Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc

2.6 Гидрогеология

Гидрогеологическая информация на всех стадиях разработки месторождений нефти и газа, помимо решения задач обоснования захоронения промышленных стоков, помогает решить вопросы, касающиеся прогноза зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления, экологических аспектов нефтегазодобычи, условий разрушения и сохранения залежей углеводородов и многие другие.

В гидрогеологическом отношении месторождение приурочено к северной части Западно-Сибирского мегабассейна.

Наличие гидрогеохимической инверсии: смены типа вод от хлоркальциевого до гидрокарбонатнонатриевого и уменьшение их минерализации от 18-16 г/л до 2-7 г/л от аптальб-сеноманского до неокомского комплекса, может иметь несколько объяснений:

1. 
   поступление элизионных вод, образующихся при отжатии глинистых пород в процессе увеличения геостатической нагрузки. Элизионные воды имеют низкую минерализацию и соответственно понижают минерализацию пластовых вод;
   
2. 
   влияние органогенных вод, выделившихся из рассеянного
   

органического вещества при образовании углеводородов;

3. 
   поступление высокотемпературных низкоминерализованных глубинных флюидов по зонам субвертикальных деструкции.
   

2.7 Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов

В разрезе отложений Даниловского месторождения выделяется ряд продуктивных и перспективных горизонтов с доказанной нефтегазоносностью, имеющих региональное распространение.

Промышленная продуктивность месторождения связана с песчаниками нижнемотской подсвиты, карбонатами Преображенского горизонта среднемотской подсвиты, устькутского (пласты I и II) горизонта верхнемотской подсвиты

Интерес к терригенным отложениям нижнемотскойподсвиты появился в 1983 году, после того, как в скв.7, расположенной вне геофизической АТЗ, при испытании был получен промышленный приток газа дебитом 100 тыс. м3/сут. Суммарная толщина песчаников в этой скважине составляет 14 м, эффективная толщина песчаников по данным ГИС - 5-6 м, пористость песчаников 6-14%. Распространение залежи газа в южном направлении от скв.7 по результатам бурения скв.70 не прослеживается. Отмечается увеличение толщины терригенной части в скв.70 по сравнению с скв.7 (на 15м.) при общем сокращении доли песчаников в разрезе нижнемотской подсвиты (до 5 м против 14 м в скв.7). Притоков нефти и газа при опробовании ИП в скважине не получено.

---

Все залежи нефти, выявленные на Даниловском месторождении в устькутском горизонте, являются самостоятельными, связаны с ловушками структурно-литологического типа, контролируются зоной развития коллекторов.

Преображенский горизонт-ПР выделяется в подошве среднемотскойподсвиты. Горизонт отличается сравнительно однотипным строением по всей Даниловской площади. Сложен он доломитами серыми, коричневато-серыми, органогенными, мелко-тонкозернистыми с прослоями доломитовых мергелей, со следами интенсивно проявившихся процессов ангидритизации, трещинообразования и в меньшей степени - засолонения. Толщина горизонта изменяется от 12 (скв.144) до 20 м, преимущественные толщины 16-18 м. В скв.3 горизонт отсутствует как и терригенные отложения нижнемотской подсвиты. Экранирующими для залежей Преображенского горизонта являются глинистые и ангидритизированные доломиты среднемотской подсвиты толщиной более 60 м. Эффективная толщина пласта составляет 12 м (при общей толщине 16 м).открытая пористость пород изменяется от 5,32 до 19,59% (средняя 14,145. При испытании в скважине 144 получен промышленный приток газа дебитом 45 тыс. м3/сутки.

Основным продуктивным горизонтом на Даниловском месторождении является устькутский горизонт. Он выделяется в верхней части среднемотской подсвиты и представлен двумя пластами доломитов разделенных глинистосульфатно-карбонатной перемычкой. Верхний пласт сложен преимущественно органогенно-обломочными доломитами с прослоями доломито-ангидритов. Нижний пласт состоит из интенсивно перекристаллизованных доломитов, засолоненных, битуминозных, слабо ангидритизированных.

Основные перспективы Даниловского месторождения связываются три разобщенных, гидродинамически не связанных между собой продуктивных участка (центральный, западный и восточный), ограниченные зонами интенсивно засолоненных пород.

2.8 Зоны возможных геологических осложнений

Таблица 2.7 - Поглощения бурового раствора

Индекс стратигра- фического подраз- деления	Интервал, м		Максимальн ая интенсивнос ть поглощения, м3/ч	Расстояние от устья скважины до статическо го уровня при его mах снижении, м	Имеется ли потеря цир- куляции (да, нет)	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	10
Q÷О	0	215	до полного	0-30	да	Бурение гипергенной зоне, в трещиноватых с повышенной проницаемостью породах при избыточной репрессии
Є2+3 vl	215	544	до полного	0-200	да
Є1-2 lit	544	683	3-25	0-10	нет	Бурение при избыточной репрессии в трещиноватых породах
Є1 an	683	812	3-25	0-10	нет
Є1 bul	812	868	3-25	0-10	нет
V-Є1 tt	1674	1732	до 80	0-200	да
V sb÷V ktg	1732	1859	3-8	0-10	нет
AR-PR	1859	1880	3-8	0-10	нет

---

Таблица 2.8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфи - ческого подразделен ия	Интервал, м		Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Длина столба газа при ликви- дации газопро- явлений, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточного давле- ния, г/см3		Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа и т.д.)
	от (верх)	до (низ)			внутрен- него	наружно го
1	2	3	4	5	6	7	10	11
Є1 bls1-2 (А6)	1262	1308	газ, вода	200	1,46	1,25	Несоблюдение технологии вскрытия перспективного горизонта. Создание депрессии на пласт за счет снижения давления В стволе скважины. Причины: нарушение технологии бурения.	При газопроявлениях - разгазирование, переливы, выбросы бурового раствора. При нефтепроявлениях пленка нефти, переливы, выбросы бурового раствора.
Є1us (os) (Б1)	1626	1632	газ	500	1,46	1,25
	1632	1647	нефть		1,13	1,25
Є1us (Б2)	1649	1657	газ	520	1,46	1,25
	1657	1674	нефть		1,13	1,25
V-Є1 tt (Б3- 4)	1678	1686	газ	950	1,20	1,17
	1686	1705	нефть		0,75	0,75
V-Є1 tt (Б5)	1711	1717	газ	1717	0,00	0,15
	1717	1732	нефть		0,79	0,79

---

Таблица 2.9 - Осыпи и обвалы стенок скважины; кавернообразование

Индекс стратиграфиче- ского подразделения	Интервал, м		Вид (название) осложнения:		Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	от	до
1	2	3	4		5
Q÷О	0	215	Обвалы стенок скважины		Рыхлые, неустойчивые породы
Є2-3 vl-ilg	215	544	Неустойчивость стенок скважины		Трещиноватость пород в гипергенной зоне
Є 1an	760	812	Кавернообразование		Выщелачиваниекаменнойсолиприбурениинапресномбур овомрастворе
Є1 bls3	863	1079	Кавернообразование		Выщелачиваниекаменнойсолиприбурениинапресномбур овомрастворе
Є1 us	1330 1671	1626 1674	Кавернообразование		Выщелачивание каменной соли при бурении на пресном буровом растворе
Є1 tt	1674	1732	Неустойчивость скважины	стенок	Трещиноватость, кавернозность пород
V sb	1732	1800	Неустойчивость скважины	стенок	Трещиноватость, кавернозность пород
V ktg	1800	1859	Неустойчивость скважины	стенок	Трещиноватость, кавернозность пород

3. 
   Профиль и конструкция скважины
   

1. 
   Профиль скважины
   

Данная разведочная скважина проходится вертикальным стволом.

2. 
   Конструкция скважины
   

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

---

Определим коэффициенты аномальности, гидроразрыва и относительную плотность бурового раствора на основании данных геофизических исследований и литологического состава пород.

Коэффициент аномальности Ка рассчитывается по формуле

P

Ка  пл

в  g  H , (3.1)

где	Рпл – пластовое давление на глубине Н, МПа; ρв – плотность воды, ρв = 1000кг/м3; g – ускорение свободного падения равная значению 9,8 м/с2; Н - глубина залегания пласта, м. Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле
	 Ка  Kз ,		(3.2)
где	Ка - коэффициент аномальности;
	Кз- коэффициент резерва, определяющий величину репрессии на пласт. Значения коэффициента запаса К3 приведены в таблице 2.1

Таблица 3.1 - Значения коэффициента запаса и максимальной репрессии на пласт

Интервал, м	<1200	>1200
Кз	1.1	1.05

Ргр

К_г 

^_в^gH (3.3)

График совмещенных условий бурения строится для определения интервалов, несовместимых по условиям бурения и количества обсадных колонн для проектирования конструкции скважины. Для его построения необходимо определить:

Коэффициент аномальности - Ка; Плотность бурового раствора – ρ;

Коэффициент гидроразрыва - Кг

Расчет коэффициента аномальности Ка, коэффициента гидроразрыва Кг и относительной плотности бурового раствора Интервал 0 – 350 м.

Рассчитываем коэффициент аномальности, коэффициент гидроразрыва по формулам:

kа  Рпл

---