Западная прорва. Проект разведочных работ месторождения западная прорва
 Скачать 119.18 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН АТЫРАУСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА  Нефтегазовый факультет Кафедра «Геология и геофизика» КУРСОВАЯ РАБОТА На тему: ПРОЕКТ РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНАЯ ПРОРВА Шифр и наименование специальности: 5В070600»Геология и разведка месторождении полезных ископаемых» Выполнил: студент ГиР-16р/о Сойнов Г.В. Проверила: профессор Нурсултанова С. Атырау 2019 г. Факультет нефтегазовый Кафедра «Геология и геофизика» «Утверждаю» зав.кафедрой__________Нурсултанова С.Н. (Ф.И.О) «___» _________ 2019 г. ЗАДАНИЕ на курсовое проектирование
Исходные данные проекта (работы)
Список рекомендованной литературы Пермяков И.Г. Нефтегазопромысловая геология и геофизика Жданов М.А. Основы промысловой геологии нефти и газа Иванов М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождении нефти и газа Каналин В.Г., Ованесов М.Г. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождении Бакиров Э.А. Геология нефти и газа Справочник месторождении нефти и газа Казахстана. Под редакцией Абдуллина А.А. и Воцалевского Э.С. Сметная документация проектируемой месторождении Перечень графического материала
Дата выдачи задания: « »2019г. Руководитель проекта (работы): профессор Нурсултанова С.Н Задания принял к исполнению: « » 2019г Студент: ______________________ Содержание I.Геологическая часть 1.1. Общие сведения о районе работ 1.2. Геолого-геофизическая изученность 1.3. Стратиграфия и литология характеристика площади 1.4. Тектоника 1.5. Нефтегазоносность 1.6. Гидрогеологическая характеристика 1.7. Предварительная оценка ресурсов нефти. 2. Методическая часть 2.1. Обоснование необходимости постановки поискового бурения. 2.2. Системв рвзмещения поисковых и разведочных скважин 2.3. Отбор керна и шлама 2.4. Промыслово-геофизические исследования 2.5. Опробование , испытание и исследования скважин на продуктивность 2.6. Лабораторные исследования Заключение I.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1. Общие сведения о районе работ Месторождение Запaднaя Прорва это газонефтяное месторождение расположенное в юго-восточной части Южно-Эмбинского нефтеносного районa. Площадь Западной прорвы по административному делению входит в состав Жылыйского района Атырауской области Республики Казахстан. Oбластной центр Атырау нахoдится в 250 км на северо-запад от плoщади прoектируемых работ. Близлежайшим населенным пунктом к месторождению является рабочий поселок Саргамыс, расположенный в 20-25 километрах. Сообщения с населенными пунктами происходит по грунтовым дорогам, труднопроходимым для автотранспорта в осенне-весенний период года. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах -25,0 – -27,0 м. Флора скудная, представителями являются солончаки и злаково-пустынная ассоциация. Реки, болота, озера, водотоки и хранилища отсутствуют и источники пресной воды отсутствуют. Климат района месторождения резко континентальный холодной малоснежной зимой и с сухим жарким летом. Летом температура колеблется в пределах +38-+42оС, а зимой достигает -42оС. В течение года в направление ветров преобладает юго-восточное. 1.2. Геолого-геофизическая изученность В 1930 году началось геологическое изучение района прорвы. К первым фактическим материалам приурочены результаты маятниковых наблюдений, проведенные в период с 1930 по 1936 года на территории юго-восточной части Прикаспийской впадины. В результате этих наблюдений был выявлен региональный гравитационный максимум, названный чуть позже Южно-Эмбинским. В 1954 году конторой «Казахстаннефтегеофизика» проводилась гравиметрическая съемка (Попов Н.А., Тушканов Л.Я., Найденов В.А.) в районе Прорвы. В результате съемки была построена карта изоаномал в масштабе 1:200 000. По карте видно, что гравитационное поле в данном районе не имеет определенного характера, связанного с тектоническим строением. В 1960-1961гг сейсмической партией №19/60-61 конторы «Казахстаннефтегеофизика» (Ганеев Х.В. и Крашенинников Ю.А.) детально изучено геологическое строение структуры Прорва. В ее пределах установлено наличие Восточно-Прорвинского, Центрально-Прорвинского, Западно-Прорвинского поднятий и отмечено воздымание слоев в сторону гравитационного минимума Морской. По материалам съемки построена структурная карта по III отражающему горизонту в масштабе 1:50 000. В 1961-1962гг сейсмической партией 6-7/61-62 Гурьевской геофизической экспедицией треста «Казахстаннефтегеофизика» (Кабакова В.П) были продолжены работы с целью дальнейшего изучения прибрежной полосы Каспийского моря и прослеживания далее на запад наметившегося поднятия. По результатам проведенных работ построена структурная карта по III отражающему горизонту. На карте изогипсой минус 1925 м оконтурено Западно-Прорвинское поднятие или Западная Прорва и уточнена восточная часть поднятия Прорва Морская. В 1962-1963гг проведен дополнительный объем работ сейсмической партией 33/62-63 (Крашенинников Ю.А и Кулаков В.Н) Гурьевской геофизической экспедиции треста «Казахстаннефтегеофизика». В результате этого было более детально изучено геологическое строение Западно-Прорвинского поднятия и поднятия Прорва Морская. Построены структурные карты по III (подошва неокома) IV (подошва келловея) отражающим горизонтам, а также схематическая структурная карта по П1 (подсолевой) отражающему горизонту. По III отражающему горизонту Западно-Прорвинское поднятие оконтуривается изогипсой -1925м и в плане имеет форму, близкую к овалу. Амплитуда поднятия по профилю №87 составляет 30м, а размеры составляет – 5,3 х 3,1 км. На основании результатов сейсморазведки в 1962 году Западно-Казахстанским геологическим управлением начато глубокое разведочное бурение скважиной №22. За время разведки (по состоянию на 1/1Х-1972г) этим управлением пробурено 8 разведочных скважин: №№ 19, 22, 23, 24, 25, 30, 41, 44 общим метражом 19386 м и производственным объединением «Эмбанефть» пробурены скважины № 23 и 46. В 1972 г. ЦНИЛ объединения «Эмбанефть» (по состоянию изученности на 1/1Х-1972) были подсчитаны и утверждены ГКЗ СССР запасы нефти, газа и стабильного конденсата по верхне и среднеюрским горизонтам (протокол № 6792 от 27/ХП-1972г.) В 1978г с целью поисков залежей нефти и газа в пермотриасовых отложениях, на месторождении вновь было начато глубокое бурение. По состоянию изученности месторождения на 1.01.1978г на пермотриас были пробурены 3 скважины № 45, 49, 51 выявлены промышленные залежи, подсчитаны и утверждены ЦКЗ МНП СССР оперативные запасы нефти и газа по III-Т и VI-Т триасовым горизонтам (ранее II и III РТ) к приросту запасов по результатам бурения объединения за 1977г. В результате бурения скважин № 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62 ,63 в 1978-1981гг были уточнены контуры нефтегазоносности, характеристики залежей, пластовых жидкостей и газов. Установлено изменение в сторону уменьшения некоторых подсчетных параметров (площадей, мощностей и т.д.) В связи с завершением бурения и необходимостью составления проекта разработки месторождения на 1.06.1981г произведен оперативный пересчет запасов, показавший уменьшение ранее утвержденных запасов по III-Т и VI-Т триасовым горизонтам. Поэтому часть запасов по этим двум горизонтам, как не подтвердившая по результатам бурения, была списана по состоянию изученности на 1.06.81г (протокол ЦКЗ МНП №28 от 10/1Х-1981г.) По II-Т триасовому горизонту оперативные запасы нефти и газа подсчитаны и утверждены ЦКЗ МНП СССР по состоянию изученности на 1.01.1979г (к приросту запасов за 1978г) В 1977 году на месторождении было начато эксплуатационное бурение и разработка нефтяных залежей. По состоянию на 01.01.1984г ЦНИЛом ПО «Эмбанефть» выполнен подсчет запасов нефти и газа месторождения Западная Прорва, который был рассмотрен ГКЗ СССР. В 1988 году составлен проект разработки (КазНИПИнефть), согласно которому выделены 8 объектов разработки: 4 газовых и 4 нефтяных. По состоянию на 01.01.2002 г на месторождении пробурено всего 80 скважин, из них в действующем фонде числится 41, в консервации – 23, в ликвидации – 13, в бездействии -3. 1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика площади Разведочные и эксплуатационные скважины вскрыли отложения от палеогена до кунгурского яруса нижней перми. Эти осадки с поверхности с поверхности перекрываются отложениями четвертичного возраста. Стратиграфическое расчленение разреза, литология и геофизическая характеристика приводятся в средне-нормальном разрезе месторождения Западная Прорва При сопоставлении электрокаротажных диаграмм эксплуатационных и разведочных скважин устанавливается большое сходство с изученными разрезами месторождения Центральная и Восточная Прорва. Ниже приведено литологическое описание вскрытого разреза и его электрокаротажная характеристика. Пермская система – Р Нижний отдел – Р1 Кунгурский ярус – Р1к Наиболее древними отложениями, вскрытыми на месторождении, являются отложения кунгурского яруса. Вскрыты они 8 разведочными и эксплуатационными скважинами. В верхней части эти отложения представлены кепроком (гипс, ангидрит, переслаивающиеся с терригенными породами), в нижней - белой кристаллической солью. Максимальная вскрытая мощность кунгурского яруса составляет 149 м (скв .№51) Пермотриас (нерасчлененный) – РТ Литологически отложения представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с маломощными прослоями песков, известняков, мергелей и конгломератов. Глины черные, бурые, серые, иногда пестроцветные, плотные, жирные на ощупь, неизвестковистые. Песчаники серые и светло-серые, мелко- и среднезернистые, крепкосцементированные. Конгломераты серые, плотно сцементированные песчано-глинистым цементом. Пески серые ранозернистые, иногда глинистые. На электрокаротажной диаграмме отложения характеризуются сильно изрезанной кривой КС с сопротивлением до 20 Омм. В отложениях пермотриаса разрабатываются 3 промышленно-продуктивных горизонта (II-Т, III-Т и VI-Т триасовые). Вскрытая мощность пермотриасовых отложений по скважинам колеблется от 360м (скв..№58) до 502м (скв.№55) Отложения пермотриаса представлены верхним и нижним триасом. Среднетриасовые отложения в данном районе не выделяются. Нижний триас в свою очередь состоит из ветлужской и баскунчакской серий. Минимальные мощности отложений выделены в скважине №51, максимальные – в скважине №55. Они составляют соответственно для верхнего триаса 246-326м, нижнего – 108-180м. Юрская система – J Нижний отдел - J1 Литологически разрез представлен песками с пачками песчаников, алевролитов и глин. Пески серого и светло-серого цвета, разнозернистые, водоносные. Песчаники серые, крепко- и слабосцементированные, средне- и мелкозернистые, встречаются обуглившиеся растительные остатки и тонкорассеянный пирит. Глины алевритистые, реже чистые, серые и зеленовато-серые. На электрокаротажных диаграммах пачки водоносных песков характеризуются слабо дифференцированной кривой с низкими сопротивлениями (до 0,1 Омм). Мощность отложений колеблется от 79м (СКВ №53) до 126м (СКВ №58). Средний отдел J2 Литологический разрез представлен переслаиванием песчано-глинистых отложений. Пески и песчаники серые преобладают над глинистыми осадками. Глины и аргиллиты серые и темно-серые, часто углистые или с наличием тонких прослоев угля, много отпечатков флоры и растительного детрита. Разрез средней юры представлен отложений байоского и батского ярусов. Литологически они практически не отличаются и по каротажу разделяющую границу установить также трудно. Кровля средней юры нечеткая и выделяется условно по подошве VIII4 нижнекелловейского горизонта. К верхней части разреза приурочены два батских продуктивных горизонта – IX1 газовый и IX2 газонефтяной. На электрокаротажных диаграммах отложения представлены дифференцированной кривой с сопротивлениями в плотных песчаниках 8-11 Омм. Мощность по скважинам колеблется от 572 (СКВ.№60) до 598м (СКВ №304) Верхний отдел J3 Разрез представлен песчано-глинистыми отложениями келловейского и оксфордского ярусов и терригенно-карбонатными морскими отложениями волжского яруса. Мощность отложений колеблется от 406м (скв№28) до 444м (СКВ №52,73). Келловейский ярус J3k Представлен ритмичным переслаиванием песчаников с алевролитами и аргиллитами. Встречаются пачки песков. В нижней части разреза отмечаются глины стонким прослоями угля. Породы серые, темно-серые и буровато-серые. Мощность яруса 130м (СКВ № 81) – 152м (СКВ.№52). В келловейском ярусе выделяются три подъяруса: нижний, средний и верхний. Нижнекелловейский подъярус - J3k1 представлен пачкой песчаников с пропластками алевролитов, аргиллитов, иногда глин и тонких прослоев угля. По каротажу характеризуются сопротивлениями от 0,5 Омм против песков до 8 Омм в песчаниках. В средней части разреза и подошве подъяруса по каротажу выделяются две песчаные пачки, с которыми связана нефтегазоносность – это соответственно VIII3 нефтегазовый и VIII4 газовый горизонты. Мощность нижнего келловея колеблется от 57м (СКВ №81) до 83м (СКВ.№70) Среднекелловейский подъярус - J3k2 представлен также, в основном, песчаниками мелко- и среднезернистыми с прослоями алевролитов и аргиллитов, иногда глины с кажущимся сопротивлением 0,5-6 Омм. В подошве подъяруса по каротажу отмечается пачка песков, мощностью от 9,5 до 15м, представляющая собой VIII2 нефтегазовый горизонт. Мощность подъяруса изменяется по скважинам от 28м (СКВ №79) до 49м (СКВ.№50). Верхнекелловейский подъярус - J3k3 представлен, в основном, базальными песчаниками, прослоями аргиллтов и алевролитов. В верхней части появляются глины. В подошве подъяруса выделяется пачка песаных отложений, к ним приурочен VIII1 газовый горизонт. Мощность горизонта колеблется от 5м (скв№47)до 21,8м (скв№56). Кажущиеся сопротивления колеблются в пределах от 0,8 до 9 Омм. Мощность подъяруса составляет 25м (скв№86) – 42м (скв№58). Оксфордский ярус - J3о В нижней части яруса залегают глины серые, местами, зеленовато-серые с отпечатками флоры. Оксфордские глины в процессе бурения образуют большие каверны, благодаря чему являются хорошим репером при интерпретации каротажных диаграмм. Верхняя часть яруса представлена глинами с прослоями алевролитов и песчаников. Кажущееся сопротивление против глин равно 1,5-2 Омм против песчаников повышается до 8 Омм. Мощность по скважинам колеблется от 29м (скв№79) до 44м (СКВ.№28). Волжский ярус - J3v Ярус представлен двумя подъярусами: нижневолжским и верхневолжским. На площади выделяются нижневолжские отложения. Нижневолжский поъярус - J3v1 по литологическим и палеонтологическим признакам подразделяется на две зоны: нижнюю – Dorsoplanties panderi и верхнюю - Uergatites Uergatus. Зона Dorsoplanties panderi представлена, в основном, мергелями темно-серыми, алевритистыми, глинистыми с редкими прослоями известняка серого, тонкозернистого, крепкого. Зона Uergatites Uergatus представлена известняками серыми, темно- и светло-серыми, плотными и крепкими, с подчиненными прослоями известковистых глин и мергелей. Мощность этой зоны составляет 79-83,5м. Кровля нижневолжского подъяруса выделяется по электрометрическому реперу «П1», а подошва – по очень характерному реперу «Р1», который отмечает резкий переход высоких сопротивлений нижневолжских отложений к низким сопротивлениям оксфордского яруса. Кажущееся сопротивление пород колеблется в пределах 5-10 Омм, а против глинизированных прослоев падает до 2 Омм. Мощность подъяруса составляет 201м (скв№83) – 220м(скв№59). Меловая система – К На западной Прорве меловая система представлена валанжинским, готеривским, барремским, аптским и альбским ярусами нижнего мела и сеноманским, турон-коньякским, сантонским, кампанским, маахстрихтским и датским ярусами верхнего мела. Нижний отдел – К1 Валанжинский ярус К1v Литологически отложения валанжинского яруса представлены в нижней части переслаиванием очень крепких песчаников с прослоями мергеля, известняка и доломита серых и зеленовато-серых оттенков, а в верхней – глинами серыми с зеленоватым оттенком до черного, плотными, местами карбонатными, слюдистыми, с включениями пирита и сидерита, песчаниками серыми с зеленоватым оттенком, мелкозернистыми, слабо глинистыми, сцементированными, слабо карбонатными с включениями пирита и сидерита, алевролитами серыми, крупнозернистыми, слабо глинистыми, сцементированными, слабо карбонатными, с прожилками кальцита, средким включением о.р.о., ракушками. Мощность валанжинского яруса колеблется от 77 до 91м. Готеривский ярус – К1h Отложения готерива представлены двумя свитами: пелециподовой и песчано-глинистой. Нижняя – пелециподовая свита сложена глинами зеленовато-серыми, плотными, алевритистыми, карбонатными с растительным детритом. Кажущееся сопротивление равно 2-3 Омм. Встречаются прослои песков и алевритов. Верхняя – песчано-глинистая свита сложена глинами зеленовато-серыми, уплотненными, рк=1,5-2,5 Омм. Иногда встречаются прослои песка и песчаника. Мощность готеривского яруса – 55м (№72, 301, 307) – 68м (№63,60,78). Барремский ярус – К1br В основании яруса находится базальный горизонт песков, выше – пестроцветная свита. Горизонт песков представлен песками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, глинистыми, с обуглившимся растительным детритом, с рк=0,3-0,5 Омм. Встречаются прослои глин, иногда они преобладают над песками, выделение подошвы горизонта на каротажных диаграммах становится затруднительным. Мощность горизонта колеблется от 14 до 19м. Пестроцветная свита представлена глинами и алевролитами, песками, иногда прослоями песчаников с рк=1,2-4 Омм. В верхней части разреза преобладают пески (рк=0,3-0,9 Омм), в нижней – глины (рк=1,5-2 Омм) Глины разноцветные, от шоколадных и кирпично-красных до зеленых, алевритистые, плотные. Пески и песчаники зеленовато-серые, мелкозернистые, слюдистые, глинистые. Отложения баррема континентальные, не выдержаны по мощности, плохо коррелируются даже в соседних скважинах. Общая мощность яруса колеблется от 365м (скв№46) до 421м (скв№59). Аптский ярус – К1а Породы аптского возраста залегают на барреме трансгрессивно. В подошве яруса залегает небольшой мощности базальный горизонт песков с рк=0,2-0,5 Омм. Выше данного горизонта отложения представлены глинами темно-серыми, почти черными, плотными, алевритистыми, слабо слюдистыми, местами карбонатными. Глины содержат включения обломков пелеципод, гастропод и мелких обуглившихся растительных остатков. На электрокаротажных диаграммах, на общем фоне покрывающих и подстилающих пород, ярус выделяется повышенными значениями сопротивлений – 1,5-2 Омм. Мощность аптских отложений 64м (скв№22) – 79м (скв№52). Альбский ярус – К1al Отложения Альба подразделяются на три подъяруса: нижний, средний и верхний. Мощность яруса меняется от 523м (скв№52,73) до 546м (скв.№28). Нижнеальбский подъярус - К1al1 В основании подъяруса залегает базальный горизонт песка зеленовато-серого, мелкозернистого, слабо уплотненного, с обуглившимися растительными остатками (рк=0,3-0,9 Омм). Мощность горизонта порядка 30 метров. В ряде скважин эта пачка песка глинизируется в нижней чати и подошва яруса отбивается условно. Выше залегают глины темно-серые, почти черные, плотные, алевритистые и карбонатные с включением растительного детрита, с рк до 2 Омм. Мощность отложений подъяруса 157м (скв№301) – 178м (скв№53). Среднеальбский подъярус – К1al2 Отложения представлены переслаиванием довольно мощных пачек песков и глин. В основании, в большинстве случаев, залегает тридцатиметровый пласт песка. Пласты и пачки глин плохо коррелируются, что затрудняет отбивку границ яруса по каротажу (они отбиваются условно). Пески серые и светло-зеленовато-серые, мелкозернистые, слюдистые, с кажущимся сопротивлением 0,3 Омм. Глины темно-серые, песчано-алевритистые, плотные, с рк=1,5 Омм. Мощность среднего Альба 105м (скв№76) до 268м (скв№89). Верхний отдел – К2 Сеноманский ярус – К2s Отложения яруса представлены глинами темно-серыми, алевритовыми, в верхней части - карбонатными с рк=1,0-1,5 Омм. Прослои песков и песчаников имеют подчиненное значение. Пески светло-серые, алевритистые, с мелкими растительными остатками. Рк =0,7-1 Омм. Встречается фауна аммонитов и пелеципод. Подошва яруса отбивается условно по верхней части песков Альба. Мощность сеноманского яруса 73м (скв№89,98) – 84м (скв№58). Турон-коньякский ярус – К2t+k Отложения яруса представлены мергелями темно- и светло-серовато-зелеными, алевритово-глинистыми. Они плотные, местами крепкие, с включением пирита, с содержанием фауны фораминифер и пелеципод. На диаграммах стандартного каротажа породы характеризуются высокими сопротивлениями – 3-3,5 Омм, подошва яруса четко отбивается по спаду сопротивлений до 0,7 Омм. На кривой КС (туронский электрокаротажный репер «В»). Мощность яруса 44м (скв№76,33) – 58м (скв№82,84,96,309). Сантонский ярус – К2st В верхней и нижней частях разреза, сантон представлен мергелями с рк=3 Омм. Мергели темно темно- и светло-зеленые, плотные, иногда крепкие, с остатками фауны фораминифер и пелеципод. В средней части разреза залегает белый писчий мел, рыхлый, местами плотный с рк=0,6-0,8 Омм. На каротажных диаграммах мелу соответствует депрессия на кривой КС, она принята за сантонский электрокаротажный репер «Б». Мощность сантонского яруса от 40м (скв№96) до 54м (скв№93) Кампанский ярус – К2km Отложения представлены глинистыми мергелями темно-серовато-зелеными, плотными, крепкими. Встречаются редкие растительные остатки и включения пирита. По каротажу отложения выражены характерной плавной кривой повышенных сопротивлений, равных 2-3 Омм. По началу спада повышенных сопротивлений на кривой КС отбиваются нижняя и верхняя границы яруса. Мощность отложений от 124м (скв№25) до 146м (скв№97). Маахстрихтский ярус – К2m Разрез маастрихта представлен, в основном, белым писчим мелом. В нижней части встречаются прослои мергеля темно-зеленого, плотного, с рк=1,0-1,4 Омм. На диаграммах стандартного каротажа ярус выражен плавной кривой с низкими кажущимися сопротивлениями 0,5-0,9 Омм и хорошо выделяется среди подстилающих и покрывающих отложений. Мощность отложений 128м (скв№302) – 168м (скв№44). Датский ярус – К2d Отложения представлены белым писчим мелом с рк=0,4-0,6 Омм в средней части разреза, а вверху и внизу залегают мергели темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, крепкие с рк=3,8 Омм. Четкой границы между отложениями дата и маастрихта нет, поэтому подошва яруса отбивается условно. Кровля проводится по каротажному реперу «А» (высокие сопротивления на кривой КС, соответствующие пачке мергелей). Мощность меняется от 18м (скв№56,77) до 29м (скв№320). Кайнозойская группа – KZ Кайнозойская группа представлена палеогеновой и четвертичной системами. Палеогеновая система – Р Система представлена на площади палеоценом, нижним эоценом (нерасчлененными), средним и верхним эоценом, нижним олигоценом. Общая мощность палеогена колеблется от 272м (скв№73,87) до 316м (скв№41) Палеоцен-нижний эоцен – Р1-Р2 (нерасчлененные) Разрез представлен чередованием кирпично-красного мергеля с прослоями голубовато-серого известняка. На диаграммах стандартного каротажа выделяется повышенными кажущимися сопротивлениями до 3-4 Омм. Мощность отложений 27м (скв№81) – 43м (скв№88). Средний эоцен – Р2 Отложения представлены мергелями с тонкими прослоями плотных глин. Мергели серовато-зеленые, темно-зеленые, местами буровато-зеленые с рк=2-2,5 Омм. Встречаются прослои глинистых и углистых мергелей. На кривой КС выделяются характерные депрессии, по которым отложения довольно четко определяются на диаграммах. Мощность среднего эоцена 55м (скв№25) – 66м (скв.№84,87,96,98). Верхний эоцен – нижний олигоцен Р23 – Р31 Основной разрез представлен глинами серовато-зелеными, известковистыми и неизвестковистыми, плотными, с редкими обуглившимися растительными остатками и обломками фауны. В нижней части разреза выделяется пачка мергелей мощностью 40-50м. Мергель серовато-зеленый, местами бурый, глинистый, с отпечатками фауны. Встречаются тонкие прослои глин зеленовато-серых и черных, углистых. На каротажных диаграммах эта пачка мергелей хорошо выделяется плавной кривой КС с пониженными сопротивлениями рк=0,6-0,8 Омм. По каротажу верхняя часть эоцена характеризуется однообразной кривой КС несколько повышенного сопротивления (рк=0,9-1,2 Омм) по отношению к выше- и нижележащим породам. Мощность отложений 167м (скв№89) – 213м (скв№92) Четвертичная система – Q В основании залегает пласт песка желтовато-серого, глинистого, с рк=0,5-0,7Омм. Выше идут глины светло-зеленые, известковистые, песчанистые, вязкие, с небольшими прослоями песка желтовато-серого, глинистого, с рк=1-1,2 Омм. Четвертичные отложения залегают трансгрессивно на различных горизонтах нижнего олигоцена. Мощность отложений 33м (скв№30) 75м (скв№63,75). 1.4. Тектоника Месторождение Западная Прорва расположено на юго-западной периклинальной (уходящей под воды Каспия) части северо-западного склона Южно-Эмбинского поднятия. Структура Прорва в целом представляет собой пологую брахиантиклиналь, вытянутую в широтном направлении. Длинная ось брахиантиклинали, ундулируя, осложняет складку локальными поднятиями: Восточная Прорва, Центральная Прорва, Западная Прорва и Прорва Морская. Поднятие Прорва Морская уходит под акваторию Каспийского моря. Поднятия разделены между собой небольшими пережимами или седловинами. По длинной оси брахиантиклиналь вытянута более чем на 35 км, а по короткой – на 6-8 км. Наиболее крупными являются поднятия Восточная Прорва и Прорва Морская. На структурной карте по III отражающему горизонту структура Западная Прорва рисуется в виде брахиантиклинальной складки с субширотным простиранием. Поднятие оконтурено только одной изогипсой – 1925м, амплитуда его порядка 25 м. По подошве валанжинских отложений структура по изогипсе – 1950м имеет размеры 2,15кмх3,45 км, амплитуда 14м (приложения №№3,4,5). На структурных картах по кровле продуктивных горизонтов структура Западная Прорва рисуется в виде брахиантиклинальной складки. Крылья складки имеют строение, близкое к ассиметричному. Структурные планы келовейских, батских и пермотриасовых продуктивных горизонтов в общем виде совпадают. Размеры складки в пределах VIII1 келловейского горизонта 7 км х 5 км. Размеры залежей уменьшаются с глубиной: IX1 батский горизонт имеет размеры 4,5км х 3,5 км, а залежь VI-Т триасового горизонта – 4 км х 3км. Углы падения пород несколько увеличиваются с глубиной. Так, в отложениях пермотриаса они составляют 4-5о, в верхнее- и среднеюрских отложениях – 3-4о , в отложениях альба и верхнего мела углы равны 1-2о. В верхней части под чехлом четвертичных отложений структура сложена отложениями олигоцена. Породы в пределах рассматриваемой площади залегают спокойно без резких несогласий. Наблюдаются небольшие увеличения мощностей отложений от свода к периферии по отдельным стратиграфическим единицам. Это связано с известными региональными размывами, имевшими место на Южной Эмбе. Размывы отмечаются на границе турона с альб-сеноманом, между аптом и неокомом, неокомом и верхней юрой, верхней юрой и средней юрой, нижней юрой и пермотриасом. 1.5. Нефтегазоносность Месторождение выявлено по результатам сейсмических исследований и глубокого поискового бурения. Естественных выходов нефти и газа не обнаружено. Первая глубокая скважина №22 была заложена в своде структуры, выявленной по данным сейсморазведки. В этой скважине при опробовании верхнеюрских отложений (VIII1) в интервале 2190-2198м 29/XII-1963г был получен фонтан газа дебитом 73 тыс.м3/сут и конденсата 8,1 м3/сут при 5мм штуцере. Первый промышленный приток нефти был получен в скважине №25 при опробовании верхнеюрских отложений (VIII3 горизонт) и 11 июля 1967г. В интервале 2280-2286м был получен фонтанный приток нефти 25,8 т/сут с газовым фактором 348,8 м3/сут при 5 мм штуцере. В пермотриасовых отложениях впервые получен фонтанный приток нефти 7 июня 1977г в скважине №51 в количестве 69т/сут при 5мм штуцере (III-I горизонт). По керну, каротажу и опробованию выявлена и установлена промышленная нефтегазоносность келловейских отложений верхней юры, бат-байосских отложений средней юры и в пермотриасовых отложениях. В продуктивном разрезе выделено 9 промышленно-продуктивных горизонтов: VIII1 верхнекелловейский газовый горизонт не имеющий промышленного значения. VIII2 среднекелловейский нефтяной горизонт с газовой шапкой. VIII3 нижнекелловейский газо-нефтяной горизонт (с нефтяной оторочкой) VIII4 нижнекелловейский газовый горизонт IX1 батский газовый горизонт IX2 батский газовый горизонт с нефтяной оторочкой, не имеющий промышленного значения II-Т триасовый нефтяной горизонт III-Т триасовый нефтяной горизонт VI-Т триасовый газо-нефтяной горизонт (с газовой шапкой). Нефти юрских горизонтов характеризуются удельным весом от 0,8239 до 0,8672 г/см3. Согласно ГОСТ 912-66 нефти сернистые (0,13-1,5%), парафиновые (0,9-6,77%), маловязкие (0,659-1,51сп в пластовых условиях и 3,2-8,345 сст при 20оС). По отдельным анализам смолистость нефтей составляет 11-15%. Фракционный состав по ГОСТу 2177-66 характеризуется следующими показателями: начало кипения колеблется от 50 до 100оС; содержание светлых фракций, выкипающих до 150оС, составляет 13,5-29%, а до 300оС - 39-64%. Исключение составляет скважина №30 VIII2 горизонта, в которой на водонефтяном контакте получена тяжелая (0,9146-0,9194г/см3), высоковязкая (76,37-200,9 сп или 83,5-218,5 сст при 20оС) нефть. Она содержит асфальтенов 9,41-10,495 и смол сернокислотных 29-41,49 %. До 150оС выкипает 13,5% светлых фракций, а до 300оС – 39-40,5%. Нефти триасовых горизонтов в зависимости от положения на структуре, имеют удельный вес, изменяющийся в широких пределах, от 0,8222г/см3 до 0,9019г/см3. Перспективы нефтегазоносноти месторождения Западная Прорва связаны с валанжинскими отложениями, промышленная продуктивность которых установлена на месторождениях Кисимбай и Сазанкурак и доказана опытно-промышленной разработкой в скв. 313 и на месторождении ЦВ Прорва. Залежь валанжинского горизонта месторождения Кисимбай является нефтяной. Хорошие притоки нефти из пласта были получены при опробовании горизонта в колонне в разведочных скважинах 1,2,7, а также при перфорации разреза в 19 эксплуатационных скважинах. Первоначальные дебиты нефти по разведочным скважинам варьируют от 36м3 /с до 90м3/с при 7мм штуцере. По эксплуатационным скважинам начальные дебиты безводной нефти составили от 10,4 т/с до 72т/с при 5 мм штуцере. Валанжинский продуктивный горизонт на месторождении Кисимбай по каротажу подразделяется на три пласта: верхний (I пласт), нижний (III пласт) – более высокопористый и менее пористый – средний (II пласт), представленных по керну карбонатно-алевритовой породой, хотя ранее, из-за ограниченного количества вынесенного керна и комплекса ГИС разрез валанжинского горизонта считался терригенным. Первоначальная нефтенасыщенность I пласта доказана опробованием разведочных скважин №2 и 7, где получены фонтаны безводной нефти дебитами 26,4 и 72 т/с при 5 мм штуцере из интервалов 1565-1569м и 1572-1575м, соответственно. В обеих скважинах также был получен попутный газ дебитами 17500м3/с и 9800м3/с, соответственно. III- пласт опробовался в эксплуатационных скважинах и из интервалов 1573-1576м, 1577-1579м, 1569-1571м, 1581-1582м, 1574-1579м, 1575-1580м получены безводные притоки нефти дебитами 38,4; 24; 10,9; 28,8; 38; 40,8 т/с через 5мм штуцер. Поскольку между тремя вышеописанными пластами валанжинского яруса не отмечается непрерывной по всей площади залежи непроницаемой прослойки, все три пласта принимаются как единый продуктивный горизонт. Кисимбайская валанжинская нефть сернистая (содержит до 1,27% серы), парафиновая (до 4,4% с температурой плавления 48оС), высокосмолистая (до 12% асфальтенов; до 14,4% силикагелевых смол, коксуемость – 5%) и отличается высоким содержанием дистиллятных фракций (выход фракций до 200оС – 24%, а до 300оС – 45%). Плотность нефти изменяется от 0,852 до 0,902г/см3. 1.6. Гидрогеологическая характеристика По каротажу наиболее водообильными являются альбсеноманские и нижнеюрские отложения. Однако водообильность и хим.состав изучены лишь в пределах продуктивной толщи – в отложениях верхней юры и пермотриаса. В процессе разведочного и эксплуатационного бурения всего было отобрано и проанализировано 57 проб воды, из которых только 23 пробы оказались представительными, что составляет 42% от общего числа проб. Воды верхнеюрских отложений (J3) В келловейском ярусе выделяются четыре продуктивных горизонта: VIII1 и VIII4-газоводяные. Воды VIII4 горизонта на хим.состав не изучены. А) VIII1 верхнекелловейский горизонт (J3к3) Хим.состав воды изучен по двум пробам, отбранным в законтурных скважинах №№44 и 56 в интервалах 2237-2242 и 2225-2239м. Соленость воды составляет 16,4-16,8оВе. Общая минерализация равна 180,2-199,1 г/л. В воде преобладают ионы хлора (107,7-120,8 г/л) и ионы натрия (59,5-68 г/л). Отмечается повышенное содержание ионов SO4 – 2,05-1,91 г/л. Вода имеет нейтральную и слабокислую реакцию среды (рН – 5,68-7,0). Содержание микрокомпонентов определено в одной скважине (№56) и составляет: брома – 274,99 мг/л и йщда – 8,72 мг/л. Б) VIII2 среднекелловейский горизонт (J3к3) Химический состав воды этого горизонта изучен по пяти пробам, отобранным в 4 скважинах (№№30,41,44 и 47) в интервале глубин 2262-2269м. Общая минерализация изменяется от 237,3 до 246,2 г/л и в среднем по горизонту составляет 241,7 г/л.Соленость воды 19,9-20,2оВе и в среднем по горизонту составляет 20оВе. Средние значения ионов следующие: хлора – 147,8 г/л, натрия – 86,3 г/л, кальция – 5,7 г/л, магния – 1,68 г/л, сульфат-ионов – 0,13 г/л, гидрокарбонат-ионов – 0,06 г/л. Вода имеет слабощелочную и слабокислую реакцию, водородный показатель по Михаэлису изменяется от 7,75 до 5,2 и среднее значение составляет 6,,54. Содержание микрокомпонентов определено по четырем пробам, их содержание следующее: брома – 149,5-242,4 мг/л, йода – 4,28-88,84 мг/л, окиси бора – 20,6-24,4 мг/л, нафтеновых кислот – 0,027 мг/л. В) между VIII1 и VIII2 горизонтами прослеживается водяной горизонт, опробованный в скважине №69 в интервале 2250-2253м. Общая минерализация воды составила 243,2 г/л. Содержание ионов в воде следующее: хлора – 148,3 г/л, натрия – 86,2 г/л, кальция – 6,6 г/л, магния – 1,4 г/л, сульфат-ионов – 0,35 г/л, гидрокарбонат-ионов – 0,29 г/л. Вода имеет слабокислую реакцию среды (рН=5,65). Содержание микрокомпонентов в воде не определялось. Воды средне-нижнеюрских отложений (J2-J1) Химсостав воды изучен по одной пробе, отобранной в скважине №51 в интервале 2830-2948м. Общая минерализация составила 246,2 г/л, соленость 20,7оБе. В ионно-солевом составе преобладают ионы хлора (Cl – 149,3 г/л) и ионы Na+К1 (89,5 г/л). Ионов Са (4,2 г/л) больше, чем Mg (1,6 г/л). Сульфатность (SO4 =0,73 г/л) выше, чем гидрокарбонатность (НСО3=0,67 г/л). Содержание микрокомпонентов не определялось. Воды триасовых отложений (Т) На химсостав изучены воды II, III, VI-Т триасовых нефтяных и нефтегазовых горизонтов. Имеются также 2 анализа воды, отобранной выше продуктивных горизонтов. А) 1-Т триасовый горизонт По данному горизонту имеется анализ одной пробы воды, отобранной в скважине №49 в интервале 3071-3086м. Общая минерализация воды составила 247,5 г/л. По ионно-солевому составу в воде преобладают ионы Cl – 150,7 г/л и ионы Na-К1 =88,9 г/л. Сульфатность выше (SO4=0,85 г/л), чем гидрокарбонатность (НСО3=0,12 г/л), ионов Са (7,9 г/л) больше, чем ионов Mg (2,5 г/л). Микрокомпоненты содержатся в следующем количестве: брома – 233,1 мг/л, йода – 11,49 мг/л и окиси бора – 29,94 мг/л. Б) II-Т триасовый горизонт Вода этого горизонта изучена по 2 пробам, отобранным в скважинах №№49 57 (в интервале глубин 3138-3225м). Солевой состав имеет следующие осредненные значения ионов Cl – 145,8 г/л, ионов Na+К1 =81,8 г/л, кальция – 7,28г/л, магния -2,41 г/л, сульфатность (SO4 =0,68 г/л) выше, чем гидрокарбонатность (HCO3=0,33 г/л). Обая минерализация равна 238,3 г/л (в среднем по горизонту). Микрокомпонеты содержатся в следующих количествах: брома – 214,9-320 мг/л, йода -21,8-34,3 мг/л, окиси бора -29,12-40,1 мг/л и аммония – 5мг/л. В) III-Т триасовый горизонт. Вода изучена по трем пробам, отобранным в скважинах №№ 49, 57, 60 (в пределе глубин 3215-3261м). Общая минерализация воды в среднем по трем пробам равна 244,9 г/л. Вода содержит следующие ионы: Cl -148,4 г/л, Na+К1 =79,08 г/л, кальция -12,05 г/л, магния -2,5г/л, сульфат-ионы -2,7 г/л, гидрокарбонат-ионы – 0,1 г/л. Миерокомпоненты содержатся в следующих количествах: брома -300,4-426,7 мг/л, йода -13,9-108,1 мг/л, окиси бора -50-117,6 мг/л и аммония -20-90 мг/л. Г) VI-Т триасовый горизонт Хим.состав изучен по 3 пробам воды, отобранным в скважинах №№ 49, 53 и 57 (в интервале глубин 3278-3400м). Общая минерализация воды изменяется от 230,7 до 291,1 г/л. Ионно-солевой состав воды следующий: хлора (Cl) -142,4-180,6 г/л, натрия (Na+К1) -67,3-88,3 г/л, кальция (Са) -15,7-22,6 г/л, магния (Mg) -2,6-5,8 г/л, сульфат-иона (SO4) -0,2-0,3 г/л, гидрокарбонат-иона (HCO3) -0,1-0,3 г/л. Содержание микрокомпонентов по двум пробам составляет: брома -622,5-1106,8 мг/л, йода -67,5 мг/л, окиси бора -127,7 мг/л и аммония -7,5мг/л. Д) воды триасовых отложений (Т) По каротажу вне продуктивных горизонтов выделяются водяные горизонты и пропластки. Хим.состав вод изучен по двум пробам, отобранным в скважинах №45 (в интервале 3123-3128 м, выше II-Т триасового горизонта) и №55 (в интервале 3034-3085м, выше I-Т триасового горизонта). Общая минерализация вод изменяется от 209,9 до 241 г/л. В водах преобладают анионы хлора (129,2-147 г/л) и катионы натрия (69,9-84,5 г/л). Содержание ионов кальция равно 4,6-7,9 г/л, магния -3,2-2,5 г/л, сульфат-ионов -0,12-1,15 г/л и гидрокарбонат-ионов -0,17-0,31 г/л. Микрокомпоненты содержатся в количестве: брома -312,6-179,1 мг/л, йода -49,18-66,58 мг/л, окиси бора -26,8-42,84 мг/л и аммония -30 мг/л. Исходя из анализов вод, рассмотренных выше, можно сделать следующий вывод: воды всех горизонтов сходны между собой. Все они соленые, жесткие, III класса по характеристике Пальмера, хлоркальциевого типа по классификации Сулина. Общая минерализация вод увеличивается сверху вниз по разрезу от 180,2 до 291,1 г/л. Исходя из генетических коэффициентов можно сказать, что воды слабометаморфизованных (rNa/rCl <1; 0,9-0,7). Исключение составляет вода VI-T горизонта (скв №49), где (rNa/rCl = 0,68) степень метаморфизации высокая. Сульфатность вод в целом, невысокая. (rSO 100)(/rCl+rSO4) не превышает 1, (он равен 0,02+0,82) и лишь в отдельных скважинах он выше 1 (VIII1 горизонт -1,16 (скв№49) и III-Т триасовый горизонт =6,5 (скв №49), что указывает на смешанный тип воды (пластовой с технической или же с водами вышележащих горизонтов). Значение микрокомпонентов изменяется в широких пределах: брома от 149,55 до 1106,85 мг/л, йода от 4,28 до 108,1 мг/л, окиси бора от 20,59 до 117,6 мг/л и аммония от 5 до 90 мг/л. Причем характерна зависимость степени метаморфизации вод по разрезу от содержания микрокомпонентов. Так, например, в воде VI-Т триасового горизонта степень метаморфизации высокая (rNa/rCl = 0,68) и содержание брома аномальное (Br=1106,8 мг/л). Вода этого горизонта чисто пластовая, высокометаморфизованная. 1.7. Предварительная оценка ресурсов нефти. В пределах месторождения Западная Прорва предполагается открытие залежей нейти и газа в отложениях валанжинского яруса нижнего мела, учитывая коллекторские свойства продуктивного валанжинского горизонта на месторождении Кисимбай. Лабораторией проектирования геологоразведочных работ была сделана предварительная оценка ресурсов углеводородов валанжинского горизонта месторождения Западная Прорва по замкнутой изогипсе -1950м, которые составили балансовые – 10650 тыс.т., извлекаемые – 3730тыс.т. Перспективные ресурсы оцениваются по категории С3 и подсчитаны объемным методом по формуле: Q=S h m Kн в y o Q - извлекаемые запасы нефти, млн.т, S – площадь нефтеносности, м H –мощность пласта, м m –коэффициент пористости, доли ед. Кн-- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед. В- коэффициент нефтеизвлечения У – плотность нефти в поверхностных условиях О- пересчетный коэффициент 2. МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Обоснование постановки поискового бурения. Как уже отмечалось, на балансе ОАО «Эмбамунайгах» находится 39 разрабатываемых месторождений, и практически все они находятся на поздней стадии разработки. Основным источником восполнения извлекаемых запасов УВ сырья могут служить ранее не выявленные залежи в разрезах этих месторождений, которые можно обнаружить на основе дополнительного изучения и пересмотра, имеющихся геолого-геофизических данных. Одним из перспективных направлений в решении проблемы восполнения запасов УВ сырья на юго-восток Прикаспийской впадины следует считать исследования валанжинского яруса, который является продуктивным на месторождении Кисимбай. В пользу этого выступает также факт разработки VII нижненеокомского горизонта месторождения ЗападныйТереньузюк и получение промышленного притока нефти из валанжинских отложений в скважине 313 соседнего месторождения ЦВ Прорва. 2.2. Система размещения поисковых и разведочных скважин Выбранная на проектируемой площади методика поисково-разведочных работ предусматривает на первом этапе бурение ограниченного количества поисковых скважин с задачей выявления нефтеносности в валанжинском ярусе нижнего мела с целью установления в нем залежи нефти для последующей разведки. На втором этапе осуществляется оконтуривание обнаруженной залежи и перевод перспективных ресурсов в промышленные категории, для чего будет определяться необходимый объем разведочного бурения с обоснованием заложения каждой скважины, будут конкретизироваться их задачи, определяться их глубины, очередность бурения. С целью поисков залежей нефти в отложеняих валанжина проектируются в 4 поисковые скважины. Две из них независимые, их рекомендуется заложить в различных структурных условиях. Скважина 400 закладывается на сейсмическом профиле 147318 пикет 38-80, 200м на юго-запад от скважины 46 и 570м на юго-восток от скважины 323, на наиболее приподнятом участке III отражающего горизонта. Скважина 401 закладывается на сейсмическом профиле 147317 пикет 17+00, 300м на юго-запад от скважины 311 и 540м на север от скважины 94, в условиях начала погружения III отражающего горизонта в западном направлении. Положении двух зависимых скважин будет определяться по результатам бурения скважин 400 и 401. Предварительно рекомендуется заложить их также в различных структурных условиях: Скважина 402 закладывается на сейсмическом профиле 147318 пикет 30+20, 320м на восток от скважины 322 и 400м на юг от скважины 306. Скважины 403 закладывается на сейсмическом профиле 147318 пикет 44+10, 300м на запад-юго-запад от скважины 313 и 530м на юго-запад от скважины 302. 2.3.1 Отбор керна и шлама На месторождении Западная Прорва отбор керна предусматривается производить во всех проектируемых скважинах. Интервалы отбора, а также его количество определено исходя из мощности и глубин залегания перспективных пластов. Приведены проектные интервалы отбора керна по проектируемым скважинам, которые могут уточняться и изменяться геологической службой ОАО «Эмбамунайгаз» в процессе бурения на основании фактических данных бурения. В соответствии с «Едиными правилами ведения геологоразведочных работ на нефть и газ» суммарный интервал отбора керна долен составить до 10% от общей глубины. Длина рейса с отбором керна 7м. В процессе бурения скважин в целях точной привязки интервалов отбора керна к предполагаемым продуктивным горизонтам перед их вскрытием производится контрольный замер бурового инструмента и используются данные каротажа. Обязателен отбор призабойного керна. В случае невыхода керна из какого-либо интервала или выноса его в количестве, недостаточном для производства лабораторных исследований, проходка с отбором керна будет продолжаться. Отбор керна также должен продолжаться в случаях выноса образцов с признаками нефти и газа до исчезновения последних. Линейный вынос керна должен быть не менее 60% от интервала проходки с отбором керна. Образцы пород, поднятые при бурении скважин, являются первичным фактическим документом, характеризующим разрез скважины. Временное хранение, укладка керна в ящики, литологическое описание керна и другие мероприятия по работе с каменным материалом должны осуществляться в соответствии с «Едиными правилами ведения геологоразведочных работ на нефть и газ». 2.3.2. Промыслово-геофизические исследования Во всех проектируемых скважинах на месторождении Западная Прорва предусматривается производство по всему стволу комплекса промыслово-геофизических исследований с целью литолого-стратиграфического изучения геологического разреза, определения глубин электрометрических реперов для корреляции разрезов скважин, а также уточнения интервалов отбора керна, изучения нефтегазоносности коллекторов, уточнения глубин залегания и характера нефтенасыщения продуктивных горизонтов и их испытания. Виды и объемы этих работ определены в проекте в соответствии с «типовыми и обязательными комплексами геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ», разработанными ЦНИИ нефтепромысловой геофизики. Эти комплексы в последующем оптимизированы геолого-геофизическими службами применительно для скважин ОАО «Эмбамунайгаз». Согласно указанному документу детальные исследования проводятся только в продуктивной части разрезов скважин в минимальный срок, не позднее 5 суток после их вскрытия. 2.3.3. Опробование , испытание и исследования скважин на продуктивность Вскрытие продуктивных горизонтов будет осуществляться на качественном буровом растворе с соблюдением существующих инструкций, руководящих документов и положений по освоению нефтяных и газовых скважин. Путем правильного подбора параметров промывочной жидкости и рецептуры ее обработки должно быть создано гидродинамическое равновесие «скважина-пласт». Перед проведением работ по испытанию объектов на продуктивность устье скважин оборудуется колонной головкой, производится обвязка и опрессовка устьевого оборудования на ожидаемое пластовое давление плюс 10% от него. Испытание объекта с помощью ИПТ необходимо производить непосредственно после вскрытия пласта с обеспечением оптимальной депрессии на пласт в зависимости от литолого-физической характеристики коллектора. Эксплуатационная колонна должна быть испытана на герметичность двумя способами – опрессовкой и снижением уровня жидкости в колонне с учетом глубины ее спуска и ожидаемого пластового давления. На устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование, опрессованное на полуторакратное давление. Перед проведением перфорации буровая должна быть обеспечена объемом промывочной жидкости в количестве не менее полуторакратного объема скважины. Промысловой практикой и научно-исследовательскими работами подтверждено, что дебит скважины будет больше в том случае, если при проведении перфорационных работ применять чистые жидкости (техническая или минерализованная вода, нефть) и если будет обеспечена промывка перфорационных каналов обратным потоком пластового флюида из пласта в скважину. А это достигается лишь при перфорации с перепадом давления, направленного в сторону ствола скважины, а не в пласт. Перед производством перфорационных работ необходимо использовать водные растворы солей, очищенных от механических примесей и загущенных специальными полимерами. Эти рассолы должны быть обработаны добавками неионогенных ПАВ с целью снижения поверхностного натяжения и капиллярного давления в порах пласта. Применение рассолов обосновано их ингибирующим действием на глинистую составляющую коллектора. Перфорационная жидкость закачивается в зону перфорации плюс 150-200м и оставшийся ствол скважины заполняется буровым раствором, с использованием которого производилось вскрытие продуктивных пластов. Вторичное вскрытие перспективных на нефть и газ объектов будет производиться путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивными зарядами из расчета 10 отверстий на 1пог.метр с привязкой РК с последующим проведением МЛ и Т для уточнения интервала перфорации. После вскрытия пласта в скважину опускаются НКТ до верхних отверстий. Вызов притока производится путем замены глинистого раствора на воду с последующей аэрацией. При получении слабых притоков нефти предусматривается уплотнение заряда и обработка призабойной зоны скважины с целью интенсификации притока. После получения фонтанирующего притока скважина должна работать на очистку необходимое для этого время. По аналогии с типом коллектора валанжинской залежи месторождения Кисимбай, нижняя часть валанжинского яруса на месторождении Западная Прорва вероятно сложены карбонатными породами, поэтому в случае неполучения притока, считаем целесообразным применение соляно-кислотной обработки скважины под давлением. Приводятся предлагаемые проектом интервалы глубин для испытания пластоиспытателем на трубах в открытом стволе скважины и опробования в эксплуатационной колонне, приуроченные к предполагаемым продуктивным горизонтам. Интервалы производства ИПТ и опробования в колонне будут уточняться геологическими службами ОАО «Эмбамунайгаз» и бурового подразделения после выдачи заключения по результатам промыслово-геофизических исследований. 2.4. Лабораторные исследования С целью получения возможно полной и достоверной информации по геологии и нефтегазоносности разбуриваемого месторождения проектом предусматривается следующий комплекс лабораторных исследований (в расчете на одну скважину): - определение физических и коллекторских свойств пород – 15 образцов; - литолого-минералогические исследования в иммерсионной жидкости двух фракции – 15 образцов; - гранулометрический анализ обломочных пород с определением процента карбонатности – 15 образцов; - анализ поверхностной пробы нефти – 5 образцов; - анализ глубинных проб нефти – 5 образцов; - анализ глубинных проб пластовой воды – 3 пробы; - анализ углеводородного состава газа – 3 пробы. Заключение При составлении проекта были рассмотрены все имеющиеся каротажные материалы по пробуренным скважинам месторождения Западная Прорва, проведена корреляция валанжинских отложений, построены структурные карты по кровле и подошве, по кровле карбонатной части, карты толщин между кровлей карбонатной части и подошвой валанжинского яруса, геологические профили. Подсчитаны перспективные ресурсы категории С3 в количестве 10 млн. балансовых и 3,7млн.т извлекаемых. С целью поисков залежей нефти и газа запроектировано бурение 4-х поисковых скважин с общим объемом 8000м. С целью ускорения работ по подтверждению нефтегазоносности валанжинских отложений рекомендовано испытание в простаивающих скважинах. Эффективность использования простаивающих скважин доказана на примере испытания валанжинского горизонта в скважине 313 месторождения ЦВ Прорва, из которой добыто 1223т нефти и 992т воды. На этом месторождении валанжинский горизонт был испытан еще в 4-х скважинах: 27,53,83, и 103. Из скважин 83 и 103 при испытании получена вода. Из скважин 27 и 53 при компрессировании также была получена вода, однако, после испытания в затрубном пространстве накопилась нефть в объеме 7,4м3, где при анализе пробы содержание воды оказалось всего 5%. Неудача при испытании этих скважин, возможно, связана с их ненадлежащим техническим состоянием. Этот момент непременно следует учесть при испытании простаивающих скважин на месторождении Западная Прорва. Кроме того, необходимо отметить, что на месторождении Западная Прорва порядка 20 эксплуатационных скважин, предусмотренных проектом разработки остались непробуренными. При возобновлении бурения этих скважин следует в обязательном порядке проводить в них полный комплекс исследовательских работ, охватывающих отложения валанжинского яруса и предусмотренных в настоящем проекте. Коллектор валанжинского продуктивного горизонта является очень сложным как по литологическому составу, так и по структуре порового пространства. Несмотря на полученные результаты небольшого объема исследовательских работ, выполненных на месторождении Кисимбай и ЦВ Прорва, этот вопрос все еще остается открытым. Поэтому эти работы следует продолжить более углубленно и целенаправленно. С этой целью во всех скважинах, которые будут буриться, рекомендуется сплошной отбор керна в интервале валанжинского яруса. По-видимому, следует ожидать, что разрез окажется полиминеральным карбонатным известковисто-доломитовым при наличии коллекторов с существенной кавернозностью. В такой ситуации большое значение имеет тщательное изучение структур порового пространства путем изготовления шлифов. При накоплении значительного объема информации возможность получения для данного месторождения зависимости показаний каротажей (НК, ГГК, АК) от пористости коллектора, что существенно может повлиять на точность определения запасов УВ. Список использованной литературы Досмухамбетов Д.М. «Проект на бурение глубоких структурно-поисковых и разведочных скважин на площади Прорва». Кульсаринская контора бурения ЗКГУ, г.Гурьев, 1961г Верина К.Т., Черепивская Л.И. и др. «Отчет по подсчету запасов нефти и газа месторождения Западная Прорва Бейнеуского района Мангышлакской области Казахской ССР» г.Гурьев, 1985г Айткалиева Н.Б., Ветрова В.П. и др. «Отчет по пересчету запасов нефти и газа валанжинского горизонта месторождения Кисимбай Атырауской области Ремпублики Казахстан по состоянию на 01.09.2001г», г.Атырау, 2001г Ерниязова Г.Т и др. «Проект поисково-разведочного бурения на валанжинские отложения месторождения ЦВ Прорва»г.Атырау,2002г Тема курсового проекта : Проект разведочных работ месторождения Западная Прорва | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||