В октябре 2014 г
 Скачать 361.89 Kb.
|
|
Введение Верхнечонское нефтегазовое месторождение расположено в Катангском районе на север Иркутской области и является одним из крупнейших в Восточной Сибири. Месторождение открыто в 1978 г, название получило по реке Чона. С 2005 г осваивалось в режиме опытно-промышленной эксплуатации, в октябре 2008 г подключено к ВСТО (до окончания его строительства нефть с Верхнечонского НГМ шла по трубопроводу в реверсном режиме, на запад), тогда же месторождение было введено в промышленную эксплуатацию. На месторождении действует порядка 205 скважин общим дебитом 25 тыс. т/сутки. Используется технология сквозной перфорации нескольких нефтеносных пластов горизонтальными скважинами. Широко используются горизонтальные скважины. Применяется технология продавливания пластовой нефти к кустовому стволу с помощью растворов, откуда нефть подается на установку подготовки нефти (УПН). Нужно отметить, что нефть Верхнечона довольно чистая. По состоянию на 31.12.2010 г доказанные запасы составляли 82,2 млн. т нефти и 6,9 млрд. м³ газа. Ныне запасы извлекаемой нефти прогнозируется на уровне 200 млн. т, природного газа - 95,5 млрд. м³. Добыча нефти в 2010 г достигла 0,6 млн. т. В октябре 2014 г В целях выполнения программы утилизации попутно нефтяного газа на Верхнечонском месторождении к 2014 г в карбонатных породах осинского горизонта на глубинах порядка 900 м планируется создать подземное газохранилище, емкостью около 1 млрд. м³ газа. 1. Геологическая часть .1 Характеристика района работ Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области. Месторождение расположено в 100 км от районного центра п. Ербогачен, в 250 км от г. Киренска и в 420 км от г. Усть-Кута. Ближайший населенный пункт (п. Преображенка) находится в 50 км, ближайшие нефтегазовые месторождения (Дулисьминское, Ярактинское, Марковское) в 190…310. Через месторождение протекает река Чона с ее многочисленными притоками. Пойма реки участками заболочена, ширина реки 20…30 м, глубина на плесах 3 м, на перекатах 0.2 м, имеется много стариц и озер. По площади месторождения протекают притоки р. Чоны - Нельтошка, Вирая, Молчалун, Игняла, характеризующиеся резко изменяющейся водообильностью в зависимости от количества атмосферных осадков. Наряду с реками важными гидрогеологическими элементами в районе работ являются озера и болота. Озера большей частью пойменные (старичные) и термокарстовые, развитые на пологих склонах и плоских вершинах водоразделов. Питание озер осуществляется, в основном, талыми снеговыми и дождевыми водами. Болота распространены по долинам рек и ручьев, реже на склонах и водоразделах, относятся они к типу надмерзлотных и в засушливые годы почти полностью осушаются. Питание болот происходит за счет талых снеговых, дождевых и мерзлотных вод. Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Река Чона не судоходна. Река Н.Тунгуска судоходна непродолжительное время - 20…30 дней в паводковый период. Река Лена судоходна от п. Качуг до устья. Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом, с годовыми максимально-экстремальными колебаниями температуры от +36 до -580С, среднегодовая температура -5.0…-5.5 0С. В зимний период господствует мощный антициклон с солнечной безветренной погодой. В это время происходит сильное выхолаживание приземного воздуха, что обусловливает сезонное промерзание грунтов на 1.5…2.0 м и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются в конце августа. Толщина снежного покрова колеблется от 40 до 70 см, снег держится с октября по апрель. Среднегодовое количество осадков 300…500 мм. Кратковременный максимум осадков (56 мм) приходящийся на осенне-зимний период, средний максимум - 26 мм. В районе работ преобладают юго-восточное и северо-западное направление ветров со скоростью 1…3 м/с. 1.2 Геологияместорождения Геологическое строение Верхнечонского нефтегазоконденсатное месторождение далее (НГКМ) изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого-съемочных работ. На основании этих материалов составлен литолого-стратиграфический разрез Верхнечонского НГКМ. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения рифея, нижнего, среднего и верхнего кембрия и каменноугольной системы, которые со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на породах фундамента архей протерозойского возраста. Общая толщина осадочных отложений изменяется от 1176,0 до 1729 м, не считая толщины залегающих среди них траппов. В тектоническом отношении месторождение приурочено к большой флексуре, осложняющей западный склон Пеледуйской куполовидного поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. По кровле терригенного комплекса флексура имеет размеры 55х50 км (по изогипсе - 1200 м), высота её 80 м. В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: под солевой, солевой и над солевой. Совпадение структурных планов отмечается по поверхностям фундамента под солевых отложений и осинского горизонта. Всё вышележащие отложения дислоцированы более сложно. Это обусловлено проявлениями соляной тектоники, внедрением пластовой интрузии долеритов и, возможно, гипергенным выщелачиванием каменных солей ангарской свиты. По данным сейсморазведочных работ установлен целый ряд разрывных нарушений, осложняющих структурные планы поверхности фундамента и осадочных отложений. Часть из них прослеживается только в подсолевой и солевой частях разреза, часть затрагивают весь разрез. Нарушения образуют сложную систему зонсеверо-западного, северо-восточного, субши-ротного и субмеридионального простирания. Среди выделенных зон разрывных нарушений наиболее высокими амплитудами смещения характеризуются Могинско-Ленской разлом, Верхнечонского-Талаканский и Усольский грабены. Из остальных малоамплитудных разрывных нарушений лишь незначительная часть является нефтегазоконтролирующими. .3 Литологическая характеристика разреза скважины Таблица 1
1.4 Нефтегазоносность месторождения Верхнечонское месторождение находится на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Промышленная продуктивность всех этих месторождений приурочена к горизонтам подсолевого комплекса нижнего кембрия. В южной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, устькутский, преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, верхнечонский) горизонтам. Осинский горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении. К осинскому горизонту приурочена одна нефтяная залежь и три газоконденсатных. После испытания с применением вторичных методов воздействия на пласт получены притоки пластовых флюидов: газа - дебитом до 109.9 тысяч м3/сут (скв. 46), нефти - 14.7 м3/сут (скв. 113). Тип коллектора - каверно-поровый. Значения открытой пористости достигают 12.6 %, при величине проницаемости до 130 мД. Для осинского горизонта характерны пластовые давления, как правило, превышающие нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется аномально высоких пластовых давлений далее (АВПД) с коэффициентом аномальности до 1.3 и более. Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные. Устькутский горизонт представлен двумя пластами доломитов, приуроченных к верхней части мотской свиты. На Верхнечонском месторождении горизонт нефтегазоносен в ряде скважин (53, 76, 77, 78, 114, 90, 91). Промышленные притоки получены в скважинах: 900 - газа 47.6 тыс. м3/сут (верхний и нижний пласты); 78 - газа 29.8 тыс. м3/сут (нижний пласт); 53 - нефти 15.2 м3/сут (нижний пласт). Коллектор горизонта - каверно-поровый. Значения открытой пористости колеблются от 7.1 до 13.2 %, при проницаемости до 16 мД. Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные. Преображенский горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты, представлен доломитами. На Верхнечонском месторождении горизонт промышленно продуктивен. Доказано наличие трех нефтяных и одной газонефтяной залежей, приуроченных к преображенскому горизонту. Притоки пластовых флюидов, полученные из горизонта, составляют: нефти - до 43.2 м3/сут, газа - 21.4 тыс. м3/сут. Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают 17%, при проницаемости - 9 мД. Залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные. Верхнечонский горизонт залегает в терригенной части нижнемотской подсвиты. Представлен двумя песчаниковыми пластами (Вч1 и Вч2), разделенными в восточной и центральной частях площади глинистой перемычкой, а на остальной территории - зоной слияния этих пластов (Вч1+Вч2). Промышленная продуктивность горизонта связана с выделенными 10 залежами: восьмью газонефтяными, одной нефтяной, одной газовой. Притоки пластовых флюидов, полученные в процессе испытании, достигают следующих величин: нефти - до 230 м3/сут, газа - до 270 тыс. м3/сут. Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают17.5 %, при межзерновой проницаемости до 2930 мД. Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные. .5 Гидрогеологические условия Водоносность Верхнечонского месторождения изучена по материалам глубокого и колонкового бурения, а также по данным изучения родников и рек. В пределах месторождения водоносные горизонты проявляли себя как водопроявлениями, так и поглощениями промывочной жидкости. Были зафиксированы и самоизливы в верхоленской, литвинцевской, булайской свитах (в основном с глубин до 500 м). Поглощающие зоны отмечались в различных интервалах разреза. Интенсивность поглощений различная - от 0.1 м3/час до полной потери циркуляции. В разрезе месторождения водоносные горизонты и комплексы объединяются в три гидрогеологические формации: надсолевую, соленосную и подсолевую. Надсолевая гидрогеологическая формация составляет верхнюю часть разреза до глубин 200…300 м - от четвертичных отложений до верхоленской свиты включительно. Эти отложения в значительной степени дренируются речной сетью и являются зоной активного водообмена. Водоносный комплекс четвертичных отложений связан с аллювиальными отложениями, представленными песчано-галечными образованиями. Водонасыщенность комплекса зависит от атмосферных осадков и от подтока вод из других горизонтов. Выходы родников приурочены к долинам рек. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые слабоминерализованные 0.098…0.121 г/дм3, рН = 6.2…7.4. Водоносный комплекс юрских отложений. Водоносные горизонты связаны с чайкинской свитой. Бурением водозаборных скважин в свите установлено три водоносных горизонта, которые варьируются от подошвы свиты и выше 15-33м и 55-65 м. вмещающими породами являются песчаники. дебит воды при откачке составил в среднем около 8 м3/час. Статический уровень горизонтов 5-21, 10-22 и 3,5-60 метров. Воды юрских отложений, в основном, гидрокарбонатные кальциевые. Минерализация невысокая - от 0.06 до 0.6 г/дм3, рН = 6.0…7.2. Наличие водоносных горизонтов в комплексе подтверждается также и поглощением бурового раствора при проходке юрских отложений. Интенсивность поглощений менялась от 3…4 м3/час до «полного» (скв. 11, 30, 42, 47, 48, 107). Пермо-триасовый комплекс (траппы) Обводненность траппов зависит от их трещиноватости, которая крайне не равномерна. Наиболее обводнена верхняя выветрелая зона пластовых залежей траппов. К этой зоне и приурочены источники дебитом до 2 л/сек. Вода получена в скважинах 88, 89. В скважине 88 горизонт находится в 26 м от контакта с верхоленской свитой. Водонасыщенная толщина составляет 8 м. Дебит воды до 6 м3/час (144 м3/сут). Статический уровень 31 м. В скв. 89 водоносный горизонт находится в 166 м выше контакта с литвинцевской свитой. Водонасыщенная толщина 5 м. Дебит воды 8 м3/час (192 м3/сут). Статический уровень 10 м. Каменноугольный водоносный комплекс Отложения каменноугольного возраста на месторождении обводнены слабо. Водовмещающими породами являются песчаники тушамской свиты, а водоупором - глинистые плотные разности пород верхоленской и илгинской свит, а также подстилающие пластовые интрузии траппов. Источники из этого комплекса были зафиксированы геологосъемочными работами. Воды родников гидрокарбонатные натриевые. Дебит их до 4 м3/час. Водоносный горизонт в отложениях тушамской свиты был вскрыт скважиной 112. Толщина водонасыщенной части 12 м. Дебит воды 3 м3/час (72 м3/сут). Статический уровень 11 м. Верхне-среднекембрийский водоносный комплекс Водоносные горизонты приурочены к отложениям верхоленской и илгинской свит. Вскрыты они 33 гидрогеологическими скважинами. Водовмещающими породами являются песчаники, трещиноватые алевролиты. Водоупором служат аргиллиты, прослои доломитов. Водоносные горизонты по характеру залегания поровые, трещинно-поровые. В комплексе можно выделено семь водоносных горизонтов. Эти горизонты находятся выше подошвы верхнеленской свиты до отложений илгинской свиты. Дебит воды в среднем около 5 м3/час. Статический уровень варьируется от 6 до 40 м. При бурении глубоких скважин водоносные горизонты подтверждаются поглощением различной интенсивности: от 0.5…20 м3/час до «полного». Соленосная гидрогеологическая формация включает водоносные комплексы литвинцевской, ангарской, булайской и бельской свит, а также верхнюю часть усольской свиты (балыхтинский горизонт). Водовмещающими горизонтами являются карбонатные коллекторы, водоупорами для них служат пласты каменной соли или плотные сульфатно-карбонатные и глинистые породы. Нижне-среднекембрийский водоносный комплекс Литвинцевский водоносный комплекс представлен карбонатными породами. Верхним водоупором для него служат глинистые и глинисто-карбонатные породы каменноугольных, юрских, средне-верхнекембрийских отложений. Нижним водоупором являются пласты каменной соли. Водовмещающими породами для всех водоносных горизонтов литвинцевской свиты являются трещиноватые, кавернозные, брекчированные доломиты порово-кавернозного типа. Литвинцевская свита на месторождении сильно обводнена. Выделяется несколько водоносных горизонтов, находящиеся до 125 м выше подошвы свиты, где дебит составил 5 м3/час. Самый максимальный дебит выявлен в горизонте, контактирующий с ангарской свитой, где дебит воды составил 20 м3/час. Это максимальный дебит, зарегистрированный из гидрогеологических скважин месторождения. В ходе бурения глубоких скважин 12, 15, 22, 23, 24, 25, 29, 30, 31, 34, 41, 42, 47, 53, 57, 58, 60, 61, 62, 65, 73, 74, 76, 79, 82, 92, 100, 107, 128 при проходке литвинцевской свиты отмечалось поглощение промывочной жидкости интенсивностью от 0.5…20…60 м3/час до «полного». Ангарский водоносный комплекс На месторождении в разрезе ангарской свиты выделяется три водоносных пласта. Водовмещающими породами являются трещиноватые кавернозные доломиты. Первый пласт находится в верхней части ангарской свиты (в кровле) - скв.27, 57, 122. Толщина пласта 6…20 м. Дебит воды горизонта от 5 до 17 м3/час (144…432 м3/сут.). Второй пласт находится в 23…45 м ниже кровли свиты, вскрыт скважинами 21, 35(II). Толщина пласта 10 м. Производительность скважин 1.5……6.8 м3/час. Третий пласт на месторождении вскрыт скважиной 26 на глубине122 м. Дебит воды 960 м3/сут. В ангарской свите многими скважинами вскрыты траппы. С траппами и отложениями ангарской свиты связаны интенсивные поглощения бурового раствора от 1 до 100 м3/час и до полного. Булайский водоносный комплекс. На месторождении в скважине 23 было отмечено водопроявление из биркинского горизонта, дебит составил 12…24 м3/сут. В других скважинах (49, 54, 11, 29, 30, 41, 128, 79, 68) с этим комплексом связаны поглощения бурового раствора от 0.5 до 5…10 м3/час, в 128 скважине - до «полного». Бельский водоносный комплекс. В разрезе комплекса выделяются два горизонта, с которыми связаны водопроявления - атовский и христофоровский. Атовский горизонт находится в верхней части разреза нижне-среднебельской подсвиты. Сложен доломитами с редкими прослоями доломитов глинистых, доломито-ангидритов, известняков. Из этого горизонта в скважине 128 отмечено водопроявление дебитом 1.78 м3/сут. Плотность воды изменяется от 1.15 до 1.22 г/см3. В 53 скважине был получен приток воды, но дебит не определен. Христофоровский горизонт расположен в нижней части нижне-среднебельской подсвиты. Сложен доломитами и известняками с подчиненными прослоями глинистых доломитов и доломито-ангидритов. Горизонт проявил себя в скважинах 122 и 123. В 122 - дебит воды составил 3.6 м3/сут, нефти 80 л/сут. В скважине 123 дебит воды составил 0.07 м3/сут. (плотность 1.22 г/см3). В ряде скважин 11, 23, 29, 30 при проходке отложений бельской свиты отмечалось поглощение бурового раствора интенсивностью от 0.5 до 2 м3/час. Из балыхтинского горизонта водопроявлений не наблюдалось. Подсолевая гидрогеологическая формация объединяет осинский горизонт (совместно с надосинским пластом) и все нижележащие толщи до фундамента включительно. Водопроявления в средне-верхнемотско-усольском водоносном комплексе связаны с надосинским пластом, осинским, устькутским и преображенским горизонтами. Осинский горизонт представлен доломитами с прослоями известняков. Водовмещающими породами служат трещиноватые и кавернозные карбонатные породы. Вода получена в скважинах 31, 37, 150. Дебит воды - до 13.7 м3/сут. В процессе бурения горизонт проявил себя в скв. 11, 29, 30, 128, 900 поглощениями бурового раствора с интенсивностью 0.5…4 м3/час. Устькутский горизонт состоит из двух доломитовых пластов-коллекторов, разделенных глинистой сульфатно-карбонатной перемычкой. Из этого горизонта водопроявления отмечены в скважинах 53, 77, 113. Дебиты воды изменяются от 1.4. до 7.3 м3/сут. В процессе бурения горизонт проявил себя поглощением во многих скважинах (21, 30, 34, 41, 51, 122, 128). Интенсивность поглощения от 0.5 до 20 м3/час. Преображенский горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты. Горизонт представлен доломитами. Горизонт проявил себя в скважинах 77, 82, 40, 105, 91, 73. В некоторых скважинах получены незначительные притоки воды. Максимальный дебит воды был 1.6 м3/сут. Верхнечонский горизонт нижнемотского комплекса представлен песчаниковыми пластами Вч1 и Вч2, которые разделены между собой алевролито-аргиллитовой перемычкой. Тип коллектора поровый. В скважинах 29, 31, 46, 53, 59, 74, 70, 77, 82, 83, 91, 98, 103, 105 были получены притоки воды до 146.5 м3/сут (скв. 46). Незначительные дебиты (до 1 м3/сут) получены в скважинах 23, 24, 30, 37, 60, 72, 74, 76, 128. В коре выветривания фундамента водовмещающими являются выветрелые трещиновато-поровые породы. Вода получена в скважинах 39, 70, 85, 122. Дебит воды до 26 м3/сут (скв. 39). Отмечены были и поглощения бурового раствора в скважинах 21, 23, 38, 104 интенсивностью 1…8 м3/час. В гидродинамическом плане район месторождения расположен в зоне регионального пьезоминимума, ограниченного изопьезой приведенных напоров терригенного комплекса +200 м. Краевые области питания терригенного комплекса на район месторождения существенного гидродинамического влияния не оказывают. Усиление водообмена в этом комплексе происходит, в основном, за счет вертикальных (нисходящих и восходящих) внутрипластовых перетоков рассолов по дизъюнктивным нарушениям и «гидравлическим окнам» в водоупорных горизонтах. Характеристика законтурной зоны продуктивных горизонтов В результате испытания скважины 74 из пласта Вч2 в интервале 1623……1625 м был отмечен приток пластовой воды 2.6 м3/сут. при Нд = 1067 м. Содержание брома - 4.9 г/л. При испытании интервала 1630…1637 м дебит воды составил 19.6 м3/сут., Рзаб = 13.8 МПа, расчетное пластовое давление 15.2 МПа (на гл. 1623 м). Плотность рассола 1.3 г/см3, пластовая температура +18.5°С. Содержание брома в пределах 6.5…6.8 г/л. По химическому составу вода хлоридная кальциевая с минерализацией 393.3…395.4 г/л. В скважине 50 по прямым геофизическим методам (ОПН) из пласта Вч1+Вч2 был зафиксирован приток пластовой воды. Плотность воды 1.28 г/см3. Из преображенского горизонта в скважине 105 из интервала 1644…1655 м при испытании получили приток воды с пленкой нефти (Q = 0.45 м3/сут.), содержание брома 4.99 г/л. По химическому составу пластовая вода имеет минерализацию 335.5 г/л, хлоридно-кальциевого типа. Верхнечонский горизонт (пласт Вч1+Вч2) в скважине 105 в интервалах 1674…1680 м и 1670…1674 м при испытании проявил себя притоком пластовой воды. Дебит составил 3.2…3.7 м3/сут., ΔР = 3.9…8.3 МПа, Рпл = 15.6 МПа. Содержание брома в пределах 4.0…6.6 г/л. По химическому составу воды хлоридные кальциевые с минерализацией 380.5…411.3 г/л. Физические свойства и химический состав подземных вод Водонасыщенность четвертичных отложений находится в прямой зависимости от атмосферных осадков и от подтока вод из других горизонтов. Выходы родников на поверхность встречаются, в основном, в долинах рек. По своему составу воды гидрокарбонатные кальциево-магниевые, слабоминерализованные - 0.098…0.120 г/л, рН=6.2…7.4. Газонасыщенность вод равна 17.25 мл/л. Газ состоит на 73…75 % от общего объема из азота; 18…20 % - кислорода, 7.9…8.9 % - углекислого газа; 0.8…2.2 % - водорода. Органические вещества (тяжелые углеводороды) присутствуют в очень незначительном количестве. По физическим свойствам вода пресная, без запаха, бесцветная. Жесткость воды от 1 до 3.14 мг-экв/л. Минерализация вод юрских отложений равна 0.218…0.517 г/л, рН = 7.1……7.8, жесткость воды изменяется в пределах от 5.1 до 8.1 мг-экв/л. Воды умеренно жесткие. По химическому составу вода гидрокарбонатная кальциевая. В воде присутствуют: Fe (от 0.03 до 3 г/л), F (от 0.27 до 0.4 г/л). Обнаружено присутствие нитратов в количестве до 0.6 мг/л. Йод, бром, бор, нафтеновые кислоты, фенол, бензол в водах отсутствуют. По физическим свойствам воды юрских отложений без запаха, цветность их равна 2.2…2.8, мутность 0.005-1.0 мг/л. Воды траппов слабоминерализованные - 0.2 г/л, рН = 6.2…8.0. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые, магниево-кальциевые. В водах траппов присутствуют растворенный газ (до 28 мл/л). По своему содержанию газ состоит на 78.28 % из азота; 17.28 % - кислорода; 2.01 % - углекислого газа; 0.07 % - водорода. Тяжелые углеводороды присутствуют в незначительном количестве. Йод, бром, бор - отсутствуют. По физическим свойствам воды пресные, мягкие, без запаха, бесцветные. Воды тушамской свиты каменноугольных отложений слабоминерализованные - 0.043…0.424 г/л, рН = 6.4…8.0. По химическому составу гидрокарбонатные натриево-кальциевые. Растворенного газа в воде содержится до 16 мл/л. Газ по составу на 71 % представлен азотом; 17 % - кислородом, 12 % - углекислым газом. Содержание йода - 0.212 мг/л, брома - 0.27 мг/л. По физическим свойствам вода пресная, мягкая, бесцветная, без запаха. Воды верхоленской и илгинской свит слабоминерализованные (0.062……4.182 г/л), рН находится в пределах 6.8…7.8, жесткость равна 1.25……35.2 мг-экв/л. По химическому составу в верхней части разреза воды гидрокарбонатные кальциево-магниевые, гидрокарбонатно-сульфатные натриевые, для низов характерны сульфатно-гидрокарбонатные кальциево-магниевые. Газонасыщенность вод находится в пределах от 11 до 130 мол/л. Поклассификации Л.М. Зоркина растворенные газы относятся к азотному типу. В водах присутствуют: йод (0.127…0.846 мг/л), бром (0.15…1.33 мг/л), железо (0.02…3.0 мг/л), сероводород (0.29…2.8 мг/л). По физическим свойствам воды пресные, солоноватые. Для некоторых проб характерен запах сероводорода, керосина. Цветность вод 2.6…29.2°. Мутность 0.07…3.2 мг/л. В большинстве своем воды умеренно жесткие. Химический состав и степень минерализации вод литвинцевской свиты находятся в прямой зависимости от литологического состава пород. В их формировании важное место принадлежит процессам выщелачивания гипса. Степень минерализации вод варьирует от 0.187 до 3.895 г/л. Увеличение ее происходит вниз по разрезу, рН изменяется от 6.4 до 7.9, общая жесткость 14.2.…35.3 мг-экв/л. Химический состав вод изменяется сверху вниз от гидрокарбонатных магниево-кальциевых, сульфатных кальциево-магниево-натриевых до сульфатно-хлоридных магниево-кальциевых. Растворенный газ в водах присутствует в количестве от 14 до 30 мл/л. Газ состоит на 69.9…85.9% из азота, 10.6…23.0% - кислорода, 0.56…3.5% - углекислого газа, 0.02…1.99% - водорода. По своим физическим свойствам воды литвинцевской свиты имеют солоноватый вкус, в основном, без запаха. Для воды, залегающей в основании свиты, характерен запах сероводорода. Окисляемость вод равна 0.80…14.5, цветность равна 2.5…10.4°, мутность 0.04…7 мг/л. По показателям жесткости воды относятся к очень жестким. Водоносные пласты ангарской свиты опробованы в скважинах 32, 57. (см. табл.3.4.1). Воды солоноватые, с минерализацией 3.76…4.23 г/л, рН = 4.7. Отмечается присутствие брома - 60 мг/л. По химическому составу воды сульфатные кальциево-магниевые и хлоридно-сульфатные кальциевые. Вода булайской свиты была получена в скважине 23 на глубине 600 м. Скважина переливала с дебитом 1 м3/час. Анализ воды не производился. В других скважинах с отложениями свиты связаны поглощения бурового раствора. Вода атовского горизонта бельской свиты представляет собой рассол с минерализацией 316 г/л, плотностью 1.206 г/см3. Температура в пластовых условиях +9 °С. Бром содержится в количестве 2.4 г/л. Водородный показатель 5.05. Газонасыщенность 0.08 м3/т. Тип воды хлоридный натриевый. Воды христофоровского горизонта проанализированы по четырем пробам из скважин 122, 123. Представлены рассолами с минерализацией 283…361 г/л и плотностью 1.20…1.24 г/см3. Температура воды в пластовых условиях +13°С. В воде присутствует бром до 3 г/л, бор, йод, стронций. Газосодержание 0.03 м3/т. Водородный показатель меняется от 5.2 до 7.8. Тип воды хлоридный натриевый, кальциевый. Вода второго межсолевого пласта карбонатов над осинским горизонтом представляет собой рассол с минерализацией 354 г/л и плотностью 1.23 г/см3. В рассоле присутствует бром (2.9 г/л), бор (4.3 г/л), литий (18.1 мг/л), рубидий (2.7 мг/л). Водородный показатель среды 5.1. Тип воды хлоридный кальциево-натриевый. Химический состав вод осинского горизонта определялся по 8 анализам. Минерализация изменяется в пределах 237…399 г/л. Плотность рассолов 1.15……1.29 г/см3. В воде присутствуют: бром (до 6 г/л), бор - 41 мг/л, йод - 6.8 мг/л, нафтеновые кислоты до 4.38 мг/л и другие микрокомпоненты. Водородный показатель - 6. тип воды хлоридный натриевый и кальциевый. Среди вод мотской свиты выделяют воды устькутского горизонта в верхнемотской подсвите, воды преображенского горизонта в среднемотской подсвите, верхнечонского горизонта в терригенной части нижнемотской подсвиты (пласты Вч1, Вч2, Вч1+Вч2). Рассолы устькутского горизонта имеют минерализацию 217…399 г/л. Плотность вод в стандартных условиях 1.16…1.32 г/см3. В воде присутствуют: бром - 6.9 г/л, йод - 6.8 мг/л. Пределы изменения рН в проанализированных пробах - 4.5…6.0. Тип вод хлоридный натриевый, кальциевый. Пластовая температура 12.9 °С (замерена в скв. 53). Воды преображенского горизонта анализировались по 18 пробам. Они характеризуются высокой минерализацией от304 до 423 г/л и плотностью 1.2……1.3 г/см3. Водородный показатель изменяется в пределах 2.1…4.8. Температура воды в пластовых условиях до +17 °С. В водах содержится: бром (до 7 г/л), йод до (7.62 мг/л). Тип воды хлоридный натриевый, кальциевый. Воды верхнечонского горизонта (пласты Вч1 и Вч2) имеют минерализацию до 450.6 г/л, плотность - 1.17…1.34 г/см3. По своему химическому составу воды подразделяются на хлоридные натриевые и хлоридные кальциевые. Воды с меньшей минерализацией, как правило, хлоридные натриевые, с большей хлоридные кальциевые, рН вод изменяется от 2.0 до 5.7. В пробах присутствуют: бром (до 6.85 г/л), йод (до 6.68 мг/л). Температура воды в пластовых условиях +17…+25 °С. По анализам воды из скважины 74 определена общая жесткость, составившая 6750…6850 мг-экв/л. Водорастворенный газ (до 470 м3/т) состоит на 73…86 % из СН4, 10…17.5 % из N2 (анализы проб из скв. 105). Воды коры выветривания кристаллического фундамента характеризуются химическими анализами рассолов скважин 31, 122. Минерализация исследованных рассолов 294…399 г/л, плотность 1.23…1.29 г/см3. Воды, в основном, хлоридные кальциевые. Содержатся бром (до 6.6 г/л), йод (5.5 мг/) 2. Технология процесса бурения скважины .1 Способ и режим бурения скважины Способ и режим бурения скважины выбраны на основе данных особенностей геолого-технических условий проходки скважин на Верхнечонском НГКМ, с учетом наличия зон осложнений, резко меняющихся литологических пачек пород, применяемых видов промывочных растворов, технологических особенностей силового и насосного оборудования показывают, что наиболее эффективным и приемлемым способом бурения является винтовым забойным двигателем. Ввиду того что при бурении скважины встречаются осложнения в виде поглощения и размыва соленосных пропластков в Ангарской, верхней части Бельской и Усолькой свитах проектом принимается использование полимер - солевых растворов. Исходя из перечисленных выводов проектом принимается использование винтового забойного двигателя фирмы Шлюмберже, что обеспечит крутящий момент на долото без потерь на силы трения, чем при роторном способе, особенно при бурении наклонно-направленного участка. Снизит вибрацию на бурильную колонну и скручивание. Роторный способ бурения целесообразен при проработке ствола скважины. Бурение под направление диаметром 340 мм производиться шарошечными долотами диаметром 444,5 мм. Для обеспечения вертикальности ствола скважины бурение будет вестись с “навеса”. Для предупреждения размыва устья скважины и фундаментов, будет установлен приемник для бурового раствора и откачки его в мерники центробежным насосом. Бурение скважины в интервале 0-60 м предусматривается производить роторным способом. Нагрузка на долото - вес инструмента. Частота вращения, об/мин n = | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||