Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Проектирование скважины на площади Карачаганак

Проектирование скважины на площади Карачаганак

Общие сведения о месторождении Карачаганак, его тектонические особенности. Запасы нефти, газа и конденсата, глубина спуска и диаметры обсадных колонн. Компонентный состав жидкостей для цементирования. Сущность глушения плавучих буровых установок.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 21.05.2016
Размер файла 2,5 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Карачаганак находится в Западном Казахстане, недалеко от границы с Россией, его площадь составляет около 280 квадратных километров (Рис.1.1). Месторождение расположено в зоне плодородных степей Приуралья на территории Западно-Казахстанской области и административно входит в Бурлинский район, центром которого является г.Аксай. Население Аксая составляет около 25000 человек.

Географически месторождение находится к северо-востоку от 51-ой параллели северной широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км от города Аксай, в 150 км на восток от г. Уральска, на высоте 80-130 м над уровнем моря. Ближайшими населенными пунктами являются: Тунгуш (вплотную прилегает к контуру месторождения), Березовка (3 км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км), Жанаталап (4 км), Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км). В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная линия Уральск-Илек. Площадь месторождения пересекает автодорога с твердым покрытием Уральск-Оренбург. В 35 км к северо-востоку от месторождения проходит газопровод “Оренбург - Западная граница”, а в 160 км к западу - нефтепровод “Мангышлак-Куйбышев”. От Карачаганакского месторождения до Оренбургского газоперерабатыавющего завода (ОГПЗ), расположенного в 30 км северо-западнее г. Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо- и конденсатопроводы протяженностью 120 км. Расстояние от Карачаганакского до Оренбургского месторождения - 80 км. По западной части месторождения в северо-восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождения проходит ЛЭП-110.

Орографически, район месторождения представляет собой равнину, изрезанную редкой сетью оврагов и балок глубиной 5-10 м. Перепады высот рельефа не превышают 50 м на 1 км. Большую часть месторождения занимают земледельческие поля и пастбища, разделенные на отдельные участки защитными лесополосами. Небольшие лесные массивы имеются в поймах рек Урала и Илека. Около 50% территории района используется в полеводстве, 40% - как луга и пастбища и остальные 10% занимают городские, сельские поселения, леса, дороги и сооружения инфраструктуры.

Рисунок 1.1. Обзорная карта района месторождения Карачаганак.

Речная сеть района представлена рекой Березовка, пересыхающей летом, которая в районе села Илек впадает в реку Илек, впадающую, в самую крупной реку области Урал, протекающую через всю область с севера на юг.

Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура 4.8o С, среднемесячные меняются от минус 16.4 до плюс 26.4o С. Лето сухое и жаркое (до 44o С, зима холодная до -43o С). Почти постоянно дуют сильные ветры, в зимнее время преимущественно южного и юго-восточного направления со скоростью до 6.2 м/с, а в летнее время - северного, северо-западного и восточного направления со средней скоростью до 4.3 м/с. Среднегодовое количество осадков составляет от 220 до 250 мм, при среднемесячном - от 4.9 до 50 мм. Наибольшая суточная сумма осадков зимой достигала 10 мм, летом - 18.6. Высота снежного покрова за год меняется от 13 до 30 см, достигая иногда 50 см. Глубина промерзания почвы колеблется от 1.0 до 1.65 м.

Почвенный покров области представлен южными черноземами, темно-каштановыми, средне-каштановыми, светло-каштановыми и бурыми почвами.

В пойме Урала развиты пойменные почвы. Они образуются вследствие затопления поймы паводковыми водами и отложениями взмученного материала на поверхности почвы.

По растительному покрову в районе выделяются степная и пустынно-степная зоны.

1.2 Стратиграфия

На площади проектируемых работ наиболее древними вскрытыми отложениями являются отложения нижнего девона (скважины № 15 и № Д-5). Описание нижележащих отложений делятся по аналогии с районами Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского и Соль-Илецкого сводов. (Рис. 1.2.1)

Архей - ранний протерозой (кристаллический фундамент) - AR - PR1

В пределах Восточно-Оренбургского свода фундамент вскрыт на глубине 4,1 км. (Землянская площадь), в Бузулукской впадине (Зайкинская, Ростогинская площади) на глубине 4,5-4,7 км. На Булатовском поднятие на глубине 5260 м (скважина № П-9 Чинаревская). Фундамент сложен породами гранитного состава. Возраст фундамента архейско-среднепротерозойский.

По данным сейсморазведки на площади проектируемых работ глубина залегания фундамента (горизонт "ф") составляет порядка 7-9 км.

Верхнепротерозойская группа - PR2

Региональное распространение в данном районе имеют два комплекса - рифейский и вендский.

Рифейский комплекс в пределах Волго-Уральской антеклизы развит в грабенах разделяющих архейско-протерозойские массивы магмотоморфических пород фундамента. На 300-400 м отложения рифея вскрыты на Больше-Узеньской, Рожковской, Землянской площадях. Толщина комплекса по данным сейсморазведки до 1000 м.

Сложен он толщей красноцветных пород молассовидного облика с грубым чередованием КПШ гравелитов, песчаников и аргиллитов.

Вендский терригенный комплекс бурением вскрыт в пределах Восточно-Оренбургского свода. Толщина комплекса предположительно составляет 600-800 м. Отложения, трансгрессивно залегающие на фундаменте или отложениях рифея, представлены серо-цветными песчаниками и аргиллитами с подчинёнными прослоями карбонатных пород.

На Карачаганакской площади, по сейсмическим данным, толщина отложений между фундаментом и отражённым горизонтом "Пэ" достигает 2 км, что дает основание предполагать наличие в проектном разрезе не только девонских, но и более древних, в том числе и рифейско-вендских отложений.

Палеозойская группа - РZ.

Ордовикская и силурийская системы - О-S.

Отложения ордовика установлены на востоке и юге Восточно-Оренбургского свода, в пределах Соль-Илецкого свода и в прогибе, разделяющие их. Максимальная толщина отложений вскрыта скважиной № 1. Красный яр в бортовой части Соль-Илецкого свода. Скважина по ордовикским отложениям прошла 2020 м и не вскрыла их на полную мощность.

На юге и востоке Восточно-Оренбургского свода так же вскрыты силурийские отложения, максимальная толщина их составляет 40 м.

Нижнеполеозойские отложения сложены плотными песчаниками и аргиллитами серого цвета с прослоями карбонатных пород.

В разрезе Карачаганакской площади предполагается присутствие нижнепалеозойских отложений общей толщина порядка 1000 м.

Девонская система - D

Девонские отложения представлены нижним, средним и верхним отделами, которые в свою очередь расчленяются на более дробные подразделы.

Нижний отдел -D1

На дату составления проекта лишь в одной поисковой скважине № Д-5 вскрыты отложения предположительно раннедевонского возраста. Керн из интервала 6245-6248 м представлен аргиллитами тёмно-серыми с буроватым оттенком.

Вскрытая толщина нижнедевонских отложений составляет около 30м.

Средний отдел - D2

Среднедевонские отложения вскрыты поисковыми скважинами № Д-6 и № 15 и представлены эйфельским и живетским ярусами.

Отложения эйфельского яруса, по данным скважины Д-5 состоят из карбонатно-глинистой толщи, предположительно бийского возраста (интервал 6218-6081 м), карбонатной (интервал 5980-5955 м) толщина предположительно афонинского возраста. Мощность аргиллитовой толщи афонинского горизонта в скважине № 15 увеличивается до 59 м и представлена преимущественно аргиллитами тёмно-серыми, почти чёрными плотными, и с отдельными прослоями известняков тёмно-серыми, чёрными плотными микро- и тонкослойными. В аргиллитах и известняках наблюдаются ориентированные по напластованию обломки и раковины. В скважине № Д-5 эта толща имеет аналогичную характеристику и, скорее всего, может расцениваться как покрышка.

Отложения живетского яруса сложены тёмно-серыми, почти чёрными известняками, часто органогенными, и аргиллитами, наряду с которыми в верхней части разреза встречаются прослойки (до 5 мм) светло-серых мелкокристаллических известняков.

Комплекс конодонтов по определению Н.С.Овнотановой подтверждают живетский возраст вмещающих отложений. Толщина яруса составляет 64 м.

Верхний отдел - D3

Верхнедевонские отложения представлены фаменским ярусом.

Нижне-среднефаменские нерасчленённые отложения со стратиграфическим перерывом перекрывают средне девонские отложения. Наиболее полно разрез нижне-среднефаменских отложений изучен в скважине № 15, где встречаются прослои серых и тёмно-серых органогенно-обломочных известняков и почти чёрных мелко кристаллических доломитов. В известняках отмечаются многочисленные однокамерные фораминиферы, обломки члеников криноидей, тонкостенные раковины острокод. Ранне-среднефаменский ярус устанавливается по комплексу однокамерных фораминифер. Максимальная толщина 368 м (скважина № 15).

Верхнефаменские отложения согласно перекрывают нижне-среднефоменские. Они вскрыты в центральной, западной и восточной частях, где преобладают кристаллические известняки. Лишь в южной части месторождения известняки имеют подчинённое значение.

Верхнефаменские отложения имеют чёткую палеонтологическую характеристику по форамиферам, частично по водорослям. Толщина верхнефаменских отложений достигает до 368 м и в краевых частях поднятия.

Каменноугольная система - С

Отложения каменноугольной системы, вскрытые на всей изученной площади, представлены нижним и средним отделами.

Нижний отдел - С1

Нижнекаменноугольные образования представлены турнейским визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус (C1t) представлен нижним подярусом и по литологии не отличается от верхнефаменских. Толщина колеблется от 5-79 м.

Визейский ярус (C1v) перекрывает турнейские отложения с небольшим перерывом и определяется по редкой литологической смене водорослево-сферовых известняков органогенно-обломочными разностями или темноцветными глинисто-битуминозными доломитизированными известняками. Визейские отложения установлены в объёме окского надгоризонта (тульский, алексинский, Михайловский и виневские горизонты). Образования представлены двумя типами разрезов: мелководно-морским, толщиной от 242 м до 108 м и относительно глубоководным толщиной до 28 м.

Первый сложен известняками, серыми органогенно-детритовыми, биоморфно-детритовыми, второй известняками темно-серого цвета с прослоями чёрных известковых аргиллитов.

Мелководный тип представлен известняками биоморфно-детритовыми толщиной до 1448 м, рифовый тип - светло-серыми, преимущественно водорослями толщиной до 623 м, глубоководные - темно-серыми и серыми плитчатыми, микрослоистыми известняками и доломитами толщиной до 27 м.

Средний отдел - C2

Среднекаменноугольные отложения представлены только башкирским ярусом (C2b), который включает в себя только краснополянский горизонт и развиты исключительно в краевых частях структуры.

Сложены башкирские отложения мелководно-морским типом, представленным органогенно-обломочными водорослевыми известняками и глубоководным типом, разреза представленным переслаиванием известняков и доломитов серой и темно-серой окраски, содержащими глинистый материал. Толщина отложений изменяется от 9 до 55 м.

Пермская система - Р

Отложения пермского возраста в пределах месторождения залегают на каменноугольных со стратиграфическим перерывом. Пермская система сложена нижней карбонатной, средней соленосной и верхней терригенной толщами.

Нижний отдел - Р1

Изученность этого отдела позволяет выделить в его составе ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.

Ассельский ярус (Р1as) сложен тремя типами разреза. Первый - биогермными известняками. Второй - склоновый - биоморфно-детритовыми известняками. Третий - глубоководный - почти чёрными битуминозными породами. Максимальная толщина ассельских отложений биогенного типа достигает 557 м, склонового от 42 до 216 м. Глубоководные ассельско-артинские отложения общей толщиной 20-40 м на ярусы не подразделяются.

Сакмарский ярус (Р1sk) - в рифовой фации представлены серыми водорослевыми известняками, в склоновых типах - органогенно-детритовыми и пелитоморфными известняками. Толщина первого типа от 23 до 90 м, второго от 15 до 56м.

В относительно глубоководном типе разреза сакмарские отложения выделяются условно.

Артинский ярус (Р1art) - в рифовом и склоновом типах разреза подразделяется на 2 подъяруса: нижне- и верхнеартинский. Первый сложен из разрезов двух типов рифового (биоморфно-детритового известняка) и склонового (в основном вторичные доломиты) и достигают толщины 90 м. Второй по литологии и типу разреза сходен с первым подярусом. Толщина артинских отложений в биогенном типе разреза от 143 до 303 м, в склоновом типе от 5 до 217м.

Кунгурский ярус (Р1knr) - в наиболее полных разрезах представлен нижней толщей карбонато-сульфатной. Серые, голубовато-серые ангидриты с прослоями доломитов, и верхней соленосной - каменная соль и соленосно-терригенными породами. Толщина первой колеблется от 1 до 300 м толщина соленосных отложений изменяется от 172 до 3028 м.

Верхний отдел - Р3

Отложения отдела выделяются в объёме уфимского, казанского и татарского ярусов с известной условностью. Они сложены красноцветными, коричневато серыми глинами с прослоями и гнёздами соли, гипса, ангидритов. Толщина уфимского яруса меняется от 84 до 1630 м, казанского - калиновская свита от 138 до 180 м и сосновская свита - от 192 до 1118 м, татарского от 700 до 1925м.

Мезозойская группа - МZ

Триасовая система - Т

Отложения триасовой системы представлены терригенной толщей пород, дробное расчленение которой невозможно. Это красно-коричневые глины, песчаники, алевролиты. В разрезе преобладают песчаники и алевролиты. Толщина колеблется от 1068 до 2040 м. Значительные сокращения приурочены к своду (60 - 578 м).

Юрская система - J

Отложения юрской системы представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел - J2

Среднеюрские отложения - сложены песчаниками глинистыми и глинами со значительным содержанием растительного детрита. Толщина среднеюрских отложений меняется от 121 до 392 м.

Верхний отдел - J3

Верхний отдел представлен породами келловей- оксфорд-кимериджского возраста, сложен глинами, алевролитами, песчаниками, глинисто-мергелевой толщей волжского яруса.

Толщина первых до 50-80 м толщина волжских отложений колеблется от 53 до 140 м.

Меловая система - К.

Отложения меловой системы выделены в объёме нижнего отдела, условно расчленённый на валанжинский-готеривский (пачка глин с прослоями мергелей), барремский (глины чёрные, грубо-слойчатые) и аптский ярус (глины тёмно-серые), неизвестковистые.

Толщина ярусов составляет от 13 до 44 м, от 24 до 80 м, до76 м.

Неогеновая система - N.

Плиоцен - N2

Отложения плиоцена залегают на разновозрастных породах: нижнего мела, юры и триаса. Сложены они глинами зеленовато-серыми, серыми известняками с прослойками песчаников и алевролитов, общей толщиной от 20 до 125 м.

Четвертичная система - Q

Породы четвертичной системы представлены суглинками, супесями, песками с линзами галечников и прослоями глин.

Толщина глин колеблется от 8 до 20 м.

Рис 1.2.1. Детальное стратиграфическое расчленение отложений верхнего девона - среднего карбона на месторождении Карачаганак.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Карачаганакское месторождение находится во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующейся большой толщиной осадочного чехла и проявлением соляной тектоники. В районе месторождения по данным сейсмической съёмки на глубине 6-7 км выделяется выступ фундамента со сложным строением.

Месторождение связано с поднятием фундамента амплитудой около 400 м, ограниченным с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении, достигая 1200 м. Сбросы древнего заложения и по кровле терригенного девона не прослеживаются. Об унаследованном характере южной ветви сброса свидетельствует крутое крыло Карачаганакского поднятия по каменноугольным и нижнепермским отложениям.

Субширотная и субмеридианальная ориентировка тектонических элементов древнего заложения находит отражение в форме локального поднятия по кровле отложений терригенного девона.

Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения связан с фаменско-артинским структурным этажом, образующим крупный подсолевой массив широтного

простирания, ориентированный параллельно борту Прикаспийской впадины (Рис.1.3.1)

Размеры массива составляют 14.5*28 км, высота его 1600 м при общей толщине подсолевых карбонатных верхнедевонско-нижнепермских отложений до 2000 м. За пределами массива толщина этих отложений не превышает 600 м. Структурный этаж разделяется на три подэтажа: верхнедевонско-турнейский, визейско-башкирский и раннепермский, при этом каждый подэтаж характеризуется несколько отличным от других структурным планом.

Строение визейско-башкирского структурного подэтажа, по сравнению с более древними, на месторождении изучено значительно лучше. Сверху подэтаж ограничен поверхностью предпермского перерыва в осадконакоплении. Структурная поверхность отложений карбона образована при активном влиянии денудационных процессов, сопряжённых с перерывом в осадконакоплении и приведших к срезанию верхней части визейско-башкирского карбонатного массива и выравниванию его поверхности. Массив приобретает в плане форму с широкой восточной частью и сужающейся западной периклиналью. При этом плоская слабо деформированная верхняя часть поднятия круто погружается на крыльях и периклиналях с углами наклона до 40-50o.

Рис. 1.3.1 Структурная карта по кровле

В пределах уплощённой сводовой части поднятия, в районе скважин 420, 933, 304, 27, 24, 223, 43, где ширина свода достигает максимальных размеров, его вершина приобретает серпообразный изогнутый в плане вид. Эта часть поднятия оконтуривается изогипсой -4500 м и служит цоколем для нижнепермской постройки, возвышающейся над остальной частью карбонатного каменноугольного массива более чем на 100 м.

Для раннепермского структурного подэтажа характерно наращивание вершины восточной расширенной части каменноугольного основания рифовой постройкой, высота которой равна высоте всего каменноугольного карбонатного массива. По результатам поисково-разведочного бурения на западе также выделялся участок развития нижнепермских отложений с размерами 3*4 км и высотой до 100 м. В настоящее время эксплуатационными скважинами 423 и 424 вскрыты нижнепермские отложения, в результате чего восточный и западный участки соединяются полосой развития нижнепермских карбонатных отложений шириной порядка 6 км.

Кунгурско-триасовый структурный этаж, отличающийся развитием соляной тектоники, играет роль покрышки Карачаганакского месторождения. Особенности проявления соляной тектоники привели к формированию в краевых частях подсолевой структуры с запада на восток соляных гряд со сложными переходами от галогенных к терригенным отложениям. Средняя часть подсолевой структуры в плане совпадает с межкупольной мульдой, где практически полностью отсутствует соль, а сульфатная пачка кунгура последовательно перекрывается уфимскими, нижне- и верхнеказанскими отложениями по мере движения с северо-востока на юго-запад.

1.4 Нефтегазоносность

Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву размерами 29x16 км и амплитудой около 1700 м.

Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми.

Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного пласта филлиповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине №30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47,7 тыс. м3/сут и 47,5 тыс. м3/сут соответственно. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 метров. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10м. Ловушка в горизонте пластов литологический замещённая, границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем ГНК основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6% до 9%, достигая иногда 13%.

Небольшая нефтяная залежь выявлена в спорадически развитых в пределах межкупольной мульды низкопорово-трещиноватых коллекторах залегающих непосредственно над филипповским горизонтом. Из скважин № 112 получен приток нефти дебитом 30 м3/сут. Толщина продуктивности пласта от 2 до 20 м. Тип ловушки пластовый, литологически ограниченный.

Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м3/сут и газа 69,1 м3/сут при опробовании интервала 5670-5764 м в скважине № 15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.

Залежь состоит из двух частей газоконденсата, приурочено к нижне-пермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях.

Дебиты газа составляют 40-1980 м3/сут, а конденсата 30-1354 м3/сут. Площадь газоносности равен 197,9 млн. м2, при высоте залежи 1390 м. ГНК принят в среднем на абсолютной отметке - 4950 м.

Зоны развития максимальных эффективных нефтенасыщенных толщин приурочены к краевым частям залежи. Эффективные толщины колеблются от 4,2 до 189 м. В пределах нефтяного слоя выделяются два поля: юго-западное и северо-западное с различными скважинами нефти: плотность 861кг/м3 и 830кг/м3 и газосодержанием 900 м3/м3 и 520 м3/м3 соответственно. Максимальный дебит нефти 326 м3/сут получен в скважине № 27. ВНК принят на отметке минус 5150м. Пластовая газоконденсатная смесь состоит из трёх основных групп: углеводородов (87,8-91,5% об.), кислых (8,0-11,4% об.) и инертных (0,6-1,1% об.).

Плотность дебутанизированных конденсатов находится в пределах 780-800 кг/м3, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м3. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785 до 810,5 кг/ м3 приводит к повышению его вязкости с 2,07x10 до 3,598x10 м2/с, повышение температуры застывания на 15°С, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% масел и смол от 0,28 до 0,78% масс. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих - смолы и асфальтены.

Физико-химические свойства девонской нефти изучены по одной пробе, отобранной в скважине № 15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м3. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% масс) смолистая (0,89% масс.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% масс.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% масс. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2-78,4% масс.) и его гомологами (10,2-14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78-7,6%), двуокиси углерода (4,96-7,69%) и азота (0,44-0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов (С) не превышает 0,49% мол.

По товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450°С. Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая 22,0% до 51,9% мае, легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мае, дизельная от 3,6 до!0,6% масс, масляная от 12,7 до 20,5% масс, остаток выше 450°С (мазут) от 6,1 до 38,0% мае. Балансовые запасы газа 600 млрд. м3, конденсат 500 млн. т., нефти 200 млн. т.

1.5 Коллекторские свойства продуктивных объектов

Породы продуктивной толщи характеризуются постседиментационными изменениями: доломитизацией, ангидритизацией, кальцитизацией, окремнением, перекристаллизацией, выщелачиванием, трещинообразованием. Вторичные преобразования оказали значительное влияние на вещественный состав отложений, обусловили структурно-текстурные особенности карбонатных пород, привели к трансформации первичного пустотного пространства коллекторов. В породах продуктивного комплекса выделяются межформенные, внутриформенные, межзерновые поры и поры выщелачивания, форма, размеры и другие характеристики которых достаточно хорошо изучены в процессе разведки месторождения.

К поровым коллекторам отнесены породы с пористостью выше 6%. Пористость коллекторов, определённая по керну, колеблется от 7,3 до 15,4%, составляя в среднем для перми 10,6. Для газонасыщенной части карбона пористость составляет 10,4% и для нефтенасыщенной - 9,5%. Средние значения пористости для отдельных частей залежи (пермская, газовая в карбоне и нефтяная), определённые по геофизическим исследованиям скважин, составляют 8,9%, 8,6% и 8,9%.

Пористость коллекторов, определённая по керну, колеблется от 7,3 до 15.4%, составляя в среднем для перми 10.6, для газонасыщенной части карбона - 10,4 и для нефтенасыщенной - 9,5%. Средние значения пористости для отдельных частей залежи (пермская, газовая в карбоне и нефтяная), определённые по геофизическим исследованиям, составляют 8,9; 8,6 и 8,9%.

Значение коэффициента газонасыщенности по результатам промыслово-геофизических исследований скважин в среднем по 1 объекту с учётом остаточной нефтенасыщенности (0,045) равно 0,894, по 2 объекту - 0,962, а коэффициент нефтенасыщенности для 3 объекта оценивается величиной 0,923. При этом взвешенные по объёму и принятые в подсчёте геологических запасов величины газо- и нефтенасыщенности равны соответственно 0,914 и 0,920 [5].

1.6 Запасы нефти, газа и конденсата

Начальные геологические запасы углеводородов в нижнепермско-верхнедевонской нефтегазоконденсатной залежи подсчитаны по состоянию изученности на 01.01.99 г. и утверждены Государственной комиссией запасов (ГКЗ) РК 28.05.99 г. карачаганак обсадной буровой цементирование

Запасы подсчитаны по трём объектам, соответствующим принятым во всех проектных документах эксплуатационным объектам: первый - газоконденсатная часть залежи в пермских отложениях, второй - газоконденсатная часть в каменноугольных отложениях и третий - нефтяная часть залежи, в пределах последнего подсчёт проводился раздельно для юго-западного и северо-восточного участков, различающихся свойствами нефти, в частности, её плотностью.

Запасы свободного газа и конденсата классифицированы по категории В в тех же границах, что и в 1988г., и С1 на остальной площади залежи, а запасы нефти и растворённого в ней газа - по категории С1 за исключением района скважины 21, где запасы оценены по категории С2. По результатам анализа материалов опытно-промышленной эксплуатации месторождения запасы газа, конденсата и содержащихся в них компонентов переведены в категорию В по I и II объектам на части площади.

Запасы свободного газа, конденсата, нефти и растворённого в ней газа подсчитывались объёмным методом. Взвешивание параметров производилось в программах Irap Mapping, разработанных норвежской компанией Smedvig Technologies.

Поскольку коллекторы в нижнепермских отложениях, с которыми связан I подсчётный объект, присутствуют не на всём месторождении, площадь газоносности определена по границе распространения этих коллекторов. Газоносная площадь II объекта определялась по контуру газоносности, снятому с карты по поверхности резервуара (структурная карта по кровле коллектора).

Нефтеносносная площадь III объекта определялась раздельно для юго-западного и северо-восточного участков с различной плотностью нефти по границе этих участков и контуру нефтеносности, а в пределах юго-западного участка отдельно определена площадь, с которой связаны запасы категории С2.

В каждой скважине среднее значение пористости по подсчётному объекту определялось как средневзвешенная по толщине величина и на основе этих данных составлялись карты пористости. Для определения порового объёма газо- и нефтенасыщенных пород использовались непосредственно сами карты пористости, которые умножались на карты эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин.

Коэффициент нефтегазонасыщенности по скважинам для каждого подсчётного объекта рассчитывался как величина, средневзвешенная по пористости и толщине. По этим значениям строились карты нефтегазонасыщенности, а определение нефтегазонасыщенного объёма проводилось по картам, являющимся произведением этих карт на карты поровых объёмов по соответствующим объектам.

Обоснованная ранее остаточная нефтенасыщенность (4.5%) учитывалась при подсчёте запасов газа следующим образом: из нефтегазонасыщенного объёма по объекту вычитался поровый объём, умноженный на 0.045.

Значения подсчётных параметров, связанных с термобарическими условиями и флюидной системой, определялись как средневзвешенные величины по поровому объёму продуктивных пород.

При подсчёте запасов параметры взвешивались по слоям толщиной 100 м, и в нижней части залежи, где происходят более существенные изменения параметров - через 50 м. Это повысило точность оценки средневзвешенных значений параметров по сравнению с предыдущим подсчетом запасов [1], так как в пределах меньшего по толщине слоя более уверенно можно говорить о его средней величине. Кроме того, более точными стали и зависимости изменения параметров от глубины, поскольку за 10 лет значительно увеличился объём исследований и на их основе создана компьютерная флюидальная модель.

Запасы газа и жидкости для I и II объектов рассчитывались по потенциальному содержанию С5+высш. и доле сухого газа в пластовом, а по III объекту - исходя из условий однократного разгазирования пластовой нефти.

Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы углеводородов подсчитаны по состоянию изученности на 01.01.99 г. и утверждены ГКЗ РК 14.11.99 г. (протокол № 42-99-Y).

Остаточные геологические и извлекаемые запасы определялись как разница между начальными запасами и добычей, откорректированной на объемы сухого газа и потенциального содержание С5+высш. в добываемом газе, а нефти и растворенного газа - пересчитанные на условия однократного разгазирования.

В таблицах 1.6.1 и 1.6.2 приведены утверждённые ГКЗ РК геологические и извлекаемые начальные запасы газа, конденсата, нефти и растворённого в ней газа и остаточные по состоянию на 01.01.99 г.

Таблица 1.6.1. Начальные и остаточные по состоянию на 01.01.99 г. геологические и извлекаемые запасы сухого газа и конденсата (данные из подсчета запасов 1988 года)

Таблица 1.6.2. Начальные и остаточные по состоянию на 01.01.99г. геологические и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа (данные из подсчета запасов 1988 года)

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Таблица 4.1 - Глубина спуска и диаметры обсадных колонн

Наименование обсадной колонны

Интервал

установки, м

Диаметр, мм

Ограничения

на толщину

стенки, мм

Причина спуска колонны

от

до

долота

Колонны

1

2

3

4

5

6

8

Кондуктор

0

300

660,4

508

11

Перекрытие верхних неустойчивых отложений. Монтаж дивертора для безопасного вскрытия возможного техногенного газа

Промежуточная 1

0

2250

406,4

339,7

11

Перекрытие неустойчивых отложений. Монтаж ПВО для безопасного вскрытия иреньских и филипповских отложений

Промежуточная 2

0

4521

311,15

244,5

11

Перекрытие зоны с несовместимыми условиями бурения. Монтаж ПВО для безопасного вскрытия продуктивной толщи

Хвостовик 177,8 мм.

2700

5131

215,9 (212,7)

177,8

11

Перекрытие I и II объектов, испытание и эксплуатация III объекта

Надставка

0

2700

216,8

177,8

11

Испытание и эксплуатации III объекта

Рис.4.1 График совмещенных давлений

Таблица 4.2 - Допустимая репрессия в открытом стволе скважины при выполнении технологических операций

Интервал, м

Допустимая репрессия на границе интервала, кгс/

Примечание

верх

низ

верхней

нижней

1

2

3

4

5

По условию предупреждения поглощений

Депрессия в процессе бурения не предусматривается

Поглощения не ожидаются

По условию предупреждения гидроразрыва

300

2250

12

92

2250

4521

99

203

4521

4635

262

269

4635

5400

246

286

5118

5560

307

312

Прямолинейный наклонно-направленный открытый участок ствола скважины

Таблица 4.3 - Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважины по проектной конструкции с целью предупреждения осложнений и аварий

№пп

Наименование мероприятий или краткое описание

Причины проведения мероприятий

1

2

3

1

До начала бурения скважин производить дополнительное обучение буровой бригады по методам раннего обнаружения и ликвидации НГП и проверку их знаний. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием

Предупреждение и борьба с НГП

2

Монтаж средств контроля за уровнями бурового раствора в приемной и доливных емкостях

Раннее обнаружение НГП

3

Монтаж диверторной установки на кондукторе

Предупреждение гидроразрыва пород под башмаком

4

В соответствии с п.10.14 Единых технических правил [4] иметьна буровой следующие объемы бурового раствора по интервалам бурения:

0-300 рабочий -200

300-2250 рабочий - 570

2250-4521 рабочий - 600 , запасной - 400

4521-5400 рабочий - 300 , запасной - 200

4938-5131 рабочий - 300 , запасной - 200

5131-5560 рабочий - 230 , запасной - 155

Предупреждение открытых нефтегазовых фонтанов

5

Ограничение притока пластового флюида в соответствии с РД 39-2-803-82. Допустимый объём притока при этом составит:

- в процессе бурения - 1.5 ;

- при СПО - 1.0

Раннее обнаружение НГП

6

Долив скважины при подъеме бурильной колонны производить: бурильные трубы - через 5 свечей, УБТ - через каждую.

В процессе СПО производить постоянный контроль долива раствора при подъеме бурильной колонны и объем вытесняемого раствора при её спуске.

Предупреждение, раннее обнаружение НГП

7

При ликвидации НГП в процессе СПО спуск бурильной колонны без герметизации устья производить до максимально-возможной глубины.

Предупреждение разрушения обсадных колонн при ликвидации НГП

8

Ликвидацию возникших НГП производить в строгом соответствии с «Методикой глушения при ГНП», М., 1979 г.

Обеспечение безопасности успешности работ

9

С учетом геологических условий бурения проектных скважин принят буровой раствор на углеводордной основе (запасной вариант - соленасыщенный буровой раствор).

Предупреждение текучести солей и снижение кавернозности

10

Предусмторено прекрытие соли двумя обсадными колоннами

Для повышения надежности скважины

11

На буровой необходимо иметь запас кислоторастворимых наполнителей на случай возможных поглощений

Ликвидация поглощений

12

Использовать переводники для ведущих труб с протекторными кольцами

Защита верхних обсадных труб

3. ПРОФИЛЬ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Проектируемая скважина - наклонно-направленная

Пилотный ствол - вертикальный или наклонно-направленный (азимут пилотного ствола - по азимуту горизонтального ствола, угол наклона пилотного ствола ). Парметры пилотного ствола уточняются по данным сесморазведки 3D.

Параметры основного ствола уточняются по результатам бурения пилотного ствола и данным сейсморазведки 3D.

Для постоянного контроля за траекторией ствола скважины на буровой использовать интегрированную анализирующую систему для бурения MWD.

Таблица 5.1 - Профиль ствола скважины

Интервал по

вертикали

Длина

интер-

вала

по

верти-

кали, м

Зенитный угол,

Град

Горизонталь-ное

отклонение, м

Длина по стволу

от (верх)

до (низ)

в начале интер

вала

В конце

интервала

за интер

вал

об-щее

Интер-вала

м

Общая, м

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Пилотный ствол

0.00

4968.71

4968.7

0.00

0.00

0.00

0.00

4968.71

4968.71

4968.71

4970.00

1.29

0.00

0.52

0.01

0.01

1.29

4970.00

4970.00

4979.99

9.99

0.52

4.52

0.43

0.44

10.00

4980.00

4979.99

4989.92

9.93

4.52

8.51

1.14

1.58

10.00

4990.00

4989.92

4999.75

9.83

8.51

12.51

1.82

3.40

10.00

5000.00

4999.75

5009.43

9.68

12.51

16.51

2.50

5.90

10.00

5010.00

5009.43

5018.91

9.48

16.51

20.51

3.17

9.07

10.00

5020.00

5018.91

5028.15

9.24

20.51

24.51

3.82

12.89

10.00

5030.00

5028.15

5037.09

8.94

24.51

28.51

4.46

17.35

10.00

5040.00

5037.09

5045.71

8.62

28.51

32.51

5.07

22.42

10.00

5050.00

5045.71

5053.95

8.24

32.51

36.51

5.66

28.08

10.00

5060.00

5053.95

5061.77

7.82

36.51

40.51

6.21

34.29

10.00

5070.00

5061.77

5069.14

7.37

40.51

44.51

6.75

41.04

10.00

5080.00

5069.14

5070.01

0.87

44.51

45.00

0.86

41.90

1.22

5081.22

5070.01

5295.42

225.41

45.00

45.00

225.10

267.00

318.78

5400.00

Боковой ствол

5080.00

45.00

51.88

5095.36

5080.00

5083.23

3.23

45.00

46.86

3.33

55.21

4.64

5100.00

5083.23

5089.81

6.58

46.86

50.86

7.52

62.73

10.00

5110.00

5089.81

5095.84

6.03

50.86

54.86

7.96

70.69

10.00

5120.00

5095.84

5101.31

5.47

54.86

58.86

8.36

79.05

10.00

5130.00

5101.31

5106.18

4.87

58.86

62.86

8.72

87.77

10.00

5140.00

5106.18

5110.43

4.25

62.86

66.86

9.04

96.81

10.00

5150.00

5110.43

5114.03

3.60

66.86

70.86

9.31

106.12

10.00

5160.00

5114.03

5116.98

2.95

70.86

74.86

9.54

115.66

10.00

5170.00

5116.98

5118.82

1.84

74.86

78.00

7.63

123.29

7.86

5177.86

5118.82

5198.27

79.45

78.00

78.00

373.27

496.56

382.14

5560.00

Рис.5.1 - Профиль ствола скважины

4. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Таблица 6.1 - Типы и параметры буровых растворов

Тип раствора

Интервал бурения, м

Параметры бурового раствора

От

до

водоотдача, см3

за 30 мин.

Плотность, г/см3

Условная вязкость, с.

СНС, мгс/см2

Пластическая вязкость, см3

Корка, мм

pН

РК

API

Через 1 мин.

Через 10 мин.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

I Полимерный раствор

0

300

<8

<10

1.08

60-70

18-25

33-44

8-10

<1

8-9.5

II Соленасыщенный ингибированный раствор

300

2250

<4

<5

1.35

30-45

28-40

48-60

15-20

<1

8-9.5

III

Соленасыщенный ингибированный раствор

2250

4521

<4

<5

1.55

35-50

28-44

48-67

17-22

<1

>10

IV

Полимерный раствор

(Perflow DIF

4521

5400

3-4

<5

1.17

30-45

18-23

33-44

10-12

<1

>10

V Полимерный раствор

(Perflow DIF)

5095

5560

3-4

<5

1.10

30-45

18-23

33-44

8-10

<1

>10

Таблица 6.2 - Потребность бурового раствора, воды и компонентов для его приготовления, обработки, утяжеления

Интервал, м

Тип бурового раствора и его компонентов для обработки

Норма расхода бурового раствора м3/м и его компонентов в кг/м в интервале

Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, т

от

до

величина

источ

ник нормы

поправочный коэффициент

Запас на поверх

ности

На исход

ный

объем

На бурение

интервала

1

2

3

4

5

6

7

8

9

I интервал

Полимерный раствор, м3

Вода

NaOH

Flowzan

Milpac R

Барит

960

1.5

0.7

3.0

7.0

108

50.0

48000.0

75.0

35.0

150.0

350.0

5400.0

143.3

137570.1

215.0

100.3

429.9

1003.1

154766

0

300

II интервал

Соленасыщенный ингибированный раствор , м3

Рассол NaCl

NaCL

KCl

Flowzan

Permalose HT

NaOH

Milpac R

Newdrill Plus

Soltex K

Biolose

X-Cide 207

Барит

1025

32.6

40.0

2.0

5.0

1.5

0.7

3.0

5.0

15.0

3.0

0.1

221

174.0

0.0

54244.4

6958.9

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

869.9

2609.6

521.9

17.4

17919.1

451.7

462957.5

14724.3

18066.6

903.3

2258.3

677.5

316.2

1355.0

2258.3

6775.0

1355.0

45.2

99818.2

300

2250

III интервал

Соленасыщенный ингибированный раствор , м3

Рассол NaCl

NaCL

KCl

Flowzan

Permalose HT

NaOH

Milpac R

KD-40

Milgard

Newdrill Plus

Soltex K

Biolose

X-Cide 207

Барит

884

32.6

40.0

2.0

5.0

1.5

0.7

3.0

1.0

6.0

5.0

15.0

3.0

0.1

555

398.3

352124.2

12985.6

15933.2

796.7

1991.7

597.5

278.8

1195.0

398.3

2390.0

1991.7

5975.0
1195.0

39.8

221073.5

563.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

563.1

3378.4

0.0

0.0

0.0

0.0

177931.4

94.2

83247.6

3070.0

3766.9

188.3

470.9

141.3

65.9

282.5

94.2

565.0

470.9

1412.6

282.5

9.4

52265.2

2250

4521

IV интервал

Полимерный раствор (Perflow DIF), м3

Вода

Perflow DIF

Biolose

Teqlube

KD-40

NaOH

Milgard

Magnesium Oxide

Milcarb 100

X-Cide 207

825

157

3.0

31.1

1.0

1.5

0.7

6.0

3.0

143.0

0.1

203.36

167770.7

31927.3

610.08

6324.45

203.36

305.04

142.35

1220.15

610.08

29080.25

20.34

335.54

276821.65

52680.00

1006.62

10435.34

335.54

503.31

234.88

2013.25

1006.62

47982.42

33.55

4521

5400

Таблица 6.3 - Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при разбуривании цементных стаканов

Номер колонны в поряд-ке спуска

Название колонны

Номер раздельно спускае-мой части колонны в порядке спуска

Номер ступени цементи-рования

Название компонентов для обработки раствора

Характеристика компонентов

Норма расхода на обра-ботку

1 м3

раствора, кг/ м3

Коли-

чест-во, кг

плот-ность, г/см3

влаж-ность, %

Содержание вещества в товарном продукте (жидкости), %

Сорт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

I

Разбуривание башмака в 508 мм. колонне

Сода кальцинированная

2.53

>90

в/с

0.3

6.5

II

Разбуривание башмака в 339.7 мм. Колонне

Сода кальцинированная

2.53

>90

в/с

0.3

13.0

III

Разбуривание башмака в 244.5/250.8 мм. колонне

Сода кальцинированная

2.53

>90

в/с

0.3

25.9

IV

Забуривание бокового ствола на 5095 м

Сода кальцинированная

2.53

>90

в/с

0.3

29.7

V

Разбуривание головы и башмака 177.8 мм. хвостовика

Сода кальцинированная

2.53

>90

в/с

0.3

79.9

Итого

155

Таблица 6.4 - Потребность компонентов для обработки бурового раствора при спуске обсадных колонн

Номер колонны в порядке спуска

Название колонны

Название компонентов для обработки раствора

Характеристика компонентов

Норма расхода на обработку

1 м3

раствора, кг/ м...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены