Введение
Иньвинская площадь в административном отношении расположена вЮсьвинском районе Пермской области. В тектоническом отношении проектная площадьнаходится в центральной части Висимской впадины на борту Камско-Кинельской(ККСВ) системы впадин (ККСВ) зоне развития структур облекания верхнедевонско-турнейскихрифов.
Обоснованием для постановки на площади глубокого поисково разведочногобурения послужило наличие подготовленных сейсморазведкой Рябовского поднятия поII отражающему горизонту палеозоя ирасположение их в бортовой зоне ККСВ вблизи Майкорского и Чермозскогоместорождений нефти, а также недоразведанность Майкорского месторождения.
В результате проведенныхработ будет изучена геолого-геофизическая и литолого-фациальная характеристикавскрываемого скважинами разреза, дана оценка нефтеносности каменноугольных идевонских отложений и уточнено тектоническое строение площади.
ГЛАВА 1Физико-географическийочерк района работ
Площадь проектируемых работ расположена на восточной окраинеРусской платформы, к западу от Предуральского прогиба, в бассейне р. Иньва.
По рельефу площадь характеризуется пологой, слабовсхолмленной равниной с широкими и плоскими водоразделами часто заболоченными,прорезанными широкими долинами рек с многочисленными притоками.
Абсолютные высотные отметки водоразделов обычно не превышают180-200 метров. Наименьшие абсолютные отметки 100-105 м имеет урез воды у реки Иньва.
Наиболее крупной рекой площади является р. Иньва, протекающаяв широтном направлении с запада на восток. Река Иньва спокойная равнинная река,в среднем, скорость её течения равняется 2-3 км/час. Глубина реки южнее площадиработ составляет 5-6м. Пойменные терассы р. Иньва залиты водами Камскоговодохранилища от пос. Майкор до с. Купрос. Река судоходна до пункта,расположенного в 2км ниже с. Купрос.
Более 90% площади проектируемых работ покрыто лесом главнымобразом хвойным, в составе которого преобладают ель и пихта. Сосны растут лишьна отдельных участках.
Пашни занимают небольшую часть площади. Распахиваются лишьотдельные участки левобережья р. Иньва в районе пос. Майкор. К северу площадьбольшей частью заболочена.
Климат района работ характеризуется суровой длительной зимойи сравнительно тёплым, но коротким летом с обильными осадками. Средняя температурасамого тёплого месяца июля +17°С, самого холодного месяца января -15.7 °С.Глубина промерзания почвы достигает 1-1.1м. Количество осадков за годсоставляет 500-550мм. Максимум осадков приходится на июль август, минимум надекабрь и январь. Толщина снежного покрова достигает 0.5м и боле.
Район населён редко. Срединаселения по национальному составу преобладают коми-пермяки и русские. Основноезанятия населения заготовка, сплав леса и сельское хозяйство.
ГЛАВА 2. Геолого-геофизическая изученность
Таблица№ 2.1№ пп Метод Организация Год Автор Результаты Региональные Объединение 1976- Шиткин С.Т. Площадь Запольского комплексные Пермнефть, ГПК, 1979 Евдокимова поднятия, расположенная в аэрогеологиче аэрогеологическая Л.И. районе Майкорской 1 ские экспедиция Грайфер Б.И. неотектонической зоны. На исследования и др. поверхности развиты М 1:200000 отложения белебеевской свиты казанского яруса Гравиразведка Трест 1954 Баладаев В.И. Аномалий не выявлено Пермнефтегеофиз 2 икаГРП 12/54 Любимцева ГРП1 1-1 2/55 1955- И.А. Аномалий не выявлено 1956 Электроразвед Трест каВЭЗ Пермнефтегеофиз 3 ика 1952 Грушин Ф.К. Поднятий не выявлено ЭПРП/52 тем. партия 1957- Малахова И.В. Поднятий не выявлено 15/57 1958 Зудина Л.И. 4 Магниторазве ниизм 1943 Пудовкин Аномалий не обнаружено дка И.М. Аэромагнитна Уральская 1955- Гафаров Р.А. Аномалий не обнаружено я съёмка аэромагнитная 1956 партия №81/55 5 Уральская комплексная каротажная экспедиция. 1977- Чурсин А. В. Аномалий не обнаружено Аэрогеофизичес- 1978 кая партия Сейсморазвед Сейсморазведоч- 1966- Ившин В.М. По данным однократного каМОВ ная партия 1967 Смирнова профилирования поднятия 6 №19/66-67 М.Я. не выделяются. №15/68 1968- Чихалева Л.Л. 1969 Гилева В.И. ОГТ Сейсморазведоч- ная партия №8/79 1979 Шварц Ф.Г. Выявлены Запольское и Денисова Р.И. Иньвинское поднятия по 7 отражающим горизонтам «К», I и II №28.79-80 1979- Шварц Ф.Г. Детализировано 1980 Денисова Р.И. Иньвинское поднятие по отражающим горизонтам «К», I и II №8/80 1980 Шварц Ф.Г. Детализировано и №80/81 1981 Денисова Р. И. подготовлено под глубокое №28/81-82 1981- Вахотин Н.Н. бурение Запольское, 1982 и др. Безгодовское и Рябовское поднятия. №28/80-81 1980- Мошев В.Н. Уточнено строение №18/83 1984 Запольского и №28/83-84 Безгодовского поднятий. Бурение ГПК объединение 1957- Изучено геологическое структурное Пермнефть 1980 строение пермских отложений. Закартированы 8 Майкорская, Вост.- Майкорская, Крысинская, Верх-Пожвинская структуры Параметричес Трест 1980 Изучена скоростная 9 кое Пермнефтегеофиз характеристика до ика, ГПК отложений кунгурского яруса. Глубокое Объединение 1960- По проекту на бурение Пермнефть 1963 Майкорскую площадь пробурено 1 8 глубоких скважин. Вскрыт разрез до вендских отложений на глубину 2455. Открыта 10 кожимская залежь нефти. По проекту на Тухачевскую площадь пробурены 3 глубоких скважины, не обнаружившие признаков нефтеносности.
ГЛАВА 3Геологическое строение
3.1 Стратиграфия и литология
Геологический разрез Иньвинской площади приводится поматериалам геологической съёмки, структурного бурения на Иньвинской иМайкорской площадях (верхняя часть разреза) и глубокого поисково-разведочногобурения на Майкорской, Тухачевской и Верх-Кондасской площадях и по даннымсейсморазведочных работ партии №28/83-84
Описание разреза даётся сверху вниз по унифицированной схеместратиграфии палеозойских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции1962-1965гг. с изменениями, внесёнными на 8 Международном стратиграфическомконгрессе в Москве в 1975г.
Четвертичная система — Q
Представлена суглинками и глинами коричневыми, светло- ижелтовато-коричневыми и темно-бурыми, включающими мелкую известняковую гальку,песками серыми, светло-серыми и коричневато-серыми, среднезернистыми,полимиктовыми.
Толщина 10-15м
Пермская система — Р
Верхний отдел — P2
Казанский ярус Р2 kz
Сложен чередующимися прослоями песчаников и глин, режеалевролитов, редко конгломератов.
Песчаники серые, тёмно-серые и коричневато-серые,известковистые, участками глинистые, с включениями галек.
Глины коричневые, песчанистые и известковистые, с включениямиуглистого вещества, местами с включениями песчаника зеленовато-серого.
Алевролиты коричневые икоричневато-серые, глинистые, часто известковистые.Конгломераты из галькиуральских пород, реже известняков. Цемент песчано-глинистый.
Толщина 50-170м
Уфимский ярус — Р2u
Шешминский горизонт — Р2 ss
Сложен переслаиванием алевролитов, песчаников, аргиллитов и внижней части известняков.
Алевролиты коричневые и коричневато-серые, участкамиглинистые, с включениями и тонкими прожилками мергеля и гипса.
Аргиллиты коричневые, прослоями алевритистые, известковистые.
Песчаники зеленовато-серые, мелкозернистые, полимиктовые,алевритистые.
Известняки серые, светло-серые, глинистые идоломитизированные.
Толщина 285-335м.
Соликамский горизонт — Р2sl
Представлен известняками и доломитами с прослоями мергелей,ангидритов, алевролитов, глин и песчаников.
Известняки серые и темно-серые, пелитоморфные икристаллические, плотные, неясно-слоистые, с прожилками кальцита и ангидрита.
Доломиты светло-серые и тёмно-серые, тонкозернистые, плотные,крепкие, с включениями гипса и ангидрита.
Мергели тёмно-серые, неясно-слоистые, с включениями пирита.
Алевролиты известковисто-глинистые, с обуглившимися растительнымиостатками.
Песчаниками зеленовато-серые, мелкозернистые, плотные, свключениями гипса и ангидрита.
Глины красновато-коричневые, с включениями пирита.
Толщина 100-105м.
Нижний отдел – Р1
Кунгурский ярус Р1k
Иренский горизонт Р1ir
Отложения горизонта представлены семью пачками: лунежской,тюйской, демидковской, ёлкинской, шалашинской, неволинской, ледяно-пещерской.
Тюйская, ёлкинская и неволинская пачки слагаются доломитами свключениями ангидритов.
Лунежская, демидковская, шалашинская и ледяно-пещерская пачкипредставлены ангидритами голубыми с включениями доломитов, с глинистымипримазками.
В верхней части (Лунежская пачка) могут присутствоватьпрослои каменной соли.
Доломиты серые и светло-серые, кристаллические, иногда оолитовые,с включениями ангидрита и гипса.
Известняки светло-серые, пористо-кавернозные, участкамибрекчевидные.
Толщина 115-120м.
Филлиповский горизонт – Р1fl
Сложен доломитами и известняками с включениями гипса.
Доломитами серые, светло-серые, пелитоморфные,кристаллические, известковистые.
Известняки серые, темно-серые, доломитизированные, участкамиоолитовые, с примазками тёмно-серой глины.
Толщина 40-45м.
Артинский ярус – P1ar
Представлен чередованием известняков и доломитов.
Доломиты светло- и тёмно-серые,кристаллические, реже пелитоморфные, с включениями ангидрита и гипса.
Известняки тёмно-серые, органогенно-детритовые, прослоямиокремнелые. Известняки имеют запах битума и сероводорода.
Толщина 155-180м.
Сакмарский +ассельский ярусы – P1s + a
Сложен известняками и доломитами.
Известняки коричневато-серые, мелкозернистые, плотные,участками окремнелые.
Доломиты серые и тёмно-серые, мелкозернистые, плотные,крепкие, с прослойками глины и ангидрита.
Толщина 130-210м.
Каменноугольная система – С
Верхний отдел — С3
Представлен известняками с прослоями доломитов в верхнейчасти и доломитами с прослоями известняков в нижней части.
Известняки светло-серые, серые, плотные, зернистые, прослоямитрещиноватые.
Доломиты светло-серые, мелкозернистые и пелитоморфные,прослоями песчаниковидные, с включениями кремня и прожилками кальцита.
Толщина 175-185м.
Средний отдел — С2
Мячковский горизонт – С2 mc
Сложен чередованием доломитов и известняков.
Доломиты светло-серые, серые, мелкозернистые, плотные, слабоизвестковистые.
Известняки светло-серые, почти белые, плотные, крепкие, спрослоями, серого, почти чёрного ангидрита.
Толщина 50-60м.
Подольский горизонт — С2 pd
Представлен известняками с прослоями доломитов.
Известняки серые, прослоями с коричневатым оттенком, плотные,крепкие, мелкозернистые с включениями ангидрита.
Доломитами серые с коричневатым оттенком, крепкие, участкамианги дритизированные.
Толщина 80-85м.
Каширский горизонт — С2 ks
Сложен известняками и доломитами с редкими прослоямиаргиллитов.
Известняки серые до тёмно-серых, мелкозернистые, плотные,прослоями оолитовые, с включениями ангидритов.
Доломиты серые, светло-серые и темно серые, мелкозернистыеучастками сильно ангидритизированные, с включениями ангидритов и тёмно-серогоглинистого вещества.
Аргиллиты тёмно-серые, зеленовато-серые, неравномерноизвестковистые, тонкоплитчатые, на плоскостях наслоения слюдистые, собуглившимися растительными остатками.
Толщина 50м.
Верейский горизонт — С2vr
Представлен известняками с прослоями аргиллитов, и редкодоломитов.
Известняки серые, тёмно-серые, мелко- и скрытозернистые,плотные, прослоями глинистые, участками трещиноватые.
Аргиллиты серые до тёмно-серых с зеленоватым оттенком,известковистые, плитчатые, слабо слюдистые.
Доломиты серые и коричневато-серые, мелкозернистые, прослоямиокремнелые, с прожилками кальцита.
Толщина60м.
Башкирский ярус — С2b
Сложенизвестняками серыми,желтовато-серыми, скрытокристаллическими,пелитоморфными, плотными, с тонкими прослойками серого кремня, со стиллалитовымишвами, прослоями детритовыми, пористыми. Встречаются редкие прослои аргиллита.
Толщина 45-65
Нижний отдел – С1
Серпуховский ярус — С1s
Представлен известняками и доломитами.
Известняки серые, желтовато серые до коричневых, плотные,участками пористые, с включениями кремня и прослойками аргиллита тёмно-серого,плотного.
Доломиты коричневато-серые.
Толщина 95-115м.
Визейский ярус – С1
Верхневизейский подъярус — С1v3
Сложен доломитами и известняками.
Доломиты желтовато-коричневатые, серые, иногда глинистые,мелкозернистые, крепкие, плотные.
Известняки светло- и коричневато-серые, органогенно-обломочные,зернистые, участками окремнелые, со стилолитовыми швами.
Толщина 90-110м.
Средневизейский подъярус — C1 v2
Окский надгоризонт — C1 ok
Тульский горизонт – C1 tl
Верхняя частьгоризонта сложена карбонатными породами известняками с прослоями доломитов,нижняя — переслаиванием алевролитов аргиллитов и песчаников.
Известняки коричневато-серые, мелкозернистые, с частымиглинистыми примазками.
Песчаники серые, светло-серые, кварцевые, слоистые суглистыми примазками, известковистые.
Алевролиты серые до чёрных, слюдистые, углистые, свключениями растительных остатков и пирита.
Аргиллиты тёмно-серые, тонкослоистые, плитчатые, собуглившимися растительными остатками, с включениями пирита, с зеркаламискольжения.
Толщина 25-30м.
Кожимский надгоризонт — C1 kzh
Бобриковский горизонт — С1bb
Сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Толщина 10-25м.
Нижневизейский подъярус – C1 v1
Представлен в основании аргиллитами с редкими пропласткамиалевролитов и песчаников.
Аргиллиты тёмно-серые до чёрных, сильно углистые, слоистые,алевритистые, с включениями пирита и сидерита.
Алевролиты тёмно-серые, слюдистые, неслоистые, с обугленнымрастительным детритом, с включениями пирита.
Песчаники серые, алевритистые, известковистые.
Толщина 5 – 20 метров.
Турнейский ярус – C1 t
Сложен известняками светло-серыми, иногда желтовато-серыми,мелкозернистыми, местами глинистыми, обломочными, плотными, крепкими, прослоямибрекчевидными, со стилолитовыми швами, выполненными глинистым материалом, спрожилками и включениями кальцита.
Толщина25-35м.
Девонскаясистема — D
Верхний отдел — D3
Фаменский ярус – D3fm
Сложен известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-и желтовато-серые, скрыто — и мелкокристаллические, плотные, крепкие, прослоямиглинистые доломитизированные.
Доломиты серые и коричневато-серые, тонкозернистые,неслоистые, пористо-кавернозные, плотные, трещиноватые, с включениями кальцита.
Толщина 145-155м.
Франский ярус — D3
Верхнефранский подъярус — D3 fr2
Представлен чередованием доломитов и известняков.
Доломиты серые, коричневато-серые, слабо известковистые,разнозернистые, иногда окремнелые, участками кавернозные.
Известняки серые с коричневатым оттенком, крепкие,неслоистые, со стилолитовыми швами. Встречаются маломощные пропластки ангидритаи аргиллита.
Толщина 275 – 315 метров.
Нижнефранский подъярус — D3 fr1
Доманиковый горизонт — D3 dm
Сложен, в основном, известняками серыми, коричневато-серыми,органогенно-обломочными, битуминозными, доломитизированными, плотными,крепкими.
Толщина 25м.
Саргаевский горизонт – D3 ar
Представлен известняками с небольшими прослоями доломитов.
Известняки светло-серые, зернистые, плотные, крепкие,глинистые, с прослойками кальцита, с включениями пирита.
Толщина15м.
Тиманский горизонт — D3 tm
Верхняя часть горизонта сложена известнякамизеленовато-серыми, неравномерно-глинистыми, плотными, крепкими, пелитоморфными,местами доломитизированными.
Нижняя большая часть горизонта представлена чередованиемаргиллитов, алевролитов и песчаников.
Аргиллиты шоколадно-коричневые и зеленовато-серые, участкамиалевритистые, плитчатые, слюдистые, с зеркалами скольжения.
Алевролиты зеленовато-серые, серые, слюдистые, глинистые,мелкозернистые.
Толщина 20м.
Пашийский горизонт – D3 p
Сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами.
Песчаники светло-серые с зеленоватым оттенком, кварцевые,мелкозернистые, реже среднезернистые, крепкие.
Алевролиты зеленовато-серые и серые, глинистые, иногдаслюдистые и песчанистые, плотные, крепкие, с включениями пирита, с обугленнымирастительными остатками.
Аргиллиты зеленовато-серые, плотные, алевритистые, слюдистые,с зеркалами скольжения.
Толщина 15м.
Средний отдел — D2
Живетский ярус — D2 g
Представлен терригенными породами, преимущественнопесчаниками, с прослоями аргиллитов и алевролитов.
Песчаники светло-серые, почти белые, кварцевые,мелкозернистые, с углистыми включениями.
Алевролитысерые, светло-серые, слюдистые, плотные, с обуглившимися растительнымиостатками.
Аргиллиты серые, тёмно-серые, алевритистые, слюдистые,тонкозернистые.
Толщина 30м.
Эйфельский ярус – D2 ef
Сложен карбонатными породами в верхней части и терригенньтмив нижней.
Известняки серые и тёмно-серые, тонко и мелкозернистые,плотные, участками глинистые.
Песчаники светло-розовато- и буровато-серые, грубозернистые,кварцевые, реже гравелиты и мелкогалечные конгломераты с редкими прослойкамиаргиллитов и алевролитов.
Толщина 30м.
Вендский комплекс — PR2 Vd
Отложения представлены чередованием аргиллитов, алевролитов спрослоями песчаников,
Аргиллиты тёмно-серые, зеленовато-серые, коричневые,алевритистые, слюдистые.
Алевролиты зеленовато-серые, глинистые, мелкозернистые.
Песчаникисерые, зеленовато-серые и красновато-серые, кварцевые икварцево-полевошпатсвые, разнозернистые.
Вскрываемаятолщина 50 метров.
3.2 Тектоника
/>
Рис. 2. Выкопировка из карты фонда выявленных иподготовленных структур на 01.01.85
Площадь проектируемых работ расположена в центральной частиВисимской впадины на западном борту ККСВ в зоне развития структур облеканияверхнедевонско — турнейских рифов. В указанном районе сейсморазведкой методомОГТ подготовлены Иньвинская, Рябовская, Безгодовская и Запольская структуры, атакже выявлены Крысинское поднятие и ряд приподнятых зон (рис. 2). Отражающиегоризонты карбона (I, II, II11) и девона (III),погружаются в юго-восточном направлении естественно на 125 м, 175 м, 225 м и 130 м, а горизонт «К» погружается в юго-западном и восточном направлениях отцентральной приподнятой зоны на 30-40 м.
На фоне этого погружения каменноугольных и пермских отложенийв центральной части проектной площади выделяется Майкорская валообразная зонамеридионального направления, осложненная рядом локальных поднятий.
По отражающему горизонту II и др. выделяются две цепочки поднятий, К восточной относятсяИньвинская и Рябовская структуры, к западной — Майкорская и Безгодовскаяструктуры.
Безгодовское поднятие расположено в 5 км к северу от северной вершины Майкорского месторождения и представляет собой структуру облеканиярифового массива верхнее-девонско-турнейского возраста. По отражающемугоризонту II это -брахиантиклиналь меридиональногопростирания, осложнённая северной и южной вершинами. Размеры поднятия впределах замкнутой изолинии — 1600 м 4,5*1,5 км, амплитуда 30 м.
По отражающему горизонту II структура осложнена одним из рукавов эрозионного врезаранневизейского возраста, что могло повлиять на её размеры и амплитуду.
По отражающему горизонту I размеры и конфигурация структуры сохраняются, амплитудауменьшается до 15 м. По отражающему горизонту III на месте структуры отмечается моноклинальноепогружение.
3.3 Нефтегазоносность
Иньвинская разведочная площадь находится в Висимской впадине,приурочена к бортовой зоне Камско-Кинельской системы, где перспективны на нефтьвсе региональные нефтегазоносные комплексы Пермского Прикамья. Промышленнаянефтеносность на соседних с Иньвинской площадью месторождениях — Майкорском иЧермозском установлена только в яснополянских отложениях.
Визейские терригенные отложения в данном районе имеют общуютолщину от 40 м до 50 м. Коллекторами нефти являются песчаники и алевролиты,толщина которых колеблется от нескольких метров до 26 м. Коллекторские свойства их также очень изменчивы: средняя пористость изменяется от 11 до 22%,проницаемость находится в пределах 0,008-0,333 мкм
Из-за резкой изменчивости коллекторских свойств пластовзалежи, приуроченные к ним, относятся к пластовым сводовым литологическиэкранированным. Площадь залежей небольшая от 0,9 км2 до 8,9 км2,высота 3,6 м — 18 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,9 м до 3,1 м. Коэффициент заполнения ловушек находится в пределах 20-75%.
Притоки нефти по скважинам составляют от 9,1 т/с до 64,5 т/сна штуцере 5 мм.
Нефть по плотности относится к средним (0,873-0,893 г/см3),по содержанию серы к сернистым (1,78%) и высокосернистым (2,13%) от 13 сп до32,6 сп. Нефть слабо газонасыщена (12-17 м3т).
Кроме вышеописанной визейской терригенной толщи, основногообъекта для поисков нефти в данном районе, заслуживают интерес и другиеотложения в разрезе осадочного чехла Палеозоя.
В нижнепермских отложениях на многих площадях глубокого иструктурного бурения поблизости от Иньвинской площади, в том числе наМайкорском и Чермозском местороздениях, отмечены нефтепроявления различнойинтенсивности: от битумов и слабых нефтепроявленийдо равномерно насыщенных прослоев известняков.
Комплекс очень слабо изучен.
В среднекаменноугольном комплексе в пределах Висимскойвпадины нефтепроявления отмечаются на всех разведочных площадях. Приопробовании этих отложений получен непромышленный приток нефти на Кассибскомместорождении, в скважине 2 в интервале 1420-1503 м пластоиспытателем получено за 60 минут 3 м3нефти.
В терригенной толще девона в Висимской впадине различнойинтенсивности нефтепроявления установлены в керне на Чермозской,Восточно-Майкорской и Тузимской площадях. Ближайшие промышленные залежи нефти вданном комплексе выявлены на Чердынском месторождении на север от Иньвинскойплощади и на юге -Кузнецовском и Полазненском.
В пределах Инъвинской площади в настоящее время подготовленок глубокому бурению четыре поднятия: Иньвинское, Безгодовское, Рябовское,
Запольское. По этим поднятиям подсчитаны ресурсы нефтикатегории С3 только по и.окскому и кошминскому надгоризонтам, как наиболее изученному в данном районе, и лишь на Рябовском поднятии подсчитаны ресурсы побашкирскому и турнейскому ярусам.
Все остальные перспективные на нефть нефтегазоносныекомплексы необходимо при бурении и освоении глубоких скважин детально изучать сцелью выявления в них возможных скоплений нефти.
3.4 Гидрогеология
Иньвинская площадь расположена на восточной окраине Волго — Камскогоартезианского бассейна IIпорядка.
Ближайшая Майкорская площадь в гидрогеологическом отношениипрактически не изучена. Кроме того, были использованы данные структурногобурения на Новочураковской площади.
Региональным водоупором, разделяющим нижнюю и верхнюю зоны,является доломито-ангидритовая толща кунгурского яруса с прослоями каменнойсоли. Толщина его 120-140 м.
Глубина залегания подошвы пресных вод у п. Майкор достилает 171 м, в остальной части площади до 100 м.
Характерной особенностью верхней зоны на данной площадиявляется значительная глинистость разреза. Она обуславливает незначительнуюводообильность, небольшой модуль подземного стока, спорадическоераспространение подземных вод и повышенное содержание натрия. На небольшихучастках со смешанным и песчаным типом разреза встречаются родники с повышеннымдебитом воды. Малая мощность, отсутствие выдержанных водоупоров, слабаяводообильность, неглубокое залегание уровня воды, способствующее легкомузагрязнению, отсутствие водообильных зон позволяют считать водоносные комплексыв четвертичных и казанских отложениях бесперспективными для централизованногохозяйственно-питьевого водоснабжения.
Подземные воды шешминского водоносного комплекса,циркулирующие ниже местного эрозионного вреза, отличаются разнообразиемхимического состава и минерализации. В пределах водораздельных пространствпреобладают воды НС03 -Na и НС03-Na-Ca(Mg) состава с минерализацией до 1 г/л, воды — С04-НСО3-Na-Са и SO4-Са состава с минерализацией до 3 г/л — в устьевых частях р.Иньвы, на глубине свыше 140 м вскрыты Cl- SO4-На и С1-Na водыс минерализацией до 5 г/л. Преобладание Na и SO4 объясняется глинистостью изагипсованностъю разреза.На восточной окраине площади в данном водоносномкомплексе выделена водообильная зона суммарным дебитом 3,3 л/с. На остальнойчасти площади небольшие ресурсы ограничивают использование подземных вод дляцелей крупного хозяйственно-питьевого снабжения. Сведения о воде Соликамскихотложений отсутствуют.
В гидрогеологическом отношении район работ очень слабоизучен.
В нижнепермских отложениях наблюдаются зоны с повышенныминапорами, в водах комплекса присутствует водо-растворенный сероводород,закрытость комплекса — удовлетворительная.
Наиболее благоприятными условиями для сохранности залежейуглеводородов по гидрогеологическим показателям обладают башкирский инижне-средневизейский комплексы. В верхнедевонско-турнейском исредне-верхнедевонском комплексах предполагается некоторое снижение показателейзакрытости.
По содержанию йода и брома подземные воды всех газонефтеводоносныхкомплексов относятся к категории промышленных. Геотермический градиент в этомрайоне от 1,3 до 1,5°С/100 м [10].
Зависимость температуры от глубины залегания пластовыхфлюидов описывается уравнением
Т =0,0135 х Н +4,7
В целом, в данном районе установлена достаточно хорошовыраженная гидродинамическая и гидрохимическая зональность.
Пластовые давления могут быть рассчитаны в зависимости отзалегания водоносных толщ.
ГЛАВА 4Методика и объемпроектируемых работ
4.1 Цели и задачи поисково-оценочного бурения
Обоснованием для постановки поисково-оценочного бурения наИньвинской площади является:
1. приуроченность площади к восточной окраине Верхне-Камскойвпадины и к бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов, являющихся однимиз основных направлений геологоразведочных работ.
2. наличие на Рябовской площади локального поднятияподготовленного под глубокое бурение сейсморазведочными работами, достовернымидля данного района методами.
3. Расположение Рябовского поднятия в пределах Иньвинскойплощади по соседству с открытыми месторождениями, что даёт возможность приполучении положительных результатов быстро ввести в эксплуатацию открываемыезалежи.
Перед поисково-оценочным бурением ставятся следующие задачи:
• вскрытие перспективных нефтегазоносных комплексов девонскихи каменноугольных отложений в пределах контура ловушки;
• выделение во вскрытом разрезе пластов-коллекторов иводоупоров, и оценка перспектив каждого пласта или пачки пластов посовокупности геолого-геофизических данных;
• получение промышленных притоков нефти;
• определение гидрогеологических особенностейнефтегазоперспективных комплексов пород и физико-химических свойств в пластовыхи поверхностных условиях;
• получение ориентировочных представлений и типах, размерах имасштабах, выявленных залежей по запасам;
• приближенная оценка параметров для предварительной геолого — экономической оценки месторождения (залежи) и подсчета запасов;
• предварительный анализ обоснованности представлений остроении ловушки (и оценка их погрешности) по результатам бурения глубокихпоисковых скважин;
• обоснование бесперспективности площади (ловушки) илинеобходимости проведения дополнительных работ по ее изучению;
• изучение геологического разреза и перспективнефтегазоносности каменноугольных и девонских отложений.
Эффективность поисково-оценочного бурения в Пермском крае,несмотря на высокую степень освоения начальных суммарных ресурсов, в последниегоды находится на высоком уровне, значительно превышающем показатели 80-90-хгодов, основанные на обратной зависимости эффективности бурения от степениосвоения. Это объясняется, во-первых — выбором наиболее перспективныхнаправлений, с привлечением результатов научно-исследовательских работ, учётомсложившихся представлений о геологическом строении района и концентрацией наних геологоразведочных работ. Во-вторых — повышением качества подготовкиструктур за счёт комплексирования сейсморазведки со структурно-параметрическимбурением, расширением районов применения сейсморазведки 3В. При размещениипоисково-оценочных скважин в полной мере учитываются данные сейсморазведки поизучению околоскважинного пространства.
4.2 Система расположения скважин
Для решения поставленных задач на Рябовском поднятии,проектом предусматривается пробурить 2 скважины, расположенные по двумвзаимно-пересекающимся профилям. На профиле расположены скважины 1 и 2. Скважины1 поисковая независимая; скважина 2 оценочная, бурение которой зависит отрезультатов бурения первойскважин. Общий метраж скважин 4240 метров.
Геологической основой для размещения проектной скважиныявляется структурная карта по отражающему горизонту II, отождествлённому с кровлей терригенных отложений тульскогогоризонта масштаба 1:25000.
Скважина №1 проектируется на южном куполе Рябовского поднятия с целью поиска залежинефти (газа) артинских, верейских, башкирских, тульских, бобриковских,радаевских, франских и живетских отложений для изучения литолого-фациальной искоростной характеристики вскрываемого разреза, уточнения геологическогостроения, глубинной тектоники; оконтуривание залежей; оценки точностисейсмических построений. Проектный горизонт скважины — вендский комплекс,проектная глубина — 2480 метров. Целью бурения скважины является вскрытие всехпредполагаемых продуктивных горизонтов.
Скважина №1 является первоочередной, поскольку она бурится всводовой части поднятия. При открытии в поисковой скважине №1 промышленныхскоплений нефти проектируется бурение оценочных скважин, в данном случае трёх иодной поисковой. Учитывая форму структуры, заложение скважин предусматриваетсяпо продольному и поперечному профилям. В случае не обнаружения залежей вдевонских отложениях, проектным горизонтом для остальных скважин будет турней.
Поисковая скважина №2 закладывается на северном куполеструктуры на расстоянии 2075 м от первой для уточнения строения. Проектный ярус скважины — турнейский, проектная глубина — 1680 м. Цельюявляется поиск залежи нефти (газа) артинских, верейских, башкирских, тульских,бобриковских, радаевских отложений.
Разрезы проектных скважин представлены в таблице №4.2.2
Таблица №4.2.2Стратиграфический
скв 1 скв 2
разрез
четвертичная
система
казанский ярус
шешминский
горизонт
Соликамский 285 275
горизонт
иренский горизонт 390 380
филлиповский 310 500
горизонт
артинский ярус 555 545
сакмаро-ассельский ярус 710 705 верхний карбон 895 895 мячковский горизонт 1070 1070 подольский горизонт 1120 1120 каширский горизонт 1205 1205 верейский горизонт 1255 1255 башкирский ярус 1315 1315 серпуховский ярус 1375 1375 верневизейский подъярус 1565 1585 тульский горизонт 1580 1600 бобриковский горизонт 1595 1615 Нижневиз. горизонт 1605 1625 турнейский ярус 1610 1680 фаменский ярус 1805 - верхнефранский подъярус 2120 - семилукский горизонт 2145 - саргаевский горизонт 2160 - тиманский горизонт 2180 - пашийский горизонт 2195 - живетский ярус 2225 - эйфельский ярус 2255 - вендский комплекс 2305 - /> /> /> /> /> />
4.3 Геологические условия проводки скважин
4.3.1 Выбор типовой скважины и ее геологический разрез.
На Рябовском поднятии из числа проектных скважин за типовуювыбирается скважина №1, расположенная в южном своде поднятия. Скважина являетсяпервоочередной, независимой, бурится в оптимальных, геологических условиях ирешает следующие геологические задачи: изучение геологического строения оценканефтегазоносности отложений
На основании построенного проектный геологический разрезтаблице №4.3.1.1 профиля и типового разреза составляетсятиповой скважины, который представлен в
Таблица №4.3.1.1 Краткая Стратиграфический Индекс Интервалы Толщина, литологическая разрез отложения вскрытия м. характеристика Четвертичная Q 0-10 10 пески система песчаник, глины Казанский ярус
Р2 kz 10-60 50 алевролиты алевролиты, Шешминский песчаники,
Р2 ss 60-385 335 горизонт аргиллиты, известняки известняки, Соликамский
Р2sl 385-490 105 доломиты горизонт Иренский горизонт
Р1ir 490-610 120 доломиты, ангидриты, соль, известняки
Филипповский горизонт
Р1fl 610-655 45 известняки, доломиты
Артинский ярус
P1ar 655-815 180 известняки, доломиты
Сакмарский + ассельский ярус
P1s + a 815-1005 210 доломиты, известняки
Каменноугольная система. Верхний отдел
С3 1005-1180 175 известняки, доломиты
Мячковский горизонт
С2 mc 1180-1230 50 известняки, доломиты
Подольский горизонт
С2 pd 1230-1315 85 известняки, доломиты
Каширский горизонт
С2 ks 1315-1365 50 известняки, доломиты, аргиллиты
Верейский горизонт
С2vr 1365-1425 60 известняки, аргиллиты, доломиты
Башкирский ярус
С2b 1425-1490 65 известняки
Серпуховский ярус
С1s 1490-1685 115 известняки, доломиты
Верхневизейский подъярус
С1v3 1685-1695 110 известняки, доломиты
Тульский горизонт
C1 tl 1695-1715 30 известняки, доломиты,
алевролиты, аргиллиты, песчаники
Бобриковский горизонт
С1bb 1715-1725 10 песчаники, алевролиты, аргиллиты
Кожимский надгоризонт
C1 kzh 1725-1730 5 аргиллиты, алевролиты, песчаники
Фаменский ярус
D3fm 1925-2080 150 известняки, доломиты
Верхнефранский ярус
D3 fr2 2080-2395 315 известняки, доломиты
Доманиковый горизонт
D3 dm 2395-2420 25 известняки
Саргаевский горизонт
D3 ar 2420-2435 15 известняки, доломиты
Тиманский горизонт
D3 tm 2435-2455 20 известняки, аргиллиты, алевролиты, песчаники
Пашийский горизонт
D3 p 2455-2460 15 аргиллиты, алевролиты, песчаники
Живетский ярус
D2 g 2460-2490 30 песчаники, алевролиты, аргиллиты
Эйфельский ярус
D2 ef 2490-2520 30 известняки, песчаники
Вендский комплекс
PR2 Vd 2570-2620 50
аргиллиты,
алевролиты,
песчаники
/> /> /> /> /> /> />
4.3.2 Осложнения в процессе бурения
Аналогично данным бурения скважин на соседних площадяхвозможны следующие осложнения, которые могут быть встречены при бурениипроектируемых скважин на Рябовском поднятии:
1) Обвалы,осыпи стенок скважины при прохождении казанского яруса, шешминского горизонта(20 — 100 м); Соликамского горизонта (430 — 480 м); эйфельского яруса и вендского комплекса (2390 — 2460).
2) Поглощения бурового раствора. Возможны поглощенияказанского яруса, шешминского горизонта (20 — 100 м); Соликамского горизонта (430 — 480 м); эйфельского яруса и вендского комплекса (2390 — 2460).
3) Нефтепроявления в артинских, верейских, башкирских,тульских, бобриковских, радаевских, франских, живетских отложениях.
4.3.3. Обоснованиетиповой конструкции, ее геологический разрез
Выбор конструкции скважины — основной этап ее проектирования.Учитывая требования охраны недр и окружающей среды, горногеологические условия,предусматривается следующая конструкция, которая обеспечивает прочность скважинкак технических сооружений, изоляцию водонапорных и продуктивных горизонтов ипозволит осуществить проводку скважин при минимальных затратах материалов исредств. Данная конструкция представлена в таблице № и схеме № 1
Глубина распределения пресных вод на проектном участкедостигает 100 — 170 метров. Основным водоносным горизонтом является шешминский.
Таблица №4.3.3.1Наименование колонны Диаметр колонны, мм Глубина спуска, м Высота подъема цемента за колонной Направление 0,324 30 до устья Кондуктор 0,245 570 до устья Эксплуатационная колонна 0,146 2460 до устья
Ниже приводятся расчеты диаметров обсадных колонн. Расчетдиаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх.
Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемогодебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, ипринимается равным 0,146м. по ГОСТу 632-80
Определение диаметрадолота под ЭК.
ДД.ЭК =ДМ+2*b=0,166+2*0,206 м
ДМ – диаметрмуфты
b – зазор между муфтой ЭК и стенкамискважины принимается 0,02м (согласно ГОСТу 20692-75.)
ДД, согласноэтого ГОСТа, принимается 0,2159м.
Определение диаметра кондуктора
ДВНК = ДДЭК+ ì0,006ü = 0,2259+0,006=0,2219 м î0,008þ
0,006 – зазор междудолотом и внутренним диаметром кондуктора.
Долото принимается поГОСТу 0,245 м.
Определение диаметрадолота под кондуктор.
ДДК = ДМ +2*b=0,271+2*0,015=0,301м
Долото принимается поГОСТу 0,2953м
Определение внутреннегодиеметра направления
ДВНН = ДДК+ì0,006ü = 0,2953+0,006=0,3013 м î0,008þ
Принимается по ГОСТу0,324м.
Определение диаметрадолота под направление
ДДН = ДМ +2*b=0,351+2*0,025=0,401 м
Принимается по ГОСТу 0,3937м.
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
Схема 1
0,324 м 0,245 м 0,146 м/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />/>/>/>
30м
Dд= 0, 404м
570 м
Dд= 0, 295 м
2480 м
Dд= 0, 19 м
4.3.4 Характеристика буровых растворов
Перед началом бурения определяются состав и свойства буровыхрастворов, которые будут использованы для промывки скважины в каждом конкретноминтервале.
Чтобы выбрать буровой раствор правильно, нужно принимать во вниманиеследующее:
• буровой раствор должен быть наиболее эффективным в данных условиях;должен приготавливаться на основе доступных и дешевых материалов, эффективноочищать скважину от обломков выбуренной породы (шлама) и вынос их наповерхность; создать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте-,газопроявлений; оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждаяих обрушение; обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта приего вскрытии. Выбор буровых растворов основывался с учетом особенностейгеологического разреза, возможных осложнений в ходе бурения, глубины и т. д.
1. Начальный интервал 0-20м бурить сухим способом
2. В интервале 20 — 515 м использовать естественный глинистыйраствор плотностью 1080 кг/м3.
3. При углублении скважины — 515 -542 м использовать солевойраствор плотностью 1050 кг/м3.
4. С дальнейшим углублением 542 — 933 м использоватьглинистый раствор плотностью 1120 кг/м3.
5. При прохождении интервала 933-1390м использоватьтехническую воду плотностью 1000 кг/м"
6. В интервале 1390-1772м использовать глинистый растворплотностью 1120 кг/м2
7. В интервале 1770-2225м использовать глинистый раствор плотностью1080 кг/м3
8. В интервале 2225-2460м использовать глинистый раствор плотностью1120 кг/м
4.4 Комплекс геолого-геофизических исследований
4.4.1 Отбор керна и шлама
Для изучения литологической характеристики пластов ифизических свойств коллекторов, уточнения стратиграфических границ, эффективныхтолщин, положения ВНК, а также лабораторного изучения физических свойств породпродуктивных горизонтов, в скважине предусматривается отбор керна. С цельюувеличения процента выноса керна из продуктивных горизонтов отбор следуетпроизводить специальными колонковыми снарядами «Недра», «Сиббурмаш»,«Секьюрити».
Интервалы отбора керна по проектной поисковой скважинеприведены в таблице №4.4.1.1
Таблица №4.4.1.1возраст отложений интервалы отбора керна, м проходка с керном, м керноотборное устройство артинский + ассельский + сакмарский ярус 750-810 60 «Недра» верейский горизонт + башкирский ярус НЮ-1440 30 «Недра» серпуховский + визейский + турнейский 1685-1730 55 «Недра» франский + живетский + эйфельский ярус 2240-2370 130 «Недра» вендский комплекс 2455-2460 5 «Недра»
Общая проходка с керном составляет 280 метров, что составляет11.4% от общей глубины.
Также, для изучения литологии разреза и выяснения в немнефтеносности, производится отбор шлама через 5 метров проходки по всему стволускважины и через 2 метра в интервалах продуктивных горизонтов.
Контроль замера инструмента следует производить перед отборомкерна, и после достижения проектной глубины скважины.
4.4.2 Геофизические и геохимические исследованияГеофизические исследования
Геофизические исследования в скважинах проводятся с цельюполучения данных для решения ряда геологических и технических задач проводкискважины и документирования геологического разреза. К основным геологическим итехническим задачам относятся: литологическое расчленение разреза (выделение покрышеки коллекторов); оценка, характера насыщения коллекторов; определение подсчётныхпараметров для обоснования объёма запасов УВ; контроль технического состоянияскважины; сопровождение и определение качества испытания скважины.
Используемые виды промыслово-геофизических исследований и иххарактеристики представлены в таблице №4.4.2.1
Таблица №4.4.2.1вид исследований целевое назначение масштаб записи интервалы проведения Электрокаротаж кавернометрш точный расчет количества цемента 1:200 0-30 выделение пластов; КС определение характера насыщения; выделение терригенного и карбонатного 1:200 1:500 30-570 комплекса; корреляция разрезов ПС литологическое расчленение разреза, корреляция разрезов; определение коэффициента пористости и 1:200 1:500 1340-1500 1660-1850 2200-2260 нефтенасыщенности. детальное расчленение 730-835 1:200 БКЗ разреза; выделение пластов- 1400-1520 коллекторов. 1660-1755 Радиоактивный каротаж корреляция разрезов; детальное изучение ГК (ГГК-п) угленосных толщ; 1:200 0-30 определение коэффициента 30-570 пористости; состояние цементного камня литологическое расчленение 30-570 разреза; оценка пористости 80-200 нгк пластов; выделение 1:200 730-835 газоносных и водоносных 1400-1520 пластов; отбивка ВНК 1660-1755 Цементомер акустический 0-30 качество цементирования 1:200 0-570 плотностнои 0-2460 0-30 инклинометрия искривление скважины 1:200 0-570 0-2460
Геохимические исследования
Геохимические методы исследования включают в себя газовыйкаротаж, гидрохимические исследования, исследование шлама и образцов. Проектомпредусмотрено в процессе проведения газового каротажа провести и механическийкаротаж, определяющий продолжительность и скорость бурения скважин. Дляуточнения характера пластового флюида следует выполнитьлюминисцентно-битуминологический анализ шлама, основанный на способности нефтейи битумов люминесцировать под действием ультрафиолетового облечения. Анализследует провести с помощью люминископа.
4.4.3 Опробование и испытание перспективных горизонтов.
Для предварительной оценки нефтеносности перспективныхобъектов, а также выявления пластов — коллекторов и их параметров,проектируется испытание предполагаемых перспективных горизонтов сверху вниз воткрытом стволе, в процессе бурения скважин, испытателями пластов.
Ориентировочные интервалы испытания пластов в процессе буренияпо проектной поисковой скважине указываются в таблице №4.4.3.1
Таблица №4.4.3.1номер объекта интервал опробования, м возраст отложений тип пластоиспытателя 1 760-800
P1a МИГ -146 2 1420-1435
C 2m КИИ-2М- 146 3 1695-1730
C1v МИГ -146 4 2250-2265
C3 fr1 sm МИГ -146 5 2290-2360
C3 fr kn КИИ — 2М — 146
Интервалы испытания должны оперативно корректироватьсягеологической службой в зависимости от фактической глубины залеганиягоризонтов, намеченных к испытанию и текущих результатов изучения нефтеносностивскрываемого разреза. При обнаружении нефтепроявлений в непредусмотренныхпроектом горизонтах, а также при вскрытии зоны ухода промывочной жидкостиследует провести испытание их пластоиспытателем. Перед испытанием объектов впроцессе бурения должны быть проведены геолого-геофизические исследования (МБК,БК, ДС, РК), которые решают следующие задачи:
1. выявление возможно нефтеносных пластов;
2. установление глубины их залегания;
3. выделение эффективных толщин пластов;
4. оценка их коллекторских свойств;
5. установление состояния ствола скважины в зоне намеченногоиспытания с целью выбора места установки пакера.
В процессе испытания пластов необходимо производитьгидродинамические исследования, позволяющие определить характер насыщенияпласта и его геолого-геофизические параметры (проницаемость, величинупластового давления, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.).Испытание должно производиться не позднее 5 суток после вскрытия пласта иудаленности забоя от него не более чем на 25-30 метров.
С целью установления промышленной нефтеносности пластов,оценки их продуктивной характеристики и получения других необходимых, данныхдля подсчета запасов нефти по промышленным категориям и составление проекта разработкизалежи в скважине предусматривается спуск эксплуатационной колонны. Передначалом испытания производится проверка колонны на герметичность методомопрессовки или снижения уровня. Испытание в ней продуктивных горизонтов следуетпроизводить снизу вверх. Количество объектов испытания в эксплуатационнойколонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученностизалежи на данном этапе работ, их сравнительной оценки. В связи с этим объектыиспытания намечены предварительно, и окончательный выбор интервалов испытаниябудет сделан на основании всего комплекса исследования в скважине.
Ориентировочные интервалы испытания предполагаемогопродуктивного горизонта через колонну типовой скважины приведены в таблице №4.4.3.
Таблица №4.4.3.2№ объекта Интервалы испытания (м) Возраст отложений Способ вскрытия, количество отверстий на 1 м.
Плотность бурового раствора, (кг/м3) Способ вызова притока Методы интенсификации притока Интервалы установления цементного моста 1 1420-1430
C2m vr — C2b Кумулятивная перфорация 18 отверстий 1120 Метод «воздушной подушки» Глубокая СКО 1400-1450 2 1695-1710
C1v tl Кумулятивная перфорация 12 отверстий 1120 Метод «воздушной подушки» ГКО и СКО 1675-1745 3 1720-1725
C1v bb Кумулятивная перфорация 12 отверстий 1120 Метод «воздушной подушки» ГКО и СКО 1675-1745
4.4.4 Лабораторные исследования образцов
Лабораторные исследования приводятся из расчета на однупоисковую скважину в таблице № 4.4.4.1
Таблица №4.4.4.1№ Виды и назначение исследования, анализа Количество образцов, проб 1 Петрографические исследования (изучение и описание шлифов). Из однородных слоёв мощностью более 5 метров-3 образца: из кровли, подошвы и середины. При частом переслаивании терригенных пород составляющих пачки мощностью более 5м один образец на 1,5метра из каждого литологического типа пород. 90 2 Минералогический анализ (гранулометрический). Для обломочных пород: песчаников, алевролитов. В тех же интервалах и количестве что и для петрографических исследований. 90 3 Палеонтологические исследования (микрофаунистическое изучение шлифов для определения возраста пород). В плотных карбонатных породах 1 образец на 1 погонный метр керна, на уровне стратиграфической границы на протяжении 2метров через 1,5метра ниже и выше границы. 225 4 Споро-пыльцевой анализ. В терригенных породах на уровне стратиграфической границы через 0,5метров ниже и выше границы на протяжении 2 метров. 28 5 Изучение физических свойств пород-коллекторов (определение пористости, проницаемости, плотности). В терригенных породах 2 — 3 образца, в карбонатных – 3 — 4 образца на каждый метр поднятого керна. При небольшом выносе керна не менее трёх образцов: из кровли, подошвы и середины пласта. 1305 6 Люминисцентно-битуминологические исследования. При однородном разрезе один образец через 5метров, при частом переслаивании терригенных пород один образец на 1 — 1,5метра. 600 7 Изучение глинистости пород-коллекторов. Используются образцы, отобранные для изучения проницаемости пород-коллекторов. 50 8 Определение удельного электрического сопротивления. Производится в объёме 50% от числа образцов, отбираемых для изучения проницаемости. 25 9 Изучение радиоактивности. Отбор образцов в количестве один образец на 1метр керна в терригенных породах. 435 10 Акустические измерения. Используются образцы, отобранные для изучения пористости. 50 11 Определение нефтенасыщенности пород-коллекторов. Из продуктивных нефтеносных горизонтов 3 образца на один погонный метр в однородных слоях, и 5 в неоднородных. 295 12 Химический анализ нефти. Отбирается одна проба в объёме 2,5 литра из нефтеносного пласта. 5 13 Химический анализ воды (полный анализ). Отбирается одна проба в объёме 6 литров из пластов, давших при испытании пластовую воду. 6
ГЛАВА 5 Ликвидация и консервация скважин
При завершении цикла строительства скважины в зависимости отполученных результатов они могут быть ликвидированы или законсервированы ( приполучении промышленных притоков нефти ) или использованы в качественаблюдательных. Шурф для рабочей трубы заливается цементом.
Ликвидация и консервация скважин должна осуществляться всоответствии “Инструкция о порядке ликвидации и консервации скважин иоборудования их устьев и стволов”, утвержденных постановлением ГосГорТехнадзором РФ от 22.03.2000. №10
В скважинах подлежащих ликвидации интервалы со слабыминефтегазопроявлениями, оказавшиеся непродуктивными перекрываются цементнымимостами, высота каждого такого моста должна быть равна мощности пласта + 20метров от кровли и от подошвы пласта. На кровле верхнего пласта мостустанавливается на высоту не менее 50 м.
Для более надёжной изоляции пресных вод предусматривается установкадополнительного ликвидационного моста высотой 50 м. Мост устанавливается впоследней обсадной колонне на 25 м. выше и ниже предпологаемой нижней границераспространения пресных вод в интервале.
Устья ликвидированных скважин должны оборудоваться репером,на котором электросваркой делается надпись: № скважины, наименование площади иорганизации пробурившей скважину, а также ставится дата начала и окончаниястроительства. Над устьем скважины устанавливается бетонная тумба, облицованнаяжелезом 1х1х1 м., высота репера над бетонной тумбой должна быть не менее 0,5 м.
В случае ликвидации скважины после опробования при наличииэксплуатационной колонны(ЭК) все объекты испытания должны быть такжеизолированы друг от друга цементными мостами. Установка их производитсяаналогичным образом.
В скважинах ликвидируемых без спуска колонн в башмакекондуктора устанавливается цементный мост высотой не более 50 м.
Консервация скважины производится с учётом повторного вводаеё в эксплуатацию или проведения в ней каких либо ремонтных и других работ; нереже двух раз в год производится проверка состояния скважины с соответствующейзаписью в специальном журнале.
Скважина при консервации заполняется жидкостью, котораяисключает глинизацию пластов и создаёт противодавление.
При временной консервации (остановки) находящихся в бурениискважин со вскрытыми продуктивными горизонтами, устья скважин герметизируютпривенторами. Выше вскрытого продуктивного горизонта устанавливается цементныймост или гельцементный мост высотой 30-50 м., буримость которого ниже буримостипород в интервале установки моста.
При консервации скважин с перфорированной ЭК на устьеустанавливается трубная головка фонтанной арматуры (ФА) с контрольным вентелем,с загерметизированными патрубками и заглушками на фланцах задвижек.
Над интервалом перфорации устанавливается цементный моствысотой 25-30 м.
ГЛАВА 6 Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа
Балансовые запасы нефти и газа считаются объемным методом последующей формуле:
Q Б = F * h * m * KН * ρ* θ, где
F – площадь залежи;
H – средняя эффективная нефтенасыщеннаямощность;
m – средний коэффициент открытойпористости;
KН – средний коэффициент нефтенасыщенности;
ρ – плотность нефти в поверхностныхусловиях;
θ – пересчетный коэффициент дляперевода нефти из пластовых условий в поверхностные;
Q Б – балансовые запасы;
Q ИЗВЛ = Q Б * η
Где η – коэффициент нефтеотдачи(коэффициент извлечения нефти);
Q ИЗВЛ – извлеченные запасы;
VГ = Q ИЗВЛ * ГФ, где ГФ – газовый фактор;
VГ – млн. м3– объем растворенного газа.
ГЛАВА 7 Охрана недр и окружающей среды
В целях охраны недр и окружающей среды проектомпредусматривается проведение комплекса мероприятий, направленных напредотвращение потерь нефти и газа, вследствие низкого качества проводкискважины и неправильной ее эксплуатации, в процессе испытания, что можетпривести к преждевременному обводнению и дегазации продуктивного пласта.
С целью предотвращения выброса или открытого фонтана, пластыдолжны вскрываться на высококачественном глинистом растворе, параметры которогодолжны соответствовать регламенту, при наличии на устье ПВО.
Проектом предусматривается проведение мероприятий попредупреждению порчи пахотных земель, загрязнение водоемов. На площадках подбуровой предусматривается рекультивация земель. Перед началом буровых работснимается плодородный слой земли и складируется во временные отвалы.
После окончания работ производится захоронениепроизводственного и бытового мусора, отходов бурения. Засыпаются ивыравниваются ямы, котлованы. Плодородный слой возвращается из отвалов обратно.
С целью предупреждения загрязнения водоемов используютсистему замкнутого оборотного водоснабжения.
Во избежание разлива горюче смазочных материалов, глинистогораствора, нефти, вокруг буровой делаются обваловывания.
При размещении скважин должна соблюдаться одно-километровая санитарнаязона от населенных пунктов, а также минимальная ширина водоохранных зон. Вводоохраной зоне рек, озер, водоемов запрещается размещение горюче-смазочныхматериалов, вырубка лесов, стоянка, заправка топливом, ремонт автотранспорта, атакже проведение строительных работ.