Файл: Курсового проекта Методы глушения пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин 013. 00. 00пз.docx

---

1.2 Нефтегазоносность

Продуктивными на Среднеботуобинской площади оказались базальные терригенные отложения, которые в объеме от подошвы доломитов парфеновского горизонта до поверхности фундамента были выделены под условным названием в Среднеботуобинскую пачку.

Для дополнительного изучения геологического строения и параметров выявленной залежи нефти был составлен проект на разбуривание Среднеботуобинской площади 13 поисковыми скважинами, в результате исследования которых были уточнены коллекторские свойства пластов.

Площадь нефтегазоносности I пласта - 260,26 тыс.м², площадь нефтегазоносности II пласта - 54 тыс.м² запасы относятся к категории С₁.

Весь Среднеботуобинской горизонт рассматривается как залежь с единым водонефтяным и газонефтяным контактами. ВНК принят на абсолютной отметке – 2157м, ГНК- 2136м.

Выделение пластов-коллекторов проводилось по комплексу ГИС.

В процессе проведенной детальной корреляции было выделено 7 песчаных пропласток. Пропластки 1 и 2 выделены в пределах пласта I, а остальные пять пропласток, т.е. с 3-7 выделены в пласте II.

Ожидаемый дебит данной скважины 250 м³/сут.

1.3 Гидрогеология и тектоника

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение. Промышленная газонефтеносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизонта нижнего кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и талахского горизонтов. К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтяной оторочкой, смещенной на юго-восточное крыло. Залежь пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования.

Газонасыщенные песчаники пористостью 13—18%, проницаемостью до 0,6 мкм2, эффективная толщина 3,2—10,4м. Начальное пластовое давление 14,6 МПа. Дебиты газа 280 тыс. м3/сут. Состав газа, %: метана — 87,18, этана — 3,66, пропана — 1,32, бутана — 0,43, углекислоты — 0,19, азота — 6,19, водорода — 0,09, повышенное содержание гелия. Плотность газа 0,632. Содержание конденсата 20,2 г/м3. Плотность 0,669 г/см3. Нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки 1,5—5м (северный блок) — 4,2—8,5м (центральный и восточный блоки). Пористость песчаников 12— 17%, начальные дебиты нефти 24 т/сут. Нефть плотностью 0,867г/см3, вязкость 9,17 мПа-с, содержание серы 0,89%, парафи­на 1,91—2,85%, смол и асфальтенов 9,6—21,9%, выход фракций до 300°С 77—76,5%. К ботуобинскому горизонту приурочено до 90 % разведанных запасов нефти и газа.

---

Залежь осинского горизонта нефтегазовая, пластовая, литологически экранированная.

Высота 40 м, глубина кровли пласта 1427 м, эффективная толщина 4 м, кол­лектор карбонатный, пористость 13 %, проницаемость 0,015 мкм2, пластовое давление 14,3 МПа, t ТС, Дебиты нефти и газа соот­ветственно 16 т/сут и 58 тыс. м3/сут.


Рис. 1.3.1 Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение
а — структурная карта по кровле ботуобинского горизонта;
б — геологический разрез

1.4 Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов

На среднеботуобинском месторождении промышленные притоки нефти и газа связаны главным образом с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся к карбонатным отложениям осинского и терригенным коллекторам парфеновско- ботуобинского и улаханского горизонтов.

Залежи выявлены на глубине 1427-1950 м.

Залежи пластов Б1-2 (осинский горизонт) билирской и В5 (ботуобинский горизонт) бюкской свит.

В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа из пластов В12 (улаханский горизонт) и В13 (талахский горизонт) курсовской свиты. Залежь пласта Б1-2 - нефтегазовая, массивная, литологически замкнутая, блоковая. Тип коллектора, сложенного известняками и доломитами с прослоями мергелей, порово-каверновый. Залежь имеет сложное строение за счет резких фациальных изменений продуктивных пород и разрывных нарушений. Мощность пласта 60-70 м, эффективная мощность достигает 20 м.

Залежь пласта В5 нефтегазовая, пластовая, антиклинальная, тектонически экранированная, блоковая. Мощность пласта изменяется от 1-2 м на севере до 36 м на юге структуры, эффективная мощность составляет до 90 % от общей. Пористость коллектора - 9-16 %. Особенностью залежи является наклонное положение водонефтяного контакта. Высота газовой шапки изменяется от 40 м на севере структуры до 20 м на юге, нефтяной оторочки - от 1 м на северо-западе до 18 м на юго-востоке.

---

Залежь пласта В12 - газовая, пластовая, антиклинальная, литологически ограниченная, тектонически экранированная - локализована на севере месторождения в районе выклинивания пласта В5, отделенного глинистыми породами мощностью 10-15 м. Мощность пласта В12 изменяется в интервале 0 - 17 м. Пористость коллектора, представленного серыми средне-мелкозернистыми песчаниками, составляет 11-15 %.
Тип коллектора: порово-трещинный

Эффективная пористость: 4-56%;

Пластовое давление: 13,8 МПа.

---

1.5 Зоны возможных геологических осложнений

Таблица 1.5.1 – Геологические осложнения

№ п/п	Интервалы глубин, м	Осложнения		Причины, вызывающие осложнения
		вид осложнения	интервал, м
1	0-250	обвалы стенок скважины, осыпание, поглощения промывочной жидкости, водопроявления	0-250	трещиноватость, повышенная проницаемость пород в гипергенной зоне, избыточная репрессия
2	250-950	Размывы пород	320-570	Воздействие воды на породу
		Размывы пород	650-950	Воздействие воды на породу
3	950-1070	Поглощения бурового раствора	950-1070	Трещиноватость пород, избыточная репрессия
		Осыпи пород	950-1070	Трещиноватость, повышенная проницаемость пород в гипергенной зоне, избыточная репрессия
4	1070 - 1140	Размывы пород	1325-1350	Воздействие воды на породу
5	1540-1880	Поглощения бурового раствора	1540-1880	Трещиноватость пород, избыточная репрессия

---