Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ" (стр. 2 из 16)

1.3. Геологические данные разреза

Интервал, м		Глубина залегания нейтрального слоя, м	Температура пород нейтрального слоя, °С	Глубина нулевой изотермы	Распределение температуры, °С	Льдистость,%	Интервалы залегания,м
От(верх)	До(низ)						Межмерзлотных таликов		Криопегов
							От	До	От	До
0	40	8	-4	–	-3…-4	30	–	–	–	–
40	70	–	–	–	-3…-4	30	40	70	–	–
70	130	–	–	–	-2…-3	20	–	–	70	130
130	290	–	–	–	-2	15	–	–	–	–
290	400	–	–	350	0	0	–	–	–	–

Таблица 1.4

1.4. Нефтегазоносность

Индекс пласта	Интервал, м		Тип флюида	Относительная плотность газа по воздуху	Средний дебит, тыс. м3/сут	Температура в пласте, єС
	От (верх)	До (низ)
К 1-2 рК	1165	1250	газ	0,56	580	31

Таблица 1.5

1.5. Характеристика вскрываемых пластов

Индекс пласта	Интервал, м		Тип коллектора	Тип флюида	Пористость, %	Проницаемость, мДа	Коэф. Газоконденсатонефте насыщенности	Пластовое давление, МПа	Коэф. Анамальности
	От (верх)	До (низ)
К 1-2 рК	1165	1250	Поровый	Газ	25…30	100...500	0,6…0,7	9,0	0,8

Таблица 1.6

1.6. Водоносность

Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, кг/см3	Дебит, м3/сут	Тип воды по составу	Минерализация, мг-экв/л	Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
От (верх)	До (низ)
0	160	Поровый	998	192…1728	Гидрокарбонатно-натриевые	0,25…2,6	Да
160	580	Поровый	При опробировании притока не получено
580	1131	Поровый	Региональный водоупор
1131	1300	Поровый	Региональный водоупор

Таблица 1.7

1.7. Градиенты давления по разрезу

Интервал, м		Градиенты
От(верх)	До(низ)	Гидроразрыва пород, Мпа/м	Горного давление, Мпа/м	Геотермический ◦С/10м
0	90	0,02	0,02	–
90	120	0,02	0,02	–
120	180	0,0174	0,019	–
180	320	0,0174	0,019	–
320	580	0,0174-0,0162	0,021	–
580	855	0,0176	0,021	0,017
855	1131	0,0176	0,02	0,024
1131	1165	0,0178	0,022	0,025
1165	1250	0,0162	0,022	0,025
1250	1300	0,0162	0,022	0,025

Таблица 1.8

1.8. Возможные осложнения при бурении

Интервал, м		Вид, характеристика осложнения	Условия возникновения осложнений
От (верх)	До (низ)
0	350	Размывы и обвалы стенок скважины, интенсивные кавернообразования	При длительной остановке в процессе бурения, плохом качестве бурового раствора (низкая вязкость, большое содержание песка в растворе)
350	550	Прихват обсадной колонны	При несоответствующей подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны. Низкое качество бурового раствора
550	1300	Прихват и затяжки бурильного инструмента, обвалы стенок скважины.Газопроявления	При плохом качестве бурового раствора (высокая плотность, высокий коэффициент трения глинистой корки). Оставление бурового инструмента без движения более 5 мин. При снижение противодавления на газонасыщеный пласт во время СПО, бурения и др.

Таблица 2.9

2.9 Комплекс геофизических исследований

Наименование	Вертикальная скважина
	Масштаб	Интервал
Кондуктор
· Открытый ствол:
– Стандартный каротаж (А2М0,5N)	1:500	0…550
– Кавернометрия	1:500	0…550
– РК (ГК +НГК)	1:500	0…550
– Инклинометрия	ч/з 25м	0…550
· В колонне
– АКЦ	1:500	0…550
– ГГК-Ц	1:500	0…550
Эксплуатационная колонна
· Открытый ствол	1:500	550…1300
– Стандартный каротаж (потенциал зонд + ПС, градиент зонд l=4,0м)	1:200	1150…1300
– Микрозондирование	1:200	1150…1300
– БКЗ (4 зонда)	1:200	1150…1300
– Боковой каротаж	1:200	1150…1300
– Индукционный каротаж	1:200	1150…1300
– Акустический каротаж	1:200	1150…1300
– ГГК-П	1:200	1150…1300
– Кавернометрия	1:200	1150…1300
– Резистивеметрия	1:200	1150…1300
– РК (ГК, НКТ)	1:200	1150…1300
· В колонне
– АКЦ	1:500	0…1300
– ГГК-Ц	1:500	0…1300

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта

Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. При разбуривании продуктивного пласта и креплении ствола скважины должны быть приняты меры по предупреждению его загрязнения, то есть сохранению его проницаемости. Необходимо создать благоприятные условия для притока флюида из пласта в скважину. Получение начального притока зависит от параметров, состава и свойств промывочной жидкости, а также длительного воздействия ее на продуктивный пласт, а также от ряда других факторов.

Для предупреждения проявления пластовых флюидов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление Р_с несколько больше, чем давление флюида в пласте. Следовательно, приразбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления

. Под действием этого перепада в проницаемые пласты, в зависимости от каналов может поступать фильтрат, частицы твердой и газовый фаз бурового раствора, а иногда и весь буровой раствор.

Отсюда следует, что необходимо поддерживать DR как можно меньшим. Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу физико-химическим свойствам близким к пластовым жидкостям или газу.

Для скважин, глубиной свыше 1200 м, техническими правилами ведения буровых работ, предусматривается следующая плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления пластов.

Условная вязкость раствора 25 –30 с. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства пласта, показатель фильтрации не должен превышать 5-6 см³/30 мин. Уточнение параметров бурового раствора будет проведено по графику совмещенных давлений, показанному в таблице 2.2.

Продуктивные пласты вскрываются на полную мощность. После вскрытия ствол скважины крепится эксплуатационной колонной, цементируется с подъемом цементного раствора до устья скважины и перфорируется в интервале продуктивного пласта перфоратором ПК – 103 из расчета 15 отверстий на один погонный метр.

2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений.

Расчет коэффициента анамальности К_а и коэффициента гидроразрыва К_гр

; .

При Н=180м

=0,84 =2,32

При Н=550м

=0,78 =2,51

При Н=1115м

=0,75 =2,34

При Н=1130м

=0,71 =2,32