Ножовское месторождение, скважина №113

 

 

 

2.5 Возможные осложнения при строительстве скважин

Таблица 3 Поглощение бурового раствора

индекс стратиграфического подразделения	интервал, м	условие возникновения
Р2и	0-550	р > 1,08  г/см3
C1s+v3	1370-1595	р > 1,00  г/см3

 

Таблица 4 Осыпи и обвалы стенок скважины

индекс стратиграфического подразделения	интервал, м	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
Q-P2u	0-550	1) Спуск направления и кондуктора 2) Проработка, промывка 3) Спуск технической  колонны 4) Цементирование неустойчивых  пород
C2 ks	1200-1240
C2 vr	1240-1290
C1 tl(k)	1590-1610
C1 tl(Т)	1610-1645
C1вв	1645-1660

 

 

Талица 5 Нефтегазопроявления

индекс стратиграфического подразделения	интервал, м	Условия возникновения	Характеристика проявления
С2 в	1300-1350	При бурении с промывкой буровым раствором без создания противодавления (на 5-10%) гидростатического над пластовым	нефть
C1 tl(Т)	1620-1645
C1вв	1645-1660
С1t	1660-1731

 

 

 

 

 

 

 

 

2.6 Интервалы отбора керна и шлама

Целевым назначением отбора керна является:

• изучение литолого-фациальных характеристик продуктивных пластов, вторичных изменений пород-коллекторов, а также свойств и качества покрышек;
• количественная оценка ФЕС коллекторов продуктивных пластов с целью обоснования петрофизических моделей: керн-керн и керн-ГИС, необходимых при интерпретации кривых ГИС и определения подсчетных параметров.

(Примечание: в связи с недостаточностью  керна по месторождению Ножовское  в настоящее время обоснование  петрофизических моделей осуществлено  с привлечением образцов керна, отобранного на месторождениях  Первомайское, Рябчатское и Березовское).

Частота отбора керна для определения ФЕС и нефтенасыщенности, Кнг коллекторов принимается из расчета 3 образца на 1 пог.м, что соответствует существующим требованиям по оценке запасов промышленных категорий. Вынос керна по продуктивным пластам должен быть не менее 80%.

В процессе реализации «Технологической схемы разработки Ножовского нефтяного месторождения» каждую 5 скважину целесообразно бурить с отбором керна с целью изучения ФЕС коллекторов и уточнения Квыт., и остаточной нефтенасыщенности, Кно, что является необходимым условием в случае достаточно высокой изменчивости вязкости нефтей и ФЕС коллекторов в залежах.

Так как скважина №113 является эксплуатационной, и разрез месторождения хорошо изучен, отбор керна в данной скважине можно производить по необходимости, а отбор шламма производить через 5 метров в интервалах: 0-250, 900-1100, 1460-1710 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.7 Геофизические исследования в скважине

При проектировании эксплуатационных скважин предусматривается комплекс промыслово-геофизических исследований, обеспечивающий расчленение пройденного разреза, выявление продуктивных пластов и определение их коллекторских свойств.

Таблица 6 Комплекс ГИС, проведенных в кондукторе

Наименование геофизических исследований	Масштаб	Интервалы исследований, м
АК с ВС, ДС	1:500	70-541
АКЦ с ВС, ГГЦ	1:500	0-70
гироскоп		0-100
АКЦ с ВС, ГГЦ, ЭМДСТ, ГК, ННК	1:500	0-541

 

Таблица 7 Комплекс ГИС, проводимых в эксплуатационной колонне

Наименование геофизических исследований	Масштаб	Интервалы исследований, м
стандартный каротаж, КС, ПС, АК с ВС, ГК, ННК, ДС	1:500	541-1731
АК с ВС, ГК, ННК, ДС, МЗ, БКЗ, МБК, ИК	1:200	1218-1360, 1588-1731
АКЦ с ВС, СГДТ, ЭМДСТ	1:500	0-1721
АКЦ с ВС, СГДТ	1:200	1218-1360, 1588-1721

 

 

2.8 Интервалы испытания продуктивных горизонтов

Для уточнения нефтеносности продуктивных объектов, проектируется испытание  продуктивных горизонтов сверху вниз в открытом стволе в процессе бурения скважин испытателем пластов.

Ориентировочно интервалы испытания испытателем пластов в процессе 
бурения в проектной эксплуатационной скважине №113 указаны в таблице 8. И должен оперативно корректироваться геологической службой в зависимости от фактической  его глубины.

 

 

 

 

 

Таблица 8 Интервалы опробования пластов

индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м
C2 pd	1112-1156
C2 ks	1170-1196
С2 в	1329-1355
C1s+v3	1470-1511
С1t	1689-1703

 

Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежей на данном этапе работ, их сравнительной характеристики и т.п. Интервал испытания предполагаемых продуктивных горизонтов через колонну в проектных скважине №113 приведены в таблице 9.

Таблица 9 Интервалы испытания пластов

индекс стратиграфического подразделения	Интервал
С1tl(t)	1620-1640

 

Все объекты, подлежащий испытанию, должны быть опробованы  на приток пластовой жидкости с целью определения дебитов на различных режимах работы скважины, суточного рабочего дебита нефти по замерам фактической непрерывной суточной добычи, коэффициентов продуктивности, статических уровней, пластовых и забойных давлений, пластовых температур.

Помимо замеров дебитов должен быть произведен отбор глубинных и 
приповерхностных проб нефти, замеры пластовых, забойных и устьевых давлений.

Если залежь имеет промышленное значение, должны 
быть проведены гидродинамические и потокометрические (при наличии двух 
и более проницаемых пластов) исследования с целью получения эксплуатационной характеристики пласта. При низкой производительности (дебита) скважины должны быть проведены работы по интенсификации притоков нефти (в карбонатных отложениях - объемная солянокислотная обработка с пакером).

 

 

 

 

 

3. Технологическая часть

3.1 Проектирование конструкции  скважины

3.1.1 Выбор числа обсадных колонн и глубины их спуска

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина – эквивалент градиента давления».

    Под  эквивалентом градиента давления  понимают относительную плотность  жидкости, столб которой в скважине  на глубине определения создает  давление, равное пластовому или давлению ГРП, т.е.

αпл =Рпл / (0,01·Нпл)                       αгрп = Ргрп / (0,01·Нпл)

    Величины  пластовых давлений для проницаемых  пластов берутся из геологической  характеристики района работ, для  непроницаемых пород в расчете  принимают поровое давление, которое  чаще всего принимают равным  гидростатическому [1].

     Величины  давлений ГРП по разрезу скважины определяются расчетным путем:                     Ргрп = Агрп · Нпл ,                     

 Градиент  давления ГРП (Агрп) выбирается следующим образом:

Агрп = 0,012 МПа/м для потенциально поглощающих пластов независимо от глубины;

Агрп = 0,026 МПа/м для непоглощающих пластов при глубине до 1000 м;

 Агрп = 0,0234 МПа/м для непоглощающих пластов при глубине более 1000 м.

1) интервал 0-20 м (середина 10 м). Агрп=0,012 МПа/м. Ргрп=0,012*10=0,12МПа, αпл =0,08 / (0,01·10)=0,8,  αгрп = 0,12 / (0,01·10)=1,2.                    

2) интервал 20-540 м (середина 280 м). Агрп=0,012 МПа/м. Ргрп=0,012*280=3,36МПа, αпл =2,2 / (0,01·280)=0,8, αгрп = 3,36 / (0,01·280)=1,2.                     

3) интервал 540-610 м (середина 575 м). Агрп=0,012 МПа/м. Ргрп=0,012*575=6,84МПа, αпл =3,9 / (0,01·575)=0,7, αгрп = 6,84 / (0,01·575)=1,2.                     

4) интервал 610-655 м (середина 635,5 м). Агрп=0,026 МПа/м. Ргрп=0,026*635,5=16,52МПа, αпл =6,3 / (0,01·635,5)=1,0, αгрп = 16,52 / (0,01·635,5)=2,6.                     

5) интервал 655-760 м (середина 707,5 м). Агрп=0,026 МПа/м. Ргрп=0,026*707,5=18,4МПа, αпл =7,4 / (0,01·707,5)=1,0, αгрп = 18,4 / (0,01·707,5)=2,6.                     

6) интервал 760-970 м (середина 865 м). Агрп=0,026 МПа/м. Ргрп=0,026*865=22,49МПа, αпл =9,5 / (0,01·865)=1,1, αгрп = 22,49 / (0,01·865)=2,6.                     

7) интервал 970-1045 м (середина 1007,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1007,5=23,58МПа, αпл =11,2 / (0,01·1007,5)=1,1, αгрп = 23,58/ (0,01·1007,5)=2,3.                     

8) интервал 1045-1160 м (середина 1102,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1102,5=25,8МПа, αпл =11,5 / (0,01·1102,5)=1,0, αгрп = 25,8 / (0,01·1102,5)=2,3.                     

9) интервал 1160-1230 м (середина 1195 м). Агрп=0,0234 а/м. Ргрп=0,0234*1195=27,96МПа, αпл =11,8 / (0,01·1195)=1,0,  αгрп = 27,96 / (0,01·1195)=2,3.                    

10) интервал 1230-1290 м (середина 1260 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1260=29,48МПа, αпл =12,2 / (0,01·1260)=1,0, αгрп = 29,48 / (0,01·1260)=2,3.                     

11) интервал 1290-1370 м (середина 1330 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1330=31,12МПа, αпл =12,4 / (0,01·1330)=0,9, αгрп = 31,12 / (0,01·1330)=2,3.                     

12) интервал 1370-1590 м (середина 1480 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1480=34,63МПа, αпл =13,5 / (0,01·1480)=0,9, αгрп = 34,63 / (0,01·1480)=2,3.                     

13) интервал 1590-1610 м (середина 1600 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1600=37,44МПа, αпл =14,3 / (0,01·1600)=0,9, αгрп = 37,44 / (0,01·1600)=2,3.                       

14) интервал 1610-1645 м (середина 1627,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1627,5=38,08МПа, αпл =15,7 / (0,01·1627,5)=1,0, αгрп = 38,08 / (0,01·1627,5)=2,3.                     

15) интервал 1645-1660 м (середина 1652,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1652,5=38,67МПа, αпл =15,7 / (0,01·1652,5)=1,0, αгрп = 38,67 / (0,01·1652,5)=2,3.                     

16) интервал 1660-1731 м (середина 1695,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1695,5=39,67МПа, αпл =16,3 / (0,01·1695,5)=1,0, αгрп = 39,67 / (0,01·1695,5)=2,3.                      

Занесем полученные результаты в таблицу 10.

Таблица 10.  Расчет αпл , αгрп , Ргрп , параметры пластов

 

интервал		середина интервала	Р пл	Р грп	α пл	α грп
от	до
0	20	10	0,08	0,12	0,8	1,2
20	540	280	2,2	3,36	0,8	1,2
540	610	575	3,9	6,84	0,7	1,2
610	655	635,5	6,3	16,52	1,0	2,6
655	760	707,5	7,4	18,40	1,0	2,6
760	970	865	9,5	22,49	1,1	2,6
970	1045	1007,5	11,2	23,58	1,1	2,3
1045	1160	1102,5	11,5	25,80	1,0	2,3
1160	1230	1195	11,8	27,96	1,0	2,3
1230	1290	1260	12,2	29,48	1,0	2,3
1290	1370	1330	12,4	31,12	0,9	2,3
1370	1590	1480	13,5	34,63	0,9	2,3
1590	1610	1600	14,3	37,44	0,9	2,3
1610	1645	1627,5	15,7	38,08	1,0	2,3
1645	1660	1652,5	15,7	38,67	1,0	2,3
1660	1731	1695,5	16,3	39,67	1,0	2,3