Технология строительства эксплуатационной наклонно-направленной скважины

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ БУРОВЫХ РАБОТ ________________________________________________ 8

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАПАДНО-САХАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ __________________ 9

2.1. СТРАТИГРАФИЯ __________________________________________________________________________ 9

2.2. ТЕКТОНИКА. ___________________________________________________________________________ 13

2.3. ГИДРОГЕОЛОГИЯ _______________________________________________________________________ 15

2.4. НЕФТЕНОСНОСТЬ _______________________________________________________________________ 19

3. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ _______________________________________________________________________ 26

3.1. ВЫБОР ДИАМЕТРОВ, ОБОСНОВАНИЕ ЧИСЛА ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ГЛУБИН ИХ СПУСКА __________ 26

3.2. ВЫБОР ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА _________________________________________________________ 27

3.2.1. РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА ________________________________________________ 27

3.2.2. ВЫБОР СОСТАВА ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА _______________________________________________ 29

3.3. РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК НА КРЮКЕ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ ______ 30

3.3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСКАЕМОЙ ГЛУБИНЫ СПУСКА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ _______________________ 30

3.3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАИБОЛЬШЕЙ НАГРУЗКИ НА КРЮКЕ ________________________________________ 31

3.4. ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ И ОСНОВНЫХ УЗЛОВ __________________________________________ 32

3.4.1. ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ _____________________________________________________________ 32

3.4.2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТИПА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ _______________________________________ 32

3.4.3. ВЫБОР СПОСОБА МОНТАЖА И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ______________________________________ 33

3.4.4. ВЫБОР ВЫШКИ _______________________________________________________________________ 33

3.4.5. ВЫБОР КРОНБЛОКА, ТАЛЕВОГО БЛОКА, КРЮКА (КРЮКОБЛОКА) _____________________________ 34

3.4.6. ВЫБОР ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ И ТАЛЕВОГО КАНАТА ДЛЯ КАЖДОГО ИНТЕРВАЛА БУРЕНИЯ _________ 34

3.4.7. ВЫБОР РОТОРА _______________________________________________________________________ 35

3.4.8. ВЫБОР ВЕРТЛЮГА _____________________________________________________________________ 36

3.4.9. ВЫБОР БУРОВОЙ ЛЕБЕДКИ _____________________________________________________________ 36

3.5. ВЫБОР ТИПА ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА ______________________________________ 36

3.5.1. ВЫБОР ТИПА ДОЛОТ ДЛЯ БУРЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ПОД КАЖДУЮ ОБСАДНУЮ КОЛОННУ _________ 36

3.5.2. ВЫБОР ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ДЛЯ КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 37

3.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА БУРЕНИЯ ______________________________________ 38

3.6.1. РАСЧЁТ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ ПО ИНТЕРВАЛАМ БУРЕНИЯ 38

3.6.2. РАССЧИТЫВАЕМ ФАКТИЧЕСКУЮ НАГРУЗКУ НА КРЮКЕ ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ ПО ИНТЕРВАЛАМ. ____ 40

3.6.3. РАСЧЕТ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА _______________________ 40

3.6.4 РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ ___________________________________________________________ 41

3.6.5. РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ _________________________________________________________ 42

3.6.6. ВЫБОР БУРОВЫХ НАСОСОВ И ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ________________________________ 45

3.6.7. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ОЧИСТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА _____________________ 48

3.7. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ ___________________________________________________________ 50

3.7.1. РАСЧЁТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН __________________________________________ 50

6

3.7.2. ВЫБОР ЦЕМЕНТИРОВОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ____________________________________________ 54

3.8. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА __________________________________________________ 57

3.9. ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ____________________________________________________________ 57

3.10. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ _________________________________________________________________ 58

4. ОТЧЕТ О ПРОВЕДЕНИИ ПАТЕНТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ __________________________________________ 58

5. ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ ______________________________________________________________ 59

5.1. ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ КОНТРОЛЯ И ИЗМЕРЕНИЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ __________________ 59

5.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ГТИ _____________________________________________________________ 60

5.3. ОПЕРАТИВНЫЙ КОНТРОЛЬ ПЕРСОНАЛОМ СГТИ ПРОЦЕССА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ __________ 61

5.4. ОПЕРАТИВНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ХАРАКТЕРА _________________________________ 64

6. БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ______________________________________________________ 64

6.1. АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ОПАСНОСТЕЙ И ВРЕДНОСТЕЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ

__________________________________________________________________________________________ 64 6.2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ И БЕЗВРЕДНОСТИ ТРУДА ____________________ 65

6.3. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ______________________________________________________________ 70

6.4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ _________________________ 72

6.5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ___________________________________________________________ 73

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ __________________________________________________________________ 78

7.1. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ФОРМИРОВАНИЕ СТОИМОСТИ 1 М ПРОХОДКИ. _____________________ 78

7.1.1. РАСЦЕНКИ, ЗАВИСЯЩИЕ ОТ ВРЕМЕНИ ____________________________________________________ 79

7.1.2. РАСЦЕНКИ, ЗАВИСЯЩИЕ ОТ ОБЪЕМА РАБОТ _______________________________________________ 80 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ______________________________________________________________________________ 87 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ _______________________________________________________________________ 88

ПРИЛОЖЕНИЯ





























7

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ БУРОВЫХ РАБОТ


     В административном отношении Западно-Сахалинское нефтяное месторождение входит в состав Нефтеюганского района Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области и расположено в центральной части Западно-Сибирской низменности в относительной близости от разрабатываемых крупных нефтяных месторождений - Правдинского.

Мамонтовского, Усть-Балыкского и др.

     Центр национального округа г. Ханты-Мансийск расположен в 100 км западнее месторождения, а г. Нефтеюганск - в 60 км восточнее. Из относительно крупных населенных пунктов упомянем п. Лемпино и пос. Пойковский расположенные от месторождения соответственно 15км и 50км восточнее. Юго-восточнее и южнее от объекта исследований проходит нефтепровод Усть-Балык - Омск и газопровод. Уренгой - Новополоцк, от которых. построены нефтесборный и газосборный коллекторы, пролегающие через месторождения Правдинское - Северо-Салымское - Приразломное - Приобское. Энергоснабжение осуществляется Сургутской ГРЭС.

     Железная Дорога Тюмень - Сургут проходит юго-восточнее и южнее месторождения, железнодорожные станции Салым и Куть-Ях расположены соответственно в 56 км к югу и 53 км к юго-востоку от месторождения.

     Эксплуатация месторождения началась в 2005 году компанией «Сургутнефтегаз» и продолжается по сей день.

     Климат региона резко континентальный с длительной зимой и коротким теплым летом. Зима холодная и снежная. Самый холодный месяц года – январь (среднемесячная температура -19,5 градусов С). Абсолютный минимум -52 градуса С. Самым теплым является июль (среднемесячная температура +17 градусов С), абсолютный максимум +33 градуса0 С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75% приходится на теплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и длится




8

до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина вымерзания земли 1-1,5м.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАПАДНО-САХАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1. Стратиграфия


     Геологический разрез Западно-Сахалинского нефтяного месторождения сложен мощной (2800-3300м) толщей осадочных пород мезозойского и кайнозойского возраста. Стратиграфическое расчленение геологического разреза Приобского месторождения дано согласно «Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», принятые V Межведомственным стратиграфическим совещанием 14 – 17 мая 1990 года и одобренные МСК СССР.

     Повсеместно осадки осадочного чехла несогласно залегают на породах гетерогенного фундамента (доюрского основания). На изучаемой области по данным сейсморазведки МОГТ породы доюрского основания залегают на глубинах 3200-3300м. На поверхности пород доюрского фундамента залегают отложения осадочного чехла толщиной до 3300м.

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 отложения вартовской и викуловской, свит. Верхний отдел слагается осадками верхов ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, славгородской и ганькинской свит.

     Вартовская свита. Поскольку к ней приурочены основные продуктивные пласты месторождния АС7, АС9, АС10, АС11, АС12, то строение свиты будет рассмотрено подробнее. В разрезе вартовской свиты выделяется нижняя и верхняя подсвиты. Нижняя подсвита (70-290 м) представлена

9

чередованием песчано-алевролитовых пластов (АС9-АС12) с пачками глин. Средняя пачка (50-100 м) нижней подсвиты вартовской 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 290-610м.

     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. Представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней – песчано-алевритовые.




10

     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 306м.

     Возраст свиты по палинологическим комплексам и стратиграфической схеме принимается как альб-сеноманский.

     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 300м на востоке.

Возраст   отложений   свиты   по   палинологическим   комплексам   –

сеноманский.

     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.

     Славгородская свита. Подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена переслаиванием глин серых и пепельно-серых монтмориллонитового состава, прослоями опоковидных с опоками серыми и


11

голубовато-серыми. Толщина нижней подсвиты увеличивается на восток и на север площади от 45м до 94м.

Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми, иногда с

зеленоватым оттенком, прослоями опоковидными, кремнистыми, однородными, песчанистыми. Толщина верхней подсвиты составляет 87-133м.

     Для березовской свиты в целом характерно присутствие зерен глауконита, ихтиофауны, а также фораминифер и радиолярий. Толщина березовской свиты составляет 132-227м. Возраст свиты по комплексам фораминифер – коньяк-сантон-кампанский.

     Ганькинская свита. Перекрывается согласно 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 55м до 82м. 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. Сложена глинами темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неяснослоистыми, тонкоотмученными и алевритистыми с включениями глауконита. Толщина свиты составляет 117-150м.

     Люлинворская свита. Представлена преимущественно глинами серыми, зеленовато-серыми, реже желтовато-зелеными, тонкоотмученными, алевритистыми. Толщина люлинворской свиты составляет 200-363м.




12

     Атлымская свита. Сложена песками серыми, мелко- и среднезернистыми преимущественно кварцевыми. Толщина свиты составляет 50-120м.

     Тобольская свита. Представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Толщина свиты составляет 70-300м.

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.


2.2. Тектоника.


     В региональном тектоническом плане месторождение приурочено к положительной структуре 1-ого порядка - к Салымской моноклинали,

имеющей субмеридиональное направление. На востоке при помощи слабовыраженного прогиба Салымская моноклиналь сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.

     Салымская моноклиналь осложняется положительными структурами второго и третьего порядка: на севере Салымским куполовидным поднятием и Пойкинским валом и на юге Верхне-Салымским куполовидным поднятием, которые разделены друг от друга Милясовской котловиной.

     Салымское куполовидное поднятие объединяет малоамплитудные положительные структуры IV порядка: Приразломную, Репьевскую, Севскую, Алексинскую, Южно-Лемпинскую. Они характеризуются сравнительно небольшими площадями - порядка 5,5-6.5 х 2,0-2,2 км при высоте от 15 до 45м, углы наклона крыльев структур довольно малы и не превышают 1. Все структуры имеют унаследованный характер и вверх по разрезу постепенно



13

выполаживаются. Рассматриваемое месторождение приурочено к перечисленным выше положительным структурам.

     В разрезе Западно-Сахалинского месторождения нефтеносными являются песчано-алевролитовые пласты 1АС11, 2АС11, БС1, БС4-5 и 1БС5, причем основным нефтесодержащим объектом является пласт БС4-5, в котором сосредоточены 97% запасов нефти категории С1 месторождения. В пределах зоны приоритетного природопользование пласты 1АС11 и 2АС11 не продуктивны. Пласт БС4-5 (вернее продуктивный горизонт) объединяет песчаные пласты 1БС4, 2БС4, 1БС5 и 2БС5 в единую гидродинамическую систему. В пласте БС4-5 в пределах Западно-Сахалинского месторождения установлены 2 залежи нефти: одна основная - Сахалинская и другая на крайнем северо-востоке месторождения в районе разведочной скважины №191.

     Главная залежь в плане имеет заливообразную форму, которая раскрывается и расширяется в северном направлении. Она с запада, юга и востока окаймляется зоной полного замещения продуктивных песчаных коллекторов малопроницаемыми глинистыми разностями пород. Значит, залежь относится к типу литологически экранированных. Залежь вскрыта на глубинах 2720-2980 м. Габариты ее составляет 55х30 км при высоте 182 м. В границах основной залежи как по сведениям промыслово-геофизических, так

и гидродинамических исследований, ВНК не замечен и в следствии этого он принят условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропла.стка в ск.в. №221 на абсолютной отметке - 2549,2 м.

Геологическое строение продуктивного пласта БС4-5

     Пласт БС4-5 представлен литологически частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала песчаники преимущественно развиты в виде изолированных линзовидных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения.


14

     Песчаники серые и буровато-серые, мелкозернистые, слюдистые, среднесцементированные, изредка встречаются прослои углисто-глинистых пород с включениями растительного детрита, с однородной и слоистой текстурой. По вещественному составу алевролиты идентичны песчаникам. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые по емкостно-фильтрационным свойствам по существу не различаются и могут быть разделены лишь по гранулометрическому составу. Цемент песчаников и алевролитов пленочный, порово-пленочный, глинисто-хлоритовый, местами глинисто-карбонатный. Нередко встречаются поры, заполненные кальцитом. В коллекторах содержание глинистой фракции и среднем составляет 11.5%, карбонатной - 3.5%.

     Общая толщина пласта БС4-5 в среднем равна 35 м, причем в северо-западном направлении в районе скв. № 222 ее значение составляет 50 м, т.е. прослеживается тенденция к постепенному увеличению толщины его в этом направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от 0 до 21,8м. Продуктивный пласт перекрывается пачкой глин толщиной до 40-50 м.

     В разрезе продуктивного пласта БС4-5 а границах месторождения выделяются от 1 до 10 прослоев коллекторов разной толщины, приблизительно половина из которых имеет толщину не больше 1 м. В западной части месторождения количество проницаемых, прослоек больше и значения их толщины выше нежели в восточной части месторождения.

     Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями продуктивного интервала колеблется в границах от 0,4 до 9,4 м, при этом приблизительно на половине площади разбуренной части месторождения толщина глинистого раздела составляет 0.4 - 1.6м.

2.3. Гидрогеология


     В геологическом отношении Западно-Сибирский артезианский бассейн приурочен к Западно-Сибирской плите. С запада он ограничен Уральской

15

складчатой областью, с юга — водоразделом систем стока Карского и Аральского морей и склонами Казахской и Алтае-Саянской складчатых областей, с востока — восточносибирской платформой, на севере открыт к впадине Карского моря. Западно-Сибирская гидрогеологическая область занимает площадь равную 2,5 млн. км2, и является одним из крупнейших артезианских бассейнов мира, в котором аккумулируются огромные ресурсы подземных вод. Особенности геологического строения и физико-географической зональности области обусловили приуроченность основных ресурсов пресных и солоноватых вод к водоносным горизонтам и комплексам мезо-кайнозоских отложений. Эти же особенности предопределили и неравномерное распределение на рассматриваемой территории ресурсов подземных вод. Приобское месторождение расположено в Ханты-Мансийском районе в 98 км к востоку от г. Ханты-Мансийск и входит в состав Фроловской нефтегазоносной области.

     В тектоническом отношении месторождение расположено в Тундринской впадине. Территория месторождения представляет собой по отражающему горизонту «Б» моноклиналь, погружающуюся с запада на восток с а. о. -2720 м до а. о. -2920 м и осложненную локальными поднятиями. Район месторождения располагается в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В вертикальном разрезе Западно-Сибирского бассейна выделяется пять гидрогеологических комплексов. Каждый комплекс состоит из нескольких водоупорных и водоносных горизонтов, которые находятся между собой в определенных взаимоотношениях, что определяет гидрогеологический вид комплекса. Верхний гидрогеологический этаж образуют первый и второй комплексы. Который в верхней части характеризуется свободным водообменом, а в нижней — затрудненным. В его пределах чаще встречаются пресные и слабосолоноватые воды, реже — солоноватые и соленые воды. Геоморфологические и климатические факторы оказывают большое влияние на режим, питание и циркуляцию вод верхнего гидрогеологического этажа.

16

     Первый гидрогеологический комплекс совмещает песчано-алевритистые и глинистые отложения антропогенового и неоген-олигоценового возраста, которые представлены глинами, алевролитами и аргиллитами с подчиненными водоносными горизонтами, слоями песков, песчаников и опок. Нижний этаж сложен отложениями третьего, четвертого и пятого комплексов. Заключенные в нем подземные воды находятся в обстановке затрудненного, а местами почти застойного режима. Для них характерна высокая минерализация (до рассолов). Гидродинамические и геолого-фациальные факторы оказывают влияние на формирование вод нижнего этажа.

     Третий гидрогеологический комплекс сложен осадками мелового возраста. Для него характерны песчаные отложения, наиболее выдержанные и мощные водоносные горизонты с высоким напором вод.

     Четвертый гидрогеологический комплекс представляет собой отложения нижнемелового возраста и характеризуется чередованием водоносных горизонтов и толщ с водонапорными глинистыми слоями.

     Пятый гидрогеологический комплекс объединяет осадки юрского возраста, а также обводненные породы верхней части доюрского фундамента. Отложения, как правило, имеют низкую пористость и невысокую проницаемость, что обуславливает незначительные дебиты скважин. Особенностью Приобского нефтяного месторождения является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750 м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологический этажи.

     Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой. В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта: – водоносный горизонт четвертичных




17

отложений; – водоносный горизонт новомихайловских отложений; – водоносный горизонт атлымских отложений.

     Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт. Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса. На месторождении отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация вод изменяется в пределах 8,98–15,71 г/л, прямой зависимости изменения ее величины с глубиной залегания горизонта не установлено. Четко прослеживается увеличение содержания солеобразующего иона кальция от пласта АС10к АС12с 2,05 моль/м3до 10,75 моль/м3, содержание другого солеобразующего иона при этом достигает 31,9 моль/м3.

     Предварительный анализ состава пластовых вод, содержания солеобразующих ионов позволяет сделать вывод о возможности выпадения осадков из пластовых вод в виде карбоната кальция, с увеличением интенсивности солеобразования из вод пласта АС12. В условиях пласта плотность и вязкость воды уменьшаются, содержание газа, растворенного в воде, незначительно возрастает с 2,69 до 2,77 м3/т. Свойства пластовой воды приведены в таблице 1. Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье

18

широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода. Таблица 1 Свойства пластовой воды Участки поисков и разведки пресных подземных вод в основном приурочены к населенным пунктам округа, реже расположены в пределах месторождений углеводородного сырья. Для целей водоснабжения региона месторождения используются водозаборы подземных вод, работающие на утвержденных ГКЗ

и ТКЗ запасах, групповые водозаборы, работающие на неутвержденных запасах, многочисленные одиночные скважины.

2.4. Нефтеносность


     Западно-Сахалинское нефтяное месторождение находится в границах Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

     На Западно-Сахалинском месторождении, нефтеносность связана с неокомскими и среднеюрскими отложениями, и включает существенные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста

и составляет более 2,5км. Все залежи являются литологическими либо структурно-литологическими и принадлежат к группе сложнопостроенных,

что обусловлено отличительными чертами формирования песчаных тел, к коим они приурочены.

     Непромышленные притоки нефти и керн с свойствами углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Промышленная нефтеносность определена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Главные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сложившихся в

19

шельфовых и клиноформных отложениях неокома. Отсутствие при множественных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды подтверждает, то что залежи нефти, связанные с пластами данных пачек, представляют собою замкнутые линзовидные тела, целиком заполненные нефтью, а очертания залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 объектов:

АС123, АС122, АС112-4, АС111, АС110, АС101-2, АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС7, АС9 промышленного интереса не представляют.

     Продуктивными пластами на Западно-Сахалинском месторождении являются пласты группы «АС»: АС7, АС9, АС10, АС11, АС12 . Согласно данным

в стратиграфическом плане данные пласты принадлежат к меловым отложениям верхневартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и непостоянным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленым оттенком,

алевритистые, слюдистые. Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые. Из числа аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита.

     АС10. Подразделяется на пласты АС100, АС101, АС102-3. Имеет место повышение зернистости вверх по разрезу. На месторождении горизонт

АС10 представлен глубоководными фациями конуса выноса и дельтообразными отложениями на шельфовой доли горизонта АС11. Данная глубоководная часть, которая в соответствии с кодировкой пластов именуется АС102-3, образовалась в западной части, вниз по падению, клиноформы горизонта АС10. При низком уровне моря шельф горизонта АС101 был эродирован и осадки снесены в наиболее глубокие части через подводные каньоны, прорезанные в склоне шельфа горизонта АС101. Согласно каротажным и керновым сведениям пласт имеет слоистое строение. Подробная корреляция скважин эксплуатационных участков по


20

продуктивному горизонту АС10 продемонстрировала, что пласт представляет собой единое песчаное тело.

     АС11. На Западно-Сахалинском месторождении это основной коллектор, имеющий наилучшие коллекторские свойства и высокие дебиты при опробовании. По условиям осадконакопления это или серия прибрежно-морского бара, параллельного палеобереговой линии, или песчаник авандельты (берегового склона).

     АС12. Залежь нефти продуктивного пласта АС12 включает практически всю территорию, её размеры составляют 67.3км с севера на юг и 53.2 км с запада на восток по наиболее подолжительной оси. Площадь залежи - 2107 км2. Разница отметок кровли продуктивного пласта по площади составляет 326 м, от минимальной -2420 м в плоть до -2751 м. Педелы залежи установленны согласно сведениям бурения скважин и итогам сейсмических исследований. Залежь вскрыта 1286 скважинами.

     Коллекторы продуктивного слоя представлены серией линзовидных песчаных тел невыдержанных по простиранию. Их образование происходило

в фондоформной части циклита АС12. На площади залежи наблюдается присутствие пяти локальных малогабаритных зон отсутствия коллекторов.

Восточная граница осложнена двумя узкими полосами зон замещения. Запасы нефти залежи оценены согласно категориям В, С1, С2. Категория

В включает три участка эксплуатационного разбуривания. Резевы по категории С1 выделены вокруг площадей с категорией В, а кроме того локальными зонами в краевых частях залежей, где при опробовании разведочных скважин получены притоки нефти. Резервы категории С2

выделены в границах периферийных частей залежи, где пределы залежи определены согласно сведениям геофизических исследований.

     Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в ганицах от 0.4м вплоть до 55.7м , в среднем по залежи составляя 13 м . На площади отмечается две области формирования наибольших нефтенасыщенных толщин. Одна в зоне сочленения южной части правобережного эксплуатационного участка и

21

острова, другая - в зоне эксплуатационного участка в левобережной части площади. Песчанистость пласта составляет в среднем 0,21 при коэффициенте расчлененности пласта равным 8. Дебиты нефти при испытании пласта в колонне меняются от единиц м3/сут до 48 м3/сут.

     В основном породы пластов АС10, АС11 и АС12 имеют достаточно близкие литологические и структурно-текстурные свойства. Структура поровой области коллекторов в значительной степени сформировалась под влиянием постседиментационных процессов растворения и регенерации.

     Принципиальная историко-генетическая модель развития залежей нефти в сложнопостроенных неокомских резервуарах Западно-Сахалинского месторождения представляется следующим образом. Механизм, который, вероятнее всего, привел к образованию неокомских залежей, состоит в латеральной (вверх по восстанию) миграции нефти из одновозрастных глинистых отложений в более песчаные области клиноформ. Нефть и газ перекочевали вверх по восстанию, наполняя проницаемые песчано-алевролитовые пласты и линзы. В пользу такого представления о механизме передвижения нефти свидетельствуют: литологический вид залежей; отсутствие пластовой воды в интервалах группы АС.

     Интересно, что заполнение ловушек нефтью, скорее всего, происходило по принципу дифференциального улавливания, когда самые погруженные ловушки заполняются сравнительно легкой нефтью (пласт АС12, плотность 0,86-0,87 г/см3), тогда как верхние - относительно тяжелой (пласт АС10, плотность 0,88-0,89 г/см3), а самые верхние ловушки - водой (пласт АС6).

Состав и свойства пластовых флюидов Физико-химические свойства пластовых и разгазированных нефтей из

горизонтов АС10, АС11, АС12 данны по данным СибНИИНП и объединения «Юганскнефтегаз».

     Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим характеристикам. Принцип изменения физических свойств нефтей является обычным для залежей, не


22

имеющих выхода на поверхность и со всех сторон окружённых краевой водой.

В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

     Нефти пластов Ас10, Ас11, и Ас12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте Ас11, молярная доля метана в ней 24,56%, общее содержание углеводородов С2Н6-С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами [приложение 1

таблица 1]

Количество	лёгких	углеводородов	СН4-С5Н12,	растворённых	в

разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. [приложение 1 таблица 1] Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент

жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт Ас10) - 64,29 (пластАс12). Количество этана гораздо меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Общее содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота мало, около 1%.

     Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта Ас10  средней вязкости, с содержанием фракций до 350

С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%.

     Сведения о физико-химических параметр.......................