4.2 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Промышленно-нефтеносными в пределах площади являются: каширские, верейские, башкирские, тульско-бобриковские, турнейские, кыновские и пашийские отложения.
Основной эксплутационный объект – пашийский горизонт. Он представлен чередованием различных по коллекторским свойствам пластов.
Согласно накопленного опыта разработки для коллекторов Ромашкинского месторождения была принята классификация, по которой породы по проницаемости и глинистости подразделяются на две группы: 1 - высокопродуктивная с проницаемостью более 0,1 мкм, 2 – малопродуктивная с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм. В первой группе по величине глинистости выделяются две подгруппы: 1 – высокопродуктивные неглинистые ( глинистость менее 2% ), 2 – высокопродуктивные глинистые (глинистость более 2% ).
В пределах площади эти параметры составляют 0,15 мкм. Пористость пласта 0,21%.
Пашийский горизонт представляет собой единую гидродинамическую систему, что подтверждается общим для всех пластов водонефтяным контактом и высокой литологической связанностью между пластами.
Общая толщина горизонта на площади 25 м, нефтенасыщенная составляет 11,5 м.
По крепости породы слагающие разрез делятся на средние, твердые и крепкие.
К категории средних относятся отложения казанского, уфимского, верейского, бобриковского и кыновского отложений.
К твердым принадлежат отложения: артинского, сакмарского, ассельского, верхнего карбона, башкирского, серпухово-окского, тульского, турнейского, каменского, верхнее-фаменского, пашийского.
Отложения мягковского, подольского, каширского, бурегского, семилукского и саргаевского горизонтов относятся к категории крепких пород. Четвертичные отложения относятся к категории мягких пород.
Коэффициент кавернозности пород слагающих, верхний интервал разреза скважины составляет 2,0; пород слагающих интервал под кондуктор 1,5; под эксплутационную колонну 1,3.
Общая толщина пашийского горизонта составляет 25 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 11,5 м. Пористость 0,21%.
Проницаемость 0,15 мкм.
Таблица 3.1
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
| Глубина залегания, м | Стратиграфическое подразделение | Горная порода | |||
| название | индекс | краткое название | |||
| от | до | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 0 | 5 | Четвертичная система | Q | суглинки | |
| 5 | 125 | Верхняя пермь | P2 | глиныалевролитыпесчаники | |
| 125 | 246 | Нижняя пермь | P1 | доломитыизвестнякиангидриты | |
| 246 | 438 | Верхний карбон | C3 | доломитыизвестняки | |
| 438 | 784 | Мячковский+Подольский+Каширский горизонты | C3 vc+pd+kr | известнякидоломиты | |
| 784 | 823 | Верейский горизонт | C2 vr | известнякиалевролиты | |
| 823 | 920 | Башкирский ярус | C2 bs | известняки | |
| 920 | 1115 | Серпухово-окский надгоризонт | C1 srp+ok | известнякидоломиты | |
| 1115 | 1155 | Тульский+Угленосный горизонты | C1 tl+bb | песчаникиалевролиты | |
| 1155 | 1306 | Турнейский ярус | C1 T+zv | известнякидоломиты | |
| 1306 | 1626 | Фаменский+Верхнее-Франский подъярус | D3 Fm+fr2 | известнякидоломиты | |
| 1626 | 1730 | Мендымский+Доманиковский+Шугуровский горизонты | D3 mnd+sml+srg | известнякидоломиты | |
| 1730 | 1761 | Кыновский горизонт | D3 kn | песчаникиалевролиты | |
| 1761 | 1806 | Пашийский горизонт | D3 pch | песчаникиалевролитыаргиллиты | |
Примечание: здесь и далее глубины указаны по стволу.
Таблица 3.2
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
| Интервал, м | Краткое название горной породы | Плот-ность, кг/м3 | Твер-дость породы | Абра-зив-ность | Кате-гория породы | Модуль Юнга, МПа*10 | Набуха-ние породы | |
| от | до | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| 0 | 5 | пески, суглинки | 1800 | 140 | 2 | мягкие | 0,03 | имеется |
| 5 | 125 | песчаники, глины | 2200 | 140 | 2-4 | средние | 4 | имеется |
| 125 | 246 | доломиты, известняки | 2400 | 190 | 4-7 | твердые | нет | |
| 246 | 438 | известняки, доломиты | 2500 | 190 | 4-7 | твердые | нет | |
| 438 | 784 | известняки, доломиты | 2590 | 210 | 2-7 | крепкие | нет | |
| 784 | 920 | известняки, мергели | 2400 | 140 | 2-4 | средние | 5,8 | имеется |
| 920 | 1115 | известняки | 2500 | 190 | 4-7 | твердые | 30 | нет |
| 1115 | 1155 | известняки, доломиты | 2500 | 190 | 4-7 | твердые | нет | |
| 1155 | 1306 | песчаники, алевролиты | 2400 | 140 | 2-4 | средние | имеется | |
| 1306 | 1626 | известняки | 2500 | 190 | 4-7 | твердые | нет | |
| 1626 | 1730 | известняки, доломиты | 2500 | 190 | 4-7 | твердые | нет | |
| 1730 | 1761 | доломиты, известняки | 2600 | 210 | 2-7 | крепкие | нет | |
| 1761 | 1806 | известняки, алевролиты | 2480 | 140 | 2-4 | средние | 30 | имеется |
Институт "ТатНИПИнефть" ОАО "Татнефть"
ОАО НПО "Бурение"
РЕГЛАМЕНТА НА ТЕХНОЛОГИЮ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИИ НА БАВЛИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Руководитель договора
зав. лабораторией С.Н. Вязенкин
с.н.с., к.т.н. Ю.Д. Комнатный
вед. инженер В.В. Аникин
Зав. отделом ТатНИПИнефти Ф.Ф. Ахмадишин
с.н.с. В.И. Бадовская
с.н.с. Н.К. Герцева
с.н.с. А.А. Бояркин
с.н.с. Р.Я. Бурдило
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Нефтегазовая отрасль Российской Федерации на данном этапе характеризуется значительным ухудшением сырьевой базы, что обусловлено следующими причинами.
Основной объем добываемой нефти и газа приурочен к районам с развитой инфраструктурой на раннее разведанных, разрабатываемых длительное время месторождениях с неуклонно падающей добычей продукции.
Длительное время и практически на сегодняшний день постоянно возрастающие потребности в углеводородном сырье в мировой практике обеспечиваются большими и возрастающими объемами разведочного и эксплуатационного бурения. В РФ это предопределило необходимость выхода в труднодоступные районы со сложными географическими и геологическими условиями, на морские акватории и зачастую на месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, что связано с необходимостью резкого увеличения капитальных вложений. В тоже время, несмотря на то, что РФ продолжает входить в число мировых лидеров (после США, Канады и Китая) по объемам бурения на нефть и газ, объемы бурения в России с 1990г. постоянно снижались при относительной стабилизации в целом в мире. Так объем бурения в нефтяных компаниях РФ в период 1990-2000 гг. снизился более чем в шесть раз в связи с тяжелым финансовым положением [1].
Постоянно, особенно в описанной ситуации, ведется поиск путей повышения технико-экономической эффективности буровых работ, методов поддержания и наращивания объемов добычи углеводородного сырья, а также повышения коэффициента извлечения продукции пластов. В этом плане существенным скачком в последние годы явились методы бурения и восстановления скважин горизонтальным стволом и с применением буровых установок с гибкими трубами.
Однако на протяжении всей истории вращательного бурения и в подавляющем большинстве случаев в настоящее время основной технологией бурения остается технология работ с репрессией на вскрываемые пласты, в т.ч. продуктивные.
Бурение с репрессией сопряжено с частыми осложнениями в виде поглощений бурового раствора и прихватами бурильного инструмента. Основными же негативными последствиями первичного и вторичного (перфорация) вскрытия на репрессии продуктивных пластов являются:
- ухудшение, часто необратимое, коллекторских свойств пласта;
- значительное, как следствие, снижение потенциально возможных дебитов скважин;
- длительные сроки освоения скважин;
- низкий коэффициент нефтегазоотдачи пластов;
- затруднения в выявлении и оценке нефтегазоносности пластов в разведочном бурении;
- затруднения в подсчете запасов углеводородного сырья.
Особенно отрицательное воздействие заканчивания скважин на репрессии проявляется на месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, в т.ч. на истощенных месторождениях, в коллекторах с низкой проницаемостью, на месторождениях с трудноизвлекаемой продукцией.