Разработка проекта строительства дополнительного ствола из бездействующей скважины 8224 куста (стр. 2 из 14)
2. Геолого-техническая характеристика бездействующей скважиныКондуктор: 245 мм. Н спуска- 545,11 м. Нц.-устье.
Эксплуатационная колонна: 146 мм. Нспуска – 2487,35 м.
Толщина стенок эк. колонны: 0-2487,35 м – 7,0 мм;
Диаметр ствола скважины (долота): под эксплуатационную колонну 215,9 мм
Продуктивный пласт 2130-2239 м.
Интервал вырезанного «окна» 1434 - 1443 м.
Первоначальное давление опрессовки эксплуатационной колонны -125 атм.
Допустимое давление опрессовки эксплуатационной колонны - 125 атм.
Способ бурения турбинный
Отклонение забоя скважины от вертикали 981,49 м
Альтитуда стола ротора – 93,61 м
Расстояние от стола ротора до муфты колонны 7,1 м.
Эксплуатационный горизонт: пласт Тр1-2. Проектный горизонт: пласт Тр1-2.
Фонтанная арматура: АФКЭ – 65/21.
История эксплуатации скважины:
Дата ввода в эксплуатацию: 30.11.2007 г. Способ эксплуатации: ЭЦН. Начальный дебит - 63 т/сут.
Состояние скважины по фонду: в ожидании зарезки бокового ствола.
Пластовое давление: пл. Тр1-2 - 215 атм. от 05.09.2007 г.
Причина забурки бокового ствола – снижение дебита в связи с ростом обводненности.
Зарезку и бурение второго ствола намечено произвести с глубины 1434 м до 1443 м.
Таблица 2 - Геолого – технические данные по скважине № 8224 Ловинского месторождения | № п/п | Данные по скважине № 8224 На Ловинском месторождении. | Показатели, ед. изм. |
| 1. | · радиус скважины по долоту, м | rс = 0,10795 |
| 2. | · диаметр эксплуатационной колонны, м | dэ = 0,146 |
| 3. | · отметка искусственного забоя по стволу скважины, м | hиз= 2248 |
| 4. | · средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град. | a = 2,004 |
| 5. | · отметка спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) или насоса, м | hтр = 2234 |
| 6. | · диаметр НКТ, м | dтр = 0,089 |
| 7. | · средняя проницаемость пласта, м2 | k = 0,0012 |
| 8. | · пористость пласта | m = 0,19 |
| 9. | · модуль упругости пласта, Па | Е = 2,1*1011 |
| 10. | · коэффициент Пуасона | v = 0,025 |
| 11. | · коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм | 0,16 |
| 12. | · интервал перфорации, м | hперф=2200-2214 |
| 13. | · тип перфоратора; | ПКО-89 |
| 14. | · радиус перфорационного канала, м | rо = 0,01 |
| 15. | · длина перфорационного канала от центра скважины, м | lо = 0,02 |
| 16. | · плотность перфорации,отв/м | n = 32 |
| 17. | · газосодержание продукции, м3/м3 | 40 |
| 18. | · обводненность продукции (доля воды в нефтегазовой смеси), % | 45 |
| 19. | · плотность пластовой воды, кг/м3 | 1055 |
| 20. | · альтитуда скважины, м | 93,61 |
| 21. | · пластовое давление и дата его замера, МПа | Рпл=14,5; 05.09.07 |
| 22. | · коэффициент безопасности | 0,05 |
| 23. | температура на поверхности при производстве работ, С0 | 12 |
| 24. | · температура на забое, С0 | 70 |
| 25. | · среднегодовая температура на устье, С0 | +1 |
| 26. | · ускорение свободного падения, м/с2 | 9,81 |
3. ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПЛОЩАДИ,УЧАСТКА)3.1 тектоника
Ловинское месторождение располагается в Шеркалинской зоне прогибов, занимая Западно-Ловинскую, Средне-Ловинскую и Ловинскую структуры, которые объединяются в положительную структуру - Ловинско-Яхлинский вал.
Шеркалинская зона прогибов является продолжением Верхне-Кондинской депрессии; в целом, она представляет совокупность отрицательных структур, имеющих северо-восточное направление. Со всех сторон она ограничена положительными структурами: на западе депрессия граничит с Берёзовской моноклиналью, на юге - с Шаимской группой поднятий, на востоке - с Красноленинским сводом.
Шеркалинская зона прогибов имеет длину 600-630 км, ширину 100-120 км. Глубина залегания подошвы осадочного чехла в днище депрессии по данным сейсморазведки превышает 3,5 км.
Шеркалинская депрессия является областью преимущественно нижнемелового прогибания. Значительное опускание её фиксируется в верхнем мелу и палеогене.
В южной части Шеркалинской зоны прогибов, в районе сочленения её с Шаимской группой поднятий и Верхне-Кондинской зоной прогибов, располагается исследуемая площадь.
Ловинская структура представляет собой сложно построенный многокупольный объект северо-восточного простирания, разбитый тектоническими нарушениями на серию ступеней, по которым и происходит погружение.
Западно-Ловинская структура по кровле тюменской свиты оконтуривается изогипсой -2050 м. С северо-запада эта структура ограничена зоной тектонических нарушений северо-восточного простирания. Региональная зона северо-западной ориентировки проходит в районе северной периклинали Западно-Ловинской структуры. Этой зоной с севера-востока ограничен самостоятельно приподнятый блок.
Средне-Ловинская структура, расположена на восток от Западно-Ловинской, оконтуривается по кровле тюменской свиты изогипсой -2080 м, отделена от неё чётко выраженным прогибом. Формирование Средне-Ловинской структуры тесным образом связано с крупной зоной тектонических нарушений северо-восточного простирания, вдоль которой возникли, как приразломные, два её купола. В северной и северно-восточной
части этой структуры, в связи с пересечением двух крупных зон, ориентированных перпендикулярно друг к другу, находится участок значительной тектонической раздробленности, к которому приурочены тектонические нарушения с вертикальной амплитудой смещения более 20 метров и по которому проведена условная граница между двумя залежами Ловинского месторождения.
Ловинская, самая восточная структура, оконтуривается изогипсой -2080 м. В целом, этот район отличается довольно пологими формами, за исключением нескольких участков. На севере структуры в результате анализа временных сейсморазрезов и данных бурения выделен приподнятый блок в районе скважины 55 и как продолжение этого блока небольшая по площади приподнятая малоамплитудная зона в районе скважин 9019, 9020, 9021, 9543. В южной части Ловинской структуры также выделяется приподнятый блок в районе скважин 5305, 9341, а рядом в районе скважин 9325, 9308, в пласте Ю5-6 выявлена небольшая погруженная зона.
В целом Ловинское месторождение характеризуется ступенчатым погружением поверхности доюрского основания с юго-запада на северо-восток.
3.2 СтратиграфияПо данным глубокого бурения в геологическом строении исследуемой площади принимает участие мезозойско-кайнозойская толща осадочного чехла и породы доюрского основания, имеющие гетерогенный состав.
Доюрское основание имеет сложное строение и подразделяется на два структурных этажа: нижний - собственно складчатый фундамент и верхний -сложенный эффузивно-осадочными образованиями туринской серии, сформировавшейся в условиях параплатформенного режима.
Разновозрастные докембрийские и палеозойские образования прорваны многочисленными интрузиями основного, среднего и кислого состава.
Разрез осадочного чехла сложен континентальными и морскими осадками. В нём присутствуют отложения от юрских до четвертичных. В составе юрских отложений выделяются: тюменская, абалакская и нижняя часть тутлеймской свиты.
Отложения тюменской свиты залегают на размытом доюрском рельефе и являются основными нефтесодержащими породами в пределах изучаемой площади. Толщина отложений на площади изменяется от 23,6 м (скв.№ 31) до202 м (скв.№ 9036) (таблица 2.1.1). Отложения свиты сформировались в сложной палеогеографической обстановке, представлены аргиллитами, песчаниками, алевролитами.
Среди них встречаются маломощные прослои углей, гравелитов, карбонатов и в большом количестве углистой и битуминозной органики. Это
породы аллювиального, делювиально-пролювиального, озёрно-болотного и прибрежно-морского генезиса. Возраст тюменской свиты на месторождении определён как байосс-батский.
На отложениях тюменской свиты залегают морские образования абалакской свиты, которая состоит из двух подсвит: нижней и верхней. Свита сложена глинами аргиллитоподобными, чёрными аргиллитами с обугленными растительными остатками, остатками белемнитов, аммонитов, включениями пирита, глауконита. Аргиллиты очень слабые, в воде растрескиваются до мелких игольчатых обломков. Возраст свиты определяется верхне-юрским, келловей-кимериджским, мощность свиты выдержана 10-20 м.