книги / 731

Выделение гидравлическихединицпотокадляклассификации терригенныхколлекторов

Conference and Exhibition in Abuja. – August 1–3. – 2005. – Nigeria, Abuja, 2005. – 15 p.

3. Petrophysics: theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties / Djebbar Tiab and Erle C. Donaldson. – 2nd ed, 2007.

References

1.Basoi R. E., Shahin N., Dawood S. E. Reservoir rock typing from crest to flank is there a link // SPE paper 117728, presented at the 2008 Abu Dhabi International Exhibition and Conference. – November 3-6. – 2008. – UAE, Abu Dhabi, 2005. – 22 p.

2.Kaseem A. L., Mike O. O. A robust Approach to flow unit zonation // SPE paper 98830, presented at the 29th Annual SPE International

Technical Conference and Exhibition in Abuja. – August 1-3. – 2005. – Nigeria, Abuja, 2005. – 15 p.

3.Petrophysics: theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties / Djebbar Tiab and Erle C. Donaldson. – 2nd ed,

2007.

Об авторе

Фролова Елена Васильевна (Екатеринбург, Россия) – аспирантка кафедры литологии и геологии горючих ископаемых Уральского государственного горного университета (620144, г. Екатеринбург, ул.

Куйбышева, 30, e-mail: FrolovaEV88@mail.ru)

About the author

Frolova Elena (Yekaterinburg, Russia) – graduate, Ural State Mining University, lithology and hydrocarbon geology department (30, Kuybysheva str., Yekaterinburg, Russia, 620144, e-mail: FrolovaEV@mail.ru).

Получено 7.02.2012

31

Каменноугольные отложения ЗападногоПредуралья

MFS – это поверхности осаждения в то время, когда береговая линия находится на максимальном положении к берегу (то есть момент максимальной трансгрессии) (Posamentier & Allen, 1999). Она представляет собой изменение в переходе от мелкозернистых пород к более грубым. Поверхность развивается в начальных стадиях регрессии, когда береговая линия начинает перемещаться в сторону моря и на поверхность осаждаются более крупные частицы. Также MFS может быть несогласной из-за перерыва поступления осадочного материала и эпизодического разрушения ранее отложившихся толщ.

Эти сведения можно использовать при корреляции данных на территории сочленения Восточно-Европейской платформы и Уральской складчатой системы. Ярким примером MFS являются отложения Западного Предуралья на территории Свердловской области во временном промежутке турнейского и визейского ярусов каменноугольной системы (рисунок). Одним из факторов, согласно которому данную поверхность можно отнести к типу MFS, является разрез, в котором прослеживается переход от мелкозернистых песчаников к конгломератам.

Отложения турнейского яруса в пределах рассматриваемой площади обычно согласно залегают на девонских образованиях, участками отмечаются локальные перерывы. В карбонатном разрезе преобладают органогенно-детритовые известняки, реже – прослои доломитов, иногда встречаются доломитизированные, глинистые известняки с прослоями аргиллитов.

Визейский ярус представлен преимущественно терригенными отложениями. Они разнообразны по составу (аргиллиты, алевролиты, песчаники, редко – прослои известняков, доломитов) и не выдержаны по простиранию, участками отдельные слои прерываются. Данный комплекс является нефтегазоносным и наиболее продуктивным в регионе.

Подтверждением изложенному являются палеогеографические построения.

Эмско-турнейское время характеризуется общей трансгрессией вусловиях неравномерных восходящих и нисходящих движений. Впадины заполняются красноцветными карбонатно-терригенными отложениями переменной мощности. Они неравномерно перекрываются карбонатными и кремнисто-карбонатными (доманиковыми) отложениями. В западной части региона формируются рифовые постройки. Этап завершается частными поднятиями раннегерцинской поверхности.

33

Каменноугольные отложения ЗападногоПредуралья

ем относительно выдержанных по латерали песчанистых горизонтов. В последующем формируются протяженные поднятия и валы, осложненные локальными поднятиями.

С верхнего карбона на данной территории начался орогенный этап. Расположенная здесь молодая складчатая система поставляла обломочный материал в морской бассейн, сохранившийся на западном склоне, который представлял собой обширный предгорный прогиб. По мере продолжающихся поднятий прогиб постепенно мигрировал к западу, в сторону Русской плиты, как бы «накатываясь» на нее. Произошло формирование шарьяжных структур, которые являются продуктивными толщами.

Складчатый Урал представляет собой крупную потенциально нефтегазоносную область, в которой могут быть открыты новые скопления углеводородов. Во второй половине прошлого столетия было установлено шарьяжно-надвиговое строение Урала, резко повысившее его нефтегазовый потенциал. Выяснилось, что Зилаирский синклинорий Южного Урала надвинут на Предуральский краевой прогиб на десятки километров. На глубинах около двух километров под флишоидными породами верхнего девона скважины были вскрыты отложения нижнего и среднего карбона, а также среднего и верхнего девона, представленные карбонатными формациями платформенного и субплатформенного типов, региональная нефтегазоносность которых установлена в платформенной части Волго-Уральской области.

Библиографический список

1.Дружинин В.С. Информация о строении земной коры – необходимый атрибут региональной нефтегазовой геологии (на примере Уральского региона) // Отечественная геология. – 2009. – №6. – С. 65–70.

2.Исмагилов Р.А. Перспективный объект для поисков углеводородов – поднадвиговые структуры западного склона Южного Урала // Геологический сборник. – № 6.

3.Embry A.F. Practical Sequence Stratigraphy / Canadian Society of Petroleum Geologists. – 2009. – 79 p.

References

1. Druzhinin V.S. Information about the structure of the necessary attribute of a regional petroleum geology (for example, the Ural region) // Patriotic geology. – 2009. – № 6. – P. 65–70.

35

Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

УДК 622.244.5

И.А. Лягов, Н.И Васильев, М.А. Лягова

Санкт-Петербургский государственный горный университет, Санкт-Петербург, Россия

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

РАЗВЕТВЛЕННЫМИ КАНАЛАМИ

Предложен способ вторичного вскрытия продуктивной зоны пласта при строительстве или капитальном ремонте скважин, который обеспечит создание глубоких каналов диаметром 56…58 мм, протяженностью от 10 до 50 м и радиусом кривизны 5…10 м по прогнозируемой траектории.

Ключевые слова: перфобур, перфорационные каналы по прогнозируемой траектории, вторичное вскрытие пласта, стендовые испытания.

I.A. Lyagov, N.I Vasilev, M.A. Lyagova

Saint-Petersburg state mining university, Saint-Petersburg, Russia Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia

TECHNOLOGY AND TECHNIQUE

OF THE SECONDARY OPENING-OUT OF THE PRODUCTIVE

STRATUM BY THE DIVIDED CHANNELS

The paper proposed a method of secondary opening of productive reservoir zones in the construction or major repair of wells, which will ensure that the deep channels of diameter 56 ... 58 mm, length from 10 to 50 m and the radius of curvature of 5 ... 10 m, on the predicted trajectory.

Keywords: perfobur, perforating channels in the predicted trajectory, the secondary baring, bench trials.

Для преодоления возникающих в процессе первичного вскрытия областей изоляции продуктивных пластов (кольматация), предотвращения образования конусов водогазонефтяных контактов в продук-

37

Техника и технология вторичного вскрытия продуктивного пласта

10 до 50 м и радиусом кривизны 5…10 м, а в перспективе – по прогнозируемой траектории [1, 2, 3].

Для проведения испытаний перфобура был создан специальный стенд (рис. 2), который включает приподнятую над полом (на 0,4 м) платформу с блоком искусственного песчаника (длиной 1,8 м и высотой 1,6 м) и с резервуаром-отстойником для промывочной жидкости, соединенным с промежуточной емкостью и размещенным в ней лопастным насосом, связанным через щелевой фильтр с всасывающей линией шестеренного электронасоса, нагнетательная линия которого соединена с переходником укороченного трубного толкателя горизонтально расположенного стендового варианта перфобура, состоящего из верхней и нижней (без якоря) секций. В переходнике установлены манометр для измерения давления промывочной жидкости и гидравлический измеритель осевой нагрузки, поршень которого связан с винтовым ручным механизмом осевой подачи бурового снаряда перфобура. На шестеренном электронасосе имеется соединяющий его всасывающую и нагнетательную линии байпас сразработанным нами редукционным клапаном для регулирования перепада давления на винтовом двигателе.

Конструкция якоря была ранее успешно испытана в скважинных условиях в компоновке с клином-отклонителем при фрезеровании окна

вобсадной колонне. Переливной клапан прошел испытания в компоновке с депрессионно-волновым устройством при восстановлении коллекторских свойств приствольной зоны продуктивного пласта во время капитального ремонта скважин.

Проверка срабатывания поворотного узла и направляющего гидрофиксатора производилась следующим образом. При перемещении вручную в крайнее верхнее положение трубного толкателя происходило механическое выталкивание утолщенной части дифференциального поршня гидрофиксатора по скошенному участку направляющего паза верхнего корпуса перфобура и попадание другого конца поршня с более тонкой частью в пазовую ловушку корпуса. Осуществилась фиксация бурового

снаряда в корпусе с сохранением ограниченного перемещения в 70 мм. Одновременно произошел подворот трубного толкателя на 45о. При его перемещении вниз винтовым механизмом осевой подачи под действием перепада давления дифференциальный поршень выдавливался из пазовой

ловушки утолщенной частью по скошенному участку в направляющий паз. После чего происходил доворот трубного толкателя еще на 45о, что

вскважинных условиях обеспечит забуривание каждого следующего канала с разворотомкорпуса перфобура с отклонителем на90о.

39