25290 (586584), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Нижняя часть представлена глинами серыми, слабо уплотненными, вязкими, местами сильно алевритистыми, слабоизвестковистыми (CaCO3 3–4 %) с редкими маломощными прослоями песчаника кварцевого, светло-серого, мелкозернистого, слабосцементированного.
В отложениях киммерийского яруса по данным геохимических исследований фоновые газопоказания изменяются от 0 до 0.02%. Газ представлен легкой фракцией (метана 99-100 %). ЛБА 0 баллов.
Понтический ярус N13 pt
1036 - 1659 м
Верхняя часть понтического яруса до глубины 1260 м представлена глинами темно-серыми, коричневато-серыми, массивными, слабоуплотненными, вязкими, пластичными, слабоизвестковистыми (CaCO3 до 12%).
Средняя часть разреза до глубины 1556 м представлена чередованием мощных (до 50-90 м) пластов песчаников кварцевых светло-серых, тонкозернистых, слабосцементированных на глинистом цементе и глин серых плотных и слабоуплотненных, слабослюдистых, алевритистых, известковистых и сильноизвестковистых (СаСО3 от 12 до 29%).
Нижняя часть яруса – глины серые и темно-серые, тонкослоистые и неяснослоистые, плотные, алевритистые, слюдистые, слабоизвестковистые (СаСО3 от 4 до 5%).
В результате проведенных геохимических исследований в отложениях понтического яруса отмечаются, в основном, фоновые газопоказания (от 0.03 до 0.06%), с кратковременными, незначительными увеличениями газопоказаний до 0.17%. Газ представлен легкой фракцией (метан 96 - 98%, этан 2 – 4%). По данным люминесцентно - битуминологических исследований, в отложениях отсутствуют концентрации легкого битума (ЛБА 0 баллов). Это говорит о наличии в песчаных пропластках понтического яруса пластовой воды с незначительным количеством растворенного метана.
Меотический ярус N13mt
1659 – 1964 м
Верхняя часть яруса до глубины 1780м - глины серые, темно-серые, массивные, местами тонкослоистые, неравномерно алевритистые, слюдистые, слабоизвестковистые (CaCO3 до 5 %) с прослоями песчаника кварцевого серого и светло-серого, разнозернистого (от мелкозернистого до среднезернистого), слабосцементированного карбонатно-глинистым цементом.
Средняя часть до глубины 1930м представлена переслаиванием мощных до 10 - 25 м песчаников серых и светло - серых, кварцевых, мелкозернистых и среднезернистых, слабосцементированных карбонатно-глинистым цементом с глинами от серого до темно-серого цвета, алевритистыми, слюдистыми, известковистыми (CaCO3 до 8 %), плотными.
Нижняя часть яруса представлена глинами серыми, темно-серыми, плотными, участками тонкослоистыми, алевритистыми, слюдистыми, известковистыми (CaCO3 до 8 %), с редкими маломощными (1-2 м) прослоями кварцевого песчаника.
В отложениях меотического яруса фоновые газопоказания от 0.05 до 0.07 % с незначительными увеличениями до 0.15 %, представленные легкой фракцией: метана 94-100 %, этана 0–6 %. ЛБА 0 баллов. Что указывает на наличие в песчаниках пластовой воды с незначительным количеством растворенного метана.
Сарматский ярус N12-3sr
1964 – 2510 м
Верхний сармат N13sr3 (1964 – 2174м). Глина темно-серая, плотная, массивная и неяснослоистая, алевритистая, слюдистая, известковистая (CaCO3 до 8–10 %) с мощными прослоями (до 50 м) песчаников кварцевых иногда с вкраплениями глауконита, светло-серых, от мелкозернистых до среднезернистых, слабосцементированных карбонатно-глинистым цементом. С глубины 2110м верхний сармат представлен глинами темно-серыми, плотными, массивными и тонкослоистыми, слабослюдистыми, слабоизвестковистыми (CaCO3 до 3.7 %) с маломощными прослоями светло-серого мелкозернистого кварцевого песчаника и коричневато-серого доломитизированного мергеля.
Средний сармат N13sr2 (2174 – 2346 м) Представлен глинами серыми и темно-серыми, слабоалевритистыми, слабослюдистыми, слабоизвестковистыми и известковистыми (СаСО3 от 1.3 до 17 %), вязкая, пластичная с тонкими, редкими прослоями известняка светло-серого цвета, крепкого. С глубины 2300м переслаивание глин серых плотных, слабоалевритистых, слюдистых, известковых (СаСО3 до 20 %), мергеля доломитизированного коричневато-серого, крепкого, алевролита серого и песчаника полимиктового серого, мелкозернистого, слабосцементированного. Нижний сармат N12sr1 (2346–2510 м) Глина темно-серая алевритистая, слюдистая, массивная и тонкослоистая, неизвестковистая и слабоизвестковистая (СаСО3 от 0 до 5%) плотная и вязкая, пластичная с прослоями доломита различной окраски, крепкого и песчаника кварцевого, мелкозернистого и тонкозернистого, слабосцементированного.
В отложения сарматского яруса в интервале 1964 – 2490 м отмечались, в основном, фоновые газопоказания (от 0.03 до 0.05 %). Состав газа: метан 90–100 %, этан 0–10 %. По данным люминесцентно - битуминологических исследований шлама отмечается незначительная концентрация легкого битума " А " до 1 - 2 баллов. Можно сделать вывод о наличии в данных отложениях водонасыщенных коллекторов с незначительным количеством растворенных УВ.
Конкский + Караганский ярус N12kr + N12kn
2510 - 2738 м
Отложения представлены глинами темно-серыми алевритистыми, сильно слюдистыми, тонкослоистыми, плотными и глинами тонкослоистыми известковистыми (CaCO3 до 15%), вязкими, пластичными с маломощными прослоями мергеля доломитизированного коричневато-серого, крепкого и песчаника кварцевого серого, тонкозернистого, на карбонатно-глинистом цементе, а также известняка светло-серого и белого. Стяжения пирита, зерна молочно-белого кальцита.
В результате геохимических исследований в отложениях караганского яруса среднего миоцена отмечаются, в основном, фоновые газопоказания (от 0.04 до 0.07%), с кратковременными увеличениями газопоказаний до 0.17%. ЛБА составляет 1 - 2 балла БГ МБ, иногда повышается до 1 – 2 баллов ГЖ МБ.
Такая геохимическая характеристика говорит о присутствии в данных отложениях легких битумоидов в рассеянном состоянии и указывает на наличие пластовой воды с незначительным количеством растворенных УВ.
В интервале 2490 – 2564 м отмечено резкое повышение фоновых газопоказаний до 0.8 – 1.5%, с кратковременным повышением до 2%. Состав газа: СН4 15 - 26%, С2Н6 0.5 – 2%, С3Н8 0.5 – 1%, С4Н10 14 – 20%, С5Н12 35 – 60%, iС4Н10 1 – 2%, iС5Н12 10 – 15%. ЛБА 1 – 2 ГЖ МБ. Это связано с установкой нефтяной ванны при ликвидации аварии. Добавки нефти в промывочную жидкость затрудняют интерпретацию газового каротажа указанного интервала.
Чокракский ярус N12ch
2738 – 3057.9 м
Разрез представлен глинистыми породами с прослоями алевролитов, песчаников и доломитизированных мергелей. Многочисленные стяжения пирита и пиритизированные раковины. Зерна прозрачного и молочно-белого кальцита.
Глины коричневато-серые и тёмно-серые, алевритистые, слюдистые, полосчатые, слоистые, карбонатные (CaCO3 до 15 %), плотные и глины серые, вязкие, пластичные, хорошо размокающие в воде, слабо алевритистые, известковистые.
Песчаники кварцевые с зернами глауконита серые и светло-серые, мелкозернистые и тонкозернистые, слабосцементированные, реже плотные на карбонатно-глинистом цементе.
Алевролиты светло-серые и коричневато-серые, кварц-полевошпатовые, плотные.
Мергель доломитизированный коричневато-серый, крепкий.
Фоновые газопоказания в отложениях чокракского горизонта по данным геохимических исследований составляют 0.03-0.06 %. При вскрытии песчаных пачек чокракского горизонта наблюдалось увеличение газопоказаний до 0.6–1 %. В процессе газового каротажа после бурения (СПО, промывок) наблюдались выходы пачек разгазированного глинистого раствора до 2.5–4.7 % и повышенное содержание маслянистых битумоидов при ЛБА (3 балла, цвет – бело-голубой, голубовато-желтый). Это может свидетельствовать о наличии в песчаниках газа либо газоконденсата.
В интервале 2782 – 2783 м наблюдалось повышение газопоказаний до 0.211% при увеличении скорости проходки до 2.99 м/ч. По данным геохимических исследований: ЛБА 2 балла ГЖ МБ, приведенное к объему породы газосодержащие составило 3.4, остаточное углеводородосодержание горных пород по пласту Fг=2.6%, что говорит о возможном газонасыщении.
Повышение газопоказаний до 0.611% с одновременным повышением скорости проходки до 5 м/ч наблюдалось в интервале 2793 – 2795 м. По результатам геохимических исследований: ЛБА 2 балла ГЖ МБ, остаточное углеводородосодержание горных пород по пласту составило Fг=2.02 - 3.3%, что говорит о возможном газонасыщении пласта.
Интервал 2895 – 2896 м характеризуется повышением суммарных газопоказаний до 0,17%, ЛБА 3 балла БГ ЛБ, остаточное углеводородосодержание горных пород составляет Fг=2.2%, что говорит о возможном газонасыщении пласта.
При бурении интервалов 2904 – 2906 м, 2955 – 2958м и 2963 – 2964 м резкого повышения газопоказания над фоновыми не наблюдалось. Однако повышение показаний ЛБА до 2 - 3 баллов ГЖ МБ приурочено к песчано-алевритовым пластам со скоростью проходки до 3.55 – 3.88 м/ч. Данные пласты вероятно водонасыщенные, однако по ЛБА имеют признаки УВ насыщения.
При бурении интервала 3021 – 3024 м наблюдалось повышение суммарных газопоказаний до 1.09 %, по результатам геохимических исследований: ЛБА 3 балла ГЖ МБ, приведенные газопоказания 4.4, остаточное углеводородосодержание горных пород составило Fг=3.3%. По результатам геохимических исследований пласт вероятно газонасыщенный.
1.2.3 Тектоника
Газоконденсатные месторождения Прибрежной площади относятся к одному типу залежей – пластовому и приурочены к сводам антиклинальных поднятий.
Газ месторождений заключен в песчаных пластах различной мощности нижнемелового возраста (альб – апт).
По всему месторождению газосодержащий коллектор представлен песчаниками, переслаивающимися глинами; общее число прослоев иногда достигает 10 и более.
Мощность песчаных слоев невелика, и лишь отдельные пласты достигают 10-15 метров.
Коллектор, как правило, имеет очень неоднородную литологическую характеристику по разрезу, значительную изменчивость физических свойств по вертикали и по площади. Средние значения пористости и проницаемости пластов по месторождению колеблется соответственно от 10 до 19% и от 0,1 до 0,6 дарси. Газонасыщенные песчаники залегают на глубинах 1450-2800 метров. Температура пластов изменяется от 42 до 128ºС.
В период, предшествующий открытию газоконденсатных месторождений на Кубани (1952-1956 гг.), на промысловых площадях наблюдались межколонные проявления, открытое фонтанирование и грифонообразования.
Наибольшее количество межколонных проявлений и грифонообразова-ний произошло в те периоды, когда продуктивные горизонты уже были возбуждены и работали после спуска и крепления колонн.
Анализ имеющихся данных показывает, что 93% осложнений на Кубани произошло на площадях: Ново-Дмитриевской, Калужской, Прибреж-ной и Анастасиевско-Троицкой.
В тектоническом плане эти площади представляют собой антиклинальные складки. Крупные тектонические нарушения здесь отсутствуют, а геологическое строение не отличается от остальных разбуриваемых площадей.
1.2.4 Исходные данные для разработки проекта
Эксплуатационная скважина № 11 расположена в пределах Северо-Прибрежной площади, в 0.35км северо-западнее от разведочной скважины № 15 Прибрежной площади, и заложена с целью эксплуатации газовых залежей в чокракских отложениях.
Геолого-технологические исследования проводились станцией геолого-технологического контроля типа: "Сириус" в интервале 193–3057.9 м с 01.04.05 г по 27.07.05.
Перечень основных геолого-технических параметров скважины приведен в таблице 1.2.
Таблица 1.2 Основные геолого-технические параметры скважины
| №п.п. | Данные по скважине | Проектные | Фактические |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 2 3 4 5 | Глубина скважины Проектный горизонт Способ бурения Профиль скважины Конструкция скважины: Направление Ø530 мм Кондуктор Ø324 мм Тех колонна Ø245/219 мм Экспл. колонна Ø140 мм | 3025м чокрак роторный вертикальная 30м 1020м 2600м 3025м | 3057м чокрак роторный вертикальная 30м 1020м 2600м 3055м |
Объем выполненных геологических исследований приведен в таблице 1.3.
Таблица 1.3 Объем выполненных геологических исследований
| № п.п. | Виды исследований | Количество определений, анализов и пр. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 | Отбор и описание шлама Литологическое определение пород в интервале Определение карбонатности пород Определение градиента порового давления по расчетам параметра буримости "Б" Проведение люминесцентно - битуминологического анализа пород Газовый каротаж в интервале Раздельный анализ газа по стволу скважины Проведение анализа газа проб бурового раствора Построение литолого-стратиграфического разреза Выдача суточных пометровых сводок геолого-технологических параметров. | 214 193 – 3057 м 214 1020 – 3057 м 214 193 – 3057 м 193 – 3057 м 193 – 3057 м 193 – 3057 м ежедневно |
В перспективных участках разреза чокрака проводился отбор проб бурового раствора для определения коэффициента дегазации дегазатора, фактического углеводородосодержания бурового раствора, расчет коэффициента разбавления, определение приведенного к объему породы газосодержания и остаточного углеводородосодержания горных пород Fг.
В процессе бурения проводился непрерывный газовый каротаж в интервале 0 - 3057м с фиксированием суммарных газопоказаний в газовоздушной смеси из бурового раствора, одновременно на ХГ производилось покомпонентное определение состава газа, а также люминесцентно-битуминологический анализ шлама.
2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ
2.1 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА БУРЕНИЯ
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
