Тут виділяють також складки Верхньо-Струтинська, Оболонська, Нижньо-Струтинська. Продуктивний горизонт залягає на глибині 1044–3000 м, складений туфітами, аргілітами, алевролітами, пісковиками. Товщина його змінюеться від 39 до 154 м.
Піщано-аргілітовий горизонтт підвищеного опору складений в основному темно сірими і чорними аргілітами з прошарками і лінзами пісковиків і алевролітів товщиною від десятків сантиметрів до 2–3, а деколи до 8 м. Згідно даних промислово геофізичних досліджень горизонт підрозділяється на 13 умовних пачок (зверху вниз): аргілітову, А, Б, В, Г, Д, Е, Ж, підвищеного опору, а, б, в, г. У всіх пачках, крім аргілітової виділяються продуктивні пласти-колектори-пісковики і алевроліти.
Туфітовий горизонт чітко просліджується в розрізі верхньоменілітової підсвіти. Майже у всіх свердловинах він продуктивний, представлений туфітами – тріщинами колекторами.
В результаті господарської діяльності людини, зокрема внаслідок видобування нафти, геологічне середовище зазнало значних змін.
Вплив на геологічне середовище заключається в можливій фільтрації бурового та тампонажного розчинів, зміні хімічного складу підземних вод та фільтраційно-ємкостних параметрів порід, утворення техногенних відкладів.
Для зменшення та запобігання шкідливого впливу проектованої діяльності на геологічне середовище проектом передбачено наступні заходи:
– спорудження свердловини проводиться у відповідності з технологічним регламентом;
– конструкція свердловини, яка забезпечить безаварійність технологічного процесу, а саме: попередження розмиву устя свердловини та ізоляція грунтових вод завдяки спуску направлення до глибини 12 м та спуску кондуктора до глибини 150 м, з метою перекриття верхніх водоносних горизонтів і захисту їх від забруднення фільтратом бурового розчину при буріння під проміжну колону;
– для попередження перетоків флюїдів і пластових вод в заколонному просторі цементний розчин за всіма обсадними колонами піднімається до устя свердловини;
– густина бурового розчину передбачається такою, щоб гідростатичний тиск стовпа бурового розчину перевищував пластовий тиск на 7%;
– для запобігання викиду пластових флюїдів на усті свердловини при бурінні під експлуатаційну колону встановлюється противикидне обладнання на проміжну колону-превентор типу ППГ-280/80х21;
– враховуючи гідрогеологічні умови майданчика під будівництво свердловини (фізико-механічні властивості ґрунтів, низький коефіцієнт фільтрації ґрунтів), для запобігання просочування стічних вод в горизонт ґрунтових вод споруджено амбари глибиною 3 м з влаштуванням по всій площі амбарів протифільтраційного глинистого екрану, з коефіцієнтом фільтрації що не перевищує значення 10–6 см/сек. [3].
1.1.3 Характеристика покладів нафти Спаського родовища
Геологорозвідувальні роботи на площі Спас проводились в 1958–1964 р.р. В 1959 р. із пошукової свердловини 1-Сп був одержаний приплив з дебітом 28 т/добу на 11 мм. штуцері із верхніх менілітових відкладів..Видобуток нафти на родовищі розпочато в грудні 1960 р. Експлуатацію родовища спочатку здійснював Рожнятівський нафтопромисел НПУ «Долинанафта», а на сьогоднішній день НГВУ «Долинанафтогаз».
В промислову розробку родовище введено в 1966 році згідно з Приказу Міннафтопрома Ї437 від 16.08.1966 року в відповідності з техноглогічною схемою складеною ЦНДЛ обєднання «Укрнафта».Перший підрахунок запасів був зроблений в 1964 році на базі даних двох розвідувальних свердловин і затверджений в ДКЗ СРСР 11.06.1965 року.
В1990 р. затверджені ДКЗ СРСР запаси нафти по категорії С1 в кількості: початкові балансові 14186 тис. т (в т.ч. по Спаській складці 13617 тис.т.), початкові видобувні 2010 тис.т. (в т.ч. по Спаській складці 1975 тис. т.). В результаті перерахунку в 1989 році балансові запаси нафти категорії С1 по верхньоменілітовому покладу Спаськоі складки зменшились на 40%, видобувні на 62%.
Основною причиною зменшення балансових запасів верхньоменілітового покладу Спаської складки є скорочення площі нафтоносності. Закачка води проводиться на родовищі з 1968 року, для цих цілей використовується прісна вода з річки Чечви і попутна пластова вода яка видобувається разом з нафтою. Промислово-нафтоносними відкладами є верхньоменілітовий. Глибина залягання їх 1044–3000 м. Колекторами нафти являються туфіти і пісковики, що мають низькі колекторські властивості.
Нафта Спаського родовища рухлива (вязкість 1,9*10–3 МПа) з невеликим вмістом газу (76 м3/м3), високопарафіниста (9,4%). Початковий пластовий тиск по покладу приведений до відмітки 1000 м. складав 13 МПа., тиск насичення газом -10,9МПа. За станом на 01.01.1991 р. із родовища добуто 1369,4 млн. т.нафти, 543,7 тис.т. води, 285,4 млн. м3 газу, закачано 5871,3 тис. м3 води. Поточний коефіціент нафтовіддачі по родовищу рівний 0,097. Кількість розчиненого в нафті газу складає 76 м3/м3, що відповідає тиску 11,1 МПа. Для покладу Спаської складки тиск насичення приймається 11,1 МПа, газовміст пластової нафти 76 м3/м3, або 90 м3/т.
У відповідності з прийнятим значенням тиску насичення, відповідно залжностям були встановлені середні для родовища параметри: обємний коефіцієнт 1,2334, вязкість 1,9 мПа*с, густина 0,728 т/м3. Нафта Спаської складки відноситься до середніх по молекулярній вазі і вязкості, малосірчана, смолиста і високопарафіниста. По хімічному складу нафти належить до групи метано-нафтенових нафт з метановою основою. Нафта верзньо- і нижньоменілітових відкладів підвернутого крила Лопянецької складки по своїм фізико-хімічним властивостям подібна з нафтою Спаської складки. Водонасиченість верзньо-менілітових відкладів Спаської складки встановлена на невеликих ділянках в Спаському блоці (в туфітовому горизонті, в пластах «А+Б»), в Нижньо-Струтинському (в пластах б і г), в Струтинському (в пластах Ж, а, б, в, г) блоках. В Ольховському блоці відклади верхньоменілітової підсвіти повністю обводнені. Вода верхньоменілітової підсвіти Спаської складки відноситься до хлоркальцієвого типу (по В.А. Суліну). Мінералізація її 55–92 г./л, густина 1,035–1,058 т/м3, коефіціент метаморфізації 0,96–1,01 [3].
1.2 Загальні відомості про будівництво свердловини №94 Спаського родовища
Сучасна бурова установка – це невелике промислове підприємство. Тут є своя силова підстанція, установка для приготування глинистого і тампонажного розчину, бурова вишка та деяке інше обладнання, яке необхідне для спуску і підйому бурильних труб.
Конструкцію свердловини №94-Спаського родовища передбачено згідно з діючими нормативними документами з врахуванням гірничо-геологічних умов проводки свердловин на даній площі, економічних міркувань, природоохоронних вимог, а також з огляду на технології будівництва глибоких свердловин.
Кількість і глибину спуску колон визначено виходячи з умов можливості успішного проведення розкриття горизонтів, які складають розріз свердловини, вимог щодо охорони надр і навколишнього середовища при існуючих технологіях.
Свердловиною називають гірську циліндричну виробку, що споруджується без доступу в неї людини і діаметр якої в багато разів менший від довжини.
Початок свердловини називається устям, циліндрична поверхня – стінкою або стволом, а дно – вибоєм. Відстань від устя до вибою по осі ствола визначає довжину свердловини, а по проекції осі на вертикаль – її глибину.
Свердловини бурять вертикальні і похилі. В останньому випадку свердловину примусово викривляють згідно раніше запроектованого профілю. Свердловини бурять ступенево, зменшуючи діаметр від інтервала до інтервала. Початковий діаметр нафтових і газових свердловин, як правило, не перевищує 900 мм, а кінцевий рідко буває меншим 165 мм. Глибини свердловин коливаються в широких межах: від декількох сотень до декількох тисяч метрів. Усі види робіт, які входять у цикл будівництва свердловини, поділяються на:
1. Підготовчі роботи до монтажу бурового обладнання (планування майданчика під бурову, проведення підїздних доріг, прокладення водопроводу, підвід електроліній, телефонного зв'язку);
Монтаж бурового обладнання (встановлення фундаментів і блоків обладнання на них, обв'язка обладнання, захист вишки та обладнання).
2. Підготовчі роботи до буріння свердловини (встановлення направлення; оснащення талевої системи; буріння під шурф і встановлення в ньому труби; монтаж і випробування пристосувань малої механізації, що прискорюють і полегшують процес виконання робіт; приєднання б) фового шланга до вертлюга і стояка; підвішування машинних ключів; перевірка приладів; центрування вишки, перевірка горизонтальності ротора);
3. Буріння свердловини, кріплення її стінок обсадними колонами і розмежування пластів;
4. Вторинне розкриття продуктивного пласта (при перекритому колоною пласті), випробування, освоєння і здача свердловини в експлуатацію;
5. Демонтаж бурового обладнання;
6. Перевезення обладнання на нову точку.
Усі види робіт на етапах 1,2,3,6 і 7 виконуються вишкомонтажниками, на етапі 4 – буровими бригадами, а на етапі 5 – бригадами для дослідження та освоєння свердловин[6].
На рисунку 1.1 як приклад, зображено схему установки для буріння нафтових та газових свердловин (рис. 1.1)
Поглиблення свердловини здійснюється шляхом руйнування породи на всій площі вибою (без відбору керну) або на його периферійній частині (з відбором керну). В останньому випадку в центрі свердловини залишається порода (керн), яку періодично піднімають на поверхню для вивчення пройденого розрізу порід.
Залежно від характеру руйнування порід та глибини виробок застосовують такі способи буріння: