4.

Геологическая характеристика...................................................

18

4.1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин ..................

18

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффици-ент кавернозности пластов (табл.4.1) ...........................................................

18

Литологическая характеристика разреза скважины (табл.4.2) ....................

19

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины (табл.4.3) .........................................................................................................

20

4.2

Нефтеводоносность по разрезу скважины ....……........................................

21

Нефтеносность (табл.4.4) ..............................................................................

21

Водоносность (табл.4.5) ..............................................................................

22

Давление и температура по разрезу скважины (табл.4.6) ............................

23

4.3

Возможные осложнения по разрезу скважины ............................................

24

Поглощения бурового раствора (табл.4.7) ...................................................

24

Осыпи и обвалы стенок скважины (табл.4.8)................................................

25

Нефтеводопроявления (табл.4.9) ……............……........................................

26

Прихватоопасные зоны (табл. 4.10) …...........................................................

27

Прочие возможные осложнения (табл. 4.11) …............................................

28

4.4

Исследовательские работы…..........................................................................

29

Отбор керна (табл. 4.12) …………………………………………………….

29

Комплеск промыслово-геофизических исследований скважины

(табл. 4.13) …………………………………...................................................

30

4.5

Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению сква-жины …............................................................................................................

32

Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне (табл.4.14)……..................................................................................................

32

5.

Конструкция скважины ……..............................................................

33

Совмещенный график давлений (рис. 5.1) …….............................................

35

Конструкция скважины (табл.5.1) ………………………………………….

36

6

Стр.

Конструкция скважины (рис.5.2) …..……………………………………….

38

6.

Профиль эксплуатационной скважины………………….………………….

39

Исходгые данные для расчета четырехинтервального основного профиля скважины (табл. 6.1)

41

Параметры основного проектного четурехинтервального профиля ствола эксплуатационных наклонно-направленных скважин на Гремихинском месторождении (табл. 6.2) …………………………………………………..

42

Основной проектный профиль эксплуатационных наклонно-направленных скважин на Гремихинском месторождении со средним отклонением забоя по кровле пласта С₁v₂ – 450м (рис. 6.1) ….………….

43

Резервные варианты профилей (справочно): ……………………………….

44

- Проектный профиль горизонтальной скважины №3Г – Гремихинского месторождения (параметры, рисунки) …………………………………….

44

- Проектный профиль горизонтальной скважины №1Г – Гремихинского месторождения (параметры профиля, рисунки) ……………………………

47

7.

Буровые растворы (7.1 – 7.6)……..........................................................

50

7.7.

Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения …….............

61

Характеристика материалов и химических реагентов, применяемых при

бурении скважины (табл.7.1) ……..................................................................

63

Типы и параметры буровых растворов (табл.7.2)…………………...........

66

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов (табл.7.3)

67

Потребность компонентов для приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора (табл. 7.4)………..…………………………………………

69

Суммарная потребность компонентов бурового раствора (табл.7.5)……..

71

8.

Углубление скважины (8.1-8.3)……....................................................

72

Способы, режимы бурения, расширка (проработка) ствола скважины и применяемые КНБК (табл.8.1) ……................................................................

80

Компоновки низа бурильных колонн КНБК (табл.8.2) …….........................

82

Потребное количество долот и элементов КНБК (табл.8.3) ……................

88

Суммарное количество и вес долот и элементов КНБК(табл.8.4.) ……......

90

Конструкция бурильных колонн (табл.8.5) ……............................................

93

Соотношение и вес применяемых бур. труб по интервалам бурения

(табл. 8.6) ………………………………………………………………………

95

8.4.

Гидравлическая программа промывки скважины ……..................................

96

Режим работы буровых насосов (табл.8.7) ………........................................

96

Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой

(табл.8.8) ………...............................................................................................

97

Сравнительная таблица максимальной репрессии и давлений гидроразрыва пород (табл. 8.9) …………………………………………….

98

№

Hазвание колонны

Диаметр,

Интервалы спуска, м

п/п

мм

по вертикали

по стволу

1

Направление

324,0

0-30

0-30

2

Кондуктор

245,0

0-600

0-630

3

Эксплуатационная

146,0

0-1400

0-1483

Глубина залегания, м

Стратиграфическое

подразделение

Элементы залегания (падения) пластов по подошве

Коэффици-ент

каверноз-ности в

интервале

от

до

(верх)

(низ)

название

индекс

угол

град

мин.

1

2

3

4

5

6

7

0

10

Четвертичные отложения

Q

-

-

1,5

10

500

Татарский + Казанский + Уфимский ярусы

P₂t + P₂kz + P₂u

0

30

1,3

500

570

Кунгурский + Артинский ярусы

P₁(k+ar)

1

30

1,3

570

710

Сакмарский ярус

P₁s

1

30

1,3

710

750

Ассельский ярус

P₁a

2

-

1,3

750

820

Гжельский горизонт

C₃g

2

-

1,2

820

890

Касимовский горизонт

C₃k

2

30

1,2

890

990

Мячковский горизонт

C₂mc

3

-

1,2

990

1050

Подольский горизонт

C₂pd

3

30

1,2

1050

1100

Каширский горизонт

C₂ks

3

30

1,2

1100

1150

Верейский горизонт

C₂vr

4

-

1,2

1150

1220

Башкирский ярус

C₂b

4

30

1,2

1220

1246

Серпуховский ярус

C₁s

4

30

1,2

1249

1400

Визейский ярус

C₁v

4

30

1,2

Индекс стратиграфии-ческого подразделения

Интервал, м

Описание горной породы:

полное название, характерные признаки

(структура, текстура, минеральный состав и т.п.)

от

до

(верх)

(низ)

1

2

3

4

Q

0

10

Глины, пески, песчанистые суглинки.

P₂t + P₂kz + P₂u

10

500

Чередование глин, песчаников и алевролитов.

P₁(k+ar)

500

570

Известняки, доломиты и ангидриты.

P₁s

570

710

Чередование доломитов, известняков.

P₁a

710

750

Переслаивание известняков, доломитов и ангидритов.

C₃g + C₃k

750

890

Чередование доломитов, известняков и ангидритов

C₂mc - C₂ks

890

1100

Глины с прослоями песчаников и алевролитов, местами известняков и доломитов, с включениями гипса и аргиллитов.

C₂vr

1100

1150

Известняки, доломиты и аргиллиты.

C₂b

1150

1220

Известняки, доломиты и мергели.

C₁s

1220

1246

Известняки, доломиты.

C₁v

1246

1400

Известняки, переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Индекс

стратиг-рафичес-кого подраз-деления

Интервал, м

Краткое

Плот-

Порис-

Проница-

Гли-

Кар-

Предел

Твер-

Коэф-

Абра-

Категория

породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)

от (верх)

до (низ)

название горной породы

ность, г/см³

тость, %

емость,

дарси

нис-тость, %

бонат-ность, %

теку-чести, кгс/мм²

дость, кгс/мм²

фици-ент пластичности

зив-ность

(класс)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Q

0

10

пески,

глины

суглинки

1,9

2,2

2,0

35

5

10

0,6

0,001

-

7

90

60

1-2

1-2

0

6-17

15

-

-

-

-

1,1-4,5

-“-

-“-

I-II

II

I-II

М

P₂t – P₂u

10

500

глины,

алеврол. песчаники

2,2

1,8

2,1

5

10

31

0,001

0,05

0,6

90

13

7

1-2

1-2

1-2

15

21-164

9-213

-

29-182

14-234

1,1-4,5

1,6-4,3

1,1-4,5

II

I-IV

II-VIII

С

P₁- C₃k

500

890

известняки,

доломиты

2,29

13

0,04

5-7

10

88-273

93-296

1,0-1,9

V-VI

Т

C₂mc - C₂ks

890

1100

глины

песчаники

алевролиты

известняки,

доломиты

аргиллиты

2,2

2,1

1,8

2,29

2,29

2,6

5

31

10

13

13

5-10

0,001

0,6

0,05

0,04

0,04

0,001

90

7

13

5-7

5-7

100

1-2

1-2

1-2

10

10

1-3

15

9-213

21-164

88-273

88-273

30-182

-

14-234

29-182

93-296

93-296

44-210

1,1-4,5

1,1-4,5

1,6-4,3

1,0-1,9

1,0-1,9

1,8-4,2

II

II-VII

I-IV

V-VI

V-VI

I-III

Т

C₂vr

1100

1150

аргиллиты, известняки,

доломиты

2,6

2,29

-“-

5-10

13

-“-

0,001

0,04

-“-

100

5-7

-“-

1-3

10

-“-

30-182

88-273

-“-

44-210

93-296

-“-

1,8-4,2

1,0-1,9

-“-

I-III

V-VI

-“-

Т

C₂b – C₁v

1150

1400

известняки,

доломиты

2,29

13

0,04

5-7

10

88-273

93-296

1,0-1,9

24

Т

Индекс

стратиг-рафического

подраз-деления

Интервал, м

Тип

коллек-тора

Плот-ность,

г/см³

Под­виж­ность,

дарси на санти-пуаз

Содержание

серы, %

пара-фина,

%

Дебит,

м³/сут.

Плас-товое

давле-ние,

кгс/см²

Газо-вый

фактор,

м³/т

Содержа­ние серо­водорода, % по объ­ему

Динами-ческий

уровень в

процессе эксплуатации, м

Температура

жидкости

в колонне

на устье скважины при экспл., град.

от

до

верх)

(низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

C₂vr

1100

1115

порово-трещин.

0,909

0,003

2,2/3,41

до 10

120

6,2

-

5-15

C₂b

1150

1195

-“-

0,907

0,003

2,0/2,23

до 10

125

5,3

3,31

5-15

C₁v

1330

1370

поровый

0,909

0,003

1,55/2,57

до 10

145

7,3

-

1250

Ошибка! Ошибка связи.

Индекс

стратиграфичес-кого подразде-ления

Интервал, м

Тип

кол-лек-тора

Плот-ность,

г/см³

Дебит,

м³/сут.

Пластовое

давле-ние,

кгс/см²

Химический состав (воды), % экв.

Мине-рали-зация, г/л

Тип воды по Сулину СФН-сульфатонатр., ГКН-гидрокарб, ХМ-хлоромагн, ХК-хлорокальц.

Относится к источнику питьевого водоснабже-ния (да, нет)

от

(верх)

до

(низ)

анионы

катионы

Cl ^-

SO ^--₄

HCO^-₃

Na⁺ (К⁺)

Mq ⁺⁺

Са ⁺⁺

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Четвертично-верхнепермский комплекс

Q- P₂

0

200

порово-трещин.

1,0

не опр.

0-20

3,2

2,5

94,3

2,5

20,8

76,7

до 1

ГКН

да

P₂

200

500

-“-

1,005

не опр.

20-50

56,5

33,0

10,5

95,7

1,6

2,7

н/д

ХК

нет

Подольско-нижнепермский комплекс

P₁- C₂ks

500

1050

-“-

1,166

не опр.

50-105

95,0

3,0

2,0

78,0

7,0

15,0

243,6

ХК

нет

Верейский горизонт

C₂v

1115

1120

-“-

1.170

не опр.

122-122

98,0

1,5

0,5

80,5

17,5

2,0

226,7

ХК

нет

Башкирский комплекс

C₂b

1200

1220

порово-трещин. и кавернозн.

1,170

не опр.

26

131-132

98,0

1,5

0,5

80,5

17,5

2,0

240,1

ХК

нет

Индекс стратиграфии-ческого подразделения

Интервал, м

Максималь-ная интенсив-ность

поглощения, м³/час

Потеря циркуля-ции (да, нет)

Условия возникновения, в том числе допустимая репрессия

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

5

6

Р₂

C₁s

10

1220

200

1246

20-30

20

да

да

отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

Индекс

стратиграфического

подразделе-ния

Интервал, м

Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнений, сут.

Интенсив-ность осыпей и обвалов

Проработка в интервале

из-за этого осложнения

Условия возникновения

от

(верх)

до

(низ)

мощность,

м

скорость,

м/час

1

2

3

4

5

6

7

8

Q – Р₂

C₂vr

0

1100

500

1150

0,3

0,5

слабые

интенсивные

500

40

100-120

-“-

Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.

Индекс стратиграфического

Интервал, м

Вид проявляемого

флюида

Условия

возникновения

подразделения

от (верх)

до (низ)

(вода, нефть, газ)

1

2

3

4

5

C₂vr

1100

1115

нефть

Снижение гидростатического давления в скважине из-за:

C₂vr

1115

1120

вода

- недолива жидкости;

C₂b

1150

1195

нефть

- подъема инструмента с “сальником”;

C₂b

1200

1220

вода

- снижение плотности жидкости, заполняющей скважину

C₁v

1330

1370

нефть

ниже допустимой величины

Индекс стратиграфического

Интервал, м

Репрессия при прихвате,

Условия

подразделения

от (верх)

до (низ)

кгс/см²

возникновения

1

2

3

4

5

Q – Р₂

C₂vr

0

1100

500

1150

-

-

отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО

Интервал, м

Вид

Характеристика (параметры)

от

(верх)

до

(низ)

(название

осложнения)

осложнения и условия

возникновения

1

2

3

4

1100

1150

сужение ствола скважи-ны

разбухание глин ввиду некачествен-ного бурового раствора

Индекс стратиграфического

Интервал,

м

Метраж отбора керна, м

подразделения

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

C₁v

1330

1370

40

Всего: 40 метров