2.3. Нефтегазоводоносность по разрезу скважинДостоверность сведений определяется степенью изученности Мултановского месторождения, прогнозной оценкой, базирующейся на материалах «Подсчета запасов нефти и растворенного газа, протокол ГКЗ Роснедра № 5821 от «12» декабря 2013 г.
Таблица 2.3.1. - Нефтеносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Тип
коллектора
|
Пористость, %
|
Проницаемость, мкм2
|
Плотность, кг/м3
|
Подвижность, мкм2/мПас
|
Содержание серы,
%
по
весу
|
Содержание парафина,
%
по
весу
|
Свободный дебит, м3/сут
|
Параметры растворенного газа
|
газовый фактор м3/т
|
содержание сероводорода, %
|
содержание
углекислого газа в объёме газовой фазы, %
|
относительня по воздуху плотность газа
|
коэффициент сжимаемости
|
давление насыщения в пластовых условиях, МПа
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
в пластовых условиях
|
после дегазации
|
K1 (mg) (Ач2)
|
2700
|
2730
|
Терригенный- поровый
|
-
|
-
|
850
|
865
|
-
|
0,15
|
3,5
|
-
|
80
|
Отс.
|
Нет данных
|
0,85
|
0,8
|
6,5
|
J3 (bg) (Ю0)
|
2810
|
2830
|
Карбонатный трещинный
|
10
|
0,005
|
875
|
880
|
0,0083
|
0,2
|
До 5,0
|
До 40
|
80
|
Отс.
|
Нет данных
|
1,05
|
0,8
|
7,5
|
J3 (vs) (Ю12)
|
2865
|
2885
|
Терригенный- поровый
|
16
|
0,0325
|
840
|
860
|
0,0237
|
0,15
|
3,5
|
До 150
|
133
|
Отс.
|
0,89
|
1,05
|
0,8
|
7,5
|
Таблица 2.3.2. - Водоносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Плотность воды, кг/м3
|
Свободный дебит, м3/сут
|
Химический состав воды, г/л
|
Фазовая проницаемость, мкм2
|
Степень минерализации, г/л
|
Тип воды по Сулину
СФН-сульфатонатриевый
ГКН-гидрокарбонатнонатриевый
ХЛМ-хлормагнивый
ХЛК-хлоркальциевый
|
Относится к источнику питьевого водоснабжения (ДА, НЕТ)
|
от (верх)
|
до
(низ)
|
анионы
|
катионы
|
Cl-
|
SO4--
|
HCО3-
|
Na+K+
|
Mg++
|
Ca++
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
Гидрохимическая зона «А» пресных вод
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q-N
|
0
|
300
|
Поровый
|
1009
|
105
|
н/д
|
-
|
-
|
1
|
8
|
4
|
8
|
0,08-0,9
|
ГКН
|
да
|
Гидрохимическая зона «В» солоноватых и солёных вод
|
К2-К1
|
1115
|
2885
|
Поровый
|
1010
|
10-90
|
н/д
|
245
|
0,85
|
2
|
229,6
|
4,5
|
15
|
14,5
|
ХК
|
нет
|
Примечание: в соответствии с общими гидрогеологическими принципами, могут быть выделены три гидродинамические зоны:
1 зона – верхняя граница зоны активной циркуляции определяется положением грунтовых вод (гидрохимическая зона «А» пресных вод с минерализацией до 1 г/л) с Q=0,1-0,5 л/с;
2 зона – зона «В» солоноватых (1-10 г/л) и соленых (10-15 г/л);
3 зона – зона «Г» весьма затрудненного водообмена (рассолы 50-269 г/л и более)
|
Таблица 2.3.3. - Давление и температура по разрезу скважин
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Пластовое давление, МПа
|
Градиент давления
|
Давление гидроразрыва,
МПа
|
Градиент давления
|
Температура
в конце
интервала
|
от
|
до
|
пластового
|
порового
|
гидроразрыва пород
|
горного давления
|
МПа/м
|
источник получения
|
МПа/м
|
истоник
получения
|
МПа/ м
|
истоник
получения
|
МПа/ м
|
истоник
получения
|
С
|
истоник
получения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
19
|
Q-N
|
0
|
100
|
-
|
-
|
0,01
|
См. примечание 1
|
0,01
|
0,01
|
См. примечание 2
|
-
|
0,0195
|
0,0195
|
См. примечание 2
|
0,01
|
0,02
|
См. примечание 2
|
3
|
См. примечание 1
|
Р3 (tr)
|
100
|
180
|
1
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
1,95
|
0,0195
|
0,0199
|
0,02
|
0,02
|
7
|
P3 (nm)
|
180
|
250
|
1,8
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
3,58
|
0,0199
|
0,0199
|
0,02
|
0,02
|
7
|
P3 (at)
|
250
|
320
|
2,5
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
4,98
|
0,0199
|
0,0199
|
0,02
|
0,02
|
7
|
P2 (tv)
|
320
|
450
|
3,2
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
6,37
|
0,0199
|
0,0185
|
0,02
|
0,02
|
10
|
P1-2 (ll)
|
450
|
650
|
4,5
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
8,33
|
0,0185
|
0,0185
|
0,02
|
0,02
|
13
|
P1 (tl)
|
650
|
740
|
6,5
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
12,03
|
0,0185
|
0,0185
|
0,01
|
0,01
|
16
|
K2 (gn)
|
740
|
810
|
7,4
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
13,69
|
0,0185
|
0,0193
|
0,01
|
0,01
|
25
|
K2 (bz)
|
810
|
950
|
8,1
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
15,63
|
0,0193
|
0,0198
|
0,01
|
0,01
|
29
|
K2 (kz)
|
950
|
975
|
9,5
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
18,81
|
0,0198
|
0,0198
|
0,01
|
0,01
|
30
|
K1-2 (pk)
|
975
|
1760
|
9,75
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
19,31
|
0,0198
|
0,0195
|
0,01
|
0,01
|
36
|
K1 (al)
|
1760
|
1905
|
17,6
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
34,32
|
0,0195
|
0,019
|
0,01
|
0,01
|
62
|
K1 (vn)
|
1905
|
2645
|
19,05
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
36,2
|
0,019
|
0,0182
|
0,01
|
0,02
|
65
|
K1 (mg)
|
2645
|
2700
|
26,45
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
48,14
|
0,0182
|
0,0179
|
0,02
|
0,02
|
83
|
2700
|
2730
|
27
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
48,33
|
0,0179
|
0,0179
|
0,02
|
0,02
|
86
|
2730
|
2810
|
27,3
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
48,87
|
0,0179
|
0,0179
|
0,02
|
0,02
|
88
|
Окончание таблицы 2.3.3.
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
19
|
J3 (bg)
|
2810
|
2830
|
36,53
|
0,013
|
0,013
|
См. примечание 1
|
0,01
|
0,01
|
См. примечание 2
|
50,3
|
0,0179
|
0,0185
|
См. примечание 2
|
0,02
|
0,02
|
См. примечание 2
|
92
|
См. примечание 1
|
2830
|
2835
|
28,3
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
52,36
|
0,0185
|
0,0185
|
0,02
|
0,02
|
92
|
J3 (gr)
|
2835
|
2845
|
28,35
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
52,45
|
0,0185
|
0,0185
|
0,02
|
0,02
|
92
|
J3 (vs)
|
2845
|
2865
|
28,45
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
52,63
|
0,0185
|
0,0185
|
0,02
|
0,02
|
92
|
2865
|
2885
|
30,1
|
0,0105
|
0,0105
|
0,01
|
0,01
|
53
|
0,0185
|
0,0185
|
0,02
|
0,02
|
93
|
|
Примечание –
|
1.
|
«Проект пробной эксплуатации Мултановского месторождения». ООО «СибГеоПроект». 2013.
|
2.
|
 ; ; [27, 85],
где в - плотность пластовой (поровой) воды, г/см3;
гор - усредненная плотность горных пород, г/см3;
L - глубина, на которой определяется давление, м.
| Таблица 2.3.4. - Поглощения бурового раствора
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал залегания, м
|
Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч
|
Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м
|
Имеется потеря циркуляции
(ДА, НЕТ)
|
Градиент давления поглощения, МПа/м
|
Условия возникновения поглощения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и др.)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
при
вскрытии
|
после изоляционых работ
|
Q-N-
P1 (tl)
|
0
|
700
|
До 3
|
На устье
|
Нет
|
0,0185
|
0,0195
|
Повышение плотности бурового раствора и гидродинамических давлений при выполнении технологических операций сверх градиента поглощения.
|
K1-2 (pk)-
J3 (vs)
|
975
|
2885
|
До 3
|
На устье
|
Нет
|
0,019
|
0,0198
| Таблица 2.3.5. - Осыпи и обвалы стенок скважин
Индекс стратиграф.подразделения
|
Интервал, м
|
Буровые растворы, применявшиеся ранее
|
Время до начала осложнения, сут
|
Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
тип раствора
|
плотность, кг/м3
|
дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
Q-N-
P1 (tl)
|
0
|
700
|
Полимерглинистый
|
1140
|
Условная вязкость 40-60 с
|
До 2
|
Снизить время контакта бурового раствора с отложениями неустойчивых горных пород путем исключения непроизводительных затрат времени (аварий, простоев).
Провести укрепляющие цементные заливки осложненных интервалов. Количество заливок – до 3-х. В случае отсутствия положительного результата дальнейшие работы ведутся по дополнительному плану, согласованному с проектной организацией и Заказчиком
|
P1 (tl)-
J3 (vs)
|
700
|
2885
|
Полимерглинистый
|
1350
|
3-5
| Таблица 2.3.6. - Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид проявления флюида (вода, нефть, конденсат, газ)
|
Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м
|
Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3
|
Условия возникновения
|
Характер проявления
(в виде пленок нефти, пузырьков, газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.д.)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
внутреннего
|
наружного
|
K1(mg) (Ач2)
|
2700
|
2730
|
Нефть
|
288
|
850
|
850
|
Снижение противодавления на проявляющие пласты в результате понижения плотности бурового раствора, недолива скважины и эффекта поршневания при СПО
|
Газонефтяной фонтан
|
J3 (bg) (Ю0)
|
2810
|
2830
|
Нефть
|
456
|
875
|
875
|
J3 (vs) (Ю12)
|
2865
|
2885
|
Нефть
|
347
|
840
|
840
| Таблица 2.3.7. - Прихватоопасные зоны
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико-образование и т.д.)
|
Раствор, при применении которого произошел прихват
|
Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (ДА, НЕТ)
|
Условия возникновения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
тип
|
плотность, кг/м3
|
водоотдача, см3/30 мин
|
смазывающие добавки (название)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
P3 (at)-
J3 (vs)
|
300
|
2885
|
Заклинки, сальнико-образование
|
Полимерглинистый
|
1140
|
>6
|
Отс.
|
ДА
|
Отклонение параметров бу-рового раствора от проектных, неудовлетворительная очистка бурового раствора от шлама, несоблюдение ре-гламентов по предупрежде-нию аварий, оставление бурильного инструмента без движения более 5 минут
|
Таблица 2.3.8. - Прочие возможные осложнения
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование
|
Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
P3 (at)- J3 (vs)
|
300
|
2885
|
Сужение ствола скважины, посадки бурильного инструмента
|
Разбухание известняков результате потеря устойчивости стенок скважины из-за слабой ингибирующей способности и недостаточ-ной плотности бурового раствора. Оставле-ние бурильного инструмента без движения более 5-10 минут
| |
Скачать 0.87 Mb.