Эффективные способы борьбы с осложнениями при бурении на примере Вахского месторождения

Федеральное агентство по рыболовству
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Астраханский государственный технический университет»
Система менеджмента качества в области образования, воспитания, науки и инноваций сертифицирована DQS
 по международному стандарту ISO 9001:2015

                                                                  


Институт нефти и газа
Направление: 21.03.01 «Нефтегазовое дело»
Профиль: Бурение нефтяных и газовых скважин

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»




ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Эффективные способы борьбы с осложнениями при бурении на примере Вахского месторождения
                                                                                           

                                        Работа выполнена студ. гр. ЗННБб-41 Шулаховым А. М.

                                        Руководитель проекта доц., .Лямина Н. Ф.                     





Консультант по  Геологической части:__доц., к.г.-м.н. ___________________Калягин С.М.                                            

Консультант по части Безопасность и экологичность: доц., к.т.н.    _________Шипулина Ю.В. 

Нормоконтроль: ст. преподаватель____________________________________Яковенко И.Б. 

Допущена к защите «___» _________ 2018 г.

Заведующий кафедрой проф., д.т.н.  Саушин А.З._________________





Астрахань 2018
     СОДЕРЖАНИЕ
     
ЗАДАНИЕ на дипломную работу………..…………….……………………….…….2   
КАЛЕНДАРНЫЙ  ГРАФИК…………………………………………………….……3
СОДЕРЖАНИЕ…………………………………………………………………….….7
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..…...9
Перечень применяемых сокращений………………………………………………..11
1  ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ……………..…….………………………………....12
1.1 Общие сведения о месторождении……………………………………………...13
1.2 Изученность и этапы геологоразведочных работ.……….…………………….14
1.3 Стратиграфия…………………………………………………….…………….....16
1.4 Тектоническая характеристика строения месторождения………………….…22
1.5 Коллекторские свойства……………………..………………………………..…23
1.6 Свойства и состав нефти, газа и воды …………………..………..………….…27
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ..…………………………………………….....…31
2.1 Газонефтеводопроявления………………………………………….…………....32
2.2 Действия буровой бригады при проявлениях ………………..…..………….…35
2.3 Поглощения.……………………………………………………………………...40
2.4 Методы предупреждения и ликвидации поглощений…………………………42
2.5 Осложнения, определяющие прихваты бурильного инструмента…………....44
2.6 Заклинивание в желобных выработках…………………………………………45
2.7 Сальникообразование……………….………………………………………...…50
2.8 Прихват под действием перепада давлений ………………………………...…52
2.9 Набухание глинистых пород ………………………………………...………….54
2.10  Зоны с аномально высоким пластовым давлением…………….....................56
2.11 Нарушение технологического режима бурения скважины……………….…57
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………….…62
3.1 Оборудование устья скважины…………………………………………………63
3.2 Буровые долота…………………………………………………………..........…70
3.3 Гидравлические забойные двигатели………………………………....………..76
3.4 Верхний силовой привод буровых установок…………………...……............ 79
3.5 Система управления скважины под контролем…………………....……...…..80
3.6 Роторные управляемые системы…………………………………....……...…..82
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ…………………………….................84
4.1 Промышленная безопасность……………………………………………….….85
4.2 Средства индивидуальной защиты и компенсация производственных 
вредностей…………………………………………………………………….…......88
4.3 Пожарная безопасность, электробезопасность, молниезащита и защита от
 статического электричества…………………………………………………….....89
4.4 Возможные источники загрязнения окружающей среды………………...….92
4.5 Мероприятия по защите окружающей среды…………………………...........93
4.6 Виды ЧС характерных для района работ…………………………………......96
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………..……….…………………………………..………..…......98
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…….…………………………………...…………...….99
Приложения………………………………………………………………...……...102


     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     ВВЕДЕНИЕ
     
     Осложнения при бурении скважины является неотъемлемой, но нежелательной частью строительства скважины. Осложнения так или иначе встречаются при   бурение любой скважины, поэтому встает вопрос о их ликвидации и предупреждение.
     Осложнение ? это ситуация, которая нарушает непрерывный технологический процесс бурения, вызывает дополнительные затраты времени, материалов и средств на сооружение скважины и оказывает существенное влияние на ее надежность при последующей эксплуатации. 
     В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. 
     Осложнения обусловлены рядом геологических и техникотехнологических  факторов. Им способствуют: поглощения; газонефтеводопроявления (ГНВП); потеря устойчивости стенок скважины; частая перемеживаемость глинистых пород с  песчаниками; большая мощность глинистых, хемогенных отложений; большие углы падения горных пород; сильно развитая сланцеватость и трещиноватость; наличие  слабоустойчивых и проницаемых горных пород; недостаточная скорость восходяще-го потока бурового раствора; самопроизвольное изменение траектории ствола  скважины; длительное бурение интервалов, склонных к осложнениям, и пребывание их в не обсаженном состоянии. Эти и другие факторы приводят к зашламлению и  сужению ствола скважины, осыпям и обвалам, желобообразованию, что  отрицательно сказывается на подвижности инструмента, а иногда вызывает его прихват. 
     Наиболее значительные затраты времени приходятся на борьбу с осложнениями, связанными с нарушением целостности ствола скважины, которые отмечаются в процессе всего углубления скважины. Многообразие причин возникновения этого вида осложнений и их взаимосвязь требует целого комплекса мероприятий по их предупреждению. Характерно, что большинство причин действуют дифференцированно, т. е. являются следствием не одного, а нескольких типов геологических осложнений. 
     Знакопеременные нагрузки, которые испытывает колонна бурильных труб и ее элементы в процессе бурения, в значительной степени переносятся на околоствольное пространство, способствуя тем самым потере устойчивости ствола, каверно и  желобообразованию, искривлению трассы скважины и разрушению керна.
	Обвал ? это нарушение устойчивости стенок скважины вследствие хрупкого объемного разрушения породы в скважине. Обвалы присущи в основном глинистым и песчаноглинистым комплексам (глины, аргиллиты, алевролиты, сланцы, мергели и др.), на долю которых из общего объема осадочных пород приходится до 80 %. Обвалы часто встречаются при пересечении зон тектонических нарушений в  виде разломов, трещин, взбросов, кливажа, а также в коре выветривания. Слабосцементированные пески, пестроцветы и сильно дренированные песчаники при обвалах образуют каверны.
     Выпучивание стенок скважины ? это нарушение устойчивости скважины  вследствие выпирания породы в горную выработку без заметных нарушений ее целостности. На величину упругой деформации при явлениях выпучивания главное  действие оказывает литологический состав пород и их физико-механические  свойства. 
     Задачей данной дипломной работы является изучение и предотвращение различных осложнении в процессе бурения. Изучение данной проблемы поможет сократить финансовые затраты, время процесса бурения. В данной работе мы изучим причины и способы борьбы с осложнениями.
     








       

     Перечень применяемых сокращении


ЦТП- центральный товарный парк 
ГНВП- газонефтеводопроявление
ГПЗ- газоперерабатывающий завод
ВНК- водонефтяной контакт
ОП- противовыбросовое оборудование
АГКС- автоматическая газокаротажная станция
БР- буровой раствор
СПО- спуско подъемные операции
ПАВ- поверхностноактивные вещества 
ТС- тампонажная смесь
УБТ- утяжеленная бурильная труба
КНБК- компановка низа бурильной колонны
СНС- статическое напряжение сдвига
МПБ – манифольд противовыбросовый блочный
ППГ-превентор плашечный с гидроприводом 
ППР  превентор плашечный с ручным приводом 
ППС- плашечный с перерезывающими плашками
ВП- вращающиеся превенторы 
PDC- долота Polycrystalline Diamond Bits
РО- рабочий орган
СВП- силовой верхний привод
     











     Астраханский Государственный Технический Университет
     
                                                    Институт нефти и газа
       						
                                                                     Кафедра «Геология нефти и газа»
     
                       
       
       
       
    
       
    1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ
     
                                             
       
       
       
       
       
     						
     
                                                     
                                                  
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     Астрахань 2018
     
     
     1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     
     1.1 Общие сведения о месторождении
     
     Вахское месторождение открыто в 1964г., введено в разработку в 1976г., расположено в Нижневартовском районе ХантыМансийского автономного округа Тюменской области в 113км восточнее от г. Нижневартовска и в 80км от г. Стрежевого (рис.1.1). Включает в себя следующие площади: Вахская, СевероВахская,  Восточно-Вахская и Кошильская.
     В настоящее время на месторождении пробурено 76 поисковоразведочных и 1166 эксплуатационных скважин.
     Размеры месторождения составляют 31x15 км, при площади 480 км2 и амплитуде поднятия - 160 метров.
     Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70% территории; поймы рек изобилуют озерами, протоками, старицами. На заболоченных  участках торфяной слой достигает 610м. Территория месторождения находится в  среднем течении рек Вах и Трайгородская.
     Для завозки грузов на Вахское месторождение основным видом транспорта в  летнее время является водный по реке Вах и устойчиво автотранспорт. Бетонная дорога Стрежевой  вахтовый Вахский поселок протяженностью 95км введена в действие с 1988г. На территории месторождения проложены бетонные дороги к основным производственным объектам, к остальным – грунтовые.
     Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Советский центральный товарный парк (ЦТП), оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск – Александровское – Анжеро-Судженск. 
     Нефтяной газ компримируется до 1,6 МПа для последующей его подачи по газопроводу «ГКС  Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г. Стрежевого, Нижневартовский ГПЗ). Попутный газ утилизируется на 95%.
     На территории месторождения из строительных материалов имеются глина,   песок, строительный лес, водоснабжение из подземных источников.
     Климат района континентальный, характеризуется суровой продолжительной зимой с устойчивым снежным покровом и коротким не жарким летом. 
     Средняя температура воздуха наиболее жаркого месяца  июля  +17,50С,  средняя температура наиболее холодного месяца января  21,50С. Абсолютный мини-мум температуры приходится на декабрьфевраль и составляет 510С, абсолютный  максимум  на июль +300С. Средняя продолжительность безморозного периода  составляет 108 дней.
     Территория Вахского лицензионного участка в соответствии с почвенно-географическим районированием относится к среднетаежной подзоне подзолистых, болотно-подзолистых и болотных почв.
     Промышленную разработку Вахского месторождения ведет ОАО  «Томскнефть» ВНК на основании лицензий на право пользования участком недр  ХМН 00344 НЭ от 06.06.1996г. и ТОМ 00048 НЭ 06.09.98г.[1]
     
     1.2 Изученность и этапы геологоразведочных работ
       
     Геологоразведочные работы на Вахском месторождении проводились в 3  этапа: поиски, разведка и доразведка. Поисковый и разведочный этапы включали в  себя стадии региональных геологогеофизических работ (19471957 гг.), поисковые и  детальные геологогеофизические работы (19571954, 19831985 гг.), поиски и  разведку залежей нефти и газа на Вахской и Северо  Вахской (19541970 гг.),  Восточно - Вахской (1983-1986 гг.). 
     В 19631964 годах сейсмической партией 5/6364 Сургутской НРЭ была выявлена, детализирована и подготовлена под глубокое поисковое бурение Вахская  структура. Результаты этих работ послужили основой для разработки проекта  поисково-разведочного бурения на Вахском поднятии.
     Залежи нефти в песчаных пластах горизонта Ю1 (пласты Ю11, Ю12) были открыты бурением скважины 10Р. При совместном испытании этих пластов в интервале 2179  2212 м был получен приток безводной нефти дебитом 24.7 м3/сут на 8 мм 
штуцере.
     В 19801985 гг. детальными сейсморазведочными работами изучены  восточный и южный борта Вахской структуры, детализированы и подготовлены к  глубокому бурению Восточно- и Южно-Вахская структуры.
     В 1983 году на ВосточноВахской структуре была пробурена разведочная  скважина 70Р с целью выявления перспектив нефтегазоносности юрских горизонтов площади. Скважина вскрыла отложения горизонта Ю1 и верхнюю часть разреза Тюменской свиты. Этаж нефтеносности составил 90 м. При опробовании в процессе бурения горизонта Ю1 получен приток нефти расчетным дебитом 53 т/сут. При  испытании горизонта Ю2 в колонне получен фонтан нефти дебитом 14 м3/сут на динамическом уровне 650 м. Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи в обоих горизонтах не подсечен. 
     Бурением этой скважины были подтверждены высокие перспективы  Восточно Вахской площади и целесообразность планирования и проведения разведочных работ. В 1984 году с целью разведки выявленной залежи был составлен  “Проект разведки ВосточноВахской площади глубоким поисковоразведочным  бурением “
     Промышленная нефтеносность пластов Ю13 и Ю32 СевероВахской площади  доказана результатами бурения скважины 23Р в 1967 г. 
     Поисковое бурение на Кошильском поднятии было начато в 1987 году. Перваяпоисковая скважина 301 является первооткрывательницей Кошильского  месторождения, которое в таком статусе существовало до 1995 года.
В 1995 г. оно переименовано в Кошильскую площадь Вахского месторождения.
     Дальнейшими геологоразведочными работами было установлено, что залежи Вахской, ВосточноВахской, СевероВахской и Кошильской структур объединяются в единое Вахское месторождение.
     В процессе доразведки, в период с 1986 г. по 2009 г., работы велись на  Вахской и Кошильской площадях .
     


     1.3 Стратиграфия
     
     Геологический разрез Вахского месторождения представлен терригенными отложениями мезокайнозойского чехла, несогласно залегающими на размытой  поверхности доюрского складчатого фундамента.
     В пределах Вахской группы поднятий доюрские образования вскрыты восемью скважинами (№№ 11, 72, 80, 88, 102, 304, 347, 4529. На указанный период  наиболее приподнятой частью территории выделялась ЮжноВахская площадь.  Здесь (скв. № 80р) вскрыты докембрийские граниты, прорывающие сланцы серициткварцевогобиотиткварцамфиболитового состава. Параллельно им простирается комплекс отложений раннего силура, представленный филлитами, филитизирован-ными алевролитами и аргиллитами.
     В пределах восточного борта ВосточноВахского поднятия (скв. №№ 72р, 102р) вскрыты породы нижнего девона, представленные чередованием известняков,   мергелей, глинистых известняков и известковистых аргиллитов, содержащие зоны  повышенной трещиноватости, интенсивно брекчированные и вторично  карбонатизированные. В северном же направлении в пределах Кошильской террасы (скв. № 304р) идентичная часть отложений (нижний девон) представлена эффузивами и сопутствующими магматическими образованиями.
     
     
     Рисунок 1.1 Геологический разрез Вахского месторождения
     Доюрские образования
     На той же Кошильской площади восточнее скважины № 304р скважинами  № 312р, 347р вскрыты известняки (прослоями органогенные), лежащие на палеозойской поверхности нижнего девона. Органогенные известняки рассматриваются как потенциальные резервуары для скоплений углеводородов. Далее к востоку  предполагается развитие верхнеедевонских известняков, т.к. в скважине № 330р  Кошильского месторождения (за пределами территории деятельности ОАО  «Томскнефть» ВНК) вскрыты глинистокремнистоизвестковистые породы нижнего карбона, которые (по аналогии с Нюрольским осадочным бассейном)  пространственно переходят в отложения верхнего девона. Полосообразное  чередование пород определено по данным единичных скважин и схематично  характеризует только центральный блок исследуемой территории. В  действительности его строение представляется более сложным и  дифференцированным. С запада и востока палеозойская поверхность погребена под эффузивноосадочной толщей пермотриаса, выполняющей грабены триасового  рифтогенеза.
     Вскрытая толщина доюрских образований от 22 до 475 м.
     Юрская система – J
     Отложения меловой системы представлены всеми тремя отделами. нижний и  средний отделы соответствуют тюменской свите, в объеме верхнего – выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты. 
     Тюменская свита – J1-2
     Вскрытая часть разреза тюменской свиты, в основном, представлена нефтеносными отложениями средней юры: горизонты Ю3 и Ю2. В соответствии с распределением по территории выявленного нефтенасыщения разрез наиболее изучен в  пределах северной части месторождения. Регионально выдержанный горизонт Ю3  батского возраста общей толщиной 4696м расчленен на четыре пласта: Ю31, Ю32,  Ю33, Ю34. В составе его отложений встречены все типы фаций аллювиального комплекса: русловые, пойменные, болотные. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, последние переслаиваются с углями. В периоды  формирования пластов Ю34 и Ю32 СевероВахская площадь испытывала наибольш-ий подъем, созданная эрозионная обстановка способствовала наибольшему разви-тию указанных песчаных тел. Образование верхних пластов Ю33 и Ю31 происходило в условиях тектонической стабилизации, когда наибольшее развитие получили пой-менные фации.
     Региональный горизонт Ю2 келловейского возраста, в составе которого выделяются пласты Ю21 и Ю22, формировался в переходной лагуннодельтовой обстановке определенной по разнообразию осадков от континентальных до морских. 
     В подошве пласта Ю22 нередко отмечается контакт размыва, представленный брекчеконгломератовидной породой, выше которой разрез сложен песчаниками с  линзочками угля и углисто-глинистой породой.
     В подошве вышележащего песчаного пласта Ю21 отмечаются конгломератовидные окатыши песчаника в глине. Песчаники имеют косую слоистость и следы  морских микроорганизмов, свидетельствующие об их морском генезисе. Наиболее  вероятно, что формирование пласта Ю22 происходило, преимущественно, в условиях надводной равнины дельтового комплекса, а Ю21  в условиях подводной равнины и подводного склона дельтового комплекса. На отдельных участках, вероятно, 
существовала лагунная обстановка, в которой накапливались маломощные глинистоалевритовые отложения.
     Вскрытая толщина отложений свиты 230-300 м.
     Васюганская свита – J3
     Верхнеюрские отложения относятся к васюганской свите. В ее разрезе выделяются: нижневасюганская подсвита, подугольная, межугольная и надугольная тол-щи келловейоксфордского возраста. Нижневасюганская подсвита небольшой толщины (26м) представлена однородными серыми до черных аргиллитами, сформированными в застойных – лагунных условиях.
     Вышележащая подугольная толща перекрывается угольным пластом, она разделена на две пачки: нижнюю, преимущественно песчаную  пласт Ю13 иверхнюю,  песчаноглинистую  пласт Ю12. Разделы пластов Ю12 и Ю13 представлены глинистыми породами с пропластками углей или маломощными карбонатизированными  песчаниками.
     Пласт Ю13 характеризуется плохой сортировкой песчаного материала, содержит конкреции пирита. Предполагается, что сформирован в субаквальной зоне дельтовой равнины.
     Пласт Ю12 представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с намывами углистослюдистого материала, встречаются включения конкреций пирита. По ряду внешних признаков считается сформированным в условиях переходной зоны – субаэральная часть дельтовой равнины.
     Межугольная толща, в соответствии с названием, находится между двумя выдержанными угольными пластами, литологически представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с обилием углистых остатков. Но по ряду особенностей текстурнолитологического состава она относится к континентальным от-ложениям.
     Выше по разрезу выделяется надугольная толща, в объеме которой выделяются песчаные пласты Ю11А и Ю11Б. Они подстилаются угольным пластом и перекрываются глинистыми образованиями георгиевской свиты. Формирование пластов Ю11 связывается с трансгрессивным этапом развития осадочного бассейна. Фациальные условия представляются равновероятно выраженными: субаквальная часть  дельтовой равнины или верхняя часть авандельты.
     Георгиевская свита – J3
     Литологически разрез свиты представлен темносерыми с зеленоватым оттенком алевролитами, неравномерно обогащенными глауконитом и пиритом. Иногда  встречаются линзы и прослои известняков толщиной до 0,2м.
     Толщина отложений свиты от 0 до 6 м
     Баженовская свита – J3
     Разрез верхнеюрских отложений заканчивается темносерыми почти черными битуминозными аргиллитами баженовской свиты. В разрезе отмечаются прослои и  линзы известняков (до 0,1м). Породы практически непроницаемы и являются региональной покрышкой горизонта Ю1.
     Толщина отложений свиты изменяется в пределах 11-20м.
     Меловая система – К
     Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. В  нижнем отделе выделяются: мегионская, вартовская, алымская, в верхнем – покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.
     Мегионская свита – К1b+v
     На баженовской свите согласно залегают морские отложения мегионской сви-ты, представленные в нижней части темнокоричневыми плитчатыми аргиллитами. Выше по разрезу залегают песчано-алевролитовые отложения ачимовской толщи.
     Согласно седиментационной модели авторов морские отложения ачимовской толщи представляются клиноформными. В их основании находится баженовская  свита.
     В разрезе ачимовской толщи Вахской клиноформы Брылиной Н.А. выделено  три песчаных пласта: Ач1, Ач2, Ач3, разделённых глинистыми прослоями. Они сформировались в обстановке подводного конуса выноса глубоководного склона  шельфа,где в нефтегазоносном отношении наибольший интерес представляют зоны наибольшего развития песчаных тел, выраженных в виде потоков или руслоподоб-ных проявлений. 
     В перекрывающей ачимовскую в аргиллитовой пачке (в пределах ее верхней  части) выделяются песчано-алевритовые пласты Б10 и Б8.
     Вартовская свита – К1h-br
     Отложения свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые и светло-серые, реже зеленовато- серые, мелко-среднезернистые, иногда глинистые. Алевролиты серые и темносерые, мелко и разнозер-нистые, иногда с присутствием растительного детрита. Аргиллиты темносерые,   прослойками известковистые. Породы сформировались в мелководноморских и  прибрежно-морских условиях.
     Толщина отложений вартовской свиты составляет 396-436 м. 
     Алымская свита – К1а
     Образования вартовской свиты трансгрессивно перекрываются осадками  алымской свиты. Алымская свита подразделяется на две подсвиты.
     Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаных и глинистых разностей пород и выделяется в песчаный пласт А1 толщиной 16-20 м.
     Верхняя подсвита сложена аргиллитами кошайской пачки темносерыми до  черных, плитчатыми, с редкими прослоями глинистых песчаников и алевролитов. Выдержанность пачки в пределах региона позволяет отнести ее к маркирующему го-ризонту.
     Толщина подсвиты составляет 20-35 м.
     Покурская свита – К1-2a+al+с
     Покурская свита представлена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты серые и светлосерые, слабосцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, темносерые, нередко аргиллитоподобные. Иногда в разрезе встречаются тонкие единичные прослои темносерого плотного  известняка.
     В разрезе преобладают песчаные пласты, которые хотя и не выдержаны по простиранию, но часто, сливаясь по разрезу, образуют единую гидродинамически  связанную систему.
     Песчаники высокопроницаемые, водообильные, рассматриваются как практически неиссякаемый источник водоснабжения в целях ППД разрабатываемых месторождений.
     Толщина свиты 630-650 м. 
     Верхний мел и палеоген – К2
     Верхнемеловые и палеогеновые отложения представлены, в основном, морскими глинистыми породами и только в олигоцене (новомихайловская свита) морские осадки сменяются континентальными сложенными песками с прослоями глин.
     Толщина рассмотренного комплекса пород около 700 м.
     Четвертичная система – Q
     Отложения системы сложены неравномерным чередованием серых песков с  прослоями буроватосерых песчаноалевритовых глин, суглинков и супесей, торфя-ником.
     1.4 Тектоническая характеристика строения месторождения
     
     Вахское месторождение связано с группой структур (Вахская, Южно- Вахская, ВосточноВахская, СевероВахcкая), объединенных в крупную брахиантиклинальную складку неправильной формы, расположенной в северной периклинальной части Криволуцкого вала, последняя осложняет центральную часть Александровского мегавала.
     По поверхности отражающего горизонта IIа гипсометрически наиболее высокое положение занимает Вахская структура, которая представляется брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания, по оконтуривающей сейсмоизогипсе минус 2150 м ее размеры в плане составляют 22 х 15 км, амплитуда 60 м.  Крыльевые части относительно симметричны и ближе к центральной трети структу-ры осложнены структурными слабовыраженными носами и заливообразными погру-жениями. Ось структуры плавно погружается в северном направлении, в южном – слабо ундулирует, что сопровождается развитием цепочки мало амплитудных вершин; по стратоизогипсе минус 2130 м, их размеры составляют 2,0-4,2 х 0,8-1,8 км.
     Югозападная периклиналь Вахской структуры через неглубокий (810 м) прогиб сочленяется с ЮжноВахским поднятием, центральная часть последнего осложнена двумя дизъюнктивными нарушениями северовосточного простирания. Имея  незначительные размеры 9 х 8 км, амплитуда достигает 100 м. К северу и востоку от основной Вахской структуры по сейсмоизогипсе минус 2280 м выделяется террасовидная ступень палеозойского заложения. Восточный борт последней плавно сопрягается с Люкпайским валом, юговосточный резко погружается в сторону УстьТымской впадины. Часть террасы, примыкающая к восточному крылу Вахской структуры, в современном плане соответствует ВосточноВахской структуре, которая осложнена многочисленными вершинами ориентированными, преимущественно, в  субмеридиональном направлении. Наибольшее поднятие (1,4 х 4,0 км, амплитуда 53 м) приурочено к центральной части. В северной части террасы по оконтуривающей изогипсе минус 2240 м выделяется Северо Вахская структура. В южном направлен-ии по сейсмоизогипсе минус 2170 м она раскрывается в сторону Вахской структуры, а ее северная периклиналь осложнена двумя крупными структурными носами суб-меридионального простирания, которые плавно погружаются в сторону Кошильской структурной зоны. Для отражения структурного плана больших размеров и сложно-го строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.
     Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения  Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому  здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие  структурные элементы.
     Приведенная структурная поверхность в целом является основой для последующих построений поверхностей по кровлям песчаных тел коллекторов продуктивных пластов .
     
       
Рисунок 1.2- Геолого  геофизический профиль продуктивных горизонтов Ю1-2-3

     1.5 Коллекторские свойства
     
     Фильтрационноемкостные характеристики и нефтенасыщенность пластов  оценивались по керновым, промысловогеофизическим и гидродинамическим ис-следованиям.
     Для определения характера насыщения и критических значений на Северо-Вахской и Кошильской площадях использовался комплексный геофизический параметр насыщения, равный 2,3, а также кривые фазовой проницаемости, выполненные на образцах керна.
     Определение коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта Ю1 по  керновым данным проведено в 42 скважинах. Из нефтенасыщенной и водонасыщенной частей продуктивных пластов выполнено 1119 определений открытой пористости, 681  проницаемости и 143  остаточной водонасыщенности. Из них по нефтенасыщенной части 891 значение пористости, 543  проницаемости и 113 остаточной водонасыщенности. Освещенность коллекторскими свойствами продуктивных пластов примерно одинакова и составила для Ю1А1  2,2 определения на 1 метр нефтенасыщенной толщины, для пластов Ю1Б1, Ю21 и Ю31, соответственно, 1,7, 2,8 и 2,3  определения. В объеме Ю11 наилучшей проницаемостью выделяется Ю1Б1 и по  пласту Ю11 в целом газопроницаемость в пятеро превышает Ю2+31, соответственно,  почти вдвое шире диапазон изменения параметра и вдвое выше его коэффициент  вариации, т.е. наибольшей неоднородностью газопроницаемости выделяется пласт Ю11.
     Проявляется обратная картина по величине открытой пористости: диапазон ее изменения (0,13  0,24) шире по Ю2+31, по выборке Ю11 представлена более узким  интервалом значений 0,14 – 0,215.
     Несмотря на слабую освещенность керновым материалом и литологическую  неоднородность пластов в целом, с достаточной надежностью можно констатировать, что в целом коллекторские свойства пластов Ю1А1 и Ю1Б1 несколько лучше  нежели продуктивной толщи Ю2+31.
     Анализ изменения фильтрационноемкостных свойств по площадям показал,  что по пласту Ю11 (Ю1А1 + Ю1Б1) отмечается их улучшение на Вахской площади, по пласту Ю21 – на Восточно-Вахской площади, по пласту Ю31  на Вахской и Восточно-Вахской площадях. 
     Более представительными являются выборки параметров коллекторских свой-ств и нефтенасыщенности, полученные по данным промысловогеофизических исследований. В целом по месторождению учтено 2590 определений пористости, 2590  проницаемости и 2590 нефтенасыщенности. При этом освещенность продуктивных пластов определениями примерно согласуется с их нефтенасыщенными объемами. Также достаточно хорошо согласуются средние значения геофизических параметров с идентичными данными лабораторных исследований. При этом также проявляется вышеуказанная тенденция к улучшению фильтрационноемкостных свойств по  группе пластов Ю1А1 + Ю1Б1.
     Хорошо согласуются средние значения открытой пористости пластов Ю11 и  Ю2+31, определенных геофизическим способом с данными лабораторных, аналогичн-ая идентичность значений и по параметру остаточная водонасыщенность (начальная нефтенасыщенность) наблюдается только пласта Ю11, для нижнего различия весьма существенны.
     В связи со специфичностью способа определения фильтрационных свойств по материалам промысловогеофизических исследований (ПГИ) верхний диапазон зна-чений проницаемости составляет по: Ю11 – 0,035 мкм2, Ю2+31 – 0,020 мкм2, что в 10-20 раз меньше, чем по лабораторным анализам. 
     По коэффициенту начальной нефтенасыщенности предпочтение должно отдаваться результатам определений по данным ПГИ в связи с тем, что лабораторные  исследования представляют этот параметр только как верхнее (максимальное)  значение для любого образца керна.
     Выраженное несоответствие средних значений проницаемости, определенных по керну и ПГИ (пласт Ю1А1 Вахской площади и Ю1Б1 Вахской и ВосточноВахской площадей), объясняется явно недостаточным количеством лабораторных исследований при большом интервале изменения параметра.
     В результате анализа изменения коллекторских свойств по площадям и разрезу выявлено, что относительно лучшими фильтрационноемкостными свойствами (по ПГИ) характеризуется пласт Ю1А1 Восточно-Вахской площади, Ю1Б1 – Ю21 Вахской и Ю31  ВосточноВахской площадей. И существенно ухудшены параметры пластов по Северо-Вахской и Кошильской площадям.
     По отношению к вышеуказанным методам оценки проницаемости несколько  отличными являются гидродинамические, из которых наибольший объем исследований выполнен на неустановившихся кривой восстановления давления (КВД) режимах фильтрации, последним характеризуется зона пласта в контуре влияния скважины.
     Пласты горизонта Ю1 охарактеризованы достаточно полно гидродинамическими исследованиями скважин, размещенных только на Вахской и Восточно-Вахской площадях. При этом следует отметить, что выборка исследований по Северо Вахской площади не представительна, не освещена этим видом исследований и Кошильская площадь.
     Различная освещенность пластов гидродинамическими исследованиями, а также преобладающая совместная перфорация (Ю1А+Б1, Ю2+31), не позволяют с достаточной степенью надежности судить о попластовом (от Ю1А1 к Ю31) изменении проницаемости, поэтому имеется возможность оценить изменение проницаемости толь-ко по выше указанным группам пластов, объединенным в объекты разработки.
     Исходя из приведенных данных можно отметить, что повышенными значениями средней проницаемости (по КВД) отличаются пласты Ю1А+Б1 Вахской, а так-же пласты Ю2+31– Восточно-Вахской площадей.
     Рассматривая выборки показателя по наиболее исследованным пластам и объектам разработки следует заметить, что верхняя граница диапазона почти в 10 – 20 раз превышает выше охарактеризованные результаты, полученные по исследованиям ПГИ и близки к значениям лабораторных анализов. В подобном соотношении находятся и средние значения проницаемости изучаемых пластов. Характерно, что проницаемости каждого из пластов Ю1А1, Ю1Б1, Ю21, Ю31 между собой различаются не столь разительно (0,05  0,08 мкм2) как между объектами: Ю11  0,108 мкм2 и Ю2+31  0,026 мкм2. Таким образом, если по средним значениям газопроницаемости  различие было пятикратным, то по ГИС  четырехкратное, т.е. эти виды исследован-ия дают практически одинаковые результаты.
     Тюменские отложения, вскрытые на ВосточноВахской, Северо Вахской и  Кошильской площадях, керновым материалом по площади и разрезу охарактери-зованы неравномерно и недостаточно. По существу исследовании керн одной скваж-ины ВосточноВахской площади, при этом три определения проницаемости по пластам Ю1+23 и Ю31 определений по Ю3+43. Изучены низкопроницаемые разности, в результате средние значения газопроницаемости составляют 0,002  0,003 мкм2 при исследованной максимальной величине параметра 0,014 мкм.......................