Характеристика техники и технологии буровых работ

Геологическая изученность района работ Хоседаю-Неруюская структура расположена в пределах Адзьвинской поисковой площади Северо-Воргамусюрского лицензионного участка проектируемых работ. в административном отношении структура расположена в пределах Ненецкого автономного округа. Ближайшие населенные пункты — поселок Харута на территории Республики Коми в 31 км и поселок Хоседавом в 25 км к юго-западу. Административный центр округа — г. Нарьян-Мар, расположен в 300 км к северо-западу от площади работ. В географическом — в южной части Большеземельской тундры, в 60 км севернее Полярного круга. Район проектируемых работ расположен в зоне распространения вечной мерзлоты, что обуславливает специфику природно-климатических и горно-геологических условий.

Транспортная связь с территорией работ в летний период затруднена, осуществляется воздушным транспортом, преимущественно вертолетным. В зимний период перемещение людей и грузов осуществляется автотранспортом по зимней автодороге. Ближайший действующий нефтепровод — «Нядейю-Хасырей-Черпаю-Салюка» находится в 9 км на северо-западе.

В тектоническом отношении Хоседаю-Неруюская структура расположена в пределах Хоседаюского вала гряды Чернышева.

Сейсморазведочные работы в пределах площади ведутся с 1963 года, когда по рекам Адзьва и Хоседаю на западном склоне гряды Чернышева были проведены сейсморазведочные работы МОВ, в результате которых по отражающим горизонтам А (Р-Т) и Iа (Р1) была оконтурена Усино-Кушшорская складка, Пышорское и Хоседаюское поднятия (Лебедев и др., 1963). В дальнейшем исследования МОВ проводились Западно-Салюкинской с/п 95/68−69, Хорейверской с/п 11/69−70, Хорейверской с/п 17/71−72, в результате которых была прослежена северо-восточная периклиналь Салюкинского поднятия, подтверждено крупное валообразное Хоседаюское поднятие по горизонтам перми, карбона и девона (Москалева и др., 1969), выявлена Неруюская структура по горизонтам перми-карбона, детализирована и подготовлена к глубокому бурению южная и присводовая части Хоседаюского поднятия (Иванова и др., 1972). Работами 1981 г. Хоседаю-Неруюская структура подготовлена к передаче в глубокое бурение по горизонтам палеозоя. Работами Нижне-Адзьвинской с/п 20 987 (Пильник Л.Ф., 1988) были проведены сейсморазведочные исследования МОГТ 1:100 000 в результате которых были составлены карты изохрон, структурные карты по отражающим горизонтам А-I (Р-Т), Ia (P1a), IIs (C1s), IIIf-fm (D3f-fm), IIIf1(D3f1), III1(D1), IV1(S1), V (O), уточнено строение Хоседаю-Неруюской структуры, была прослежена граница выклинивания верхнепермских отложений под предтриасовый размыв. Хоседаю-Неруюская структура, представляет собой узкую линейно-вытянутую двухкупольную антиклинальную складку, осложненную разрывными нарушениями. В северо-восточной части структуры выделяется Неруюский купол, в юго-западной — Хоседаюский купол.

В пределах Хоседаю-Неруюской структуры, пробурены скважины № № 1, 3, 6, 257, 258 Хоседаю-Неруюская. Несмотря на то, что в результате поисковых работ залежи нефти не были выявлены (это объясняется низким качеством сейсморазведочных работ, в результате чего ни одна из пробуренных скважин не попала в благоприятные фациальные и гипсометрические условия), скважинами установлены признаки нефтеносности верхнефаменских и серпуховских отложений.

В 2006 году ЗАО «НИК-Ресурсы» (Эльманович С.С., 2006 г.) проведена переобработка и переинтерпретация сейсмических материалов. Также в 2006 году проведены сейсморазведочные работы 3D в пределах Хоседаюского купола структуры. Результаты работ по переобработке и переинтерпретации сейсморазведочных материалов и данных глубокого бурения на территории Северо-Воргамусюрского лицензионного участка, проведенные ЗАО «НИК-Ресурсы» (Эльманович С.С.) в 2006 г., позволили уточнить структурную ситуацию в сопоставлении с предшествующими исследованиями по целевым горизонтам осадочного чехла и фундаменту и принципиально согласуются с вариантом, предложенным с/п 20 987.

Интерпретация материалов 3Д сейсморазведки позволила в пределах приосевой части Хоседаюского купола выделить две независимые структуры. Одна из них располагается в районе скв.6 Хоседаю-Нерую, а другая — несколько восточнее. Детальный анализ материалов 3Д свидетельствует, что вдоль оси Хоседаюского купола в аллохтонной части геологического разреза стволом проектируемой поисковой скважины (10-Хоседаю) предполагается вскрытие двух (фаменской и франской) рифогенных построек верхнего девона, генетически связанных предположительно с выступами рифей-вендского фундамента Хоседаю-Неруюской структуры. По отражающему горизонта IV-V, прослеженному на границе силура-ордовика вдоль осевой части Хоседаюского купола по материалам 3Д предполагается наличие трех рифогенных построек. Они оконтуриваются по замкнутой изогипсе — 5120 м и имеют амплитуду более 210 м.

Результаты проведенных геологоразведочных работ указывают на сложное тектоническое строение структуры:

• — толща силурийских отложений осложнена надвигом;
• — установлено отсутствие, предполагавшихся по сейсмическим данным, нижнедевонских отложений;
• — в верхнедевонских отложениях выделены аномалии волнового поля, отождествляемые с зонами рифообразования, что подтверждено результатами бурения скважин.

По нефтегазогеологическому районированию Тимано-Печорской провинции Адзьвинская площадь расположена в пределах Хоседаюского НГР Северо-Предуральской нефтегазоносной области.

Основные перспективы нефтегазоносности в пределах Хоседаю-Неруюской структуры связываются рифогенными постройками и связанными с ними пластами облекания верхнего девона и карбонатными подангидритовыми отложениями нижнего карбона.

По результатам геохимических исследований в разрезе верхнефранских и нижнефаменских отложений выделены определенные зоны: 1) в интервале 2276−2370 м — зона, сигнальная на нефть; 2) в интервале 2370−2450 м — водонасыщенные отложения; 3) в интервале 2530−2610 м — повышенное содержание углеводородов; 4) в интервале 2620−2665 м — возможна залежь; 5) в интервале 2655−2973 м — мало углеводородов.

Подошвенная часть верхнефранских отложений опробована ИП в интервале 2765−2813 м за 37 минут стояния на притоке получено 3,2 м³ минерализованной воды с фильтратом бурового раствора. Кровельная часть верхнефранских отложений, наиболее перспективная в отношении нефтегазоносности не опробована.

При переинтерпретации результатов ГИС специалистом ООО «УКМЭ» в скважине № 6-Хоседаю-Неруюская интервал 2456,4−2731 м (D3f3) оценивается как продуктивный, по ГК и НГК выделено 57,6 м эффективных нефтенасыщенных мощностей с коэффициентом пористости 12,5%.

Нефтенасыщение мелководно-шельфовых образований (верхнефаменский подъярус), перекрывающих рифогенные отложения, отмечено в скважине № 6-Хоседаю-Неруюская. В керне из интервала 1897,6−1914 и 1929,8−1935 м, представленном известняками белыми, светло-коричневато-серыми, сгустково-комковатыми, водорослевыми, перекристаллизованными, неравномерно доломитизированными, крепкими, плотными, массивными, прослоями глинистыми, редко трещиноватыми, кавернозными отмечены примазки густой, вязкой нефти. При опробовании в процессе бурения пласта облекания рифовой постройки (инт. 1896−1917 м) был получен приток нефти в объеме 9,8 м³ за 90 минут. Нефть тяжелая с удельным весом 0,9299 г/см3, парафиновая (3,24%), высокосмолистая (23,46%), высокосернистая (4,04%).

По керну отмечено нефтенасыщение нижнекаменноугольных (серпуховских и визейских) отложений в скважине № 6-Хосдаю-Неруюская. По результатам анализа керна инт. 1410−1580 м (C2-C1s) — является сигнальным на нефть, инт. 1644−1680 м (C1s-C1v) является по всем параметрам продуктивным на тяжелую высоковязкую нефть, инт. 1800−1820 м (C1v) — является продуктивным на нефть.

При опробовании в скважине № 257-Хоседаю-Неруюская из интервалов 1492—1527 м (С1s1) и 1655−1718 м (C1v2) получены притоки фильтрата раствора с газом дебитами 8,4 м3/сут и 60,5 м3/сут соответственно.

В скважине № 258 при испытании интервала 1726−1931 м (D3up-C1s) на растворе отмечена пленка нефти.

Подробные сведения о физико-химических характеристиках нефтей, ближайших к Хоседаю-Неруюской структуре месторождений, приведены в «Зональном проекте поисков месторождений нефти на Адзьвинской площади Северо-Воргамусюрского лицензионного участка».

Назначение проектируемой скважины Целевым назначением поисково-оценочного бурения на Хоседаю-Неруюской структуре Адзьвинской площади Северо-Воргамусюрского лицензионного участка является изучение глубинного строения, геофизической характеристики разреза, выявление залежей нефти в отложениях каменноугольной, девонской систем и оценка их запасов по категории С2, и частично C1, а также выбор первоочередных объектов для постановки разведочного бурения.

Основанием для постановки поисково-оценочного бурения является:

• — наличие лицензии НРМ 13 610 НП, выданной ООО «НГК Горный», на геологическое изучение недр с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья на Северо-Воргамусюрском участке недр.
• — наличие подготовленных к глубокому поисковому бурению Хоседаю-Неруюской структуры;
• — наличие рифовых построек и связанных с ними пластов облекания в отложениях верхнего девона и перспективных пластов нижнекаменноугольного возраста, в которых были установлены признаки нефтеносности на Хоседаю-Неруюской структуре.
• — перспективы нефтегазоносности, наличие выявленных залежей нефти на месторождениях гряды Чернышева и сопредельных районах.

В процессе поисково-оценочного бурения должны быть решены следующие геологические задачи:

• -уточнение геологического строения района,
• -выявление в разрезе нефтеперспективных комплексов, коллекторов, покрышек, определение их геолого-геофизических свойств;
• -выделение, опробование и испытание нефтенасыщенных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа;
• -определение емкостных и фильтрационных характеристик коллекторов по данным лабораторных исследований и материалам ГИС и изучение их изменчивости по площади и разрезу;
• -установление физико-химических свойств флюидов и изучение их изменчивости по площади и разрезу;
• -получение сейсмогеологической характеристики разреза и определение скоростных характеристик пород для последующего их использования при проведении сейсморазведочных работ в пределах Северо-Воргамусюрского участка;
• -оценка запасов нефти выявленных залежей по категориям С2, и частично С1.

В процессе проведения поисково-оценочного бурения необходимо осуществить следующий комплекс работ:

• -отбор шлама;
• -отбор кернового материала, в первую очередь из потенциально продуктивных горизонтов;
• -промыслово-геофизические исследования;
• -раздельное опробование возможно продуктивных пластов испытателем пластов;
• -испытание в эксплуатационной колонне выделенных по материалам ПГИ продуктивных отложений с исследованием их на продуктивность;
• -установление характеристик, определяющих выбор методов воздействия на призабойную зону с целью повышения коэффициента извлечения;
• -отбор устьевых и глубинных проб пластового флюида;
• -комплексный анализ кернового материала;
• -анализ проб пластовых флюидов;
• -скважинный сейсмокаротаж.

С целью опоискования прогнозируемых залежей нефти, связанных с рифогенными отложениями верхнего девона и подангидритовыми отложениями серпуховского яруса в сводовой части Хоседаюского купола планируется бурение поисково-оценочной скважины № 10. Местоположение скважины по материалам 3D определено на пересечении профилей INL233 CRL247, на структурных картах ранее проведенных сейсмических исследований положение скважины соответствует — 350 м к северо-западу от пересечения сейсмопрофилей 4081 и 3681. Проектная глубина 2850 м скв. № 10-Хоседаю установлена с учетом вскрытия на полную мощность рифовой постройки верхнефранского возраста и абсолютной отметки рельефа местности.

Таблица 2.2.

Таблица 2.3.

• 19. ЦКПБ — цех по контролю за процессом бурения
• 20. БПО — база производственного обслуживания
• 21. ПРЦБО — прокатно-ремонотный цех бурового оборудования
• 22. ПРЦЭиЭ — прокотно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения
• 23. ЦИП — центральная инструментальная площадка
• 24. ЦПВС — цех пароводоснабжения
• 25. РСУ — ремнтно-строителный участок
• 26. ВМЦ — вышкомонтажный цех
• 27. ЦРП — цех рабочего питания
• 28. 1/20 — численность ИТР/численность рабочих

менеджмент персонал буровой производительность.

Динамика основных технико-экономических показателей производственно хозяйственной деятельности

Сравнивая основные ТЭП, в 2003 и 2004 годах, не трудно заметить, что проходка увеличилась по сравнению с прошлым годом с 12 547 до 28 028 м.

Объем выпуска продукции в сопоставимих ценах млн. руб вырос с 188.740 до 268.251.

Среднесписочная численность работающих увеличлась на 33 человека Среднемесячная заработная плата увеличилась с 17 648 до 18 344.

Главной задачей на последующие годы будет снижение времени простоев, времени ликвидации аварий за счет усиления технологического контроля, накопления опыта бурения скважин, улучшение организации работ и анализа ранее пробуренных скважин и применение новых технологий.

Характеристика буровых растворов.

№.

Интервалы.

Параметры бурового раствора.

ин;

бурения.

Тип.

Плотность.

Услов;

Водо;

СНС,.

рН.

Песок.

Пласти;

Динамич.

Содер;

Содер;

тер;

(по вертикали),.

бурового.

ная.

Отдача.

дПа.

ческая.

напряж.

жание.

жание.

ва;

раствора.

вязкость,.

(при ДР =.

1 мин.

10 мин.

вязкость,.

сдвига,.

KCl.

Са++,.

ла.

м.

0,7 МПа).

от.

до.

кг/м3.

с.

см3/30мин.

% об.

мПа * с.

дПа.

г/л.

мг/л.

Бентонитовый.

80−100.

<15.

;

;

;

;

;

;

;

Полимер

50−80.

<12.

40−60.

100−150.

8−9.

<1.

;

;

;

<100.

бентонитовый.

Полимер

40−60.

8−10.

40−60.

100−150.

8−9.

<1.

12−15.

75−125.

;

100−200.

бентонитовый.

KCl — поли;