Ножовское месторождение, скважина №113

Федеральное агентство по образованию РФ

Пермский Государственный Технический Университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая работа по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых месторождений».

Ножовское месторождение, скважина №113

 

 

 

 

 

 

 

Выполнила: ст. гр. РНГМ 07-2

                                  Гуляева Татьяна

 Проверил: Предеин А. П.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пермь, 2010

 

Оглавление

 

1 Введение                                                                                                                                     4

2. Геологическая часть                                                                                                                 5

    2.1 Тектоническое  строение месторождения                                                                         5

    2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза                                                   5

    2.3 Интервалы  водоносности                                                                                                 8

    2.4 Нефтегазоносность                                                                                                            10

    2.5 Возможные  осложнения при бурении                                                                             13

    2.6 Интервалы  отбора керна и шлама                                                                                    14

    2.7 Геофизические  исследования в скважине                                                                       15        

    2.8 Интервалы  испытания продуктивных пластов                                                               15

3. Технологическая часть                                                                                                            17

    3.1 Проектирование  конструкции скважины                                                                        17

        3.1.1 Выбор числа ОК и глубины  их спуска                                                                     17

        3.1.2 Выбор диаметров ОК и долот                                                                                   20

        3.1.3 Расчет профиля ствола скважины                                                                             22

        3.1.4 Расчет ЭК на наружное избыточное давление                                                        23

        3.1.5 Расчет ЭК на внутреннее избыточное давление на момент опрессовки в один момент без пакера                                                                                                                       25 

        3.1.6 Расчет ЭК на страгивание резьб при спуске                                                           26

       3.1.7 Интервалы  цементирования затрубного пространства  ОК                                    26

       3.1.8 Расчет  цементирования ЭК                                                                                       27

       3.1.9 Гидравлический  расчет цементирования                                                                 28

       3.1.10 Расчет  необходимого количества машин                                                               29

       3.1.11 Расчет  продолжительности цементирования                                                        30

   3.2 Выбор способа  бурения                                                                                                    30

   3.3 Буровые растворы                                                                                                             31

   3.4 Выбор бурильного  инструмента                                                                                      33

      3.4.1 Расчет  бурильной колонны                                                                                        33

      3.4.2 Компоновка  низа бурильной колонны                                                                      35

   3.5 Выбор типов долот, режимов бурения                                                                           36

   3.6 Крепление скважины                                                                                                        37

      3.6.1 Технологическая  оснастка ОК                                                                                   37

 

  3.7 Испытание продуктивных пластов                                                                               38

4. Техническая часть                                                                                                              40

5. Заключение                                                                                                                         41

Список используемой литературы                                                                                       42

Приложения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Введение

 

В административном отношении месторождение Ножовское расположено в Частинском районе Пермской области, на правом берегу Воткинского водохранилища, в 135 км юго-западнее г.Перми.

На территории месторождения находятся населенные пункты с. Ножовка и с. Верхнерождественское. Между собой села связаны грунтовой дорогой, а с.Ножовка и с районным центром с.Частые, который находится в 26 км от нее. Ближайшая железнодорожная станция - г. Воткинск, который расположен в 45км к юго-западу от месторождения.

В отношении рельефа данный район представляет собой всхолмленную равнину. Собственно через месторождение протекает с севера на юг р. Ножовка, впадающая в Воткинское водохранилище. Для местности характерно наличие логов, в основном широтного простирания с перепадом высот 10-15м.

Климат района - континентальный, с холодной продолжительной зимой и теплым коротким летом.  Среднегодовая температура воздуха - +1.5°С, максимальная температура в июле +35°С, минимальная в январе -43°С. Среднегодовое количество осадков - 518мм. Направление ветра в основном - юго-западное, 21 градус. Устойчивый снежный покров устанавливается в начале ноября. Высота снежного покрова - 55-60см.

В районе развита нефтедобывающая, деревообрабатывающая и легкая местная промышленность.

Ближайшими к месторождению Ножовское разрабатываемыми месторождениями являются: Первомайское, Змеевское, Падунское, Березовское и Восточно-Опалихинское.

В связи со слаборазвитой дорожной сетью, большим количеством мелких речек и ручьев, а также в связи с тем, что в пределах месторождения находятся населенные пункты с.Ножовка и В.Рождественка бурение скважин затруднено. Бурение скважин в пределах месторождения также затруднено из-за того, что большая часть месторождения находится в водоохранных зонах, зонах санитарной охраны водозаборов III пояса, а также санитарно-защитных зонах с.с.Ножовка и Верхнее Рождество.

С 1999 года недропользователем на площади Ножовского месторождениня является ЗАО «Лукойл-Пермь».

Изучаемая в данной работе скважина № 123 Ножовского месторождения – эксплуатационная, наклонно-направленная с проложением основного ствола 530,6м, с проектной глубиной 2019 (-1392) м и турнейским проектным горизонтом.    

 

2 Геологическая часть

2.1 Тектоническое строение месторождения

     В тектоническом отношении месторождение Ножовское входит в состав южной части Верхнекамской впадины и приурочено к Ножовскому выступу, расположенному на сочленении Шалымского и Сарамревского прогибов Камско-Кинельской системы впадин (ККСВ).

       Собственно Ножовское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридианального направления простирания с практически не меняющимися ее размерами по всем отложениям.

     Для исследуемой площади характерны позднедевонские органогенные постройки, проявляющиеся в виде трех рифовых гряд субширотного и северо-восточного направления простирания.

     Установлено, что рифовые гряды субширотного северо-восточного простирания и тектонические линейные структуры субмеридианальной ориентировки, образуют сложнопостроенную систему поднятий. В пределах площадь Ножовская поднятия находят свое выражение по горизонтам каменноугольной (ОГIII, IIк и IIп), а наиболее амплитудные – и пермской систем. Именно рифы в наибольшей степени повлияли на формирование структурных планов покрывающих отложений.

 

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

     В разрезе месторождения Ножовское  вскрываются породы девонской (Д), каменноугольной (С) и пермской (Р) систем, перекрытые четвертичными отложениями.  Максимальная глубина вскрываемых пород – 4008м (скв.92).

• Нижний карбон, С1, турнейский ярус, С1t, малевско-упинский и черепетский горизонты, пласт Т

      Установлено, что коллекторы пласта Т прослеживаются  в интервале палеоглубин от 19 до 40 м, что соответствует малевско-упинским отложениям. В интервале палеоглубин от 14 до 19 м в разрезе в основном встречаются маломощные невыдержанные по площади прослои коллекторов черепетского яруса. Роль покрышек или флюидоупоров для залежей, связанных с пластом Т, выполняют уплотненные известняки с прослоями аргиллитов черепетского горизонта, а также глины радаевского возраста.

Покрышкой для залежей пласта Т являются плотные разновидности известняков турнейского яруса, С1t толщиной 6-8м, а также аргиллиты малиновского надгоризонта толщиной 0.8-6.2м.

Коллекторы в основном представлены известняками водорослевыми, комковато-сгустковыми и детрито-биоморфными.

Тип коллектора - карбонатный, смешанный.

• Нижний карбон, С1, визейский ярус, С1v, бобриковский горизонт, пласт Бб1

     Пласт Бб1 входит в состав визейских терригенных отложений (С1v), для которых характерна цикличность осадконакопления, обусловившая закономерное чередование прослоев песчаников и глин, толщиной 33-52м. Всего в терригенных отложениях визейского яруса выделяется 3 цикла седиментогенеза: радаевский, бобриковский и тульский.

     С начала радаевского времени и почти до конца тульского в пределах изучаемой площади осадконакопление происходило в условиях низменной аккумулятивной равнины.

     Отличительной особенностью осадков бобриковского времени является преобладание среди них обломочных разновидностей, накапливающихся в условиях дельтовых протоков. В пределах изучаемой площади прослеживаются две протоки палеодельты с толщиной накопившихся в них песчаных осадков до 10-25м и шириной русел до 2км.

Коллекторами являются песчаники и алевролиты бобриковского горизонта (С1v), перекрытых аргиллитами толщиной 2.4-11.2м. Тип коллектора - терригенный, поровый.

• Нижний карбон, С1, визейский ярус (С1v), тульский горизонт, пласт Тл-2б

     Генетические признаки песчано-алевролитовых отложений, в частности углистость, плохая сортировка обломочного материала и характер контактов с подстилающими породами, свидетельствуют об унаследованности палеогеографических обстановок осадконакопления и формировании коллекторов пласта Тл-2б в условиях русловых фаций.

В пласте Тл-2б установлены 3 залежи. Они связаны с алевролитами и песчаниками тульского горизонта толщиной 2.0-5.9м, перекрытого пластом аргиллитов толщиной 1.2-2.8м. Тип коллектора - терригенный, поровый.

• Средний карбон, С2, башкирский ярус, С2b, пласт БШ

     В пределах изучаемой площади в пласте БШ установлены 2 (две) залежи. Они приурочены к известнякам башкирского яруса, С2b, перекрытыми плотными их разновидностями, а также аргиллитами верейского горизонта.

Тип коллектора - карбонатный, поровый, смешанный.

• Средний карбон, С2, московский ярус, С2m, верейский горизонт, пласт В3В4

     Пласты В3В4 входят в состав верейских отложений (С2vr). В пласте В3В4 установлены 2 (две) залежи нефти. Они связаны с известняками и доломитами пласта В3В4 верейского горизонта, вскрываемых соответственно в южной части поднятия Ножовское, а также на поднятии Восточно-Опалихинское.

Литолого-стратиграфическое строение разреза представлено в табл. 1.

Таблица 1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфия подразделения	Интервал залегания, м	Толщи на, м	Цитологическая характеристика (вещественный состав горных пород)	Катего рия буримо сти	Пласто вое давление, МПа	Темпера тура,°С
1	2	3	4	5	6	7
Q	0-20	20	Глина, песчаник
Р2и	20-540	520	алевролит,ангидрит аргиллит,известняк, песчаник, мергель
P1kg	530-610	80	доломит, известняк
P1a	610-655	45	доломит, известняк
P1s+as	655-760	105	Ангидрит, известняк, доломит
С3	760-970	210	Ангидрит, известняк, доломит
С2 тс	970-1045	75	Известняк, доломит
C2 pd	1045-1160	115	Известняк, доломит
C2 ks	1160-1230	70	Известняк, доломит
C2 vr	1230-1290	60	Алевролит, глинист. известняк
С2 в	1290-1370	80	Известняк		12,4
C1s+v3	1350-1590	240	Доломит, известняк			28
C1 tl(k)	1590-1610	20	Глинист. Известняк, песчаник			29
C1 tl(Т)	1610-1645	35	Алевролит, песчаник		15,7
C1вв	1645-1660	15	Песчаник		15,7
С1t	1660-1731	279	Известняк		16,3

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Интервалы водоносности

Согласно региональным схемам гидрогеологического районирования Ножовское месторождение, расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в Камско-Вятском бассейне пластовых (блоково-пластовых) напорных вод.

В гидрогеологическом отношении на исследуемой территории снизу вверх можно выделить следующие гидродинамические этажи:

-Нижний гидродинамический этаж зоны весьма затрудненной циркуляции подземных вод, содержащий углеводородные залежи, перекрыт сверху региональным флюидоупором иренских ангидритово-доломитовых отложений толщиной от 45 м до 73 м. Он представлен:

1.Средне-верхнедевонским  водоносным комплексом;

2.Верхнедевонско-турнейским  водоносным комплексом;

3.Верхневизейско-башкирским  ГНВК

4.Нижне-средневизейским  ГНВК;

5.Окским, серпуховским и башкирским водоносным комплексом;

6.Московским  водоносным комплексом;

7.Верхнекаменноугольно-нижнепермским  водоносным комплексом.

-Верхний гидродинамический этаж представлен:

1. Нижнепермским сульфатно-карбонатным ГНВК;
2. Верхнепермским терригенно-карбонатным водоносным комплексом
3. Комплексом четвертичных отложений;

Нижний гидродинамический этаж

Воды средне-верхнедевонского водоносного комплекса представлены хлоркальциевыми высокометаморфизованными рассолами. Насыщение сульфат - ионами по А.И. Чистовскому варьирует от 62 до 107 %. Характерной особенностью этих вод является высокое содержание брома от 943 до 1396 мг/л, что позволяет отнести их к категории промышленных бромных вод. Верхнедевонско-турнейский водоносный комплекс охватывает карбонатные отложения от кровли турнейского яруса до подошвы саргаевского горизонта включительно. Подземные воды комплекса йодно-бромные, рассолы хлоркальциевого типа. Подземные воды верхневизейско-башкирского ГНВК представлены высокоминерализованными рассолами хлоркальциевого типа. По содержанию микрокомпонентов пластовые воды относятся к категории промышленных йодо-бромных, с содержанием йода и брома 10-18,8 мг/л и 495-1045 мг/л соответственно. Воды нижне-средневизейского ГНВК представлены рассолами хлоркальциевого типа, которые относятся к категории промышленных йодно-бромных. В окском, серпуховском и башкирском водоносном комплексе распространены рассолы хлоркальциевого типа, которые характеризуются полным насыщением сульфат-ионами. Пластовые воды являются промышленными йодно-бромными. Московский водоносный комплекс включает в себя мячковские, подольские, каширские и верейские отложения. По химическому составу пластовые воды верейских отложений представлены высокометаморфизованными рассолами хлоркальциевого типа. По содержанию микрокомпонентов подземные воды относятся к категории промышленных йодо–бромных.

 

Верхний гидродинамический этаж

В нижнепермском сульфатно-карбонатном ВНГК распространены насыщенные рассолы хлоридно-натриевого состава, сероводородом, йодом и бромом. Верхнепермский терригенно-карбонатный водоносный комплекс объединяет водонасыщенные породы уфимского, казанского и шешминского ярусов верхней серии. Распространены пресные воды гидрокарбонатно-кальциевого состава. В комплексе четвертичных отложений подземные воды приурочены преимущественно к галечно-гравийным отложениям и перекрывающими их суглинками и глинами. По химическому составу подземные воды гидрокарбонатно-кальциевого состава.

Можно сделать вывод, что пресные подземные воды верхнего этажа  могут быть широко использованы для питьевого водоснабжения населенных пунктов. Подземные воды нижнего этажа могут быть использованы для промышленных нужд. Воды продуктивных пластов являются потенциально промышленным сырьем по содержанию ценных компонентов: йода, брома, кальция, магния, стронция.

Таким образом, пластовые воды не агрессивны по отношению к залежам углеводородов, т.к. содержание в пластовой воде агрессивных компонентов находится в соответствии с нормами.

 

 

 

 

 

 

 

 

2. 4 Нефтегазоносность

Пласт Т

В пределах месторождения Ножовское пласт Т встречается во всех скважинах. В пласте Т установлены четыре залежи нефти, которые приурочены к черепетским и малевско-упинским карбонатным отложениям.

Покрышкой для залежей пласта Т являются плотные разновидности известняков турнейского яруса, С1t толщиной 6-8м, а также аргиллиты малиновского надгоризонта толщиной 0.8-6.2м. Коллекторы в основном представлены известняками водорослевыми, комковато-сгустковыми и детрито-биоморфными.

Тип коллектора - карбонатный, смешанный.

Коллекторы представлены нефтенасыщенными пористо-проницаемыми прослоями толщиной 1.2-9.6м.

Нефтенасыщенность коллекторов, Кнг, определенная по керну изменяется от 45.9 до 92.8% (среднее – 78%), а по ГИС – от 42 до 91% (среднее – 76%).

По керну и ГИС ФЕС коллекторов изменяются в довольно широком диапазоне: Кп керн – от 8.6 до 21.2% (среднее – 13.9%), Кпр керн – от 0.0009 до 0.774 мкм2 (среднее – 0.03 мкм2); Кп ГИС от 8.6 до 24.8% (среднее – 13%); Кп ГИС – от 0.0004 до 0.246 мкм2 (среднее – 0.03 мкм2).

      Пласт Бб1

В пределах месторождения Ножовское пласт Бб1 встречается во всех скважинах, однако по толщинам он меняется довольно значительно. Коллекторами являются песчаники и алевролиты бобриковского горизонта (С1v), перекрытых аргиллитами толщиной 2.4-11.2м. Тип коллектора - терригенный, поровый.

Глубина залегания пласта в своде поднятия -1346.2м.

ВНК принят на абс.отметке -1349м с учетом результатов опробования скв.1 совместно с пластом Тл-2б в интервале -1343.6-1348.6м, когда был получен приток нефти дебитом 6.5 т/сут (dшт. - 5мм), а также результатов интерпретации кривых БКЗ.

Породами-коллекторами являются песчаники мелкозернистые, кварцевые, глинистые с прослоями крупнозернистых алевролитов, которые в разрезе встречаются в виде 1-3 пористо-проницаемых прослоев толщиной 0.6-7.4м.

Общая толщина пласта изменяется от 5м до 28.5м, а эффективная – от 2.2-27.5м.

По керну и ГИС ФЕС коллекторов колеблются в широких пределах.

В частности, Кп керн изменяется от 13.1 до 24.7% (среднее – 18.4%), а Кп ГИС – от 14.5 до 32.7% (среднее – 19.0%).

Кпр керн составляет 0.0035-0.594 мкм2 (среднее – 0.05 мкм2), а Кпр ГИС – 0.0159-7.7 мкм2 (среднее – 3.2 мкм2).

Кнг, определенная по керну, изменяется от 38 до 90.9% (среднее – 68.2%), а по ГИС составляет 83%.

Пласт Тл-2б

Пласт Тл-2б входит в состав отложений тульского горизонта и пределах изучаемой площади распространен практически повсеместно. Сверху пласт Тл-2б перекрыт аргиллитами толщиной 1.2-2.8м.

В пласте Тл-2б установлены 3 (три) залежи. Тип коллектора - терригенный, поровый. Породами-коллекторами являются мелкозернистые кварцевые песчаники и алевролиты, присутствующие в разрезе в виде 1-4 пористо-проницаемых прослоев толщиной 0.4-3.9м. Глубина залегания кровли пласта Тл-2б в своде поднятия -1333.4м.

Общая толщина пласта Тл-2б изменяется от 10 до 18м, а эффективная – от 1.8-10.6м.

По керну и ГИС ФЕС коллекторов изменяются довольно значительно.

В частности, Кп керн изменяется от 11.2 до 24.5% (среднее – 18.4%), а Кп ГИС – от 14.0 до 29.4% (среднее – 20%).

Кпр керн составляет 0.003-1.44 мкм2 (среднее – 0.1104 мкм2), а Кпр ГИС – 0.0038-9.825 мкм2 (среднее – 2.68 мкм2).

Кнг коллекторов, определенный по керну, изменяется от 33.6 до 90.6% (среднее – 82.5%), а Кнг ГИС – от 56 до 96% (среднее – 88%).

Пласт БШ

Пласт БШ относится к отложениям башкирского яруса и прослеживается по всей площади исследований.

В пределах изучаемой площади в пласте БШ установлены 2 (две) залежи. Они приурочены к известнякам башкирского яруса, С2b, перекрытыми плотными их разновидностями, а также аргиллитами верейского горизонта.

Тип коллектора - карбонатный, поровый, смешанный. Коллекторы представлены биоморфно-детритовыми, обломочными и зернистыми известняками, которые сверху перекрыты плотными известняками башкирского яруса, а также аргиллитами верейского горизонта.

Общая толщина пласта БШ изменяется от 48 до 66.5м, а эффективная – от 10.6-23.1м.

В пласте выделяется 1-14 пористо-проницаемых прослоев толщиной 0.4-2м.

По керну и ГИС ФЕС коллекторов изменяются следующим образом: Кп керн – от 8.2 до 23.6% (среднее – 15.3%), Кп ГИС – от 8 до 22.5% (среднее – 13%).

Кпр керн характеризуется диапазоном изменений от 0.0009 до 0.682 мкм2 (среднее – 0.05 мкм2), а Кпр ГИС – от 0.00082 до 0.1605 мкм2 (среднее – 0.03 мкм2).

Кнг коллекторов, определенной по керну изменяется от 73.7 до 89.6% (среднее – 81.7%), а Кнг по ГИС – от 28 до 87% (среднее – 70%).

 

Пласт В3В4

Пласты В3В4 входят в состав верейского горизонта, между собой разделены плотными породами толщиной 3-5м. Породами-коллекторами являются известняки и доломиты биоморфные, комковато-сгустковые и детритовые, составляющие в разрезе от 2 до 6 пористо-проницаемых прослоев толщиной 0.6-3.2м.

В пласте В3В4 установлены 2 (две) залежи нефти. Они связаны с известняками и доломитами пласта В3В4 верейского горизонта, вскрываемых соответственно в южной части поднятия Ножовское, а также на поднятии Восточно-Опалихинское.

Общая толщина пласта В3В4 изменяется от 8 до 17м, а эффективная – от 1.0-9.1м.

По керну и ГИС ФЕС коллекторов также изменяются в широком диапазоне.

В частности, Кп по керну изменяется от 10.3 до 19.1% (среднее – 15.1%), а Кп ГИС – от 10.1 до 29.0% (среднее – 14.0%).

Кпр керн составляет 0.0018 – 0.749 мкм2 (среднее – 0.12 мкм2).

Кнг коллекторов, определенный по керну, изменяется от 58.5-80.8% (среднее – 68.2%) и Кнг по ГИС – от 46 до 80% (среднее – 61%).

В обобщенном виде характеристики толщин продуктивных пластов, их статистические показатели неоднородности, а также ФЕС коллекторов и их степень нефтенасыщения, Кнг приведены соответственно в табл. 2

 

 

Таблица 2 Характеристика продуктивных пластов

 

пласт	Проницаемость, мкм2	Пористость, %	Нефтенасыщенность, %
В3В4	0.1235	14.0	61.0
БШ	0.0299	13.0	70.0
Тл-2б	2.6833	20.0	88.0
Бб1	3.1973	19.0	83.0
Т	0.0348	13.0	76.0