Проектирование конструкции скважины

АННОТАЦИЯ
      Данная выпускная квалификационная работа бакалавра представляет собой проект строительства эксплуатационной наклонно направленной скважины на нефть глубиной 2750 м на Приобском нефтяном месторождении.
      Проект состоит из четырех частей: геолого-методической, технологической, организационной и экономической. В геолого-методической части приведена информация о стратиграфии, тектонике и литологии пород. В технологической части произведён расчёт технологических параметров бурения, крепления и освоения проектируемой скважины, подобрана буровая установка по условиям бурения и основное технологическое оборудование. В специальной главе на основании проведенных исследований предложен тампонажный состав для крепления наклонных участков скважины. Организационная часть состоит из мероприятий по охране окружающей среды и безопасности жизнедеятельности для работ, предусмотренных в проекте. Экономическая часть представляет собой расчет экономического эффекта от использования тампонажного раствора, предложенного в специальной главе данной работы.
	Работа содержит 115 страниц, 22 рисунка, 42 таблицы.
THE SUMMARY
      There is a project of construction of production oil well depth 2750 meters at Priobskoe oil field in this final qualifying work of the bachelor.
      The project includes: geological, technologica, organizational and economical side. The geological part provides information on the stratigraphy, tectonics and lithology of the rocks. The technological part contains calculations of technological parameters of drilling, fastening and development of the planned wells, drilling rig selected to drill the conditions and basic manufacturing equipment. The organizational part consists of measures for environmental protection and life safety for the work envisaged in the project. The economical part is a calculation of the economic effect of using slurry, which proposed in the special part of this work.
      The work contains115 pages, 22 pictures, 42 tables.


ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ	6
1.	ГЕОЛОГО-МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	7
1.1.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ	7
1.2.	ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК РАЙОНА	9
1.3.	НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ	20
1.4.	ГЕОЛОГО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ	23
2.	ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	26
2.1.	ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ	26
2.2.	ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ПРОФИЛЯ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ	27
2.2.1.	Проектирование конструкции скважины	27
2.2.2.	Выбор профиля скважины	31
2.3.	ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБА БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ	37
2.4.	ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРОВ ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО	37
ИНТСРУМЕНТА	37
2.5.	ВЫБОР И РАСЧЁТ КОМПОНОВОК НИЗА И РАЦИОНАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ	38
2.6.	ВЫБОР ТИПОВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ И	42
ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ПРОГРАММЫ ПРОМЫВКИ	42
2.6.1.	Выбор типа промывочной жидкости	42
2.6.2.	Расчет необходимого расхода промывочной жидкости	50
2.6.3.	Расчет гидравлических потерь в циркуляционной системе	52
2.6.4.	Выбор бурового насоса	55
2.7.	ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ	56
2.8.	РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ	57
2.9.	ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ	59
2.10.	ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН	60
2.10.1.	Крепление скважины. Цементирование	60
2.10.2.	Освоение и испытание скважины	80
2.11.	ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ И НЕОБХОДИМОГО	82
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ	82
2.12.	СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА	83
3.	ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ	90
3.1.	БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ	90
3.1.1.	Характеристика условий и анализ потенциальных опасностей	90
3.1.2.	Анализ травматизма на объектах нефтегазодобывающей	93
промышленности	93
3.1.3.	Расчет времени образования взрывоопасной концентрации паров	95
пролитого бензина в воздухе	95
3.1.4.	Обеспечение безопасности при чрезвычайных ситуациях	96
3.2.	ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ	99
3.2.1.	Общие положения по охране окружающей среды при строительстве скважин			99
3.2.2.	Охрана атмосферного воздуха	101
3.2.3.	Охрана поверхностных и подземных вод	103
3.2.4.	Охрана земельных ресурсов	103
3.2.5.	Обращение с отходами	107
4.	ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	109
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	113
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ	114



ВВЕДЕНИЕ
      Сегодня довольно быстрыми темпами развивается альтернативная энергетика. Однако господствующее положение на рынке энергоресурсов принадлежит углеводородному сырью. На сегодняшний день Российская Федерация занимает одно из лидирующих мест не только по количеству запасов нефти, газа и газоконденсата, но и по уровню их добычи.
      В последнее время наблюдается увеличение объемов добычи нефти и газа, которое напрямую связано с вводом в эксплуатацию новых площадей, а также доразработки ранее введенных месторождений, что, в свою очередь, ведет к росту объемов бурения. При этом наблюдается существенное сокращении времени, необходимого на сооружение каждой новой скважины. Последний факт объясняется положительными тенденциями в развитии техники и технологий, используемых для решения конкретных инженерных задач. Также немаловажное значение имеет повышение уровня подготовки рабочего персонала, а также инженерных кадров.
      Скважина является опасным производственным объектом. В связи с этим особое внимание при строительстве скважин следует уделять мероприятиям по обеспечению безопасности труда и охране окружающей среды. 
      В последние годы наиболее перспективным стало сооружение скважин с наклонным и горизонтальным профилем ствола. Целью данной работы является разработка проекта строительства эксплуатационной наклонно направленной скважины на Приобском нефтяном месторождении.
      

 ГЕОЛОГО-МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
      Приобское месторождение является уникальным по запасам нефти в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (рис. 1). Открыто в 1982 году, в 1988 году введено в разработку. В административном отношении Приобское месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 65-ти км к востоку от г. Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г. Нефтеюганска. 
      
Рис. 1. Обзорная карта Западно-Сибирской НГП
1,2 – границы провинции, нефтегазоносных областей; 3,4,5 – месторождения соответственно нефтяные, газонефтяные, газовые и газоконденсатные; I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X – нефтегазоносные области соответственно Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Приуральская, Фроловская, Среднеобская, Васюганская, Пайдугинская, Каймысовская.
      Приобское месторождении расположено в зоне разобщенного залегания на глубинах от 140 до 220 м многолетнемерзлых пород, толщина последних составляет 10 -15 м. Часть площади Приобского месторождения находится по поймой рек Обь, Большой и Малый Салым, затопляемой в паводковый период [7]. 
      Общие сведения о районе буровых работ приведены в табл. 1. Сведения о площадке строительства буровой приведены в табл. 2.
Таблица 1 – Сведения о районе буровых работ
Наименование, единица измерения
Значение (текст, название, величина)
Месторождение
Приобское
Год ввода месторождения в разработку
1988
Административное положение:

- республика
Россия
- округ
Ханты- Мансийский автономный округ- Югра
- область
Тюменская 
- район
Ханты-Мансийский
Температура воздуха:

- среднегодовая, оС
-2,0
- наибольшая летняя, оС
+35
- наименьшая зимняя, оС
-50
Максимальная глубина промерзания грунта, м
2,4
Продолжительность отопительного периода, сутки
257
Преобладающее направление ветров
Зимой ЮЗ-З, летом С-СВ
Наибольшая скорость ветров, м/с
28
Многолетнемёрзлые породы, м
Отсутствуют











Таблица 2 – Сведения о площадке строительства буровой
Название, единица измерения
Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности:
Равнинный, слабо всхолмленный. В орографическом отношении площадь представляет собой лесистую, заболоченную равнину, абсолютные отметки рельефа которой колеблются в пределах 50-85 м.
Состояние местности
Заболоченная с озерами. Гидрографическая сеть представлена болотными массивами и водотоками. Болота труднопроходимые, грядово-мочажинные и озерно-мочажинные с глубиной 1,5-8 м.
Толщина, см
- Снежного покрова
- Почвенного слоя

150
30
Растительный покров:
Сосново-березовые леса
Почвы
Торфяно-болотные, суглинки, пески, глины, супеси

 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК РАЙОНА
      Геологические разрез месторождения сложен значительной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. Скважина проектируется для эксплуатации пластов АС10, АС11 и АС12 с целью добычи нефти с поддержанием пластового давления (водонапорный режим залежи). Проектный горизонт – Черкашинская свита. Проектная глубина по вертикали – 2750 м. 
      Данные о стратиграфическом делении разреза представлены в табл. 3. 


Таблица 3 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты кавернозности пластов
   Глубина  залегания,  м
Стратиграфическое  подразделение
Сведения  о  пластах
Коэффициент кавернозности интервала
   

индексы         продуктивных горизонтов
 элементы залегания (падения) 

   от
   (кровля)
   до
   (подошва)
наименование
индекс

 зенитный  угол
азимут

   
   



град.
мин.
град.

   1
   2
3
4
5
6
7
8
9
   0
   30
Четвертичные отложения
Q 
—
—
—
—
1,3
   30
   70
Неогеновые отложения
N 
—
—
—
—
1,3
   70
   130
Туртасская свита
P33 
—
—
—
—
1,3
   130
   195
Новомихайловская свита
P32 
—
—
—
—
1,3
   195
   255
Атлымская свита
P31 
—
—
—
—
1,3
   255
   460
Тавдинская свита
P31 ? P23 
—
—
—
—
1,3
   460
   690
Люлинворская свита
P2 
—
—
—
—
1,3
   690
   825
Талицкая свита
P1 
—
—
—
—
1,25
   825
   900
Ганькинская свита
К2dm 
—
—
—
—
1,25
   900
   1100
Берёзовская свита
К2kmst 
—
—
30
—
1,25
   1100
   1150
Кузнецовская свита
К2kt 
—
—
30
—
1,25
   1150
   1450
Уватская свита
К2s 
—
—
30
—
1,25
   1450
   1745
Ханты-Мансийская свита
К1al 
—
1
00
—
1,25
   1745
   2010
Викуловская свита
К1av 
—
1
00
—
1,25
   2010
   2200
Алымская свита
    К1a 
—
1
00
—
1,25
   2200
   2750
Черкашинская свита
    К1brg 
АС10, АС11, АС12
1
30
—
1,25




СТРАТИГРАФИЯ
Меловая система
      Отложения меловой системы на изучаемой территории развиты повсеместно и в возрастном отношении представлены двумя отделами: нижним и верхним. В геологическом разрезе нижнего отдела снизу вверх выделяются осадки черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свит. Верхний отдел слагается осадками уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.
Черкашинская свита
      Поскольку к ней приурочены основные продуктивные пласты месторождния АС7, АС9, АС10, АС11, АС12, то строение свиты будет рассмотрено подробнее. В разрезе черкашинской свиты выделяется нижняя и верхняя подсвиты. Нижняя подсвита (70-290 м) представлена чередованием песчано-алевролитовых пластов (АС9-АС12) с пачками глин. Средняя пачка (50-100 м) нижней подсвиты черкашинской свиты, тоже представляет чередование, но менее мощных и менее выдержанных, чем в нижней части пачки пластов алевритопесчаников и глин (пласты АС7-8). Верхняя (быстринская) пачка сравнительно маломощная (7-15 м) и сложена глинами. Верхняя подсвита (50-80 м) не делится на пачки и представлена переслаиванием линзовидных песчаников и алевролитов и аргиллитов. Для продуктивных пластов характерна существенная неоднородность по простиранию, выражающаяся в частом литологическом замещении глинистыми разностями пород. Толщина отложений свиты составляет 290-610 м.
Алымская свита
      Алымская свита сложена преимущественно глинами темно-серыми, прослоями до черных. В верхней части встречаются прослои битуминозных аргиллитов, в нижней – прослои алевролитов и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых. Встречаются маломощные прослои глинистых известняков. Породы алымской свиты накапливались в прибрежно-морских условиях. Толщина свиты составляет 190-240 м.
Викуловская свита
      Викуловская свита делится на две подсвиты: нижнюю – преимущественно глинистую и верхнюю – песчано-глинистую, с преобладанием песчаников и алевролитов. Нижняя подсвита сложена аргиллитами и глинами темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными, слюдистыми, алевритистыми. Прослоями алевритистые глины переходят в алевролит глинистый или песчаник мелкозернистый, полимиктовый. Верхняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми. Прослои аргиллитов и глин имеют подчиненное значение. Для пород викуловской свиты характерно присутствие обильного растительного детрита. Толщина викуловской свиты на изучаемом месторождении варьирует от 264м на западе до 2-6м на северо-востоке, минимальные толщины приурочены к приподнятым частям структур, максимальные – к погруженным. Возраст свиты по палинологическим комплексам – апт-альбский.
Ханты-Мансийская свита
      Ханты-Мансийская свита представлена неравномерным переслаиванием песчано- глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней – песчано-алевритовые. Глины темно-серые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, слюдистые, с прослоями глинистых известняков и сидеритов. Алевролиты и песчаники светло-серые и серые, глинистые, не очень крепкие, слюдистые с прослоями глин. Для пород свиты характерно обилие углистого детрита. Толщина отложений Ханты - Мансийской свиты колеблется в небольших пределах от 292 м до 306 м. Возраст свиты по палинологическим комплексам и стратиграфической схеме принимается как альб-сеноманский.
Уватская свита
      Уватская свита сложена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов, слабосцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых песчаников и алевролитов, а также глин аргиллитоподобных зеленовато-серых и темно-серых. Характерно присутствие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Встречаются единичные фораминиферы. Толщина свиты изменяется от 270 м на западе до 300 м на востоке. Возраст отложений свиты по палинологическим комплексам – сеноманский.
Кузнецовская свита
      Кузнецовская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, плотными, с прослоями глауконитовых алевролитов и редко песчаников. Встречаются чешуя рыб, углефицированные растительные остатки, фораминиферы и пелициподы. Много остатков нитевидных водорослей. Толщина кузнецовской свиты изменяется в небольших пределах от 49 м до 63 м. Наблюдается некоторое увеличение толщин на западе и на севере месторождения. Возраст осадков кузнецовской свиты по комплексам фораминифер – туронский – раннеконьякский.
      
      

Березовская свита
      Березовская свита  подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена переслаиванием глин серых и пепельно-серых монтмориллонитового состава, прослоями опоковидных с опоками серыми и голубовато-серыми.
      Толщина нижней подсвиты увеличивается на восток и на север площади от 45 м до 94 м. Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями опоковидными, кремнистыми, однородными, песчанистыми.
      Толщина верхней подсвиты составляет 87-133 м. Для березовской свиты в целом характерно присутствие зерен глауконита, ихтиофауны, а также фораминифер и радиолярий. Толщина березовской свиты составляет 132-227 м. Возраст свиты по комплексам фораминифер – коньяк-сантон-кампанский.
Ганькинская свита
      Ганькинская свита перекрывается осадками Талицкой свиты и представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в мергели, с редкими зернами глауконита, конкрециями сидерита, с обломками пелиципод, комплексами фораминифер. Толщина Ганькинской свиты изменяется от 55 м до 82 м. Встречены фораминиферы маастрихского яруса. Геологический возраст отложений свиты по комплексу фораминифер и радиолярий – поздне-кампанский – датский.
      
Палеогеновая система
      В составе палеогеновой системы в геологическом разрезе рассматриваемой территории выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.
Талицкая свита
      Талицкая свита сложена глинами темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неясно слоистыми, тонкоотмученными и алевритистыми с включениями глауконита. Толщина свиты составляет 117-150м.
Люлинворская свита
      Люлинворская свита представлена преимущественно глинами серыми, зеленовато- серыми, реже желтовато-зелеными, тонкоотмученными, алевритистыми. Толщина люлинворской свиты составляет 200-363 м.
Тавдинская свита
      Тавдинская свита сложена глинами серыми, зеленовато и голубовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослойками алевролитов.
Атлымская свита
      Атлымская свита сложена серыми мелко и среднезернистыми песками, преимущественно кварцевыми. Толщина свиты составляет 50-120 м.
Новомихайловская свита
      Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина свиты достигает 80 м.
Туртасская свита
      Туртасская свита представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Толщина свиты составляет 40-70 м.
      
Неогеновые отложения
      Неогеновые отложения представлены неравномерными переслаиваниями песков серых, разнозернистых; алевролитов буровато- и желтовато-серых; глин зеленовато- и буровато-серых, вязких, песчанистых, немассивных; суглинков и супесей лессовидных, серых; лёссов, галек и гравия. Толщина отложений составляет 30-70 м.
      
Четвертичная система
      Отложения четвертичной системы представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами зеленовато и буровато-серыми, вязкими, песчанистыми, а также лессовидными суглинками и супесями. В верхней части залегают болотные и озерные отложения: глины, суглинки и супеси, торф, ил. 
      Литологическая характеристика разреза скважины приведена в табл. 4. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в табл. 5.
Таблица 4 - Литологическая характеристика разреза скважины
Индекс  стратиграфического разреза
Интервал, м
Горные  породы
(краткие  названия)
Стандартное  описание  горной  породы:  полное  название,  характерные  признаки
(структура,  текстура,  минеральный  состав  и  т.п.)

от
(верх)
до 
(низ)


1
2
3
4
5
Q
   0
   30
Пески, супеси, суглинки, глины, торфяники, илы, лёссы, гальки, гравий
Неравномерное чередование песков серых, разнозернистых; глин зеленовато-серых и бурых, вязких, песчанистых; лессовидных суглинков и супесей; торфяников, лёссов, илов, галек и гравия. Характерно присутствие останков пресноводной фауны.
N
   30
   70
Пески, супеси, суглинки, алевриты, глины, лёссы, гальки, гравий
Неравномерное переслаивание песков серых, разнозернистых; алевролитов буровато- и желтовато-серых; глин зеленовато- и буровато-серых, вязких, песчанистых, немассивных; суглинков и супесей лессовидных, серых; лёссов, галек и гравия.
P33
   70
   130
Глины, алевриты, пески, диатомиты, глаукониты
Глины зеленовато- и буровато-серые, плотные; алевриты зеленовато-серые, микрослоистые с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. 
P32
   130
   195
Глины, пески, алевриты, бурые угли, лигниты
Переслаивание песков серых и светло-серых, кварцевых; глин серых и буро-серых; коричнево-бурых алевритов с прослоями бурых углей, лигнитов и углистого детрита.
P31
   195
   255
Пески, глины, алевриты, бурые угли, слюды
Пески светло-серые, мелко- и среднезернистые, преимущественно кварцевые, водоносные, с включениями растительных остатков и древесины; глины немассивные, зеленовато-серые, вязкие, слюдистые, с прослоями алевритов, бурых углей и лигнита. 
P31 ? P23
   255
   460
Глины, алевролиты, 
сидериты, пириты
Глины зеленовато-светло-серые, вязкие, жирные, с прослоями алеврита и глинистого сидерита, с зёрнами пирита; имеется фауна пелеципод, фораминифер и радиолярий
P2
   460
   690
Глины, алевриты, опоки, диатомиты, глаукониты, сидериты, пириты
Глины серые, зеленовато-, голубовато- и пепельно-серые, алевритистые, с частыми включениями глауконитов и диатомитов;  в нижней части свиты – глины опоковидные, с прослоями алеврита и сидерита, с редкими включениями зёрен пирита.
P1
   690
   825
Глины, монтмориллониты, алевролиты, пириты, глаукониты, сидериты 
Глины уплотнённые, темно-серые, неяснослоистые,  в нижней части – зеленоватые, алевритистые, тонкоотмученные, местами с примесями кварцево-глауконитового алевролита, сидерита, монтмориллонита и заглинизированных песчаников.
К2dm
   825
   900
Глины, глаукониты,   известняки, сидериты,
мергели, пириты
Глины желтовато-, зеленовато- и буровато-серые, известковистые, массивные, с частыми прослоями глинистых известняков и мергелей, с включениями зёрен пирита, глауконита и сидерита темно-серого. 
К2kmst
   900
   1100
Глины, диатомиты,  
опоки 
Глины серые, зеленовато-серые, тонкоотмученные, опоковидные, с остатками фауны моря;  в верхнем ярусе – опесчаненные, в нижнем – с прослоями диатомитов и опок. 

  
  



Продолжение таблицы 4
1
2
3
4
5
К2kt
   1100
   1150
Глины, глаукониты, алевриты, песчаники
Глины тёмно- и заленовато-серые, плотные, с прослоями глауконитовых алевритов и редко песчаников, с включениями зёрен глауконитов и обломков морской фауны. 
К2s 
   1150
   1450
Песчаники, алевролиты, аргиллиты, угли, кварцы, пириты, слюды, янтари
Чередование серых, слабосцементированных и рыхлых песчаников, зеленовато- и темно-серых алевролитов, аргиллитов и глин, с включениями зёрен янтаря, пирита, кварца; с частыми прослоями бурых углей и слюд.
К1al 
   1450
   1745
Песчаники, алевролиты, аргиллиты, угли, слюды
Переслаивание серых и светло-серых, слабосцементированных и рыхлых песчаников и алевролитов, темно-серых глин и аргиллитов с частыми прослоями бурых углей и слюд, с включениями зёрен янтаря и пирита.
К1av 
   1745
   2010
Алевролиты, аргиллиты, глины, угли, известняки, растительные остатки
Чередование серых алевролитов, темно-серых глин и тёмных аргиллитов с прослоями бурых углей, слюд и известняков, с линзами глин, с зёрнами янтаря, пирита, кварца. Для свиты характерно повсеместное присутствие обильного детрита.
К1a
   2010
   2200
Аргиллиты, алевролиты, глины, песчаники, слюды
Глины тёмные до чёрных, аргиллиты темно-серые, массивные, плотные, слюдистые, битуминозные;  в нижней части свиты – с нечастыми тонкими прослоями алевролитов и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых. 
К1brg
   2200
   2750
Алевролиты, аргиллиты, глины, песчаники, слюды, известняки, сидериты 
Частое и неравномерное переслаивание аргиллитов темно-серых и серых, прослоями зеленоватых, тонкослоистых; с алевролитами и песчаниками серо-цветными, слюдистыми, полимиктовыми, мелкозернистыми, иногда сильно глинизированными, водо- и нефтеносными, (продуктивные пласты группы АС). Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков и конкреции сидеритов.







Таблица 5 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения
Интервал 
(по вертикали), 
М
Краткое название основной горной породы
Плот-ность,
г/см3
Пористость,
%
Проница-емость,
мДарси
Глини-стость,
%
Карбонатность,
%
Предел текучести,
кгс
 мм2
Твёр-дость,
кгс
  мм2
Коэф-фициент пластич-ности
Абразивность
Категория
породы  по промысловой классификации (мягкая и т.д.)
Q
   0
   30
супесь
2,10
30
1960
20
0,7
—
—
—
III?V
М
N
   30
   70
супесь
2,13
30
1960
20
0,7
—
—
—
III?V
М
P33
   70
   130
глина
2,24
10
7
90
1,5
2?10
4?10
3,9
II?IV
М
P32
   130
   195
песок
2,20
15
100
25
1,2
—
—
—
III?VI
МЗ
P31
   195
   255
песок
2,22
15
50
25
1,5
—
—
—
III?VII
МЗ
P31 ? P23
   255
   460
глина
2,27
10
7
90
1,0
2?13
5?14
4,4
II?IV
М
P2
   460
   690
глина
2,31
10
1
95
1,2
2?11
4?13
4,5
II?IV
М
P1
   690
   825
глина
2,35
10
0
100
1,5
2?10
4?12
4,3
II?IV
М
К2dm
   825
   900
глина
2,34
10
5
95
1,8
2?12
4?13
4,2
II?V
М
К2kmst
   900
   1100
глина
2,33
12
7
90
2,0
3?14
5?16
4,1
II?V
МС
К2kt
   1100
   1150
глина
2,34
14
11
80
2,0
3?21
7?22
4,0
III?VI
МС
К2s 
   1150
   1450
песчаник
2,13
24?33
550
9?19
6?15
9?103
13?109
1,1?4,2
VI?VIII
МCЗ, С
К1al 
   1450
   1745
песчаник
2,19
22?32
540
12?23
5?13
9?102
12?106
1,2?4,4
VI?VIII
МCЗ, С
К1av 
   1745
   2010
алевролит
2,24
20?30
530
16?29
4?11
8?100
10?101
1,3?4,6
VI?VIII
МCЗ, С
К1a
2010
2200
глина
2,34
12
11
80
2,0
4?26
6?28
4,0
II?V
МС, С
К1brg
2200
2280
алевролит
2,35
14?26
12
60
2,4
21?75
21?78
3,5
III?VI
МС, С
К1brg (АС7)
2280
2290
песчаник
2,2?2,3
17,8
20,1
13?19
10,2
120
132
2,68
IV?VIII
С
К1brg
2290
2400
алевролит
2,36
14?26
13
55
2,6
25?80
21?78
3,3
III?VII
С
К1brg (АС10)
2400
2450
песчаник
2,2?2,3
18,9
21,3
12?18
12,0
123
135
2,68
IV?VIII
С
К1brg
2450
2460
алевролит
2,37
14?26
15
50
2,8
30?85
21?78
3,1
III?VII
С
К1brg (АС11)
2460
2510
песчаник
2,2?2,3
19,0
24,6
11?17
12,3
126
139
2,68
IV?VIII
С
К1brg
2510
2520
алевролит
2,38
14?26
13
55
2,7
28?82
21?78
3,4
III?VII
С
К1brg (АС12)
2520
2700
песчаник
2,2?2,4
18,3
20,1
12?18
12,0
124
137
2,68
IV?VIII
С
К1brg
2700
2750
аргиллит
2,39
11?15
10
75
2,8
31?87
25?81
3,9
IV?VIII
С

      ТЕКТОНИКА
      Западно-Сибирская плита (ЗСП) представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайнозойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8 – 9 км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте. В региональном тектоническом плане Приобское месторождение расположено во Фроловской впадине между Сырьегайской террасой и Тундринской седловиной. Амплитуда антиклинальных структур по нижним горизонтам чехла достигает 100-150 м. Месторождение приурочено к Приобскому локальному поднятию, выявленному сейсморазведочными работами в центральной части Пимского вала Сургутского свода. Приобское куполовидное поднятие представляет собой антиклинальную изометричную складку с локальным осложнением в южной части.
      Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий (Рис. 2). Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Локальные поднятия являются унаследованными и характеризуются небольшими углами падения до 1-1,5 °. Амплитуда антиклинальных структур по нижним горизонтам чехла достигает 100-150м.
      Вверх по разрезу амплитуда локальных поднятий заметно сокращается и наблюдается уменьшение амплитуды тектонических нарушений, развитых в нижней части осадочного чехла, вплоть до полного их затухания в неокомских отложениях. Наиболее достоверной и информативной картой является структурная карта по опорному отражающему горизонту “Б”, приуроченному к пачке аргиллитов баженовской свиты.
                 
       Рис. 2. Тектоническая схема района Приобского месторождения

      ГИДРОГЕОЛОГИЯ
       Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта. Сложность в освоении месторождения заключается также и в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.
      Данные о водоносности по разрезу скважины приведены в табл. 6.
Таблица 6 - Водоносность
Индекс стратиграфичес-кого подразделения
Интервал, м

Тип коллек-тора

Плот-ность, кг/м3

Тип воды по Сулину

Ожидае-мый дебит, м3/сут

Минерали-зация, г/л

от (верх)
до (низ)





Q ? P31
0
255
поровый
1,000
гидрокарбо-натные
до 120
0,2
К2s ? К1av
1150
2010
поровый
1,010
хлоридно-кальциевые
до 4000
15 ? 19
К1brg (АС7)
2280
2290
поровый
1,040
карбонатно-натриевые
до 15,0
10,8
К1brg (АС10)
2400
2450
поровый
1,004
карбонатно-натриевые
до 8,0
11,7
К1brg (АС11)
2460
2510
поровый
1,001
карбонатно-натриевые
до 10,0
12,3
К1brg (АС12)
2520
2700
поровый
1,004
карбонатно-натриевые
до 7,0
11,9

 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
      Продуктивные отложения на территории Приобского месторождения сформированы в позднеюрское и меловое время. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС. По данным геофизических исследований и испытаний пластов, наличие в них свободной воды не установлено. Залежи нефти представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью. Отложения генетически связаны с двумя основными типами литофаций: турбидитные и шельфовые осадки. Литологический состав пород представлен промежуточными разностями между песчаниками и алевролитами. 
      На Приобском месторождении в разработку вовлечены три продуктивных горизонта: АС10, АС11, АС12. Все они относятся к неокомскому периоду (готерив). Геологический разрез верхнеюрско-неокомских отложений центральной части Приобской зоны нефтенакопления представлен на рис 3.

       Рис. 3. Геологический разрез верхнеюрско-неокомских отложений центральной части Приобской зоны нефтенакопления .
       1–3 – песчаные и алеврито-песчаные пласты: 1 – нефтенасыщенные, 2 – водонасыщенные, 3 – плотные; 4 – региональные глинистые пачки; 5 – границы клиноформ и отложений: 
       а – в глубоководных, б – в мелководно-морских; 6 – индекс продуктивных пластов; 
       7 – баженовская свита.
     Горизонт АС10. Основной пласт-коллектор на левой части месторождения. Подразделяется на пласты АС100, АС101, АС102-3. Имеет место увеличение зернистости вверх по разрезу, что свидетельствует об условиях бокового наращивания (фация авандельты). На месторождении горизонт АС10 представлен глубоководными фациями конуса выноса и дельтовыми отложениями на шельфовой части горизонта АС11. Эта глубоководная часть, которая в соответствии с кодировкой пластов называется АС102-3, формировалась в западной части, вниз по падению, клиноформы горизонта АС10. При низком уровне моря шельф горизонта АС101 был эродирован и осадки снесены в более глубокие части через подводные каньоны, прорезанные в склоне шельфа горизонта АС101. По каротажным и керновым данным пласт имеет слоистое строение. Детальная корреляция скважин эксплуатационных участков по продуктивному горизонту АС10 показала, пласт представляет собой единое песчаное тело. На левом берегу имеет место плавный переход от шельфовых отложений к склоновым. При этом пласт имеет двучленное строение с увеличенной мощностью.
     Горизонт АС11. На Приобском месторождении это основной коллектор, который имеет лучшие коллекторские свойства и высокие дебиты при опробовании. Песчаник АС11 имеет схожее строение с пластом АС10, и он также формировался в процессе бокового наращивания. Пласт АС11 имеет зону большой мощности, которая параллельна палеобереговой линии, где имеет место постепенный переход песчаников в глины в западном направлении, вниз по падению клиноформ. Пласт легко коррелируется и имеет наибольшую степень выдержанности. По условиям осадконакопления это либо серия прибрежно-морского бара, параллельного палеобереговой линии, либо песчаник авандельты (берегового склона). Наибольшей мощностью пласт характеризуется на восточной части лицензионного участка.
     Горизонт АС12. Пласт АС12 содержит более 50% начальных балансовых запасов на лицензионной территории. Песчаники мелкозернистые и интерпретируются как глубоководные осадки, представляющие собой конусы выноса склона или дна бассейна, переотложенные при эрозии шельфа горизонта АС12 при низком уровне моря.. На каротажных кривых пласт имеет блоковое или пилообразное строение, а также встречается классический вид кривой для фаций конуса выноса – укрупнение, а затем уменьшение зернистости вверх по разрезу. Песчаный коллектор распространяется в области конуса выноса, где он характеризуется наибольшей мощностью. В конфигурации границ распространения пласта преобладают элементы меридионального простирания. Выделяются две области распространения пласта АС12. Одна из них занимает Горшковскую площадь, другая Селияровскую и Приобскую.
      Информация о нефтеносности по разрезу скважины приведена в табл. 7.
Таблица 7 – Нефтеносность
№ п/п
Наименования параметров
Величина, по пластам


АС10
АС11
АС12
1
Индекс стратиграфического подразделения
К1brg
К1brg
К1brg
2
Мощность пласта по вертикали, м
50
50
180
3
Тип коллектора
поровый
поровый
поровый
4
Ожидаемая плотность нефти, кг/м3
863
863
863
5
Ожидаемое пластовое давление, кгс/см2
310
315
330
6
Ожидаемое содержание серы, %
1,30
1,25
1,20
7
Ожидаемое содержание парафина, %
2,54
2,67
3,21
8
Ожидаемый средний дебит, м3/сут
До 58
До 145
До 88
9
Ожидаемый газовый фактор, м3/т
63
64
66
10
Ожидаемая плотность газа, кг/м3
1,063
1,070
1,069
11
Динамический уровень в конце эксплуатации, м
2100
2100
2100
12
Ожидаемая забойная температура на глубине продуктивного горизонта, оС
94
96
98


 ГЕОЛОГО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Таблица 8 - Давление и температура по разрезу скважины
Индекс 

стратиграфи-ческого 

подразделения
Интервал
по  вертикали,
м
Градиенты


Пластового  давления
Гидроразрыва  пород
Горного  давления
Геотермический







от
(верх)
до
(низ)
Величина,
кгс/см2
на м
Источник получения
Величина,
кгс/см2
на м
Источник получения
Величина,
кгс/см2
на м
Источник получения
Величина,
град
100 м
Источник получения
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Q ? P1
0
690
0,100
расчёт
0,187
расчёт
0,21
расчёт
2,97
РФЗ
P1 ? К2kt
690
1150
0,101
расчёт
0,189
расчёт
0,21
расчёт
3,01
РФЗ
К2kt ? К1av
1150
2010
0,102
расчёт
0,178
расчёт
0,22
расчёт
3,12
РФЗ
К1a
2010
2200
0,103
расчёт
0,179
расчёт
0,22
расчёт
3,17
РФЗ
К1brg 
2200
2280
0,102
расчёт
0,178
расчёт
0,22
расчёт
3,21
РФЗ
К1brg (АС7)
2280
2290
0,101
РФЗ
0,178
расчёт
0,22
расчёт
3,26
РФЗ
К1brg 
2290
2400
0,102
РФЗ
0,178
расчёт
0,22
расчёт
3,33
РФЗ
К1brg (АС10)
2400
2460
0,129
РФЗ
0,192
расчёт
0,23
расчёт
3,45
РФЗ
К1brg (АС11)
2460
2520
0,128
РФЗ
0,191
расчёт
0,23
расчёт
3,52
РФЗ
К1brg (АС12)
2520
2700
0,131
РФЗ
0,193
расчёт
0,24
расчёт
3,54
РФЗ
К1brg 
2700
2750
0,123
РФЗ
0,189
расчёт
0,23
расчёт
3,57
РФЗ

   
  
  


ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ
Таблица 9 – Поглощения бурового раствора
Индекс  стратиграфического подразделения
Интервал, м
Максимальная интенсивность поглощения,   м3 / час
Условия  возникновения

от (верх)
до (низ)


1
2
3
4
5
Q ? P31 
0
255
до 5,5
Отклонение параметров бурового раствора от проектных; несоблюдение скоростей СПО; несвоевременные промывки во время проведения СПО;  отклонения в технологии     промывки ствола скважины; образование „сальников” и „поршневание” ствола скважины при проведении СПО.
К2s ? К1av
1150
2010
до 3,5


Таблица 10 - Осыпи и обвалы стенок скважин
Индекс
стратиграфического подразделения
Интервал
по  вертикали,
м
Устойчивость  пород, измеряемая  .......................