, определить коэффициенты извлечения газа и нефти.
Володарское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в южной части Ульяновской области РФ на территории Радищевского района в 20 км к востоку от с. Радищево. В 3-х км от месторождения проходит железнодорожная магистраль Ульяновск - Саратов и автомобильная дорога Сызрань - Хвалынск.
В орогидрографическом отношении месторождение расположено на правобережье р. Волга в 12 км к западу от Саратовского водохранилища. На расстоянии около 18 км к юго-западу от месторождения протекает приток Волги река Терешка. Территория района представляет собой равнину с перепадами высот от +255 м до +175 м, сильно расчлененную оврагами, балками и речными долинами. Площадь месторождения в направлении с северо-востока на юго-запад пересекает овраг Суходол, на западном склоне которого расположен пос. Володарский. Рельеф местности способствует тому, что основной объем стоков талых вод направлен в сторону р. Терешка.
Право на пользование недрами Володарского месторождения принадлежит ОАО «Ульяновскнефть», основная база которого находиться в пос. Новоспасское в 42 км к северу от месторождения. Здесь же расположен и пункт подготовки нефти, на который автотранспортом доставляется со скважин добытая нефть.
1. Географо-экономические условия района работ
Володарское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в южной части Ульяновской области РФ на территории Радищевского района в 20 км к востоку от с. Радищево. В 3-х км от месторождения проходит железнодорожная магистраль Ульяновск - Саратов и автомобильная дорога Сызрань - Хвалынск.
В орогидрографическом отношении месторождение расположено на правобережье р. Волга в 12 км к западу от Саратовского водохранилища. На расстоянии около 18 км к юго-западу от месторождения протекает приток Волги река Терешка. Территория района представляет собой равнину с перепадами высот от +255 м до +175 м, сильно расчлененную оврагами, балками и речными долинами. Площадь месторождения в направлении с северо-востока на юго-запад пересекает овраг Суходол, на западном склоне которого расположен пос. Володарский. Рельеф местности способствует тому, что основной объем стоков талых вод направлен в сторону р. Терешка.
Право на пользование недрами Володарского месторождения принадлежит ОАО «Ульяновскнефть», основная база которого находиться в пос. Новоспасское в 42 км к северу от месторождения. Здесь же расположен и пункт подготовки нефти, на который автотранспортом доставляется со скважин добытая нефть.
2. Геолого-геофизическая изученность
Начало поисковых работ на нефть и газ в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции относится к 30-м годам XX столетия. За прошедший период времени территория области была охвачена разномасштабными геолого-съемочными работами. Проводилось также бурение параметрических и поисковых скважин.
Одновременно с поисково-разведочными работами велись и тематические исследования по изучению стратиграфии, тектоники и перспектив нефтегазоносности (Андреев Д.К., Андронов Б.М., Горячев Е.И., Давыдов Р.Б., Заячковский Ю.В., Кензин Ф.А., Кокурников В.П., Писанникова Е.П., Румянцев А.С., Соловьев В.К., Тазлова Е.А., Флерова О.В. и др.).
В результате было проведено тектоническое районирование территории, установлена стратиграфия и изучен литолого-петрографический состав осадочного чехла, выделены перспективные на нефть комплексы, выявлены и подготовлены к глубокому бурению локальные структуры, открыты и разведаны нефтяные месторождения.
К середине прошлого века весь район был покрыт геологической съемкой масштаба 1:200000, а также магнитной и гравиметрической съемками. В 1951 г. в бассейне верхнего течения р. Терешка была проведена геологическая съемка масштаба 1:50000 (Понащатенко М.В.), в результате которой была выявлена Радищевская флексура. При проведении геологической съемки масштаба 1:50000 (Сусальникова Н.В.) в бассейне рек Мостяк и Кулатка было уточнено положение флексуры.
В 1982-84 гг. в пределах Жигулевско-Пугачевского свода (ЖПС) ПГО «Центргеофизика» были проведены электроразведочные работы. В результате работ была составлена схематическая карта поверхности фундамента, на которой в пределах Радищевской зоны был выделен ряд локальных поднятий: Володарское, Рябиновское и др.
В 1984-88 гг. в пределах Жигулевско-Пугачевского вала проводились высокоточные гравиметрические работы масштаба 1:25000 (Веселов А.К., Семенов А.Я.), которые позволили уточнить тектоническое районирование ЖПС.
С 1979 г. Костромская геофизическая экспедиция начала планомерное проведение сейсморазведочных работ МОГТ на ЖПС в пределах Ульяновской области. До этого времени сейсморазведочные работы проводились в небольших объемах и оказались малоинформативными. В результате проведения сейсморазведочных работ на Радищевской площади были выявлены Пчелиное, Зеленое, Шалнинское, Суходольское и Володарское структурные осложнения. Размеры и конфигурация структур не определены из-за редкой сети профилей [7].
Глубокое бурение на Володарской площади началось в 1979 г., когда в своде одноименного поднятия была заложена параметрическая скважина 1-Радищевская, которая в 1980 г. стала первооткрывательницей месторождения. Забой скважины составил 1890 м, она прошла палеозойско-мезозойские отложения и вскрыла фундамент. В скважине был выполнен сейсмокаротаж. При опробовании бобриковского горизонта в процессе бурения был получен приток нефти. Дальнейшие испытания скважины в колонне также подтвердили нефтеносность терригенных отложений визея. В последующие годы на Володарском поднятии пробурен целый ряд скважин: 1, 2, 3, 41, 42, 43, 45, 47. Скважины 1 и 2 вскрыли кристаллический фундамент, скважина 3 - верхнедевонские отложения, а остальные - отложения турнейского яруса нижнего карбона. В пределах Западно-Володарского поднятия пробурена скважина 4, которая вскрыла верхнедевонские отложения.
3. Геологическое строение площади
.1 Проектный литолого-стратиграфический разрез
Геологический разрез изучен по материалам глубокого и структурного бурения в пределах Володарского участка.
АРХЕЙСКАЯ АКРОТЕМА
Наиболее древними образованиями в разрезе являются породы кристаллического фундамента архейского возраста, представленные биотит-пироксиновыми гнейсами.
Толщина - 53 м.
На выветренной поверхности фундамента с перерывами залегают отложения девона. Отложения нижнего девона в разрезе отсутствуют, а терригенные отложения среднего девона вскрыты только в отдельных скважинах за пределами участка работ.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ
ФРАНСКИЙ ЯРУС
НИЖНИЙ ПОДЪЯРУС
Пашийский и тиманский нерасчлененные горизонты
Пашийский горизонт представлен песчаниками серыми кварцевыми, тиманский - аргиллитами зеленовато-серыми известковистыми и известняками серыми.
Толщина - 40-60 м.
СРЕДНИЙ ПОДЪЯРУС
Саргаевский горизонт
Разрез сложен известняками серыми, неравномерно глинистыми, битуминозными.
Толщина - 80-160 м.
ФРАНСКИЙ ЯРУС
ВЕРХНИЙ ПОДЪЯРУС
Воронежский, евлановский и ливенский нерасчлененные горизонты
Сложены известняками серыми, неравномерно глинистыми и доломитизированными.
Толщина - 120-170 м.
ФАМЕНСКИЙ ЯРУС
Фаменский ярус подразделяется на три подъяруса, но из-за слабой изученности керном этой части разреза уверенные границы подразделений провести сложно. Разрез сложен толщей известняков, доломитов, мергелей и ангидритов.
Толщина - 315-350 м.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА
НИЖНИЙ ОТДЕЛ
ТУРНЕЙСКИЙ ЯРУС
Турнейский ярус представлен преимущественно известняками зеленовато-серыми, микрозернистыми, детритовыми, с прослоями мергелей и аргиллитов.
Толщина - 54-85 м.
ВИЗЕЙСКИЙ ЯРУС
НИЖНИЙ ПОДЪЯРУС
Кожимский надгоризонт
Бобриковский горизонт
Сложен песчаниками темно-серыми, аргиллитами темно-серыми, черными и алевролитами темно-серыми, глинистыми, с включениями пирита. К бобриковскому горизонту приурочены продуктивные пласты Б1 и Б2.
Толщина - 30-40 м.
Окский надгоризонт
Тульский, алексинский, михайловский и веневский нерасчлененные горизонты
Нижняя часть тульского горизонта сложена аргиллитами черными с прослоями известняков, доломитов и песчаников серых мелкозернистых. Верхняя часть горизонта представлена известняками серыми глинистыми, органогенно-детритовыми с прослоями доломитов и глинами.
Разрез алексинского горизонта сложен известняками серыми детритовыми доломитизированными с гнездами ангидрита.
Михайловский горизонт выделен условно и представлен известняками серыми доломитизированными.
Веневский горизонт сложен преимущественно доломитами коричневато-серыми.
Толщина - 190-200 м.
СЕРПУХОВСКИЙ ЯРУС
Разрез серпуховского яруса сложен толщей доломитов и известняков с включениями гипса и ангидрита.
Толщина - 35-122 м.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ
БАШКИРСКИЙ ЯРУС
Толщина - 38-76 м.
МОСКОВСКИЙ ЯРУС
НИЖНИЙ И ВЕРХНИЙ ПОДЪЯРУСЫ
Верейский, каширский и подольский нерасчлененные горизонты
Верейский горизонт в нижней части представлен аргиллитами темно-серыми известковистыми, с редкими прослоями известняка. Верхняя часть разреза сложена известняками с прослоями аргиллитов.
Толщина - 60-65 м.
Разрез каширского горизонта сложен известняками серыми, коричневато-серыми, глинистыми, органогенно-детритовыми с включениями ангидрита и доломитами коричневато-серыми.
Толщина - 95-100 м.
Подольский горизонт представлен известняками серыми мелкозернистыми с прослоями кремня черного.
Толщина - 55-100 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ
КАСИМОВСКИЙ, ГЖЕЛЬСКИЙ ЯРУСЫ
Разрез касимовского яруса сложен известняками серыми органогенно-детритовыми, доломитизированными с прослоями доломитов серых и ангидрита.
Гжельский ярус из-за недостаточной изученности разреза выделяется условно и представлен известняками органогенно-детритовыми, доломитизированными и доломитами.
Отложения пермской системы и нижнего отдела юрской системы на площади отсутствуют.
Толщина - 100-180 м.
ЮРСКАЯ СИСТЕМА
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ
Средний отдел юрской системы представлен в нижней части толщей гальки и песка крупнозернистого, кварцевого. Средняя часть разреза представлена глинами серыми, известковистыми, с прослоями песчаников. В верхней части разрез сложен песчаниками зеленовато-серыми среднезернистыми, полимиктовыми с прослоями глины и линзами гальки.
Толщина - 20-80 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ
Верхнеюрские отложения представлены глинами серыми, темно-серыми, черными с прослоями мергелей и горючих сланцев. В верхней части разреза выделяется толща песчаников зеленовато-серых глауконитовых с прослоями фосфоритов.
Толщина - 40-95 м.
МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
Меловая система на Володарской площади представлена нижним и верхним отделами.
Нижний отдел выделяется в объеме неокомского надъяруса и аптского яруса.
Разрез неокома в нижней части сложен песчаниками и алевролитами с включениями фосфоритов. Верхняя часть разреза представлена толщей глин серых, черных с прослоями песчаника.
Аптские отложения представлены преимущественно глинами темно-черными и песчаниками серыми кварцевыми разнозернистыми. В разрезе выделяется пласт мергелей темно-серых с большим количеством фауны («аптская плита»). Толщина нижнемеловых отложений составляет 20-60 м.
Верхнемеловые отложения представлены мелом и мергелем, но распространены неповсеместно, толщина верхнего мела изменяется от 0 до 60 м.
КВАРТЕР СИСТЕМА
Представлена песками, супесями, суглинками и глинами.
По литологическому составу и сейсмогеологическим параметрам в разрезе выделяется три комплекса:
- нижний терригенный;
- средний карбонатный;
- верхний терригенный.
Нижний терригенный комплекс включает в себя карбонатно-терригенные отложения от кровли терригенных пород тиманского горизонта верхнего девона до поверхности кристаллического фундамента. Комплекс представлен аргиллитами, алевролитами, песчаниками с прослоями мергелей и известняков. Пластовые скорости изменяются в пределах 4700-5500 м/с. К кровле тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт D3tm. Толщина комплекса изменяется от 24 до 42 м.
Карбонатный комплекс включает в себя терригенно-карбонатные отложения верхнего девона и карбона. Комплекс представлен в основном известняками и доломитами с подчиненными прослоями терригенных пород. Пластовые скорости изменяются в широких пределах (от 3440 до 5600 м/с). К кровле комплекса приурочен отражающий горизонт С3, сопоставимый с эрозионной поверхностью палеозойских карбонатных отложений. Внутри комплекса отражающие горизонты приурочены к тульскому горизонту визейского яруса нижнего карбона (С1tl) и верейскому горизонту московского яруса среднего карбона (С2vr). Толщина комплекса составляет 1450-1490 м.
Верхний терригенный комплекс представлен юрскими, меловыми и четвертичными отложениями. Пластовые скорости изменяются от 1700 до 2200 м/с. Самая верхняя часть комплекса (5-100 м) представляет собой зону малых и пониженных скоростей (350-1400 м/с). Толщина комплекса в зависимости от полноты разреза составляет 350-450 м.
Вышеизложенное свидетельствует о сложностях стратиграфического разреза:
-чередование терригенных и карбонатных комплексов;
-чередование, преимущественно в терригенных комплексах, пластов разных типов пород (аргиллитов, алевролитов, песчаников и отдельных пластов известняков);
-наличие перерывов в осадконакоплении;
-изменение толщин по площади месторождения.
Это свидетельствует о сложностях тектонического развития современного тектонического строения рассматриваемой Володарской площади.
3.2 Тектоника
В тектоническом отношении Володарская площадь расположена в пределах Жигулевско-Пугачевского свода (ЖПС), который является крупной положительной структурой I порядка Волго-Уральской антеклизы (пр. №3). На территории Ульяновской области находится северная часть ЖПС, который системой Жигулевских дислокаций (Жигулевским разломом) отделяется от Кузнецкой седловины. Вдоль зоны сочленения свода с депрессией выявлено субширотное приподнятое залегание фундамента - Жигулевский вал, который делится на две ветви: западную (Западно-Жигулевский вал) и восточную (Восточно-Жигулевский вал). Западно-Жигулевский вал имеет субширотное простирание и асимметричное строение: северное крыло крутое, а южное - пологое. В пределах вала выявлен ряд локальных поднятий: Репьевское, Варваровское, Новоспасское и др.
К югу от Западно-Жигулевского вала, в соответствии с тектонической схемой, выделяются Володарский, Старокулаткинский и Александровский валы, которые имеют северо-восточное простирание.
Депрессионная зона, разделяющая Александровский и Радищевский валы, получила название Адоевский прогиб, имеющий асимметричную форму.
В пределах Александровского вала выявлены Зыковское и Тимирязевское локальные поднятия, а в пределах Радищевского вала - Володарское, Восточно-Володарское, Суходольское и другие.
В тектоническом строении Володарской площади выделяются два структурных надэтажа: нижний (архейский), слагающий кристаллический фундамент и верхний (фанерозойский), составляющий платформенный чехол.
Фундамент ЖПС имеет блоковое строение, блоки разбиты нарушениями и характеризуются проявлениями магнетизма. Поверхность фундамента в пределах изучаемой части ЖПС погружается с севера на юг от -1538 м на Новоспасской площади до -1716 м на Володарской.
Верхний структурный надэтаж по формационному составу пород, степени их литификации и крупным региональным несогласиям подразделяется на два структурных этажа: палеозойский и мезокайнозойский.
В разрезе палеозойского структурного этажа выделены три структурных подэтажа: живетско-нижнефранский, верхнедевонско-турнейский и каменноугольный. Живетско-нижнефранский терригенный подэтаж, самый нижний, образует структурные формы, в основном соответствующие поверхности фундамента. Верхнедевонско-турнейский карбонатный подэтаж является переходным. Особенностью формирования этого подэтажа является определяющая роль седиментационных процессов в процессе преобразования структуры региона: выравнивание древнего структурного плана и формирование нового.
Каменноугольный терригенно-карбонатный подэтаж характеризуется в целом совпадением структурных планов по основным отражающим горизонтам карбона. Отложения мезокайнозойского структурного этажа с угловым несогласием залегают на размытой поверхности палеозоя. Структурный план верхнего этажа несколько отличается от структурного плана среднего этажа.
Формирование современного тектонического плана региона происходило за счет разновозрастных и разнонаправленных подвижек фундамента и было завершено в палеогене. Территория подвержена неотектоническим движениям, о чем свидетельствует геоморфологическая характеристика региона.
Одной из выявленных особенностей геологического строения рассматриваемого района является совпадение структурных планов верхнекаменноугольных горизонтов, картируемых структурным бурением, со структурными планами нижележащих комплексов для большей части выявленных локальных структур, несмотря на наличие перерывов в осадконакоплении и различия в литологическом составе пород. Это обстоятельство позволяет использовать данные бурения структурных скважин для уточнения строения и размеров локальных структур по более глубоким горизонтам.
Структурной основой для постановки поисково-разведочного бурения на Володарском поднятии послужила структурная карта по кровле верхнекаменноугольного гамма-каротажного репера ГКР-4, построенная по материалам структурного бурения. Репер ГКР-4 представлен известняком и прослеживается почти повсеместно. Согласно этой карты, поднятие оконтуривается изогипсой -210 м, имеет неправильную форму и - вытянуто в меридиональном направлении. Его размеры 4,0*3,0 км, амплитуда 14 м. Поднятие осложнено северным и южным куполами, разделёнными прогибом. В 1980 г. в сводовой части южного купола была пробурена параметрическая скв. 1-Р, открывшая залежь нефти в отложениях бобриковского горизонта.
В 1979-80 гг. были проведены сейсморазведочные работы МОГТ с/п 5/79-80 Костромской геофизической экспедиции, по результатам которых были построены структурные карты по отражающим горизонтам каменноугольной и девонской систем.
Полученные материалы о строении участка расположения Володарского месторождения существенным образом отличались от данных структурного бурения. По отражающим средне- и нижнекаменноугольным горизонтам на месте Володарского поднятия прослеживался прогиб, разделяющий два локальных поднятия северо-восточного направления. На основании этих данных была пробурена поисково-разведочная скв. 1-В, которая, как предполагалось по сейсмическим исследованиям, должна была вскрыть продуктивные горизонты на более высоких отметках, чем скв. 1-Р. Однако все маркирующие слои в скв. 1-В оказались на 10-20 м ниже, т.е. бурением скв. 1-В было выявлено соответствие структурного плана по реперу ГКР-4 структурным планам нижележащих отложений карбона. Это соответствие подтвердили и результаты бурения скв. 2, заложенной в пределах северного купола Володарского поднятия, и скв. 3, пробуренной в межкупольной зоне.
В 1997 г. выполнена переинтерпретация данных полевых геофизических исследований. В результате работ было уточнено строение локальных поднятий и построены структурные карты по отражающим горизонтам.
Абсолютные отметки, по которым построена карта соответствуют кровле тульских отложений. На этой карте поднятие в пределах замыкающей изогипсы -1100,0 м рисуется в виде субмеридионально ориентированной брахиантиклинали сложной конфигурации, имеет размеры 5,2*2,0 км и амплитуду 12-16 м. Структура осложнена двумя куполами.
Используя сейсмические данные, а также материалы бурения глубоких скважин, была построена структурная карта по кровле продуктивного пласта Б2.
Карта построена методом схождения от ОГ C1tl, так как по этим двум поверхностям - кровле тульского горизонта (ОГ C1tl) и пласта Б2 отмечается близкое к согласному залегание.
Рассматривая данные глубокого бурения, можно считать, что поверхности тульского горизонта и пласта Б2 параллельны (с точностью до 1-2 м). Поэтому абсолютные отметки по пласту Б2 получены прибавлением к отметкам по ОГ C1tl постоянной величины, равной 27 м.
По данным сейсморазведки и гравиметрии между скв. 1-Р и 42 прослеживается малоамплитудное дизъюнктивное нарушение.
На карту по пласту Б2 нанесен ВНК, установленный по данным бурения.
.3 Нефтегазоносность
Володарское месторождение согласно схеме нефтегазогеологического районировании относится к Володарской зоне нефтегазонакопления Жигулевско-Самарского нефтегазоносного района Средне-Волжской нефтегазоносной области Волго-Уральской провинции. Помимо Володарского к этой зоне приурочено Старокулаткинское месторождение.
Исходя из литологической характеристики палеозойских отложений, распределения нефтяных залежей и нефтепроявлений в Володарской и прилегающих зонах нефтегазонакопления Волго-Уральской провинции, в разрезе выделяется четыре нефтегазоносных комплекса (НГК):
- терригенный комплекс девона;
- карбонатный комплекс верхнего девона - нижнего карбона;
- терригенный комплекс нижнего карбона;
- терригенно-карбонатный комплекс карбона.
Терригенный комплекс нижнего карбона выделяется в объеме тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса нижнего карбона и содержит наибольшее количество залежей. Наиболее выдержанными песчаными пластами-коллекторами являются пласты Б2, Б1. По промысловым геофизическим данным для них характерна фациальная изменчивость даже в пределах одной площади. Линии геологических разрезов по пласту Б2 представлены в приложении.
Пласт Б1, приуроченный к средней части бобриковского горизонта, в пределах Володарского участка характеризуется по данным ГИС как водонасыщенный или с неясным характером насыщения. При испытании пласта Б1 в скв. 1-Радищевская притока не получено. Пористость песчаников изменяется от 11 до 23%.
Продуктивный пласт Б2 залегает в основании бобриковского горизонта непосредственно на известняках кизеловского горизонта турнейского яруса. Пласт представлен кварцевыми, мелкозернистыми, часто глинистыми песчаниками и средне- и крупнозернистыми алевролитами. Кровля пласта вскрыта пробуренными скважинами на глубинах 1289,0-1378,0 м (абс. отм. от -1103,5 до -1131,0 м). Пласт в целом выдержан по простиранию, его общая толщина изменяется в пределах 7-11 м, за исключением скв. 4, где она уменьшается до 5,0 м, в то время, как эффективная толщина подвержена значительным колебаниям - от 7,8 м до 1,0 м.
Нефтенасыщенная часть пласта Б2 вскрыта скважинами на абс. отметках от -1105,3 до -1121,0 м. Водонефтяной контакт установлен по данным ГИС и результатам опробования. По данным ГИС скв. 1-Р вскрыла ВНК на отметке -1120,8 м. При опробовании в скважине интервала от -1118,9 до -1122,9 м получен приток нефти и пластовой воды. В скв. 2 безводная нефть в начальный период опробования поступала с отметки -1119,7 м. В скв. 3 по данным ГИС подошва нефтенасыщенного коллектора располагается на отметке -1119,6 м, а кровля водонасыщенного - на отметке -1121,2 м. При исследовании скважины пластоиспытателем в интервале от -1109,0 до -1120,9 м получен, приток безводной нефти. При повторном исследовании в интервале от -1109,7 до -1123,2 м получен большой приток пластовой воды с небольшим количеством нефти. В скв. 43 подошва нефтенасыщенного пласта по данным ГИС находится на отметке -1121,0 м, кровля водонасыщенного - на отметке -1122,2 м. На основании указанных данных ВНК для подсчёта запасов нефти принят на отметке -1121,0 м.
зональных интервала, различающиеся характером распространения и свойствами коллекторов. На соседних месторождениях (Ружевское, Варваровское, Барановское и др.) глинистые прослои небольшой толщины в пласте Б2 являются гидродинамическими изоляторами.
Учитывая особенности геологического строения зональных интервалов и свойств коллекторов все три интервала выделены в самостоятельные объекты подсчёта балансовых запасов нефти - пласты Б2а, Б2б и Б2в (пр. №7). Залежи пластовые сводовые, иногда тектонически-экранированные. Пористость пород-коллекторов изменяется от 11 до 24% и составляет в среднем 18,9%, нефтенасыщенность изменяется от 50 до 86% (в среднем 70%).
Первый подсчётный объект - пласт Б2в, располагается в подошвенной части пласта Б2. В его пределах выделено две залежи нефти, приуроченные к северному и южному куполам. Нефтеносность пласта подтверждена опробованием скв, 1-Р и 2. Размеры залежей 1,6×0,9 и 1,3×1,0 км, высота 5-10 м. Залежи пластовые сводовые, северная залежь - с тектоническим экранированием. Нефтенасыщенная толщина объекта не превышает 2 м. В сводовых скважинах южного купола глинистый прослой толщиной 0,4-1,7 м разделяет пласт на нефтенасыщенную и водонасыщенную части и обусловливает наличие здесь небольшой чисто нефтяной зоны.
Второй подсчётный объект - пласт Б2б, основной по запасам на месторождении. Залежь охватывает оба купола и межкупольное пространство месторождения, является пластовой сводовой, с тектоническим экранированием на северо-западе и литологическим ограничением в юго-западной части. Размеры залежи 3,9×(0,75÷1,5) км, высота 5-13 м. Нефтенасыщенная толщина достигает максимума 3,4 м на южном куполе.
Третий подсчётный объект - пласт Б2а, располагается в кровельной части пласта Б2. Залежь также едина и занимает всю площадь месторождения, ограничиваясь на северо-западе тектоническим нарушением, а на юго-востоке (скв. 43 и 1-В) - зоной отсутствия коллекторов. Её размеры 4,0×(0,9÷1,7) км, высота 10-16 м. Нефтенасыщенная толщина не превышает 2,2 м.
3.4 Гидрогеологическая характеристика разреза
В осадочной толще Володарского месторождения выделяют три гидрогеологических этажа: подсолевой, надсолевой и покровный, которые в свою очередь подразделяют на ряд водоносных комплексов и горизонтов.
В подсолевом этаже выделяет 12 водоносных, водоносно-водоупорных и водоупорных комплексов:
нижневерхнебавлинский водоносный - терригенные отложения нижне- и верхнебавлинской свиты (венд) - распространен в основном в восточной и южной частях месторождения, мощность его варьирует в широких пределах, нередко достигая 1000-1500 м;
верхнебавлинский водоносно-водоупорный - глинистая толща верхней части верхнебавлинской свиты (венд), мощность увеличивается в юго-восточном направлении от 50 до 500 м;
среднедевонский водоносный - в основном песчаные сравнительно маломощные (20 - 60, реже 140 - 200 м) отложения среднего девона (эйфельский ярус);
среднедевонский водоносно-водоупорный - терригенно-карбонатные, преимущественно водоупорные отложения бийского и койвенского горизонтов живетского яруса, мощность обычно не превышает 20 - 60 м, хотя местами достигает 200 - 250 м;
средневерхнедевонский водоносный - песчано-глинистые и песчаные отложения пашийского горизонта, мощность 70 - 120 м, реже 220 - 280 м, в составе комплекса регионально прослеживаются четыре продуктивных нефтегазоносных пласта;
верхнедевонский водоносно-водоупорный - главным образом глинистые породы кыновского и карбонатные саргаевского горизонтов мощностью до 20 - 50 м, местами до 200 м и 600 - 700 м, в составе комплекса здесь выделяют несколько пористых пластов-коллекторов под общим индексом, которые играют в разрезе сравнительно незначительную роль, залегая локально;
верхнедевонско-нижнекаменноугольный водоносный - преимущественно карбонатные отложения нижневерхнефранского и фаменского ярусов и турнейского яруса, мощность 300 - 600 м;
нижнекаменноугольный водоносно-водоупорный - отложения мали-новского надгоризонта, бобриковского и тульского продуктивных горизонтов визейского яруса, мощность до 300 - 350 м; в средней и верхней частях комплекс представлен главным образом толщей глин, аргиллитов и глинистых известняков, переслаивающихся с продуктивными песчаниками и алевролитами, а в нижней - в основном глинами, аргиллитами и глинистыми известняками тульского горизонта, на юго-востоке увеличивается мощность карбонатных пород;
нижнесреднекаменноугольный водоносный - карбонатные отложения окского и серпуховского надгоризонтов визейского яруса и намюрского яруса, а также башкирского яруса, мощность колеблется от 120 до 640 м;
среднекаменноугольный водоносно-водоупорный - преимущественно водоупорные отложения верейского горизонта верхнего карбоната - глины, реже песчаники и известняки мощностью 25 - 100 м, реже 170 - 200 м;
средневерхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный - карбонатные отложения каширского, подольского и мячковского горизонтов московского яруса карбона и ассельского яруса нижней перми, на востоке бассейна включаются карбонатные породы сакмарского и артин-ского ярусов, мощность 550 - 840 м, на востоке увеличивается до 1200-1300 м;
нижнепермский водоупорный - соленосные и соленосно-карбонатные сакмаро-артинские и кунгурские отложения, максимальная мощность (1100 м и более) наблюдается в юго-восточной и южной частях мегабассейна.
В разрезе надсолевого гидрогеологического этажа выделяют пять водоносных и относительно водоупорных комплексов: пермско-триасовый, нижнесреднеюрский, верхнеюрский, нижнемеловой и верхнемеловой. Региональным водоупором служит палеогеновая глинистая толща. Разрез выполнен преимущественно терригенными отложениями мощностью от нескольких десятков метров до 6 км и более. Водовмещающими породами служат в основном песчаники, реже карбонаты.
В разрезе покровного гидрогеологического этажа выделен неогеновый водоносный комплекс мощностью от нескольких десятков метров в окраинных зонах впадины до 1 - 1,5 км в наиболее погруженных ее частях. Водовмещающими отложениями служат песчаные разности пород.
Водообильность водоносных горизонтов изменяется в широких пределах. Наиболее высокие притоки в скважинах получены из эйфельско-живетских отложений (до 2 - 3 тыс. м3/сут), из терригенных отложений бобриковского горизонта, из зон древнего карста в визейско-башкирских карбонатных отложениях, из терригенных отложений нижнего мела. Крайне низкими притоками характеризуются отложения рифея, большая часть карбонатных пластов девона, карбона и перми.
Рассмотрим палеогидрогеологические условия залежи Володарского месторождения. В течение протерозойской, палеозойской, мезозойско-кайнозойской эр сменились девять гидрогеологических циклов: рифейский, вендский, нижнекембрийский, среднекембрийско-ордовикско-нижнедевонский, средневерхнедевонско-нижнекаменноугольный (дояснополянский), нижнекаменноугольный (добашкирский), средневерхнекаменноугольно нижнепермский, верхнепермский, мезозойско-кайнозойский.
В рифейском и в первой половине вендского гидрогеологических циклах в связи с отсутствием регионально развитых глинистых слоев в центральных и восточных областях флюиды (воды, УВ) перемещались главным образом в вертикальном направлении к поверхности континентального или морского водоема на сравнительно небольшом расстоянии от мест их отжимания. Существовала прерывистая миграция УВ на небольших участках, не происходило их сбора с больших площадей и преобладало их активное рассеяние.
С образованием бавлинского регионального водоупора седиментационные воды и УВ перемещались от областей максимального прогибания, где находились области конечной разгрузки вод и разрушения УВ в связи с отсутствием на этих участках водоупорных верхне-бавлинских отложений.
Нижнекембрийский и среднекембрийско-ордовикско-нижнедевонский циклы ввиду маломощности отложений характеризовались ослабленным элизионным водообменом.
В истории развития средневерхнедевонско-нижнекаменноугольного (дояснополянского) и нижнекаменноугольного (добашкирского) комплексов преобладали элизионные водообмены, сопровождавшиеся значительным отжатием в коллекторы седиментационных вод и УВ. Распространение отложений, обогащенных ОВ, в сочетании со значительным развитием на территории коллекторов и нефтегазоводоупоров являлось положительным фактором. С развитием месторождения, его расширением и углублением потенциальная энергия в нем увеличивалась. Направление движения седиментогенных вод и УВ на всех элизионных этапах гидрогеологического развития в общем совпадали.
К числу важных палеогидрогеологических факторов, способствовавших образованию в Володарском месторождении нефтегазовых накоплений, относится и ограниченность площадей инфильтрации поверхностных вод, которые существовали в сравнительно редкие и короткие континентальные периоды и занимали незначительные участки.
Весьма благоприятным для формирования и сохранения накоплений был и характер пьезометрической поверхности на элизионных этапах развития рассматриваемых водоносно-водоупорных комплексов. С начала образования Володарского месторождения на повторяющихся длительных элизионных этапах в общем наследовалось местоположение в нем основных областей максимальных и минимальных напоров. В результате этого в палеозое преобладала определенная преемственность основных направлений движения подземных вод и УВ.
Средневерхнекаменноугольно-нижнепермский цикл был наиболее важным и завершающим при формировании седиментогенных вод и миграции УВ в отложениях средневерхнедевонского и нижнекаменноугольного комплексов. В этот период отложения погрузились в среднем с 1300-1400 до 1900-2000 м (по подошве) и отжимались последние значительные массы седиментационных вод и УВ в обстановке деформирования основных внутренних структур месторождения. Очевидно, именно в данный цикл формировалась наиболее значительная часть нефтегазовых накоплений в палеозойских отложениях. В дальнейшем преобладали инфильтрационные этапы.
Количество УВ, поступивших в коллекторы терригенного девона в продолжение среднего и верхнего палеозоя, намного превышает установленные в девонских отложениях запасы. Нефтяные залежи терригенного девона могли образоваться за счет внутренних ресурсов без поступления УВ извне.
Минерализация вод нижнего гидрогеологического этажа изменяется в широких пределах, возрастая от областей инфильтрационного питания к внутренним областям месторождения. От окраин месторождения к внутренним районам увеличиваются степень метаморфизации вод, содержание, мг/л: брома до 2678, иода до 35, бора до 200 и аммония до 630.
Так, в наиболее развитом по площади месторождения средневерхне-девонском водоносном комплексе преобладают хлоридно-кальциевые, реже хлоридно-магниевые рассолы. В пределах Володарского месторождения метаморфизованность вод средне-верхнедевонского водоносного комплекса характеризуются отношением rNa/rCl ниже 0,68. Изменение химического состава вод комплекса совпадает с направленностью движения подземных вод. В формировании химического состава вод существенную роль играют выщелачивание солей и процессы катионного обмена, палеогидродинамика и современные гидродинамические условия.
В недрах месторождения в подсолевом гидрогеологическом этаже развиты практически бессульфатные хлоридно-кальциевые рассолы с минерализацией до 400 г./л и более. В балансе вод этого этажа, по-видимому, существенную роль играют седиментогенные и литогенные воды, что подтверждается вскрытием здесь опресненных глубинных вод. В подсолевом комплексе месторождения выделяются две гидрохимические инверсии. Первая незначительная по объему (100 - 150 м) зона гидрохимической инверсии наблюдается в разрезе нижнепермских или на границе нижнепермских и каменноугольных отложений. Возникновение ее обусловлено засолоненностью нижнепермских вод в период формирования солеродного бассейна. Наблюдаемое здесь различие минерализации вод в границах распространения зоны инверсии не столь существенно, что может быть связано с последующим частичным опреснением соленых нижнепермских вод водами, выделяющимися в процессе ангидритизации гипсов, лежащих в подошве соли.
Ниже по разрезу следует зона, характеризующаяся одновременным нарастанием минерализации и метаморфизации вод и сменяющаяся второй, нижней зоной гидрохимической инверсии. Эта зона охватывает значительно большую по величине часть разреза. Для нее характерно и более резкое уменьшение минерализации вод с глубиной. Относительная опресненность вод второй зоны инверсии связывается в основном с водами, выделяющимися в процессах катагенетического преобразования минералов осадочных пород на больших глубинах.
Для надсолевого гидрогеологического этажа Володарского месторождения характерен преимущественно хлоридно-кальциевый тип вод. От окраин к центру возрастает концентрация солей от 50 - 100 до 10000 мг-экв/л, улучшается закрытость недр. Содержание брома и иода в этом направлении возрастает соответственно от нескольких десятков до 600 - 800 мг/л и от 1 до 15 - 20 мг/л.
Из водовмещающих отложений верхнего (покровного) гидрогеологического этажа наиболее полно изучены воды плиоценового водоносного комплекса, общая минерализация которых нарастает до 200 г./л. Тип воды в этом направлении меняется с гидрокарбонатно-натриевого через хлоридно-магниевый на хлоридно-кальциевый с одновременным увеличением содержания брома и йода соответственно до 80 - 100 и 200 мг/л. Для подсолевых водоносных комплексов состав растворенных газов изменяется от азотного до метанового.
В водах отложений среднего и верхнего девона общая газонасыщенность возрастает от нескольких десятков кубических сантиметров в литре до 1000-1500 см3/л. Общая упругость водорастворенных газов также увеличивается.
Соответственно газонасыщенности изменяется и упругость водорастворенных газов - от нескольких десятков до 25 - 40 МПа. Содержание водорастворенного газа в отложениях девона колеблется от нескольких десятков кубических сантиметров в литре до 1000 см3/л.
Таким образом, по составу газы в подсолевом гидрогеологическом этаже Володарского месторождения являются кислыми.
В водах нижнесреднеюрского и верхнеюрского комплексов содержатся азотные газы с низкой упругостью, газонасыщенность всего 20 - 50 см3/л.
Меловые водоносные комплексы еще более обеднены растворенными газами. В газовом составе пластовых вод, а вернее, в их газонасыщенности, наиболее полно отражаются процессы генерации, аккумуляции и рассеяния УВ. С этих позиций в Володарском месторождении отчетливо выделяются четыре самостоятельных со своими газогидрохимическими особенностями гидрогеологических мегацикла онтогенеза нефти и газа: кайнозойский, верхнепермско-мезозойский, палеозойский и верхнепротерозойский.
4. Методика и объем проектируемых работ
.1 Цели и задачи
В процессе поискового этапа на Володарской площади в скважинах №№2,3,41,45,47 были получены промышленные притоки нефти, тем самым были созданы необходимые условия для перехода к разведочному этапу работ.
Целью проектируемых разведочных работ является подготовка месторождения к разработке, подсчет разведанных запасов нефти, утверждением их в ЦКЗ или ГКЗ Министерства природных ресурсов РФ.
Комплекс разведочных работ включает:
- бурение и испытание разведочных скважин;
- исследование скважин геологическими, гидродинамическими и геофизическими методами в процессе бурения и испытания, как в открытом стволе, так и в эксплуатационной колонне;
- изучение физических свойств продуктивных пород и насыщающих флюидов лабораторными методами и ГИС;
- применение способов интенсификации притоков с целью решения поставленных задач в период разведки.
- рекомендуется пробурить на Володарском месторождении 1 глубокую скважину.
Обоснование этажа разведки
Проведенными поисковыми работами установлена нефте и газоносность отложений каменноугольного комплекса осадочных пород в интервале глубин -1110 - -1121.
На Володарском месторождении этаж нефтеносности ожидается вскрыть в интервале глубин1121 м, где он представлен нефтегазоносным горизонтом бобриковского возраста. Проектная глубина рекомендуемых скважин принималась из расчета вскрытия этажа разведки на полную мощность, т.е. для скважин на карбон.
.2 Система расположения скважин
На Володарском месторождении проектируется бурение одной поисковой скважины №4 на карбон, с проектной глубиной 1121 м в наиболее е приподнятой ее части окунтуренной изогипсой - Проектный горизонт 1103 м.скважин - турнейские отложения.
Скважину рекомендуется расположить
Таким образом, постановка поисковых работ в вышеуказанном объеме на каменноугольный комплекс пород позволит с высокой эффективностью в короткие сроки разведать Володарское месторождение и подготовить его к разработке.
4.3 Геологические условия проводки скважин
Геологические условия проводки скважин определены с учетом опыта бурения скважин на близрасположенных площадях - Узеньская, Западно-Ямская, Новореченская, Старшиновская, на основании сейсмических материалов и проектных литологических разрезов.
Геологические условия проводки проектных скважин отражены в таблице 4.3.1. Ожидаемые осложнения при проводке проектных скважин приведены в таблице 4.3.2.
Таблица 4.3.1 - Геологические условия проводки скважин
№№ п/пИнтервалы с различными геологическими условиямиСтратиграфическая приуроченностьЛитологические особенности и характеристика разрезаКатегорияОжидаемые пластовые давления на подошву интервала, МПа. Коэффициент аномальностиОжидаемая температура на подошву интервала, °СУглы падения пласта, градусыПо твёрдостипо абразивностиотдотолщина102828квартерсуглинки, глины, пески с галькой и щебнеммягкая средняяабразивные0,28 Ка - 1,09до 1о228294266неогенпески, глинымягкая + средняяабразивные2,66 Ка - 1,00161-2о3294435141палеогенглины, опоки, пески, алевролитымягкая + средняяабразивные4,35 Ка - 1,00202-3о443544813туронский-коньякскиймел, мергелимягкая + средняяабразивные4,56 Ка - 1,022022-25544851567сеноманскиепески, глинымягкая + средняяабразивные5,25 Ка - 1,022222-256515664149альбскийглины, пескимягкая + средняяабразивная6,67 Ка - 1,022625-30о7664776112аптскийглины, аргиллиты, пески, песчаникисредняяабразивные8,07 Ка - 1,042923-26о877684064барремскийглины, алевролитысредняяабразивные8,74 Ка - 1,043123-26о984085212берриасский- готеривскийглины плотныесредняяабразивные8,86 Ка - 1,043123-26о1085291563титонскийглины плотные, песчаники, мергели, известняки, сланцымягкая + средняяабразивные9,61 Ка - 1,053425-28о1191593621оксфордский- кимериджскийглины, мергели, известнякисредняя + твердаяабразивные9,82 Ка - 1,053425-28о
Таблица 4.3.2 - Ожидаемые осложнения при бурении скважин
№№ п/пИнтервалы глубин, мВозрастВид осложнений и характер проявленияПричины, вызывающие осложнения1Нефтегазопроявления755-770АптскийНефть, газналичие продуктивных пластов; снижение противодавления на пласт ниже пластового1090-1110Байосский2Поглощения435-448Верхний мел. Туронский и коньякский ярусыПоглощение от частичного до полного, гидроразрыв пластовналичие в разрезе проницаемыхзакарстованных известняков; превышение противодавления на пласт выше давления гидроразрыва3Водопроявления не ожидаются4Обвалы, осыпи, кавернообразование0-294 294-435Квартер, неогеновый Палеогеновыйналичие в разрезе скважины пород, склонных к прихвату; снижение противодавления на пласт664-852 936-1107Нижнемеловой Среднеюрский1107-1172Нижнетриасовый5Прихватоопасные зоны0-294 294-435Квартер, неогеновый Палеогеновыйналичие в разрезе скважины пород, склонных к прихвату; снижение противодавления на пласт515-852 936-1107Нижнемеловой Среднеюрский1107-1172Нижнетриасовый4.4 Характеристика промывочной жидкости
Сведения о характеристике и параметрах промывочной жидкости, применяемых при бурении проектируемой скважины приводятся в таблице 4.4.1.
Таблица 4.4.1 - Характеристика промывочной жидкости
Интервал, мТип промывочной жидкостиПараметры промывочной жидкостиНаименование хим. реагентовПлотность г/см3Вязкость, cСНС, Па за 1 мин/10 минВодоотдача см3/30 минpH0-1220Полимер-бентонитовый, хлоркалиевый1,1745-5530-35/ 60-70≤ 88-9Глинопорошок ПБМБ, KCl, KOH, КМЦ, КССБ-2, АК - 640, КССБ (ФХЛС), Пента (МАС-200), каустическая сода, кальцинированная сода, графит (сонбур), доломит
.5 Обоснование конструкции поисковых скважин
Предлагается следующая конструкция скважины:
В интервале 0-2 м наличие осыпей и обвалов перекрывается шахтовым направлением диаметром 426 мм и забутовывается.
Удлиненное направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м для закрепления приустьевой части скважины от размыва буровым раствором, обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости.
Кондуктор обсадных труб диаметром 245 мм спускается на глубину 470 м, предназначен для разобщения верхнего интервала горных пород. Подъем тампонажного раствора до устья. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование. Глубина спуска кондуктора уточняется геологической службой недропользователя по результатам бурения и данным ГИС.
-нефтепроявления в аптских и байосских отложениях в интервалах 755-770 и 1090-1110 м;
-обвалы, осыпи и прихватоопасные интервалы в нижнемеловых (664-852), среднеюрских (936-1107 м) и нижнетриасовых отложениях (1107-1172 м).
Зона перекрывается эксплуатационной колонной.
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1220 м для крепления стенок скважины, для последующего опробования и эксплуатации скважины. Цементируется с подъёмом цемента на высоту 300 м от устья. Глубина спуска эксплуатационной колонны уточняется геологической службой недропользователя по результатам бурения и данным ГТИ и ГИС.
Проектная конструкция обеспечивает:
- Вскрытие проектного геологического разреза и успешное доведение скважины до проектной глубины в конкретных геолого-технических условиях бурения;
- предотвращение осложнений в процессе бурения (поглощение промывочной жидкости, обвалы стенок скважины);
- выполнение полного комплекса геофизических исследований, испытаний скважины в открытом стволе и в колонне;
- проведение гидродинамических исследований, отбора глубинных проб;
- охрану недр и охрану окружающей природной среды;
- возможность перевода скважины в категорию эксплуатационной.
Конструкция скважин приведена в таблице 4.5.1.
Таблица 4.5.1 - Конструкции поисковых скважин
№№ п/пНаименование колонныДиаметр колонны, ммМарка сталиГлубина спуска, мВысота подъема цемента за колонной, мПримечание1Шахтовое направление426Д2забутовывается-2Удлинённое направление324Д30до устья-3Кондуктор245расчет470до устья-4Эксплуатационная колонна146расчет1220до 300 м от устья-
4.6 Комплекс геолого-геофизических исследований
Отбор керна и шлама
Отбор керна планируется произвести из перспективных нижнемеловых, среднеюрских, триасовых отложений и с забоя скважин для подтверждения вскрытия проектного горизонта.
Прогноз залегания коллекторов в скважинах №4 Мирных в перспективных отложениях проводился на основе интерпретации ГИС.
В скважине №4 отбор керна планируется произвести из байосских отложений в объеме 20 м, из нижнетриасовых отложений в объеме 20 м, а также 5 м забойной пачки для подтверждения вскрытия проектного горизонта. Проходка с отбором керна в скважинах №4 составляет 45 м.
Таблица 4.6.1.1 - Сведения по проектному отбору керна
Интервал отбора керна, мПроходка с керном, мВозраст отложенийКатегория пород по трудности отбора керна755-77020аптскийсредняя1090-111020байосскийсредняя1215-12205кунгурскийсредняяИтого: 45 м
Отбор шлама в интервале 30-1220 м будет проводиться персоналом станции ГТИ через каждые 5 м проходки, а в интервале залегания продуктивных горизонтов через 1-2 м. Вес пробы шлама 200-300 г. Шлам отмывается, высушивается, рассеивается по фракциям, выполняется его микроописание, исследуется карбонатность пород, газосодержание углеводородных газов С1-С5, проводится битуминологический анализ, отбираются образцы ископаемой фауны. После исследований шлам упаковывается в полиэтиленовые пакетики и маркируется.
В скважине №4 отбор керна составляет по 45 м или 3,2% от глубины скважин.
Геофизические и геохимические исследования
Проектируемый комплекс ГИС по проектной скважине приведен в таблице 4.6.2.1.
Таблица 4.6.2.1 - Проектируемый комплекс ГИС
№№ п/пЗабой скважины, мВиды исследований, их целевое назначениеМасштаб записиИнтервалы исследований, мПримечание1470Изучение геологического разреза и технического состояния скважины: ПС, КС - (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, ДС, ИС с точками замера через 20 м, Терм., Рез.1:50030-470Откр.ствол ГГК-П в инт. 470-1220800470-8001050750-105012201000-122021220Для привязки промежуточных каротажей: ГК, НК1:5000-1220В кондукторе +откр. ствол3800Изучение геологического разреза, определение количественных и качественных характеристик пластов: ПС, БКЗ, БК, ИК, МК, БМК, ГК, НК, ГГК-П, ГГК-ЛП, АК, ДС.1:200650-800Откр.ствол1050750-105012201000-122041220ДС для расчёта количества тампонажного раствора1:500470-1220Откр.ствол5470Изучение технического состояния скважины: ОГЦ, АКЦ+ФКД*, ГК, ЛМ, ГГДТ1:5000-470В кондукторе12200-1220В экс. колонне61220Для изучения тектонического строения структуры: пластовая наклонометрия1:200470-1220Откр.ствол71220Изучение скоростной характеристики разреза ВСП0-12208Станция ГТИ - для оперативного представления информации по бурению скважиныпостоянно30-1220Откр.ствол91220Термометрия1:5000-1220Дополнительно к комплексу10Для привязки отбора керна - ПС, КС ДС, БК, РК (ГК+НК)1:200интервал записи 150 м, за 50 м до кровли предполагаемого интервала отбора кернаОткр.ствол11Для установки ИПТ - ПС, КС ДС, АК1:200интервал записи 150 мОткр.ствол12Для привязки перфорации - ГК, ЛМ, Терм.1:200Интервал записи 150 м, проводится до и после перфорацииВ экспл. колонне
Опробование и испытание перспективных горизонтов
Опробование и испытание перспективных горизонтов в проектируемой скважине планируется проводить в открытом стволе в процессе бурения испытателем пластов на бурильных трубах и в эксплуатационной колонне.
В процессе бурения при подтверждении продуктивности вскрытых отложений керновым материалом, шламом, геолого-технологическими и геофизическими исследованиями, производится опробование испытателем пластов на трубах. Эти работы должны проводиться в минимально короткие сроки после вскрытия пласта (не более 5 суток) во избежание кольматации коллектора.
Испытание проектируется проводить с опорой на забой и с одним пакером, в два цикла. Перед проведением ИПТ составляется план работ, в котором необходимо предусмотреть перечень мероприятий по подготовке ствола скважины и промывочной жидкости к спуску испытательного оборудования, а также технологических параметров процесса испытания: интервал установки пакера, величина нагрузки при распакеровке, диаметр штуцера, депрессия на пласт. Время стояния на притоке и восстановлении давления определяется начальником партии ИПТ в процессе испытания по интенсивности притока. Перед спуском пластоиспытателя предусматривается проведение комплекса геофизических работ по определению состояния ствола и уточнению забоя скважин.
Перечень объектов опробования испытателем пластов на трубах приведен в таблице 4.6.3.1.
Таблица 4.6.3.1 - Перечень объектов опробования испытателем пластов на трубах
Номер объектаИнтервал испытания (опробования)ВозрастДиаметр пакера, ммДепрессия, МПа123451755-770Аптский1903,021090-1110Байосский1905,5
Метод вскрытия объектов в колонне с помощью перфорации, ее плотность, способ вызова притока проектируются в соответствии с ПБ в НГП.
Испытание в эксплуатационной колонне проводится «снизу-вверх» путем перфорации из расчета 20 отверстий на 1 м перфораторами ПКТ-89.
Лабораторные исследования
Для решения вопросов стратиграфии, литологии, физических свойств коллекторов, содержащих углеводороды, физико-химических свойств газа и пластовых вод, которые будут получены в процессе бурения и испытания скважин, предусмотрены следующие анализы образцов и проб, таблица 4.6.4.1.
Таблица 4.6.4.1 - Лабораторные исследования
Вид анализаЕдиница измеренияОбъём работпетрографическийанализ50гранулометрический-*-50палеонтологический-*-50определение карбонатности-*-50определение глинистости-*-50определение пористости общей-*-140определение проницаемости абсолютной-*-140определение нефтенасыщенности-*-140определение фазовой проницаемости-*-35определение коэффициента вытеснения-*-35Химические анализы:-*-нефтипроба6воды пластовой-*-6Гидродинамические исследованиякомплекс2
Все виды исследований, отбор проб газа, нефти и пластовой воды, проводятся специалистами в соответствии с требованиями действующих инструкций.
Нефтенасыщенные породы, законсервированные сразу после подъема керна, исследуются для определения остаточных нефтенасыщенности и водонасыщенности, состава нефти в открытых и закрытых порах.
В процессе исследования отобранных проб нефти должны быть определены:
для нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования:
фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях - компонентный состав, содержание (в процентах по массе) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти; исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследовать специальные пробы;
для газа (растворенного в нефти) - плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процентах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводорода, углекислого газа и азота; состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти до стандартных условий;
При оценке промышленного значения содержания в газе компонентов (этана, пропанов, бутанов, серы, гелия, металлов) должны соблюдаться «Требования к комплексному изучению месторождений и подсчёту запасов попутных полезных ископаемых и компонентов».
При изучении состава нефти и газа необходимо определить наличие и содержание в них компонентов, оказывающих вредное влияние на оборудование при добыче и транспортировке газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу и др.).
При получении из скважины притоков подземных вод должны быть определены: химический состав подошвенных и краевых подземных вод, содержащихся в них йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция и др., а также состав растворённого в воде газа, дебит воды, температура, давление и коэффициент упругости вод, газосодержание и другие показатели для обоснования проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.
Количество, виды анализов и исследований могут меняться в соответствии с данными, полученными в результате бурения.
Заключение
Анализируя характер геологической изученности Володарского месторождения, следует признать, что до настоящего времени остается не вполне ясной картина строения северного купола месторождения, в особенности его замыкания на северо-западном крыле (район скв. 4-Володарская). Принятая в настоящем отчёте геологическая модель месторождения вполне удовлетворительно объясняет особенности распределения нефтеносности продуктивного пласта Б2 и может служить основой для геометризации залежи нефти при подсчёте запасов и проектировании разработки, но, тем не менее, нуждается в дальнейшем уточнении и изучении.
Литература
- Горбачев И.Ф. Нефтегазоносные комплексы Ульяновской области. Сб. Новые данные по геологии и нефтеносности Ульяновской области. - М., 1983, 156 с.
- Инструкция по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ-ОГТ (при работах на нефть и газ). М., Нефтегеофизика, 1984, 35 с.