Обоснование конструкции скважин

Конструкция скважин обоснована исходя из их проектной глубины, инженерно-геологических условий углубления и крепления, предполагаемых давлений пластовых и гидроразрыва пород.

Сводные данные по конструкции скважин приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4.1 — Конструкция скважин.

Оборудование устья скважины

В целях обеспечения безопасного вскрытия продуктивных горизонтов и в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» предусматривается следующее устьевое и противовыбросовое оборудование:

1. Противовыбросовое оборудование ОП5−350/80*21.

ОП5−280/80*21.

ППГ-180/80*21.

• 2. Колонная головка ОКК2−21*168*245*324
• 3. Фонтанная арматура АФК3−65*21

Комплекс геолого-геофизических исследований

Отбор керна и шлама

Учитывая цели и задачи поискового бурения, проектом предусматривается произвести отбор керна в перспективной части разреза с целью изучения литолого-стратиграфической характеристики вскрываемого разреза, определения коллекторских свойств продуктивных отложений и изучения нефтегазоносности пластов-коллекторов. При отборе керна можно применить керноотборное устройство компании «Security DBS» с бурильными головками размера 215,9×101,6 и 139,7×66,7.

Геофизические исследования

В процессе бурения скважины предусматриваются следующие промыслово-геофизические исследования:

• 1. Инклинометрия, через 25 м в интервалах: 200−20, 860−200, 1270−810, 2170−1270, 2700−2120 метров.
• 2. КС (2зонда)+ПС М 1:500 в интервалах: 200−20, 860−200, 1270−810, 2170−1270, 2700−2120 метров.
• 3. Кавернометрия + профилеметрия М 1:500 в интервалах: 200−20, 860−200, 1270−200, 2170−1270, 2700−1270 метров.
• 4. ГК М 1:500 в интервалах: 200−0, 860−150, 1270−810, 2170−1220, 2700−2120 метров.
• 5. Термометрия М 1:500 в интервале: 2700−0 метров.
• 6. БКЗ (6зондов), БК, резистивиметрия, ПС (спецзонд); МК, БМК, ИК, АК, ГК, НГК, ГГКП, кавернометрия + профилеметрия М 1:200 в интервалах: 860−200,1270−810, 2170−1270, 2700−2120 метров.
• 7. Контроль качества цементирования:
  • — кондуктора приборами СПАК и АКВ в интервале: 200−0 метров;
  • — промежуточная колонна: АКЦ (с записью ФКД) М 1:500 в интервале: 1270−0 метров;
  • — эксплуатационная колонна: АКЦ (с записью ФКД), ГГЦ (прибор СГДТ) и ЛМ, М 1:500 в интервале: 2700−0метров.
• 8. Опробование ИП на буровых трубах в процессе бурения, интервалы опробования с комплексом ГИС, включающим стандартный каротаж КС (2 зонда)+ПС, кавернометрия в интервалах: 930−950, 1270−1300, 2140−2170, 2575−2610, 2610−2650, 2650−2700 метров.
• 9. Привязка интервалов перфорации к глубине по ГК, БМ, ЛМ, ВЧТ М 1:200 в интервалах: 2 620−2 560,2 600−2 535, 2 160−2 090 м.
• 10. Перфорация эксплуатационной колонны перфораторами ПК-105С, плотность десять отверстий на один погонный метр в интервалах: 2610−2620, 2585−2600, 2140−2160 метров.
• 11. Установление фактического местонахождения интервалов перфорации по ЛМ, ВЧТ. М 1:200 в интервалах: 2660−2570, 2635−2550, 2190−2110 метров.
• 12. Дополнительная перфорация ПК-105С в интервалах: 2610−2620, 2585−2600 метров.
• 13. Установление фактического местонахождения интервалов после дополнительной перфорации и после ПГДБК по записи ЛМ и термометрии М 1:200 в интервалах: 2620−2510, 2600−2485 метров.
• 14. Испытание нефтяных объектов через эксплуатационную колонну и исследование их на продуктивность на 4-х режимах в интервалах: 2610−2620, 2585−2600, 2140−2160 метров.
• 15. Глино-кислотная обработка с целью интенсификации притоков в интервалах: 2610−2620, 2585−2600 метров.
• 16. Соляно-кислотная обработка (2-х кратная) в интервале: 2140−2160 метров.
• 17. Геолого-технический контроль с записью ГК в интервале: 0−2700 метров.
• 18. Сейсмокаротаж в интервале: 0−2700 метров.

Опробование, испытание и исследование скважин

В процессе бурения в необсаженном стволе проектом предусматривается опробование ряда объектов испытателем пластов на бурильных трубах в комплексе с геофизическими и гидродинамическими исследованиями.

Опробование планируется производить по методике «сверху-вниз». Во время опробования предусматривается обязательный спуск глубинных приборов для контроля за процессом опробования, получения гидродинамических характеристик исследуемых объектов: пластового давления, температуры, с отбором устьевых и глубинных проб. При отборе глубинных проб скважина должна находиться в статистическом состоянии не менее двух-трех суток.

После окончания бурения предусматривается испытание перспективных на нефть горизонтов через перфорированную эксплуатационную колонну. Вскрытие интервалов испытания в эксплуатационной колонне будет производиться перфораторами ПКС-105 С-7 плотностью по 12 отверстий на один погонный метр или «Шлюмберже» 2 1/8 POWER SPIROL ENERJET плотностью 20 отверстий на один погонный метр.

Вызов притока из пласта будет определяться фактическими условиями залегания продуктивных отложений.

По окончании бурения базовой скважины на основании комплексной обработки материалов бурения, опробования и данных промыслово-геофизических исследований интервалы перфорации могут быть скорректированы.

С целью изучения продуктивности скважин, получения данных о коллекторских свойствах и строении пластов в соответствии с «Инструкцией по подготовке и проведению газогидродинамических исследований скважин» в интервалах перфорации предусматривается проведение следующего комплекса исследовательских работ:

• 1. Исследование в статических условиях:
  • а) замер пластового давления и температуры;
  • б) замер давления и температуры по стволу скважины;
  • в) замер устьевого давления и температуры.
• 2. Исследования на продуктивность:
  • а) замер устьевых давлений;
  • б) замер забойных давлений и температур;
  • в) замер дебитов нефти (газа);
  • г) отбор проб флюидов.

Исследование скважин необходимо проводить, начиная с минимального дебита. Время работы на каждом режиме не менее восьми часов при установившихся давлениях и дебитах, причем один из режимов отрабатывается продолжительностью не менее 24 часов. При этом снимается КВД и отбирается не менее трёх проб флюида с каждого объекта глубинными пробоотборниками.

Необходимо провести промысловые исследования через сепараторы для определения промыслового газового фактора или газоконденсатной характеристики.

При получении низких дебитов в процессе испытания проектом предусматривается комплекс методов воздействия на пласт с целью интенсификации притоков.

Таблица 3.6.1 — Опробование пластов в процессе бурения.

Таблица 3.6.2 — Испытание объектов на продуктивность в эксплуатационной колонне.

Лабораторные исследования

С целью изучения литологии и стратиграфии вскрываемого разреза, коллекторских свойств возможно продуктивных образцов коллекторов, физических и химических свойств пластовых флюидов настоящим проектом предусматривается выполнить комплекс лабораторных работ, приведенный в таблице 3.6.3.

Таблица 3.6.3 — Комплекс лабораторных исследований.

В пробах газа должна быть определена: плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процентах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводорода, углекислого газа и азота.

В пробах нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования, определяются следующие показатели: фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях — компонентный состав, содержаниеселикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов (V, Ni, Mo, Zn, Cu, Co, B, Cd), вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти. Исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора — по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследовать специальные пробы.

В воде определяются следующие показатели:

• -водородный показатель (рН);
• -общая минерализация, плотность;
• -концентрация основных ионов: хлора (Cl), брома (Br-), иода (J -), сульфат-иона (SiO4 2), гидрокарбонат иона (НСО3 -), карбонат иона (СО32-), натрия (Na+), калия (К+), магния (Mg++), кальция (Са++), бария (Ba2+), аммония (NH4+), двух и трехвалентного железа (Fe2+ и Fe3+);
• -концентрация микроэлементов: бора (В), лития (Li), цезия (Cz), стронция (Sr), рубидия (Rb), германия (Ge).

В пробах водорастворенного газа определяются: метан (СН4), гомологи (С2Н6, С3Н8, С4Н10 и высшие УВ), гелий, аргон, азот, углекислый газ и водород. скважина коллектор покрышка поисковый.