Практика Северо-Даниловское. Отчет о прохождении практики (учебной, производственной, преддипломной)
 Скачать 1.57 Mb.
|
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ2.1 Стратиграфия Стратиграфическая характеристика разреза приводится по данным глубокого бурения скважин на месторождении, площадях Верхнечонской (скв. 24, 125, 150), Усть-Непской (скв. 192), Чангильской (скв. 188), Буриндинской (скв. 1), а также по материалам геологической съемки ИГУ масштаба 1:200000, ВСГУ – 1:50000. В строении осадочного чехла района принимают участие породы палеозоя и кайнозоя. Породы кристаллического фундамента вскрыты в 14 скважинах, из 28 пробуренных на Северо-Даниловской площади (кроме скв. 2, 21, 30, 64). Породы фундамента сложены гранитами, гранитогнейсами, хлористовыми сланцами, гранодиоритами. Верхняя часть фундамента в результате длительного перерыва в осадконакоплении, сложена гетерогенными образованиями коры выветривания, мощностью по данным ГИС до 6 м. По ГИС породы характеризуются высокими значениями БК, НГК, низкими – АК. Вскрытая толщина фундамента от 13 м (скв. 3) до 57 м (скв. 10). Отложения свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента. Непская свита V2n – залегает непосредственно на породах кристаллического фундамента, сложена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Литологически разрез подсвиты неоднороден. Пласты песчаников преобладают в нижней части разреза, толщина их непостоянная, закономерности в их распространении по площади не установлены. В разрезах скважин 144, 3, полностью отсутствуют терригенные отложения, а в последней – значительная часть преображенского горизонта. Это объясняется наличием локальных выступов фундамента, где породы непской свиты не отлагались, или наличием тектонических нарушений в районе скв. 144. Толщина непской свиты изменяется от 0 скв. 144, 3 до 60-64 м скв. 13, 70. Сокращение толщины происходит в северо-восточном направлении. Катангская свита V2kat – сложена тонким ритмичным переслаиванием доломитов, доломитов глинистых, доломито-ангидритов, реже – ангидритов, аргиллитов, серых, коричневато- и темно-серых. Нижняя граница свиты проводится по подошве пласта доломитов преображенского горизонта. На диаграммах ГИС этот пласт характеризуется повышенными значениями КС, низкой гамма активностью и является региональным геофизическим репером М2. Толщина горизонта от 5 до 20 м. В скв. 144 Даниловской площади из преображенского горизонта при испытании получен промышленный приток газа. Толщина катангской свиты на Северо-Даниловской и близлежащих Чангильской, Усть-Непской, Верхнечонской (скв. 124, 125, 150) площадям довольно постоянна и составляет 80 – 84 м. Сокращенная толщина отмечается в центральной части Даниловской площади в районе скважин 144, 3 (до 72–65 м). Тэтэрская свита V2tt – сложена ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, доломитов глинистых серых, темно-и коричневато-серых. В верхней части свиты выделяется устькутский продуктивный горизонт. Горизонт сложен доломитами серыми, мелко-среднекристаллическими, пористыми, участками глинистыми и кавернозными. Горизонт разделен глинистой перемычкой на два пласта – верхний толщиной 22-30 м и нижний толщиной – 18-26 м. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве пласта массивных доломитов толщиной – 10-13 м, имеющих высокое сопротивление и низкие значения гамма активности (геофизический репер «М3»). Верхняя граница свиты проводится по смене доломитов тонкослоистых, доломитами и пластами каменной соли подосинской части разреза усольской свиты. Без существенного изменения вещественного состава и толщин тэтэрская свита прослеживается на значительной территории Непского свода. Толщина ее на Даниловской и близлежащих площадях изменяется от 127 до 140 м. Толщина тэтэрской свиты на Северо-Даниловской площади составляет 234-277 м, сокращенная до 201-192 м отмечается в скважинах 144, 3 Подразделяется на нижний, средний, верхний отделы. Усольская свита Є1us – сложена переслаиванием каменных солей, доломитов, известняков, доломито-ангидритов. Каменная соль серая, розовая, прозрачная, крупнокристаллическая. Известняки и доломиты светло-серые, плотные, участками кавернозные, засолоненные и глинистые. В нижней части свиты (в 28-30 м) от ее подошвы залегает продуктивный осинский горизонт, сложенный известняками с подчиненными прослоями доломитов. Толщина горизонта на Даниловской площади изменяется от 20 (скв. 4) до 49 м (скв. 8). Наибольшая толщина отмечается в ее юго-восточной части – в районе скв. 8, 9, 13, 55, 56, 70 (42-49 м). Подосинская часть усольской свиты, толщиной 20-30 м, сложена каменными солями с прослоями карбонатных пород. По ГИС породы свиты характеризуются чередованием высоких и низких значений геофизических параметров. Суммарная толщина прослоев каменной соли в разрезе усольской свиты по данным ГИС по отдельным скважинам изменяется в диапазоне от 100-170-200 до 230 м (скв. 17). Толщина усольской свиты в скважинах, где отсутствуют пластовые интрузии траппов в этой части разреза составляет 320-380 м (скв. 144, 5, 4, 14, 18, 56, 10). По остальным скважинам (1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 11, 13, 15, 16, 17, 20, 21, 22, 30, 55, 70) за счет влияния траппов толщина усольской свиты увеличивается до 413-449 м (толщина интрузий 60-129 м, приурочены они к различным частям усольской свиты). Бельская свита Є1веl – по литологическим признакам отложения свиты подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. Ввиду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются. Нижне-среднебельская подсвита Є1 веl1-2 – представлена доломитами и известняками с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. В подошве подсвиты выделяется перспективный христофоровский горизонт толщиной – 70-95 м. В верхней части подсвиты выделяется перспективный атовский горизонт, кровля которого совпадает с кровлей подсвиты. Толщина горизонта 50-55 м. По ГИС отложения подсвиты характеризуются однозначно – высокими значениями и средними значениями ГК, НГК. В разрезе подсвиты в пяти скважинах на Северо-Даниловской площади прослеживаются пластовые интрузии долеритов, приуроченные к различным частям разреза. В скв. 10 траппы залегают в кровле подсвиты (толщина 47), в скв. 18, 56 – в подошве (толщина соответственно 110 и 187 м) и в скв. 144, 14 –в 66-68 м от кровли (толщины соответственно 90 и 52 м). Толщина подсвиты изменяется от 174 м (скв. 56), - 204 м (скв. 22) и до 234-280 м по остальным скважинам. Толщины подсвиты приводятся за вычетом толщин трапповых тел. Верхнебельская подсвита Є1веl3 - представлена переслаиванием каменной соли белой розовато-серой, кристаллической, доломитов и известняков светло-серых, коричневато-серых, мелкозернистых, прослоями глинистых, ангидритизированных, засолоненных. Толщина подсвиты - 154 м. Толщина бельской свиты от 399 м до 412 м. Булайская свита Є1 вl – сложена монотонной толщей доломитов серых, темно-серых, темно-коричневато-серых, массивных, участками трещиноватых. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт. Толщины свиты на площади изменяются от 79 до 96 м. Ангарская свита Є1аng – сложена в нижней части преимущественно каменными солями, доломитами, в верхней части – доломитами, доломито-17 ангидритами. Соль бледно-розовая, серая, прозрачная, кристаллическая, массивная, нередко с прослоями глинистого материала. Доломиты серые, зеленовато-серые, средне-мелкокристаллические, массивные, трещиноватые, участками глинистые, засолоненные. В средней части галитовой пачки выделяются пласты солей, обогащенные калием (карналлиты, сильвин-карналлиты), толщина их от нескольких до 61 и более метров. В скважине № 5 в низах отложений ангарской свиты наблюдается пластовая интрузия траппов. Траппы, толщиной 87 м, залегают непосредственно на породах булайской свиты. Толщина ангарской свиты на Даниловской площади меняется в широких пределах – от 205 до 453 м, толщина соленосной части разреза свиты также непостоянная, изменяется от нуля (скв. 15) до 220-270 м (скв. 3, 10, 6, 55, 70 и др.). Нижний – средний отделы – Є1-2 Литвинцевская свита Є1-2lt – сложена преимущественно известняками, реже доломитами и глинистыми доломитами. Породы светло-окрашенные, мелкозернистые, брекчированные, участками окремненные и трещиноватые. Толщина свиты 58-80 м. Средний – верхний отдел Є2-3 Верхоленская + илгинская свиты Є2-3vl+il – представлены переслаиванием мергелей и аргиллитов шоколадно-коричневых, серых, зеленовато-серых, плотных с алевролитами голубовато-зеленовато-серыми, плотными песчаниками зеленовато-серыми. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых, волокнистых. По ГИС отложения характеризуются однородными низкими значениями КС и повышенными ГК. Вскрытые скважинами толщины отложений по площади изменяются от нуля до 37-422 м. Толщина свиты меняется в широких пределах ввиду различной глубины эрозионного среза. Можно сделать вывод, что глубина вскрытия пород фундамента изменяется от 1764 (скв. 4) до 2058 м (скв. 13). Разница между толщинами осадочных пород и глубиной вскрытия фундамента зависит от альтитуды скважин и толщины трапповой интрузии, которая наблюдается в большинстве скважин на Даниловской и соседних площадях в различных частях разреза (усольская, бельская, ангарская свиты). 2.2 Тектоника Северо-Даниловское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на юго-западном склоне Непского свода, входящего в состав Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА). Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса материалов, полученных по результатам проведенных геолого-съёмочных, структурно-картировочных различных видов геофизических исследований и глубокого бурения (рисунок 2). Разрез верхней части земной коры в пределах рассматриваемой территории подразделяется на два структурных яруса: нижний – фундамент платформы и верхний – осадочный чехол. Нижний допалеозойский ярус, представлен кристаллическими и метаморфическими породами, разбитыми на отдельные блоки зонами глубинных разломов. Изученная часть Непско-Ботуобинской антеклизы характеризуется неглубоким залеганием кристаллического фундамента. В пределах Даниловской площади наиболее низкие абс. отметки поверхности фундамента отмечаются в её юго-западной части и составляют – 1603-1609 м (скв. 70, 5). На фундаменте сформировалась кора выветривания пород, из-за не повсеместного распространения по площади, толщиною 10-20 м в скв. 17, 70. По генезису кора выветривания – остаточная, оставшаяся на месте залегания коренных пород.  Рисунок 2 Обзорная структурно-тектоническая карта В центральной части Северо-Даниловского месторождения в разрезах скв. 144 и 3 полностью отсутствуют отложения непской свиты, что связано с наличием на этих участках локальных эрозионных выступов кристаллического фундамента, а также влиянием тектонических нарушений. Солевой структурный комплекс охватывает отложения от надосинской части усольской свиты до литвинцевской свиты включительно (не в полном объёме). Строение комплекса имеет значительно более сложное строение, чем нижележащего подсолевого комплекса. На всех уровнях соленосных отложений строение поверхности совершенно, отлично от структуры всей подсолевой толщи. В галогенно-карбонатных отложениях усольской, бельской и ангарской свит фиксируются проявления соляной тектоники, выраженные в перераспределении толщины каменной соли на фоне стабильных истинных толщин пластов доломитов, первичное залегание которых было нарушено во время соляного тектогенеза. Таблица 2.1 – Литологическая характеристика разреза
2.3 Нефтегазоносность Северо-Даниловское месторождение находится в пределах Непско–Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено–Тунгусской нефтегазоносной провинции, где открыт ряд месторождений нефти и газа: Марковское, Ярактинское, Аянское, Верхнечонское, Дулисьминское, Пилюдинское, Даниловское (Иркутская область), Чаяндинское, Талаканское, Хотого–Мурбайское, Среднеботуобинское, Тас–Юряхское, Иреляхское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское, Иктехское (Саха-Якутия). Продуктивные горизонты всех этих месторождений находятся в подсолевом комплексе пород нижнего кембрия. В терригенной толще непской свиты выделяется два песчаных пласта коллектора. Нижний пласт, залегающий накоре выветривания фундамента, имеет практически повсеместное распространение, за исключением выступов фундамента, где терригенные отложения отсутствуют. Мощность пласта закономерно сокращается в северо-западном направлении от 8 м до 0-2 м (скв. №№ 16, 11). Литологический состав пород представлен сложным переслаиванием гравелитов, гравелитистых и гравелитовых песчаников с неоднородным гранулометрическим составом, алевролитов и аргиллитов. Большая часть пород весьма плохо отсортирована, преобладают неокатанные и полуокатанные обломки. От вышележащего песчаного пласта он отделен пачкой глинисто-алевролитовых пород, выклинивающихся от 8 до 0 м в северо-западном направлении.Верхний пласт также имеет практически повсеместное распространение, выклиниваясь локально на выступах фундамента и регионально в западном и юго-западном направлениях. Максимальная мощность его установлена на юго-востоке и севере площади и составляет соответственно 6–7,5 м. Пласт сложен преимущественно кварцевыми, хорошо отсортированными, мелко-среднезернистыми песчаниками. Сверху он перекрыт пачкой глинисто-алевролитовых пород, сокращающихся в северном направлении от 33 до 24 м и далее до 15 м. Формирование пород-коллекторов терригенной толщи Даниловского месторождения происходило в фациальной обстановке делювиально-пролювиального типа. Отмечено, что лучшие породы-коллекторы приурочены к обрамлению останцовых холмов и полосовидно по склону к участкам с повышенными скоростями временных пелеопотоков. По разрезу они тяготеют, в основном, к нижним и средним частям гравелито-песчаных отложений. На формирование порового пространства отрицательное влияние оказали не только седиментационные факторы, но и постседиментационные процессы. Зона с повышенными значениями засолонения (5 %) установлена вокруг останцовых поднятий и прослеживается полосообразно в юго-восточном направлении (скв. 17, 18, 22, 6, 7, 13). Небольшие ограниченные линзы улучшенных коллекторов вскрыты скв. 11 и 18, в них получены полупромышленные притоки, соответственно, газоконденсата и нефти с газом, причем в обеих скважинах зафиксировано падение дебитов и пластовых давлений. Эффективная мощность коллектора по данным ГИС находится в интервале 6 – 10,4 м, пористость эффективных прослоев 8 – 16 %. Более значительная, по–видимому, литологически экранированная газоконденсатная залежь вскрыта скв. 7 в верхнем пласте песчаников. Эффективная мощность составила 6,8 м, пористость 15 %. При испытании был получен промышленный приток газа дебитом 222,7 тыс. м3/сут и газоконденсата дебитом 29 м3/сут на штуцере 12,7 мм. Скважинами 10, 14 в нижнем пласте песчаников был вскрыт водонасыщенный коллектор. Дебиты пластовой воды составили от 0,8 до 27 м3/сут. В скв. 5 по данным ГИС был выделен коллектор с эффективной мощностью 5 м и пористостью 8 %, но, к сожалению, испытан не был. В подошве катангской свиты залегает преображенский горизонт, сложенный доломитами различных генетических типов: органогенных, хемогенных, обломочных. Преимущественным развитием пользуются его органогенные разности, представленные микрофитолитовыми доломитами. Мощность горизонта меняется от 14 м (скв. 6, 8) до 17 – 18 м (скв. 1, 11). В скв. 3 горизонт отсутствует, а в скв. 144 он залегает непосредственно на выступе кристаллического фундамента, сокращаясь в мощности до 12 м. Породы преображенского горизонта претерпели перекристаллизацию и выщелачивание, обусловившие наличие порового пространства. Отрицательное влияние на емкостно-фильтрационные характеристики горизонта оказали засолонение и отчасти ангидритизация, карбонатизация, пиритизация. Совокупность этих процессов и создала наблюдаемый в настоящее время сложный тип коллектора. Средняя величина открытой пористости преображенского горизонта изменяется от 2,6 – 3,2 % (скв. 8) до 13,8 % (скв. 144). Лучшие породы–коллекторы расположены в верхней части разреза. Это коллекторы порового, трещиновато–порового типов. Нефтегазоносность преображенского горизонта доказана в скв. 144, из которой получен приток газоконденсата дебитом 11,8 м3/сут и газа дебитом 69,08 тыс. м3/сут на штуцере 8 мм. Основным продуктивным горизонтом Даниловского месторождения является устькутский, расположенный в прикровельный части тэтэрской свиты. Подстилают его глинистые и ангидритовые доломиты, а перекрывают каменные соли. По литологическому составу горизонт подразделяется на два пласта: верхний (УК-I) и нижний (УК-II), разделенные 5–7 м пачкой глинистых и ангидритовых доломитов. В отличие от преображенского горизонта нижний устькутский пласт сложен доломитами преимущественно водорослевыми с прослоями микрофитолитовых, органогенных–обломочных и хемогенных. Мощность пласта 20–24 м. Формирование отложений нижнего пласта происходило в условиях мелководной фациальной обстановки с повышенной соленостью и спокойными гидродинамическими условиями. В этих условиях на палеоотмелях и банках развивались сине-зеленые водоросли, в итоге сформировавшие органогенные постройки биогермного типа. На формирование пустотного пространства ведущее значение имели седиментационные и диагенетические преобразования, что привело к формированию смешанного типа коллекторов и их локальной линзообразной форме залегания. Фильтрационно-емкостные свойства горизонта по площади меняются в довольно широких пределах. Открытая пористость изменяется от долей до 22 %, в среднем от 0,65 до 8 %, межзерновая проницаемость от 0 до 15·10–15 м2, редко более. Эффективная мощность изменяется от 0 до 15 м. Максимальные значения установлены в скважинах 3, 5, 20 и 144. Участки распространения доломитов с пористостью менее 2,55 совпадают с участками интенсивного засолонения пород. Установлено два разобщенных, гидродинамически не связанных между собой продуктивных участка – центральный и западный, ограниченные зонами интенсивно засолоненных пород. В пределах центрального участка притоки нефти получены в скважинах 144, 3, 20. Максимальный дебит нефти получен в скв. 3 на штуцере 15,3 мм и составил 388,8 м3/сут. Притоки пластовой воды дебитом от 5,46 до 88 м3/сут получены в скв. 15 и 30. Западный нефтенасыщенный участок выявлен в скв. 5, где был получен приток нефти дебитом 79,5 м3/сут на штуцере 6 мм. Верхний устькутский пласт мощностью 27–32 м сложен преимущественно микрофитолитовыми органогенно-обломочными и хемогенными, часто глинистыми доломитами. Прослои с водорослевыми остатками в сравнении с нижним пластом маломощны и имеют бедный видовой состав. По сравнению с нижним пластом, в верхнем в меньшей степени проявились процессы перекристализации, выщелачивания, засолонения. Пустотное пространство представлено порами и кавернами выщелачивания, реже порами перекристаллизации и остаточными седиментогенными. Открытая пористость изменяется от долей до 15 % в среднем 1,4–5,1 %, межзерновая проницаемость от 0 до 8·10-15 м2. Эффективная мощность изменяется от 1 до 16 м, наибольшие значения характерны для разрезов скв. 3, 5, 10, 14, 20, 144. Преобладающий тип коллектора трещинно-поровый, трещинно-каверново-поровый и трещинный.Промышленный приток нефти (14,5 м3/сут) получен лишь в скв. 3, незначительный приток в скв. 6 (0,095 м3/сут). В нижней части усольской свиты залегает осинский горизонт. Мощность его закономерно увеличивается в юго-восточном направлении от 26 м (скв. 15) до 49 м. Горизонт сложен известняками с редкими прослоями доломитов, которые залегают в средней и нижней частях разреза или присутствуют в виде маломощных пластов по всему разрезу. Верхняя часть горизонта представлена, в основном, хемогенными, глинистыми известняками с прослоями доломитов. Водорослевые известняки распространены ограниченно и развиты в середине разреза, образуя единое пластовое тело. Условия формирования горизонта по сравнению с нижележащими на площади более глубоководные. В формировании емкостно-фильтрационных свойств ведущую роль играет засолонение пород. Содержание соли в пустотном пространстве пород нередко достигает 20-40 %. Максимально засолонены породы средней пачки, совпадающие с водорослевыми известняками. Открытая пористость невысокая и изменяется от долей до 8,6 %, в среднем редко превышает 3-4 %. Продуктивность осинского горизонта установлена лишь в скв. 144, где получены незначительные (0,0164- 0,15 м3/сут) притоки нефти. Христофоровский горизонт, залегающий в низах бельской свиты, представлен переслаиванием известняков, доломитов, глинистых доломитов и ангидрито-доломитов. Горизонт проявил себя лишь незначительным притоком пластовой воды (0,37 м3/сут) в скв. 1. Северо-Даниловское месторождение многозалежное, в его разрезе выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в преображенском горизонте и в нижнем пласте устькутского горизонта катангской свиты. По залежам этих горизонтов сделан подсчет запасов нефти и газа. В отдельных скважинах притоки нефти и газа получены также из карбонатов осинского, верхнего пласта устькутского горизонтов и изпесчаников непской свиты. Разведанны залежи пластовые неактиклинального типа литологические с незначительным структурным контролем. Залежи характеризуются сложным строением резервуара в связи с невыдержанностью коллектора за счет изменения литологии пород и засолонения их порового пространства. Выявленные полевой геофизикой и бурением разрывные нарушения незначительной амплитуды (по вертикали до 15-20 м) контролируют залежи с разным насыщением пластовым флюидом (нефть, вода). Литологические ограничения и элементы тектонического экранирования залежей прослеживаются с разной интенсивностью во всех продуктивных горизонтах. Для терригенных отложений, залегающих в основании осадочного комплекса на породах кристаллического фундамента, контролирующим элементом является стратиграфический фактор – выклинивание продуктивного горизонта. Всего на Северо-Даниловском месторождении выявлено пять залежей УВ сырья, четыре из них связаны с нижним пластом устькутского горизонта, одна находится в доломитах преображенского горизонта. Залежи преображенского горизонта Преображенский горизонт залегает в основании осадочного карбонатно-солевого разреза в низах катангской свиты. С ним связана газоконденсатная залежь. Толщина пласта – 12-19 м, в районе скв. 3 он отсутствует. Подстилаютего глинистые породы непской свиты, перекрывают – глинисто-сульфатно-карбонатные отложения. Залежь газоконденсатная, со всех сторон литологически ограниченная, вскрыта скважинами 14, 17, 144. На севере, востоке и юге граница залежи определена по середине расстояния между скважинами, обнаружившими коллектор и скважинами, где коллектора нет. На западе и юго-западе, где нет скважин контур ее определен методом градиента уменьшения мощности коллектора между скважинами и проконтролирован симметричным его расположением относительно скважин 144 и 14. Коллектор образует один прослой в каждой скважине мощностью от 2,2 м до 12 м и занимает разное в разрезе горизонта положение – от кровли до подошвы. Площадь залежи составляет 39 км2, размеры 9×4,5 км. Толщина газонасыщенного коллектора равна 3,53 м. Находится она на моноклинальном склоне пород, воздымающимся в северо-восточном направлении, в зоне развития разломов северо-восточного простирания. Форма залежи в плане подчеркивает воздействие на ее конфигурацию разломов. Высота залежи - 70 м. Пластовое давление 17,85 МПа. Дебиты газа в скв. 144 на 8 мм штуцере составляли 69 тыс. м3/сут, конденсата 13 м3/сутки. Пластовая температура 24 0С. Произведен подсчет запасов газа категории С2. Залежи в нижнем пласте устькутского горизонта Устькутский горизонт залегает в прикровельной части тэтэрской свиты, сложен карбонатными породам, разделен глинисто-сульфатно-карбонатной перемычкой толщиной 7-10 м на два пласта. В нижнем из них бурением скважин установлены нефтяные залежи. Залежи в УК-II литологические тектонически-экранированные, пластовые, расположены в пределах структурного флексурообразного осложнения. Мало амплитудные тектонические нарушения, экранирующие залежи центральной части Даниловского месторождения, выявлены по данным сейсморазведочных работ и бурения, трассируются в устькутском горизонте с юго-запада на северо-восток.  Рисунок Профильный геологический разрез по линии скважин 5-64-22-3-6  Рисунок Профильный геологический разрез по линии скважин 15-144-20-30-6 В пласте выявлено 4 нефтяные залежи – три в центральной части месторождения и одна – на юго-западе. Ниже приводятся описания залежей, по которым произведен подсчет запасов нефти. Нефтяная залежь 1 - выявлена скважиной № 15 на севере месторождения. С запада, севера и востока она ограничена литологической границей замещения коллектора на плотные разности. В плане контур залежи совпадает с полем развития общего коллектора, кроме юга, где она ограничена разрывным нарушением с амплитудой ертикального смещения около 15 м. Литологический контур залежи на востоке проведен по середине между скважинами, вскрывшими коллектор и не выявившими его, а на севере и западе – по градиенту изменения толщины коллектора. Размер ее 3×4 км, площадь 7,75 км2, высота – около 26 м, водонефтяной контакт, определен по данным ГИС и результатам испытания на абс. отметке минус 1340 м. Залежь структурно-литологическая с тектоническим ограничением на юге, пластовая. В скв. 15 коллектор состоит из 2-х пропластков толщиной 1,2 и 2,0 м (общей толщиной -3,2 м), разделенных непроницаемым интервалом пород. Верхний пропласток нефтенасыщенный, нижний – водоносный. Залежь водоплавающая, поэтому в ней выделена одна водонефтяная зона. Запасы нефти подсчитаны по категории С2. Нефтяная залежь 2 - расположена к югу от первой, с севера и юга ограничена разрывными нарушениями амплитудой по вертикали до 15 м. С запада и востока контурами залежи служат литологические границы замещения коллекторов на плотные разности пород. Залежь пластовая, структурно-литологическая, водоплавающая, размером 3,5×2,5 км. Площадью 9,75 км2, высотой 22 м, выявлена скв. 144. Коллектор в скважине обнаружен виде двух пропластков, расположенных в прикровельной и приподошвенной части разреза, толщиной 8,6 м и 8,2 м соответственно, разделенных шестиметровой толщей плотных пород. В нижней части коллектор (2,2 м) заполнен водой, ВНК определен на абс. отметке минус 1322 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина определена в 4,8 м. Пластовые: давление 16,9 МПа, температура 21 0С. Дебит нефти достигал 15 м3/сутки (после солянокислотной обработки пласта). Запасы нефти по этой залежи подсчитаны по категории С2. Зона водонефтяная. Нефтяная залежь 3 - пластовая, структурно-литологическая, на севере экранирована тектоническим нарушением. Она самая большая по площади и количеству запасов нефти. С запада, юга и востока она ограничена линией литологического замещения коллекторов непроницаемыми разностями пород (полностью засолоненными и вторично-измененными) [15]. На юго-востоке ограничена контуром ВНК на абсолютной отметке минус 1336 м, на севере –разрывным нарушением, простирания северо-восточного с амплитудой вертикального смещения до 15 м. Размер залежи 9×6 км, площадь 43,375 км2, высота 29 м. Изучена залежь в 3-х скважинах (3, 20, 30). Суммарная нефтенасыщенная толщина коллектора в этих скважинах равна соответственно 14,2 м, 9,6 м, 2,5 м. Коллектор залегает в верхней части пласта в виде прослоев толщиной от 0,8 м до 12,6 м. В скважинах 20 и 30 обнаружены водонасыщенные прослои коллектора суммарной толщиной по 5,0 м. На основании этих данных в залежи выявлена чисто нефтяная зона площадью 10,375 км2 и водонефтяная зона. По первой произведен подсчет запасов нефти по категории С1. В этой залежи находится наиболее высокодебитная скв. 3, с притоками нефти 65-130 м3/сутки (по данным ПЭ). Пластовое давление 17,4 МПа, пластовая температура 21 оС. Перечисленные залежи гидродинамически разобщены: имеют разные отметки ВНК и разные пластовые давления. Нефтяная залежь 4 - находится на юго-западе месторождения, обнаружена одной скважиной 5. Залежь литологически ограниченная со всех сторон. Контур ее проведен на середине расстояния между скважинами 5 и 64, 5 и 10 на севере и востоке. На юге и на западе граница залежи определена с использованием градиента изменения толщины коллектора, определенного между названными скважинами. Размер залежи 6×2,5 км, площадь 13,25 км2, выявленная высота ее более 10 м. Скважиной вскрыт один интервал коллектора толщиной 7,6 м, залегающий в верхней половине пласта. При испытании устойчивый дебит нефти составлял 65,6 м3/ сутки через штуцер 6,0 мм при депрессии 4,43 МПа. Пластовое давление 19,8 МПа, пластовая температура – 26 оС, что дало возможность по залежи 4 вычленить нефтяную зону для подсчета запасов нефти категории С1 – круг радиусом 0,6 км, вписанный в поле развития нефтенасыщенного коллектора, и зону для подсчета запасов нефти категории С2, занимающую остальную площадь коллектора. На основании вышесказанного можно сделать вывод, что в разрезе Даниловского месторождения установлена нефтегазоносность песчаников непской свиты, карбонатных горизонтов тэтэрской (преображенский, устькутский) и усольской (осинской) свит. Все выявленные залежи нефти и газа в пределах месторождения – пластовые, литологически экранированные. 3. КОНСТРУКЦИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН Направление диаметром 426,0 мм спускается на глубину 150 м с целью закрепления приустьевой части скважины от размыва буровым раствором, предотвращения поглощений и обрушения стенок скважины, а также для обеспечения циркуляции жидкости; цементируется до устья тампонажным раствором плотностью 1850 кг/м³ предусматривается приготавливать на основе цемента ПЦТ I-50 (ГОСТ 1581-96). Кондуктор диаметром 323,9 мм спускается на глубину 610 и предназначен для разобщения верхних интервалов разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов и предохранения их от загрязнения, перекрытия возможных зон поглощения, монтаж противовыбросового оборудования. Кондуктор цементируется до устья в интервале 500 - 610 м цементным раствором плотностью 1850 кг/м³ на основе цемента ПЦТ I-50; в интервале 500 – 0 м цементным раствором плотностью 1560 кг/м³ на основе цемента ПЦТ III-Об (5)-50. Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия недопущения гидроразрыва пород у башмака в случае возможных ГНВП при бурении под промежуточную колонну. Глубина спуска кондуктора определяется по формуле:  , (1)где Pу – максимальное ожидаемое давление на устье во время возможного газопроявления из осинского горизонта при закрытом устье скважины, кгс/см²; Pпл- пластовое давление, Pпл = 1548·0,146 = 226 кгс/см²; Нкр- глубина кровли проявляющего пласта, Hкр = 1548 м; λ - градиент давления гидроразрыва пород на глубине башмака, λ=0,179 (кг/см²) на 1 м. По опыту бурения и опробования скважин на данной и соседних площадях, учитывая слабо выраженные коллекторские свойства карбонатных пород осинского горизонта, и как следствие - небольшие дебиты пластового флюида, при расчете согласно п.п. 4.4. «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», максимальное ожидаемое давление на устье во время возможного нефтегазоводопроявления при закрытом устье на кондукторе принимать не выше 16 кг/см². Согласно проведенных расчетов принимается глубина 610 м. Промежуточная колонна диаметром 244,5 мм устанавливается от устья до глубины 1604 м с целью перекрытия трещиноватых, кавернозных пород и соленосных отложений в ангарской, бельской и усольской свитах, возможных газонефтеводопроявлений из продуктивных горизонтов этих свит, а также осинского горизонта с возможным АВПД. Башмак промежуточной колонны устанавливается в кровле тэтэрской свиты. На промежуточной колонне устанавливается ПВО. Промежуточная колонна цементируется в две ступени, подъем цемента до устья. В интервале 1604-1100 м - цементным раствором плотностью 1830 кг/м³ на основе цемента ПЦТ I-50; в интервале 1100 – 0 м цементным раствором плотностью 1560 кг/м³ на основе цемента ПЦТ III-Об (5)-50. Минимально необходимая глубина спуска промежуточной колонны определяется из условия недопущения гидроразрыва пород у башмака в случае возможных ГНВП при бурении под эксплуатационную колонну. Принятая глубина спуска промежуточной колонны 1604 м обусловлена необходимостью полного перекрытия соленосных толщ, осинского горизонта с возможным АВПД и установкой башмака в плотных доломитах тэтэрской свиты. Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм устанавливается от устья до проектной глубины 1860 м с целью надежной изоляции продуктивных горизонтов и проведения их раздельного испытания. Эксплуатационная колонна цементируется в две ступени, подъем цемента до устья. В интервале 1860-1510 м - цементным раствором плотностью 1900 кг/м³ на основе цемента ПЦТ I-G-CC-2; в интервале 1510 – 0 м цементным раствором плотностью 1830 кг/м³ на основе цемента ПЦТ I-50.  Рисунок 2.1 Совмещенный график пластовых давлений и давлений гидроразрыва Таблица Конструкция разведочной скважины
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||