, с включениями кальцита и ангидрита. Мощность отложений составляет 178-390 м. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Т+Фм).

Визейские отложения (C1v)

Представлены нижним, средним и верхним подъярусами. Нижневизейские породы, в составе малиновского надгоризонта, сложены аргиллитами, алевролитами и углисто-глинистыми сланцами мощностью от 2 до 14 м.

Средневизейские отложения охарактеризованы тульским и бобриковским горизонтами.

Бобриковский горизонт представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, мощность которых составляет 8-18 м. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Бб).

Тульский горизонт

Терригенная пачка тульского горизонта сложена песчаниками, иногда нефтенасыщенными, алевролитами и аргиллитами. Мощность терригенной пачки колеблется от 5 до 17 м. Карбонатная пачка представлена известняками темно-серыми с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность карбонатной пачки составляет 7-11 м.

Отложения верхневизейского подъяруса рассматриваются совместно с серпуховскими (C1s). Представлены известняками светло-серыми, битуминозными, глинистыми, и доломитами кавернозными, слабо известковистыми, с прослоями аргиллитов. Мощность отложений 212-250 м.

Средний отдел (C2)

Представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус (C2b)

Мощность биоморфных и детритово-биоморфных известняков башкирского яруса составляет 61-77 м. К данным отложениям приурочена промышленная нефтеносность (пласт Бш).

Московский ярус (C2m)

В составе верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов сложен известняками и доломитами с включениями кремня и ангидрита и с прослоями аргиллитов. Мощность отложений колеблется от 186 до 275 м.

Верхнекаменноугольные отложения (C3)

Представлены карбонатной толщей мощностью 37-85 м.

Пермская система (Р)

Нижнепермский отдел (P1)

Представлен отложениями ассельского+сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.

Ассельский+сакмарский ярусы (P1as+P1s)

Представлены плотными известняками, окремнелыми с глинистым материалом, мощностью 210-300 м.

Артинский ярус (P1ar)

Карбонатная пачка артинского яруса сложена известняками органогенно-обломочными с многочисленной фауной. Мощность пачки колеблется от 212 до 300 м. Терригенная пачка представлена темно-серыми известковистыми аргиллитами мощностью 150-260 м.

Кунгурский ярус (P1k)

Представлен ангидритовой и глинисто-карбонатной пачками филипповского горизонта мощностью 68-85 м; соленосной и глинисто-ангидритовой толщами (610-680 м) иренского горизонта.

Верхний отдел (P2)

Охарактеризован отложениями шешминского и соликамского горизонтов уфимского яруса (P2u). Мощность терригенно-карбонатной и соляно-мергельной толщ составляет 84 м.

Кайнозойская группа (KZ)

Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения представлены современным и древним аллювием, глинами, песками, суглинками, реже галечником. Мощность отложений колеблется от 0 до 20 м.

3.2 Тектоника

Логовское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Березниковского выступа, осложняющего центральную часть Соликамской депрессии. Выкопировка из тектонической карты Пермского края представлена на рис. 2.2.1.

Тектоническое строение Соликамской впадины изучено по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.

Вся территория Соликамской впадины расположена в области распространения единого крупного Камско-Кинельского прогиба с широким развитием рифовых построек верхнедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Наряду с верхнедевонскими, предполагается существование артинских органогенных построек мощностью не более 30 м. Таким рифовым массивом и является Логовская структура.

Характер и общие закономерности тектонического строения структуры прослежены по отражающим горизонтам Ак, IIп, III.

Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ на территории Логовского месторождения картируется в виде моноклинали со средней абсолютной глубиной от -4000 м на западе до -4600 м на востоке.

Вендские отложения вскрыты скважинами №№ 12-ОГН и 13-ОГН. В плане поверхности вендского комплекса прослеживается моноклинальный наклон на восток-юго-восток от абсолютных глубин -2275 м до -2590 м.

Отражающий горизонт III (кровля терригенных отложений кыновского горизонта франского яруса) без видимых структурных осложнений полого погружается на восток-юго-восток.

По горизонту IIп (кровля карбонатных пород турнейско-фаменского возраста) структура имеет вид асимметричной брахиантиклинали, вытянутой в северо-восточном направлении с двумя вершинами. Размеры структуры в пределах изогипсы -1925 м составляют 9х3 км, амплитуда северной вершины 62 м, южной - 83 м. Углы падения меняются в пределах 6-12, причем большая крутизна присуща северо-западному крылу.

Структурный план башкирского яруса изучен недостаточно. Сейсмических исследований данного структурного этажа не проводилось ввиду отсутствия четкого отражающего горизонта. В связи с этим, все структурные построения были проведены по аналогии с достаточно информативным нижележащим турнейско-фаменским структурным планом.

По горизонту Ак (поверхность артинских карбонатных отложений) поднятие приобретает вид сложнопостроенного структурного выступа с относительно крутым (до 8) и высокоамплитудным (до 80 м) юго-восточным и невыразительным (амплитудой не более 30 м) северо-западным крылом.

Таким образом, в тектоническом отношении Логовское поднятие является структурой тектоно-седиментационного происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов девонских, каменноугольных и пермских отложений.

3.3 Нефтегазоносность

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

верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК (пл.Т+Фм);

нижне-средневизейский терригенный НГК (пл.Бб,Тл);

среднекаменноугольный карбонатный НГК (пл.Бш,Срп);

Строение залежей Логовского месторождения схематично отображено на геологическом профильном разрезе I-I по линии скважин №№ 234-231-233-145-141-211-216-210-213-47-130. (Приложение 1)

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

Залежи нефти с промышленными запасами в пределах комплекса выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В связи с тем, что кровля турнейских отложений на Логовском месторождении в большинстве скважин размыта, а также отсутствует четкая граница между турнейским и фаменским ярусами, они рассматриваются совместно. Промышленное значение на месторождении имеет пласт Т+Фм.

Нижне-средневизейский терригенный НГК

На Логовском месторождении в пределах нижне-средневизейского НГК промышленное значение имеют отложения тульского и бобриковского горизонтов (пласты Тл и Бб).

Отложения тульского горизонта представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Они вскрыты в 11 скважинах и по данным ГИС в 10 из них (кроме скважины 133) нефтеносны. В остальных скважинах проницаемые прослои отсутствуют.

Отложения бобриковского горизонта представлены разнозернистыми песчаниками.

Среднекаменноугольный карбонатный НГК

Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и верейского горизонтов, башкирского и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских - практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Логовском месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского и серпуховского ярусов (пласт Бш).

Таким образом, в разрезе Логовского месторождении установлена нефтеносность в башкирско-серпуховских (пласт Бш), тульско-бобриковских (пласты Тл и Бб) и турнейско-фаменских (пласт Т+Фм) отложениях. Общая характеристика залежей приведена в таблице 2.4.1.

Табл. 2.4.1 Глубины, отметки и толщины продуктивных пластов

Пласт	Абс. отм. залегания	Средняя эффективная толщина по пласту в целом, м	Принятое положение	Тип залежи
	пласта в своде, м	общая	Нефтенасыщенная	Водонасыщенная	ВНК, м, абс. отм.
Т+Фм	-1833 :-1853	10,1	7,1	4,7	-1909,0	Массивная
Бб	-1816:-1841	4,0	3,8	3,6	-1894,0	Пластовая, сводовая
Тл			1,01
Р-н 13 скв.	-1844				-1846,0	Литологически экранированная
Северная	-1821				-1861,0	Литологически экранированная
Р-н 209 скв.	-1862				-1866,0	Литологически экранированная
Бш		11,5	7,3	6,5
Северная	-1551				-1566,0-1571,0	Массивная, водоплавающая
Южная	-1530				-1563,0	Массивная, водоплавающая

Залежь в турнейско-фаменских отложениях (Т+Фм)

Залежь приурочена к верхней подразмывной части карбонатного массива турнейско-фаменского возраста. Нефтеносность связана с порово-кавернозно-трещинными коллекторами, развитие которых характерно для примыкающих к эрозионным поверхностям отложений. Покрышкой служат плотные непроницаемые аргиллиты и алевролиты с битумным и углисто-глинистым цементом малиновского надгоризонта толщиной 2,2-14,0 м.

Залежь массивная, водоплавающая по всей площади, за исключением участка скважин №№ 219, 232, в которых в интервале продуктивной толщи коллектор отсутствует. Абс. отм. залегания кровли пласта в своде варьируют от -1833 м на южном куполе до -1853 м на северном. Размеры залежи в границах принятого ВНК составляют 2,9х9,3 км. Высота залежи 70 м. В составе пласта выделяется от 2 до 20 проницаемых прослоев толщиной 0,6-4,0 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,12. Коэффициент расчлененности 4,4.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируют от 1,7 до 17,8 м, средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,1 м. Доля эффективных нефтенасыщенных толщин в общей толщине продуктивной пачки довольно низкая - 18%, плотными разностями занято 82% объема залежи. В этой связи устойчивая работа скважин, эксплуатирующих турнейско-фаменскую залежь, указывает на хорошую гидродинамическую связанность резервуара, что возможно при наличии трещиноватости в плотных разностях.

Водонефтяной контакт принят по результатам интерпретации ГИС, опробований и данных эксплуатационных скважин на абс. отметке -1909,0 м.

Залежь в отложениях бобриковского горизонта (Бб)

Промышленная нефтеносность песчаников бобриковского горизонта подтверждена результатами интерпретации ГИС, лабораторными исследованиями керна, данными опробования и эксплуатации скважин. Проницаемые пропластки выявлены во всех скважинах, вскрывших бобриковские отложения. От вышележащих тульских они отделены пачкой глинистых пород, толщиной 3,0-7,2 м, снизу подстилаются аргиллитами малиновского надгоризонта.

Залежь пластовая сводовая, размерами в границах принятого ВНК 3х9 км (Приложение 2). Этаж нефтеносности составляет 65 м. Вследствие небольшой толщины пласта и относительного крутого падения крыльев структуры водо-нефтяная зона имеет ограниченные размеры . Водонефтяной контакт непосредственно не вскрыт ни в одной из скважин. По результатам опробования скважин и интерпретации ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1894,0 м. В пласте выделяются 1-5 проницаемых пропластка толщиной 0,6-8,2 м. Абсолютные отметки залегания кровли пласта в своде на южном куполе составляют -1816 м и на северном -1841 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности - 0,34 и 2,48, соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,6 до 8,4 м. (Приложение 3)

Залежи в тульских отложениях (Тл)

Терригенная пачка тульского горизонта представлена преимущественно глинистыми отложениями с отдельными прослоями песчаников. Они вскрыты в 11 скважинах и по данным ГИС в 10 из них (кроме скважины 133) нефтеносны. В остальных скважинах проницаемые прослои отсутствуют, вследствие чего образуются три изолированные залежи со своими условными водонефтяными контактами. Южная залежь в районе скважины 13, размером в границах принятого ВНК - 0,5х1 км, литологически экранированная, выделяется на основании данных ГИС. Кровля выделяется на абс. отм. -1844 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,4 м. Водонефтяной контакт условно принимается на абс. отметке -1846,0 м.

Залежь в районе скважины 209 литологически экранированная, размером 0,3х0,75 км в границах принятого ВНК. Кровля пласта вскрыта на абс. отм. -1862 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,6 м. Условный водонефтяной контакт принят на абс. отм -1866,0 м.

Северная залежь, включающая скважины №№ 47, 130, 132, 210, 212, 213, 217, 339, литологически экранированная, вытянутая в субширотном направлении, размером в границах принятого ВНК 1,2х4,3 км. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1861,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 3,1 м.

Залежи в башкирских отложениях (Бш)

Башкирские отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, однако не во всех скважинах выполнен полный комплекс ГИС. Выделяется две самостоятельные залежи: северная и южная (Приложения 10, 11), (Таблицы 2.1.1, 2.1.2 и 2.1.3). Северная залежь массивная водоплавающая. Высота залежи 27 м, размеры в границах принятого ВНК - 1х2,7 км. На данной стадии изученности залежи водонефтяной контакт принят слабо наклонным от абс. отм. -1566,0 до -1571,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,9 до 7,3 м.

Южная залежь в районе скважин №№ 134, 144, 227, 228, 231, 233 в стратиграфическом отношении захватывает верхнюю часть серпуховских отложений. Залежь массивная водоплавающая с этажом нефтеносности 30 м. Размеры ее в границах принятого ВНК составляют 2,75х2,4 км. В составе выделяется 3-9 проницаемых пропластков толщиной 0,6-2,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в диапазоне 4,0-16,4 м. Отношение эффективной толщины к общей 0,46, коэффициент расчлененности 6,7. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1563,0 м.

3.4 Гидрогеологические условия

Логовское месторождение расположено в Предуральском сложном бассейне пластовых безнапорных и напорных вод. Бассейн относится к району нисходящих неотектонических движений с преобладающими аккумулятивными формами рельефа, сильной извилистостью рек и заболоченностью, наличием углубленных участков долин.

В зависимости от интенсивности водообмена с земной поверхностью разрез месторождения может быть подразделен на две гидродинамические зоны: верхнюю и нижнюю, разделенные сульфатно-глинисто-галогенными отложениями иренского горизонта. Нефтяные залежи Логовского месторождения связаны с нижней гидродинамической зоной. В разрезе выделяются следующие нефтеводоносные комплексы:

· Верхнедевонско-турнейский нефтеводоносный комплекс

· Нижне-средневизейскийо нефтеводоносный комплекс

· Верхневизейско-баширский нефтеводоносный комплекс

· Московский водоносный комплекс

· Верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс

Основные выводы:

Район Логовского месторождения имеет нормальный тип гидрохимического профиля. С глубиной наблюдается закономерное увеличение минерализации и смена гидрохимических типов подземных вод.

Нижняя гидродинамическая зона характеризуется существенной фильтрационной неоднородностью палеозойских отложений, выраженной частым замещением проницаемых пластов плотными, зональным распространением палеокарстовых коллекторов в карбонатных комплексах в сводовой части тектоно-седиментационных поднятий. Широкое развитие слабопроницаемых субэндогенных геофильтрационных сред обусловило значительную долю "сухих" интервалов разреза в общем объеме гидродинамических испытаний скважин.

Начальные пластовые давления в водонасыщенных отложениях линейно связаны с абсолютной глубиной их залегания. Давление в залежах, как правило, меньше расчетного давления в прилегающей водоносной части. Верхневизейско-башкирская и турнейско-фаменская залежи находятся в "спокойных" гидродинамических условиях, яснополянская залежь на южном куполе - в зоне резких (от 310 до 718 м) перепадов напоров, а на северном - в зоне нормальных напоров. Глубинный латеральный сток имеет отчетливо выраженный местный характер. Его направления и скорость контролируются положением и гидрогеологической активностью зон вертикальных перетоков.



4. Методика и объем проектируемых работ

4.1 Обоснование постановки работ, их цели и задачи

Поисково-оценочным бурением должны быть решены следующие задачи:

-Вскрытие проектных перспективных на нефть и газ комплексов в пределах контуров ловушки по всему разрезу или на доступную глубину с учетом технико-экономической и геологической целесообразности;

-Выделение во вскрытом разрезе пластов-коллекторов и флюидоупоров и оценку продуктивности каждого пласта (или пачки пластов) по совокупности геолого-геофизических данных;

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

-Определение в отдельных скважинах физико-химических свойств флюидов в пластовых и поверхностных условиях, гидрогеологических особенностей нефте-газоперспективных комплексов пород;

-Изучение в отдельных скважинах физических свойств коллекторов по данным лабораторного исследовании керна и по материалам ГИС;

-Предварительная геометризация продуктивных горизонтов по емкостным и промысловым параметрам, выделение этажей разведки;

-Получение данных для оценки запасов категорий С2 и С1 залежей и месторождений нефти и газа.

4.2 Система расположения скважин

Для решения поставленных задач на Логовском месторождении, проектом предусматривается пробурить 3 скважины, расположенные по центральной части двух куполов структуры и между ними. На профиле расположены скважины 1, 2 и 3. Скважины 1 и 2 поисковые; скважина 3 оценочная, бурение которой зависит от результатов бурения 1 и 2 скважин.

Геологической основой для размещения проектной скважины, является структурная карта по отражающему горизонту, отождествлённому с кровлей карбонатных отложений турнейского и фаменского ярусов.

Поисковая скважина №1 проектируется в южном куполе структуры с целью поиска залежи нефти (газа) башкирских, серпуховских, визейских, турнейских и фаменских ярусов для изучения литолого-фациальной характеристики вскрываемого разреза, уточнения геологического строения, глубинной тектоники; оконтуривание залежей; оценки точности сейсмических построений. Проектный ярус скважины турнейский + фаменский, проектная глубина 2300 м. Целью бурения скважины является вскрытие всех предполагаемых продуктивных горизонтов. Является первоочередной, поскольку она бурится в наивысшей части купольного поднятия. При открытии в поисковой скважине №1, 2 промышленных скоплений нефти проектируется бурение оценочных скважин, в данном случае оценочной. Учитывая форму структуры, заложение скважин предусматривается по продольному профилю.

Поисковая скважина №2 закладывается во втором куполе (северном) структуры для уточнения строения. Проектный ярус скважины - турнейский + фаменский, проектная глубина 2300 м. Целью является поиск залежи нефти (газа) средневизейских отложений.

Оценочная скважина №3 закладывается на линии разреза А-Б между поисковыми скважинами 1 и 2 для уточнения связи между залежами вскрытых первыми двумя скважинами и влияния их друг на друга, если промышленные скопления были установлены в скважинах №1 и 2, а так же для вскрытия всех предполагаемых продуктивных горизонтов, изучения литолого-фациальной характеристики вскрываемого разреза, уточнения геологического строения, глубинной тектоники; оконтуривание залежей; оценки точности сейсмических построений.



Табл.4.2.1

Стратиграфический разрез	Индекс	Скв. №1	Скв. №2	Скв. №3
Четвертичные отложения	Q	0-10	0-10	0-10
Уфимский	P2u	10-94	10-94	10-94
Иренский	Р1ir	94-739	94-739	94-739
Филипповский	Р1fl	739-815,5	739-815,5	739-815,5
Артинский	P1ar	815,5-1276,5	815,5-1276,5	815,5-1276,5
Ассельский + Сакмарский	P1s+a	1276,5-1531,5	1276,5-1531,5	1276,5-1531,5
Верхний отдел каменноугольной системы	С3	1531,5-1592,5	1531,5-1592,5	1531,5-1592,5
Мячковский	С2mc	1592,5-1823	1592,5-1823	1592,5-1823
Башкирский	С2b	1823-1892	1823-1892	1823-1892
Серпуховский	С1s	1892-2123	1892-2123	1892-2123
Верхневизейский	С1v3	2123-2164	2123-2164	2123-2164
Турнейский+Фаменский	С1t+ D3fm	2164-2448	2164-2449	2164-2449

4.3 Геологические условия проводки скважин

4.3.1 Выбор типовой скважины и ее геологический разрез.

На Логовском месторождении из числа проектных скважин за типовую выбирается скважина №1, расположенная в центре структуры. Скважина является первоочередной, независимой, бурится в оптимальных, геологических условиях и решает следующие геологические задачи: изучение геологического строения и оценка нефтегазоносности отложений. На основании этого строим разрез, который приведен в табл. №4.3.1

табл.4.3.1

Стратиграфический разрез	Индекс	Интервалы вскрытия	Мощ- ность	Краткая литологическая Характеристика
Четвертичные отложения	Q	0-11	10	Cовременный и древний аллювий, глина, пески, суглинки, реже галечники
Уфимский	P2u	11-95	84	Терригенно-карбонатная и соляно-мергельная толщи
Иренский	Р1ir	95-740	645	Cоленосная и глинисто-ангидритовая толщи
Филипповский	Р1fl	740-816,5	76,5	Ангидритовая и глинисто-карбонатная пачки
Артинский	P1ar	816,5-1277,5	461	Карбонатная пачка сложена известняками органогенно-обломочными с многочисленной фауной. Терригенная пачка представлена темно-серыми известковистыми аргиллитами
Ассельский + Сакмарский	P1s+a	1277,5-1532,5	255	Плотные известняки, окремнелые с глинистым материалом
Верхний отдел каменноугольной системы	С3	1532,5-1593,5	61	Карбонатная толща
Мячковский	С2mc	1593,5-1824	230,5	Известняки и доломиты с включениями кремня и ангидрита, и с прослоями аргиллитов
Башкирский	С2b	1824-1893	69	Биоморфные и детритово-биоморфные известняки
Серпуховский	С1s	1893-2124	231	Известняки светло-серые, битуминозные, глинистые, и доломитами кавернозными, слабо известковистыми, с прослоями аргиллитов
Верхневизейский	С1v3	2124-2165	41	Терригенная пачка сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Карбонатная пачка представлена известняками темно-серыми с прослоями алевролитов и аргиллитов
Турнейский+Фаменский	С1t+ D3fm	2165-2449	284	Мощная толща известняков, характеризующих рифовый тип разреза, светло-серых до коричневато-серых, трещиноватых, кавернозных, с включениями кальцита и ангидрита

4.3.2 Осложнения в процессе бурения

В процессе поисково-оценочного бурения ожидаются осложнения, связанные с особенностями геологического строения разреза на Логовской возвышенности, такие как:

· Обвалы;

· Осыпи;

· Образование глинистой корки;

· Поглощение бурового раствора;

· Кавернообразование;

· Водопроявления;

· Нефтепроявления;

· Доломитизация;

Ожидаемые в процессе бурения осложнения приведены в таблице № 4.3.2.1.

4.3.2.1. таблица

Глубина	Возраст	Вид осложнений	Причины осложнения
0-10	Четвертичная система	Обвалы, осыпи	Неустойчивость терригенных отложений
10-1276.5	Пермская система	Кавернообразование, поглощение бурового раствора	Наличие трещиноватых пород, присутствие в разрезе доломитов, неустойчивость терригенных отложений
1276.5- 2450	Нижний отдел пермской системы + Верхний и средний отделы каменноугольной системы	Поглощение бурового раствора, кавернообразование, прихват бурового инструмента, доломитизация, водопроявление	Наличие трещиноватых пород, наличие нефте- и водонасыщенных пород, присутствие в разрезе доломитов

4.3.3 Обоснование конструкции скважины

Учитывая требования Охраны недр в процессе бурения и особенности литологического разреза, проектом предусматривается следующая конструкция скважины, которая позволит осуществить проводку скважины до проектной глубины при минимальных затратах материалов и средств:

1. Направление - диаметром 324 мм спускается на глубину до 40 м с целью перекрытия неустойчивой верхней части разреза.

2. Кондуктор - диаметром 219 мм спускается с целью перекрытия зон поглощения уфимского яруса и иренского горизонта. Глубина спуска кондуктора 600 м.

3. Техническая колонна - диаметром 200 мм спускается для перекрытия соляных отложений иренского горизонта на глубину до 1275 м.

4. Эксплуатационная колонна - диаметром 146 мм. Спускается на проектную глубину 2300 м с подъемом цемента до устья. Служит для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины, а так же для подъёма нефти и газа на поверхность.

Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх.

Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, по ГОСТу 632-80 Диаметр эксплуатационной колонны по Dэ. = 146 мм.

Кондуктор:

Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну

Dд = Dм+ 2д (м)

Dм - диаметр муфты, м

д - кольцевой зазор, м

Dд.э = 166+2*20 = 206 мм

По ГОСТ 20692-75 диаметр долота под ЭК принимают равным 215,9мм.

Dк=dдэк+ д(0,006-0,008)=215,9+0,006=215,906мм

По ГОСТ 632-80 диаметр кондуктора Dк = 219мм

Направление:

Определяем диаметр долота под направление

Dд.т = Dм+2д (мм)

Dд.т=221+2*30=281мм

По ГОСТ 20692-75 диаметр долота под кондуктор принимают равным 295,3мм

Dн=Dд.к+д(0,006-0,008)= 295,3+0,006=295,306 мм

По ГОСТ 632-80 диаметр направления Dн = 0,324 м

Данные о конструкции скважины приведены в таблице 4.3.3.1.

Таблица 4.3.3.1

Наименование колонны	Диаметр колонны (м)	Глубина спуска (м)	Высота подъема цемента за колонной (м)
Направление	0,324	20	До устья
Кондуктор	0,219	600	До устья
Эксплуатационная колонна	0,146	2300	До устья

Расчет цементирования эксплуатационной колонны.

Производится расчет одноступенчатого цементирования эксплуатационной колонны диаметром 168 мм, спущенной в скважину на глубину Н = 2300 м при следующих условиях:

*Диаметр долота Dд=215,9 мм

*Наружный диаметр труб d1=146 мм

*Внутренний диаметр d2=132 мм

*Высота подъема цементного раствора Н=2872 м

*Плотность глинистого раствора 1240 кг/м3

*Плотность цементного раствора 1860 кг/м3

*Кольцо «стоп» установлено на высоте h=50 м

1. Объём цементного раствора, подлежащего закачке в скважину, определяется по формуле:

VЦ = р/4 [К1 * (D д 2 -d12) * Hц + d22 * h]

К1 - коэффициент учитывающий увеличение объёма ЦР расходуемого на заполнение каверн, трещин и увеличение диаметра скважины против расчетного. К1 = 1,8

VЦ = 0,785 [1,20 * (0,2159^2 - 0,146^2) * 2872 + 0,132^2 * 50] = 40,36 м3

2. Количество сухого цемента для приготовления ЦР определяется из выражения:

цц=сцVц/(1+m)

где m - водоцементное отношение, m=0,5.

цЦ = 1 /1,5 * 1850* 40,36 = 49,77 т

3. Количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворение цемента

цґц = К2 * цЦ

где: К2 - коэффициент учитывающий наземные потери при затворение цементного раствора (при использовании машин равен 1,01).

цґц =1,01*49,77 = 50,27 т

4. Необходимое количество воды для приготовления раствора 50% концентрации:

Vв= 0,5 * цґЦ

Vв = 0,5 *50,27 = 25,13 м3

5. Потребное количество продавочного раствора

Vпр = Л* П/4 * d22 * (H - h)

Л - коэффициент учитывающий сжатие глинистого раствора (1,03-1,05).

VПР = 1,04 +( 3,14* 0,132^2)\4 * (2872- 50) = 23,14 м3.

4.3.4 Буровой раствор и контроль показателей свойств

Чтобы выбрать буровой раствор правильно, нужно помнить, что при бурении скважин буровой раствор должен удовлетворять следующим условиям:

* Очищать скважину от шлама и выносить его на поверхность;

* Удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

* Охлаждать долото и облегчить разрушение породы в призабойной зоне;

* Создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте-, газопроявлений;

* Оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважин, предупреждая их обрушение;

* Передавать энергию гидравлическому забойному двигателю;

* Обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии и др.

Выбор буровых растворов основывался с учетом особенностей геологического разреза, возможных осложнений в ходе бурения.

В процессе бурения интервалы, сложенные конкретными породами, в зависимости от осложнений вскрываемого разреза должны меняться параметры буровой жидкости, а также соблюдаться контроль показателей их свойств.



Таблица № 4.3.4.1

Интервалы (м)	Ожидаемые Осложнения	Тип БР	Показатели свойств БР
			с см3	УВ, сек	СНС, Па	Показатель фильтрации (см3/30мин)
0-20	Обвалы, осыпи	На сухой основе	-	-	-	-
20-1823;	Кавернообразования, осыпи, обвалы, доломитизация, поглощение БР водопроявления	На глинистой основе с добавлением ПАВ	1,16	35-40	4-7	8-10
1823-2300	Желобообразование, нефтепроявление	Раствор на нефтяной основе с добавлением хим. реагентов	1,23	33-40	3-6	<5

4.4 Комплекс геолого-геофизических исследований

4.4.1 Отбор керна и шлама

Для изучения литологической характеристики пластов и физических свойств коллекторов, уточнения стратиграфических границ, эффективных толщин, положения ВНК, а также лабораторного изучения физических свойств пород продуктивных горизонтов, в скважине предусматривается отбор керна. С целью увеличения процента выноса керна из продуктивных горизонтов отбор следует производить специальными колонковыми снарядами «Недра».

Интервалы отбора керна по проектной поисковой скважине приведены в таблице 4.4.1.1



Таблица 4.4.1.1

Возраст отложений	Интервалы отбора керна, м	Проходка с керном, м.	Керноотборное устройство
Ассельский ярус	1506.5-1556.5	50	«Недра»
Башкирский + московский ярус	1802-1854,5	52,5	«Недра»
Визейский ярус	2104-2194	90	«Недра»

Общая проходка с керном составляет 192.5 метров, что составляет 8.37 % от общей глубины.

Контрольный замер инструмента следует производить перед отбором керна, и после достижения проектной глубины скважины.

4.4.2 Геофизические и геохимические исследования

Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводят с целью: расчленение разреза на пласты различного литологического состава, определения мощности и глубины залегания пластов; выделение в разрезе скважины интервалов залегания нефтегазонасыщенных пластов и определения их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения; контроля технического состояния скважины и проведения в них технологических операций; контроля за эксплуатацией месторождений.

Таблица 4.4.2.1

Проектный комплекс промыслово-геофизических исследований

Вид исследования	Целевое назначение	Масштаб записи	Интервалы проведения
ГК	Литологическое расчленение разреза, выделение пород-коллекторов, расчет пористости коллекторов, привязка к разрезу скважины керна	1:500	20-2300
		1:200	1770-1855 2120-2175
БКЗ	Литологическое расчленение разреза, выделение пород коллекторов, определение границ пластов, определение УЭС, изучение зоны проникновения ФБР	1:500	20-2300
ННК	Литологическое расчленение разреза, выделение пород-коллекторов, расчет коэффициента пористости, определение объемного водородосодержания, отбивка ГВК, ВНК	1:500	20-2300
		1:200	1770-1855 2120-2175
МБК	Литологическое расчленение разреза, выделение пород-коллекторов, изучение строения зоны проникновения, определение характера насыщения, определение пористости и УЭС	1:200	20-2300
АК	Литологическое расчленение разреза, расчет упругих свойств породы, локализация трещинных зон, определение коэффициента межзерновой пористости коллекторов, выделение пород коллекторов в чистых и глинистых породах.	1:500	20-2300
Инклинометрия	Определение искривления ствола скважин		Через 10 метров по всему стволу скважины, 0-2300 м
Кавернометрия	Определение истинного диаметра скважин, расчет коэффициента кавернозности для определения объема цементного раствора, литологическое расчленение пород коллекторов с другими методами ГИС, выявление благоприятных интервалов для установки башмака колонны и пакера для различных операций, контроль за состоянием скважин в процессе бурения;	1:500	20-2300
		1:200	1770-1855 2120-2175
АКЦ-ЦМ	Определение качества цементного камня за колонной.	1:500	20-2300
АКЦ-СГДТ	Определение качества цементирования эксплуатационной колонны	1:500	20-2300

4.4.3 Опробование и испытание перспективных горизонтов

Для предварительной оценки нефтеносности перспективных объектов, а также выявления пластов-коллекторов и их параметров, проектируется испытание предполагаемых перспективных горизонтов сверху вниз в открытом стволе, в процессе бурения скважин, испытателями пластов.

Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб, пластовой жидкости, оценка характера насыщенности пласта и в отдельных случаях определение его ориентировочного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять в процессе бурения при помощи испытателей пластов.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб в пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и дебит скважин).

Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения необходимых данных для подсчета запаса нефти и газа в составлении проектов разработки месторождений.

Ориентировочные интервалы опробования пластов в процессе бурения по проектной поисковой скважине указываются в таблице №4.4.3.1.

Ориентировочные интервалы испытания пластов в процессе бурения по проектной поисковой скважине указываются в таблице №4.4.3.2.

Ориентировочные интервалы опробования пластов в процессе бурения по проектной поисковой скважине

Таблица №4.4.3.1

№ п/п	Геологический возраст	Интервалы опробывания, м	Способ вскрытия	Интервалы установки цементных мостов
1	C2b	1817,5-1829,5	Кумулятивная перфорация	1797,5-1844,5
2	С1tl	2217-2228	Кумулятивная перфорация	2113-2134
3	C1v1	2138-2153	Кумулятивная перфорация	2113-2134
4	C1t+D3fm	2159-2179	Кумулятивная перфорация	2113-2134

Ориентировочные интервалы испытания пластов в процессе бурения по проектной поисковой скважине

Таблица №4.4.3.2

№ п/п	Геологический возраст	Интервалы испытания, м	Способ вскрытия	Интервалы установки цементных мостов
1	C2b	1817,5-1829,5	Кумулятивная перфорация	1797,5-1844,5
2	С1tl	2217-2228	Кумулятивная перфорация	2113-2134
3	C1v1	2138-2153	Кумулятивная перфорация	2113-2134
4	C1t+D3fm	2159-2179	Кумулятивная перфорация	2113-2134

При обнаружении нефтепроявлений в непредусмотренных проектом горизонтах, а также при вскрытии зоны ухода промывочной жидкости следует провести испытание их пластоиспытателем.

В процессе опробования пластов необходимо производить гидродинамические исследования, позволяющие определить характер насыщения пласта и его геолого-геофизические параметры (проницаемость, величину пластового давления, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание должно производиться не позднее 5 суток.

С целью установления промышленной нефтеносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения других необходимых, данных для подсчета запасов нефти по промышленным категориям и составление проекта разработки залежи в скважине предусматривается спуск эксплуатационной колонны. Перед началом испытания производится проверка колонны на герметичность методом опрессовки или снижения уровня. Испытание в колонне продуктивных горизонтов следует производить снизу вверх. Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежи на данном этапе работ, их сравнительной оценки. В связи с этим объекты испытания намечены предварительно, и окончательный выбор интервалов испытания будет сделан на основании всего комплекса исследования в скважине.

Ориентировочные интервалы испытания предполагаемого продуктивного горизонта через колонну типовой скважины приведены в таблице №4.4.3.3

Таблица №4.4.3.3

<...

№ объекта	Интервалы испытания (м)	Возраст отложений	Способ перфорации, количество отверстий на 1 м.	Плотность бурового раствора, (кг/м3)	Способ вызова притока	Методы интенсификации притока	Интервалы установления цементного моста

Страница:

•  1 
•  2 

курсовая работа "Проект разработки Логовекого месторождения" скачать

Подобные документы

• Технология и техника строительства разведочной скважины №5 Берямбинского месторождения

  Назначение и проектирование конструкции скважины. Отбор керна и шлама. Опробование и испытание перспективных горизонтов. Определение числа колонн и глубины их cпуска. Выбор способа бурения. Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов.
  
  дипломная работа [674,1 K], добавлен 16.06.2013
  

• Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения

  Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.
  
  дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012
  

• Проектирование буровых работ с целью предварительной разведки месторождения Родниковое

  Геологическое строение месторождения Родниковое: стратиграфия, магматизм, тектоника. Геофизические исследования в скважинах. Технологические условия и цель бурения. Выбор конструкции скважины. Предупреждение и ликвидации аварий на месторождении.
  
  дипломная работа [127,4 K], добавлен 24.11.2010
  

• Проект проводки скважины при предварительной разведке месторождения Белоусовское

  Физико-географические сведения и местоположение месторождения. Геологическое строение участка, его тектоника и гидрогеология. Обоснование способа и вида бурения. Разработка конструкции скважины. Принципы и подходы к автоматизации работы водоподъемника.
  
  дипломная работа [588,4 K], добавлен 06.05.2015
  

• Проектирование геологоразведочной скважины на Яковлевском месторождении

  Геологическое описание месторождения. Характеристика геологического разреза. Обоснование способа и режимов бурения. Проектирование конструкции геологоразведочной скважины. Выбор бурового инструмента и оборудования. Мероприятия по увеличению выхода керна.
  
  курсовая работа [58,3 K], добавлен 07.11.2013
  

• Бурение скважин на участке Хрустальный месторождения Дукат

  Геологическое строение района. Геологические задачи и методы их решения. Топографо-геодезические и геофизические работы. Геолого-технические условия бурения. Выбор конструкции скважины. Выбор способа бурения. Виды осложнений и причины их возникновения.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 19.11.2015
  

• Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении

  Геолого-промышленная характеристика месторождения. Основные проблемные вопросы бурения типовой наклонно-направленной эксплуатационной скважины Западно-Хоседаюского месторождения. Обоснование применения алмазно-твердосплавных пластинок долот при бурении.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 13.05.2015
  

• Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади

  Цели и задачи поисково-оценочного бурения. Выбор типовой скважины и ее геологический разрез. Обоснование для постановки поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади. Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа. Ликвидация и консервация скважин.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 09.12.2010
  

• Геологическое строение и нефтегазоностность Перелюбского месторождения

  Минимальные отметки рельефа. Скважины Перелюбского месторождения. Литолого-стратиграфический разрез в пределах Перелюбского месторождения. Зона развития Камелик-Чаганской системы линейных дислокаций. Структурный план по кровле башкирского яруса.
  
  курсовая работа [39,2 K], добавлен 29.03.2014
  

• Проект разведочной скважины глубиной 540 метров

  Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.
  
  курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010
  

• Проект проводки скважины при предварительной разведке месторождения Белоусовское

  Гидрогеологическая характеристика участка месторождения Белоусовское. Разработка конструкции скважины. Обоснование способа и вида бурения. Число обсадных колонн и глубина их спуска. Выбор состава бурового снаряда и породоразрушающего инструмента.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.05.2015
  

• Проект соляно-кислотной обработки скважины Средне-Макарихинского месторождения

  Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой.
  
  курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012
  

• Проект буровых работ на стадии оценки запасов рудного золота в пределах Центрально-восточного участка Михайловского железорудного месторождения

  Вещественный состав полезного ископаемого. Гидрогеологические исследования в скважинах. Выбор и обоснование способа бурения и профиля скважины. Колонковые наборы и вспомогательный инструмент. Проектирование технологического режима бурения скважины.
  
  дипломная работа [954,0 K], добавлен 15.06.2012
  

• Проект строительства и крепления разведочной скважины на Квартовом месторождении

  Сведения о районе буровых работ, геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. Проектирование конструкции разведочной скважины, технология цементирования. Выбор оборудования для цементирования обсадных колонн.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 06.08.2013
  

• Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

  Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010
  

• Проект строительства скважины с горизонтальным окончанием

  Характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза Речицкого месторождения. Проект строительства эксплутационной скважины. Расчет эффективности при использовании кабельной линии связи через вертлюг. Выбор типа бурового раствора и его параметров.
  
  дипломная работа [3,5 M], добавлен 02.06.2012
  

• Разведочное бурение

  Геолого-технические условия бурения и отбора керна. Способ бурения и конструкция скважины. Разработка режимов бурения скважины. Повышение качества отбора керна. Искривление скважин и инклинометрия. Буровое оборудование и инструмент. Сооружение скважин.
  
  курсовая работа [778,6 K], добавлен 05.02.2008
  

• Структура и характеристика Оренбургского месторождения

  Геологическое строение и гидрогеологическая характеристика месторождения. Определение параметров газоконденсатной смеси и запасов газа. Расчет устьевого давления "средней" скважины по годам. Прогнозирование основных показателей разработки зоны УКПГ-8.
  
  курсовая работа [1007,0 K], добавлен 22.11.2012
  

• Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Выбор долот для бурения скважины. Составление гидравлической программы бурения. Организационно-производственная структура бурового предприятия. Сметный расчет бурения скважины Коринской площади.
  
  дипломная работа [949,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Разработка Астраханского газоконденсатного месторождения

  История разработки и геологическое строение газоконденсатного месторождения: характеристика разбуриваемой площади, лито-стратиграфический разрез скважин, газонефтеносность. Обоснование конструкции скважин, расчет обсадных колонн и осложнения при бурении.
  
  дипломная работа [509,8 K], добавлен 17.06.2009
  

Другие документы, подобные "Проект разработки Логовекого месторождения"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам