Таблица 8 - Нефтегазоводопроявления

Введение

1 Геологический раздел

1.1 Краткие сведения о районе буровых работ

Арланское месторождение расположено на северо-западе республики Башкортостан и частично - на юго-востоке Удмуртской республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана. Район расположения месторождения за время прошедшее со дня его открытия сильно изменялся в плане обустройства. На базе нефтедобычи возник город Нефтекамск с населением более 150 тыс. человек. В г. Нефтекамске построены крупнейшие в стране предприятия: заводы автосамосвалов, сельхозмашин, по производству искусственной кожи и другие предприятия. На расстоянии 25 км от него расположен г. Агидель, население которого составляет 25 тыс. человек. Значительная часть населения работает в отраслях так или иначе относящихся к добыче нефти. Проложены сотни километров асфальтовых дорог, в том числе Нефтекамск - Уфа, Нефтекамск - Янаул; тысячи километров нефтегазопроводов, в том числе и магистральных. На обзорной карте представлены населенные пункты и основные коммуникации территории месторождения: дороги, ЛЭП, нефте- и газопроводы, УКПН, НСП, системы нефтесборных парков (Ташкиново, Ашит, Шушнур, Кутерем, Керметово, Ангасяк) и нефтепроводов, подключеных к основной магистрали нефтепровода Арлан-Чекмагуш-Уфа. Через район также проходит магистральный нефтепровод Альметьевск-Пермь. Ближайшей железной дорогой является линия Казань-Екатеринбург. Крупными железнодорожными станциями района являются Камбарка с веткой на города Нефтекамск и Янаул. Вблизи станции Камбарка (Республика Удмуртия) имеется пристань на реке Кама. Северо-западная граница месторождения на всем протяжении примыкает к реке Кама в районе её среднего течения, а вдоль юго-восточной, южной и юго-западной границы протекает р. Белая. Эти судоходные реки с мая по октябрь месяцы включительно служат путями сообщения для грузоперевозок и связывают район с крупнейшими хозяйственными центрами страны. Климат северо-западной части Башкирии резко-континентальный. Средняя годовая температура воздуха около +2,4 ^оС. Средняя июльская температура воздуха составляет от 19 до 20 ^оС, зимняя температура января от 15 до 16 ^оС. Абсолютная максимальная температура воздуха составляет +40 ^оС, а минимальная – 50 ^оС. Продолжительность безморозного периода 110 дней. Зима продолжительная (5 месяцев), холодная, с резкими ветрами и большим количеством осадков. Высота снежного покрова на равнинах, не защищенных лесом, достигает от 1,5 до 2 м. Направление ветра преимущественно юго-западное со средней скоростью 4,3 м/с. Максимальная скорость ветра достигает 12 м/с. Годовая сумма осадков составляет от 600 до 630 мм. Доля твердых осадков равна 30-38 % от годовых. В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой.

1.2 Стратиграфия и литология

Стратиграфия и литологические характеристики разреза Каюмовского месторождения приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 1 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности

Глубина залегания,м			Стратиграфическое подразделение		Элементы залегания (падения) пластов по подошве			Коэффи-циент каверно-зности интервала
От (кровля)	до (подошва)		Название	индекс	угол		азимут, град
От (кровля)	до (подошва)		Название	индекс	град	мин	азимут, град

			Четвертичная система	Q	до 1	–	0-360	1,35

Продолжение таблицы 1

		Уфимский ярус			–	–	–	1,31
		Кунгурский ярус			–	–	–	1,30
		Артинский ярус			–	–	–	1,20
		Верхнекамен-ноугольный отдел			–	–	–	1,20
		Мячковский горизонт			–	–	–	1,10
		Подольский горизонт			–	–	–	1,10
		Каширский горизонт			–	–	–	1,20
		Верейский горизонт			–	_	–	1,90
		Башкирский ярус			–	–	–	1,10
		Серпуховский ярус			–	–	–	1,1
		Окский горизонт			–	–	–	1,10
		Тульский горизонт(ТТНК)		(ТТНК)	–	–	–	2,40

Таблица 2 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал,м	Горная порода
Q		Галечник, песок, глина, суглинок, супесь
		Аргиллит, алевролит, песчаник, известняк, мергель, доломит
		Ангидрит, доломит, гипс, известняк
		Извесняк, доломит
		Доломит, известняк
		Извесняк, доломит
		Извесняк, доломит
		Известняк, доломит
	994	Известняк, аргиллит, мергель, алевролит
		Известняк
		Известняк, доломит
(ТТНК)		Песчаник, аргиллит, алевролит
		Известняк, доломит

1.3 Нефтегазоводоносность

Таблица 3 - Водоносность

Индекс страти- граф- ического подраз-деления	Интервал, м		Тип коллек-тора	Плот-ность, кг/м³	Химический состав (воды), мг-экв/л						Ми-не-ра-лиза-ция, г/л
	Интервал, м				Анионы			катионы
	от	до			Cl¯	SO₄^-2	HCO₃^-	Na(K)⁺	Mg⁺⁺	Ca⁺⁺
Q			Грануля-рный		1,57	0,53	2,50	3,89	0,30	0,80	9,59
			Пористо-каверно зный		3,7	2,6	0,12	0,71	0,33	1,74	9,2
	561		Пористо-каверно-зный		4,71	2,08	0,128	1,123	0,43	2,1	10,58
			Пористо-каверно-зный		5,4	2,8	0,185	1,124	0,682	2,4	12,59

Таблица 4 - Нефтегазоносность

Интервал, м	Тип коллектора	Плот-ность, кг/м³	Дебит, м³/сут	Газовый фактор, м³	Относи-тельная плотность по воздуху газа	Плас- товое дав- ление, МПа	Коэф- фициент сжима-емости
	Пористо-каверноз-ный	0,867		18,2	1,171		6,4
	Пористо-каверноз-ный	0,890		18,2	1,070		6,6
	Пористо-каверноз-ный	0,906		9,6	1,105		6,6

1.4 Зоны возможных осложнений

Таблица 5 - Поглощение бурового раствора

Индекс	Интервал, м		Максимальная интенсивность поглощения, м³/ч
Индекс	от	До	Максимальная интенсивность поглощения, м³/ч
			До полного ухода
			До полного ухода
			До полного ухода

Причиной возникновения поглощений в данном интервале разреза скважины является отклонение параметров бурового раствора от проектных, поэтому необходимо строго соблюдать проектные параметры бурового раствора.

Таблица 6 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс	Интервал, м		Буровые растворы, применявшиеся ранее		Время до начала ослож- нения, сут.	Мероприятия по ликвидации последствий
	от	До	Буровые растворы, применявшиеся ранее
	от	До	Тип раствора	плотность, кг/м³
			глинистый раствор	1140-1160	1,0	производится промывка и проработка ствола скважины
(ТТНК)			-	-	1,0	-

Осыпи и обвалы стенок скважины происходят в следствии нарушения технологии проводки скважины, отклонения параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама.

Таблица 7 - Прихватоопасные зоны

Индекс

Интервал,

Вид

прихвата

Параметры бурового раствора

Наличие ограниче-

ний на остановле-ние инструмента без движения или промывки

(да,нет)

Условия возникновения

от

До

тип

ρ, кг/ м³

ПФ, см³ 30мин

Заклинка, сальнико- образова- ние, осыпи

Техничес кая вода

да

Осыпание пород, отклонение параметров раствора от проектных

Таблица 8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратигра-фического подразде- ления	Интервал,м		Вид проявляемого флюида	Характер проявления
Индекс стратигра-фического подразде- ления	от (верх)	до (низ)	Вид проявляемого флюида	Характер проявления
	152		Вода	Осолонение воды, слабый перелив на устье
			Вода	Осолонение воды, перелив на устье
			Нефть	-
			Нефть	Пленка нефти на поверхности промывочной жидкости
			Вода	Перелив пластовой воды, осолонение воды
(ТТНК)			Нефть	Пленка нефти на поверхности раствора

Нефтегазоводопроявления возникают вследствие снижения гидростатического столба жидкости в скважине во время СПО, низкого качества глинистого раствора. Для предотвращения нефтегазоводопроявлений необходимо строго следить за уровнем бурового раствора в скважине, следить за качеством буровой промывочной жидкости.

1.5 Геофизические исследования

С целью всестороннего освещения разреза (выделение пластов – коллекторов и покрышек, определение нефтеносных пластов и их коллекторских свойств, кавернозности и других параметров) в скважинах производится комплекс геофизических исследований. Необходимый перечень геофизических исследований представлен в таблице 9.

Таблица 9 - Геофизические исследования и работы в скважине

Вид исследования	Масштаб записи	Интервалы исследования, м

1. Изучение геологического строения, литологического состава, выделение коллекторов и определение нефтегазоводонасыщенности разреза
1.Геолого-технические исследования (ГТИ)	1:500	130-1560
2.Каротаж сопротивлений (КС) Каротаж потенциалов (ПС) Нейтр. каротаж (НК) Гамма-каротаж (ГК) Акустический каротаж (АК) Гамма-гамма каротаж плотностной (ГГК-П) Инклинометрия (ИС) Измерение диаметра скважины (ДС) Резистивиметрия (РЕЗ) Боковой каротаж (БК)	1:500	840-1075
Продолжение таблицы 9

3.Каротаж сопротивлений (КС) Каротаж потенциалов (ПС) Нейтр. каротаж (НК) Гамма-каротаж (ГК) Боковой каротаж (БК) Индуктивный каротаж (электромагнитный каротаж (ИК, ЭМК) Инклинометрия (ИС) Гамма-гамма каротаж спектрометрия (ГК-С) Акустический каротаж (АК) Гамма-гамма каротаж плотностной (ГГК-П) Гамма-гамма каротаж литоплотностной (ГГК-Л) Боковое каротажное зондирование (БКЗ) Микрокаротаж (боковой каротаж (МК, БМК) Резистивиметрия (РЕЗ) Измерение диаметра скважины (ДС)			1:200	840-1075 1420-1560
2. Контроль цементажа и локации муфт
4.Методами АКЦ, ГГК-Ц, ГК, Т, ЛМ			1:500	0-1560 0-840
			1:200	1420-1560
3. Кислотная обработка и мероприятия по интенсификации притока
5.Локатор муфт (ЛМ) Гамма-каротаж (ГК) Влагометрия Нейтронный каротаж (НК(ННК) Термометрия (Т) Расходометрия (РГД) Резистивиметрия (РЕЗ)			1:200

Стандартный каротаж и ПС применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды. Микробоковой каротаж – для выделения коллекторов, точности определения границ пластов, оценки удельного сопротивления раствора. Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.

Кавернометрия используется для определения истинного диаметра скважины, определения участков пакерования. Инклинометрия – служит для определения направления движения ствола скважины в плоскости и пространстве. АКЦ показывает качество сцепления цементного камня с обсадной колонной.