1. Геологическая часть
физико-географическая харатеристика района
Яро-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Российской Федерации в 540 км к Востоку от г. Салехард, в 570 км от Ханты-Мансийка на северо-запад, в 68 км от месторождения находится Новый Уренгой, где есть вся необходимая инфраструктура, в том числе и аэропорт. Приурочено к одноимённого локальному поднятию Уренгойской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
В пределах Яро-Яхинского месторождения выявлены газоконденсатонефтяная, 2 нефтегазоконденсатные и 2 газоконденсатные залежи пластово-сводового и литологически экранированного типов. Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин.
Литологическая характеристика разреза скважины
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, от до минеральный состав и т.п.)
|
Q
|
0
|
50
|
Cуглинки, пески, глины, алевриты
|
P3atl
|
50
|
100
|
Cуглинки, пески, глины, алевриты
|
P3tv
|
100
|
260
|
Глины алевритистые и известковистые, с прослоями опок, пески, алевролиты и песчаники
|
Р2 ll
|
260
|
480
|
Глины алевритистые и известковистые, с прослоями опок, пески, алевролиты и песчаники
|
P1 tbs
|
480
|
650
|
Глины алевритистые и известковистые, с прослоями опок, пески, алевролиты и песчаники
|
К2 tnm
|
650
|
970
|
Глины алевритистые и известковистые, с прослоями опок, алевролиты
|
К2 chs
|
970
|
1290
|
Глины алевритистые и известковистые, с прослоями опок, алевролиты
|
К2 kz
|
1290
|
1370
|
Глины алевритистые и известковистые, с прослоями опок, алевролиты
|
К2 pk
|
1370
|
2240
|
Глины алевритистые и известковистые
|
K1 er
|
2240
|
2660
|
Глины алевритистые и известковистые, алевролиты, песчаники
|
K1 zp
|
2660
|
3225
|
Глины алевритистые и известковистые, алевролиты, песчаники
|
К1 м
|
3225
|
3370
|
Глины алевритистые и известковистые, алевролиты, песчаники
|
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, от до минеральный состав и т.п.)
|
Минеральная плотность, кг/м3
|
Глинистость, %
|
Пористость, %
|
Категория по твердости
|
Категория абразивности
|
Категория породы по промысловой от до классификации
|
Коэффициент пластичности
|
Коэффициент Пуассона
|
Q
|
0
|
50
|
Cуглинки, пески, глины, алевриты
|
1900
|
15-20
|
35
|
1
|
1
|
средние (мерзлые)
|
6–б/н
|
0,35
|
P3atl
|
50
|
100
|
Cуглинки, пески, глины, алевриты
|
1900
|
10-15
|
35
|
2
|
3
|
средние (мерзлые)
|
6–б/н
|
0,35
|
P3tv
|
100
|
260
|
Глины алевритистые и известковистые, с прослоями опок, пески, алевролиты и песчаники
|
1900
|
15-20
|
30-35
|
2
|
3
|
средние (мерзлые)
|
6–б/н
|
0,43
|
Р2 ll
|
260
|
480
|
Глины, пески, алевролиты и песчаники
|
1800
|
95-100
|
30-35
|
2
|
3
|
мягкие, средние (мерзлые до 440м)
|
6–б/н
|
0,37
|
P1 tbs
|
480
|
650
|
Глины, пески, алевролиты и песчаники
|
2000
|
25-30
|
32
|
2
|
3
|
мягкие, средние
|
6–б/н
|
0,37
|
К2 tnm
|
650
|
970
|
Глины, алевролиты
|
2200
|
90-100
|
28
|
2
|
3
|
мягкие, средние
|
6–б/н
|
0,43
|
К2 chs
|
970
|
1290
|
Глины, алевролиты
|
1900
|
95
|
25
|
3
|
3
|
средние
|
6–б/н
|
0,43
|
К2 kz
|
1290
|
1370
|
Глины
|
2200
|
95-100
|
20
|
4
|
3
|
мягкие
|
1,1–6,5
|
0,30
|
К2 pk
|
1370
|
2240
|
Глины, алевролиты, песчаники
|
2200
|
20-30
|
20-40
|
5-6
|
3-8
|
средние
|
1,1–4,5
|
0,43
|
K1 er
|
2240
|
3100
|
Глины, алевролиты, песчаники
|
2300
|
40-60
|
15-30
|
6
|
3-8
|
мягкие, средние
|
1,1–4,5
|
0,42
|
K1 zp
|
2660
|
3225
|
Глины, алевролиты, песчаники
|
2400
|
60-90
|
12-18
|
6-7
|
3-8
|
мягкие, средние
|
1,8–4,5
|
|
К1 м
|
3225
|
3370
|
Глины, алевролиты, песчаники
|
2400
|
60-90
|
12-18
|
6-7
|
3-8
|
мягкие, средние
|
1,8–4,5
|
|
Геокриологическая характеристика пород
Глубина, м
|
Температура, °C
|
Льдистость, %
|
Интервалы консолидированных глин, м
|
Интервалы межмерзлотных таликов, м
|
0-100
|
-3 -1
|
20-40
|
-
|
нет
|
100-160
|
-0,5
|
-
|
-
|
60-90
|
160-210
|
-0,5
|
10-15
|
110-150
|
нет
|
210-390
|
-2 -1
|
5-20
|
-
|
нет
|
390-440
|
-1 -0
|
-
|
-
|
нет
|
Примечание: Давление разрыва мерзлых пород 17,4 МПа
Нефтеносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Характер насыщения пласта (нефть)
|
Плотность кг/м 3 на поверхности
|
Относительная по воздуху плотность газа
|
Пластовое давление, МПа
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
от
|
до
|
БТ6
|
3096
|
3134
|
Поровый
|
Нефть
|
835
|
0,75-0,8
|
20,5
|
31
|
БТ7-8
|
3144
|
3224
|
Поровый
|
Нефть
|
835
|
0,75-0,8
|
28,0
|
31,3
|
БТ10
|
3279
|
3329
|
Поровый
|
Нефть
|
835
|
0,75-0,8
|
16,5
|
32,5
|
Газоносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Характер насыщения пласта
|
Относительная по воздуху плотность газа
|
Пластовое давление, МПа
|
от
|
до
|
БТ6 0
|
3088
|
3095
|
Поровый
|
Газоконденсат
|
0,75-0,8
|
20,5
|
БТ6
|
3096
|
3134
|
Поровый
|
Газоконденсат
|
0,75-0,8
|
19,5
|
БТ7-8
|
3144
|
3224
|
Поровый
|
Газоконденсат
|
0,75-0,8
|
28
|
БТ10
|
3279
|
3329
|
Поровый
|
Газоконденсат
|
0,75-0,8
|
16,5
|
БТ11
|
3359
|
3375
|
Поровый
|
Газоконденсат
|
0,75-0,8
|
32,2
|
Водоносность
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Плотность кг/м 3
|
Дебит, м 3/сут.
|
Тип воды по составу
|
Минерализация общая, г/л
|
Относится к источнику питьевого водоснабжения (да/нет)
|
от
|
до
|
0
|
350
|
Комплекс в зоне ММП
|
350
|
600
|
Не опробован, верхняя часть в зоне ММП
|
600
|
1290
|
Региональный водоупор
|
1290
|
2240
|
Поровый
|
1009- 1011
|
0,5- 29,0
|
Хлоркалиевый
|
13-18
|
Нет
|
2240
|
3235
|
Поровый
|
1001- 1007
|
0,44- 108
|
Хлоркалиевый
|
5-14
|
Нет
|
3235
|
3370
|
Поровый
|
1001- 1004
|
До 110
|
Хлоркалиевый
|
3-9
|
Нет
|
Возможные осложнения
На всем интервале бурения возможно поглощение бурового раствора в случае нарушения параметров бурового раствора или скорости спускоподъемных операций.
Так же на всем интервале бурения при нарушении технологии бурения, спускоподъемных операций, в случае простоев и нарушениях в приготовлении бурового раствора возможны осыпи и обвалы.
При снижении гидростатического давления скважине на всем интервале могут возникнуть газо-нефте-водопроявления, связанные со снижением уровня бурового раствора при бурении или жидкостей глушения; подъема бурильной колонны при наличии сифона или поршневания; снижения плотности бурового раствора или жидкостей освоения, заполняющей скважину ниже допустимой величины/
Интервал, м
|
Вид (название осложнения)
|
Характеристика (параметры) осложнения и условия от до возникновения
|
0
|
500
|
ММП
|
Растепление пород, кавернообразование, частичная потеря циркуляции, сужение ствола, затяжки бурильного инструмента. Условия возникновения: - превышение температуры бурового раствора от регламентируемых; - увеличение длительности контакта бурового раствора с ММП (времени бурения и крепления, простои);
|
0
|
1650
|
Сальникоообразование
|
Уменьшению механической и рейсовой скорости, прихваты бурильного инструмента и обсадных колон, залипание сеток вибросит. Условия возникновения: - неэффективная очистка ствола скважины; - применение некачественных буровых растворов
|
3086
|
3370
|
Сужение ствола скважины
|
Вследствие образования глинистой корки на границе скважина-порода
|
Давление и температура по разрезу скважины
районах распространения многолетнемерзлых пород встречаются интервалы с твердыми минеральными частицами, сцементированными только льдом, всю толщу таких пород перекрывают кондуктором, башмак которого устанавливается ниже границы мерзлоты не менее чем на 100 м в устойчивой породе с положительной температурой.
Давление гидроразрыва
https://studref.com/458106/tehnika/davlenie_gidrorazryva_plast
Цель бурения – эксплуатация газокондексатного пласта, с дальнейшим вскрытием продуктивных горизонтов БТ6
Графики совмещенных давлений
Горное давление
Давление гидроразрыва
Давление поглощения
Коэффициент аномальности
Коэффициент поглощения
Индекс давления гидроразрыва
Градиент гидроразрыва
Относительная плотность
Таблица . Расчет давлений и индексов давлений.
Интервал, м
|
|
 , МПа
|
 ,
МПа
|
МПа
|
|
|
|
|
|
0,00
|
100,00
|
0,99
|
1,90
|
1,48
|
1,48
|
1,01
|
1,51
|
1,509
|
1,10
|
1,11
|
100,00
|
260,00
|
2,57
|
4,94
|
4,32
|
3,85
|
1,01
|
1,51
|
1,696
|
1,10
|
1,11
|
260,00
|
440,00
|
4,34
|
8,18
|
6,60
|
6,52
|
1,01
|
1,51
|
1,530
|
1,10
|
1,11
|
440,00
|
650,00
|
6,41
|
12,38
|
9,92
|
9,63
|
1,01
|
1,51
|
1,557
|
1,10
|
1,11
|
650,00
|
970,00
|
9,57
|
19,42
|
16,85
|
14,37
|
1,01
|
1,51
|
1,773
|
1,10
|
1,11
|
970,00
|
1290,00
|
12,73
|
25,50
|
22,17
|
19,11
|
1,01
|
1,51
|
1,754
|
1,10
|
1,11
|
1290,00
|
1370,00
|
13,52
|
27,26
|
19,41
|
20,29
|
1,01
|
1,51
|
1,446
|
1,06
|
1,07
|
2240,00
|
2660,00
|
26,25
|
36,92
|
30,82
|
39,40
|
1,01
|
1,51
|
1,182
|
1,06
|
1,07
|
2660,00
|
3088,00
|
30,47
|
47,19
|
42,58
|
45,74
|
1,01
|
1,51
|
1,407
|
1,06
|
1,07
|
3088,00
|
3095,00
|
19,50
|
47,36
|
39,67
|
38,56
|
0,64
|
1,27
|
1,308
|
1,06
|
0,68
|
3096,00
|
3134,00
|
20,50
|
28,17
|
26,06
|
39,54
|
0,67
|
1,29
|
0,848
|
1,06
|
0,71
|
3134,00
|
3144,00
|
30,81
|
28,41
|
29,07
|
46,43
|
1,00
|
1,51
|
0,944
|
1,06
|
1,06
|
3144,00
|
3224,00
|
28,00
|
30,33
|
29,69
|
45,24
|
0,89
|
1,43
|
0,940
|
1,06
|
0,94
|
3324,00
|
3279,00
|
32,13
|
29,25
|
30,05
|
48,42
|
1,00
|
1,51
|
0,935
|
1,06
|
1,06
|
3279,00
|
3329,00
|
16,50
|
30,45
|
26,60
|
38,52
|
0,51
|
1,18
|
0,01
|
1,06
|
0,54
|
Конструкция скважины
Цель бурения – эксплуатация нефтегазоконденсатных залежей (продуктивные горизонты 3088-3095 и 3096-3134)
Газовые и газоконденсатные скважины имеют ряд особенностей:
- давление газа на устье близко к забойному, что требует обеспечения наибольшей прочности труб в верхней части колонны;
- небольшая величина вязкости газа обусловливает его высокую проникающую способность, что повышает требования к герметичности резьбовых соединений и затрубного пространства.
- интенсивный нагрев обсадных колонн приводит к возникновению дополнительных температурных напряжений на незацементированных участках колонны. Учет этих явлений требуется при расчете их на прочность.
- возможность газовых выбросов в процессе бурения требует установки соответствующего противовыбросового оборудования;
- длительный срок эксплуатации и связанная с ним возможность коррозии эксплуатационных колонн требует применения антикоррозионного покрытия и пакеров.
Общие требования, предъявляемые к конструкциям газовых и газоконденсатных скважин:
- прочность конструкции в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонной и цементного кольца в затрубном пространстве;
- качественное разобщение всех горизонтов, и в первую очередь, газонефтяных пластов, являющихся объектом самостоятельной разработка с возможностью их раздельной эксплуатации;
- максимальное использование пластовой энергии газа для его транспортировки по внутрипромысловым и магистральным газопроводам.
В конструкции скважины на основании геологических данных принимаются следующие типы обсадных колонн:
Кондуктор – для перекрытия верхних интервалов ММП, предотвращения размыва устья скважины, установки противовыбросового оборудования;
Промежуточная колонна – для неустойчивых горных пород, разобщения зон осложнений и несовместимых по условиям бурения. Определяется условиями безопасного бурения скважины открытым стволом, интервал которого может достигать 2500-3000 м. Она предназначена для перекрытия пластов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.).
Эксплуатационная колонна – для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Колонна предназначена для извлечения пластового флюида на поверхность. Определяется глубиной залегания продуктивного пласта.
Глубина спуска кондуктора с учетом криолитозоны и интервалов совместимых условий бурения составит 650 м.
Глубина спуска промежуточной колонны с учетом зон поглощения составаить 1350 м. Расчет минимально допустимой глубины спуска промежуточной колонны из условия предотвращения гидроразрыва пород при закрытии устья в случае возможного открытого фонтанирования продуктивных горизонтов при полном замещении скважинной жидкости пластовым флюидом производится формуле:
Где  пластовое давление в кровле продуктивного пласта с минимальной
плотностью флюида;
 – давление на устье пласта
 - градиент гидроразрыва пород у башмака кондуктора
 – глубина кровли продуктивного пласта с минимальной плотностью флюида, м
|
Скачать 122.37 Kb.