Средняя часть пласта (интервал 2855.8-2863.6 м) сложена преимущественно аргиллитом пелитоморфным темно-серым, средней крепости, плотным с тонкими единичными прослойками песчаника кварцевого светло-серого, мелкозернистого, на глинисто-карбонатном цементе порово-базального типа, плотного, крепкого.
В нижней части пласта (интервал 2863.6-2875.4 м) отмечается неравномерное переслаивание песчано-алевро-глинистых пород, аналогичных верхнему интервалу.
Вскрытие кровли пласта проходило в процессе бурения керна №8 при этом газопоказания относительно фоновых значений в покрывающих отложениях постепенно увеличились на порядок (в 7-10 раз). При забое 2841.8 м после вскрытия кровли пласта ЮС2 проведено ИПТ№4, в результате которого в трубах был получен приток нефти (18.0 м), технической воды с нефтью (149.0 м) и газированный фильтрат БР, перебитый нефтью (93.0 м).
При продолжении бурения с отбором керна №9 фиксировались повышенные абсолютные значения газопоказаний и утяжеленный качественный состав газа, связанные с наличием нефти в буровом растворе после проведения ИПТ, поэтому данные значения искажены и не дают возможности достоверного определения характера насыщения отложений пласта ЮС2. По результатам интенсивности свечения вытяжек ЛБА образцов керна №8 и №9 фиксируется низкое содержание битума.
Характер изменения суммарных значений газопоказаний, относительного состава газа,
· По данным ГТИ: облегченному качественному составу газовоздушной смеси, полученной в результате частичной дегазации бурового раствора (до проведения ИПТ №4), глубокой дегазации образцов кернов, данным исследования шлама и кернов, результатам ЛБА прослои песчаника в интервале пласта ЮС2 - водонасыщенные.
Результаты геолого-геохимической, геофизической и технологической информации представлены в сводном планшете (Приложение 4).
В таблицах №№ 7 и 8 показана классификация битумоидов по люминесцентной характеристике капиллярных вытяжек и количественная оценка их содержания.
Классификация битумоидов по люминесцентной характеристике
капиллярных вытяжек.
таблица 7.
Количественная оценка содержания битумоидов таблица 7.
Точки | 1 | Тонкое, «рваное» кольцо | 2 |
Тонкое кольцо | 3 |
Толстое кольцо | 4 |
Сплошное пятно | 5 |
IIIПроектная часть
Глава 1. Усовершенствованные комплексы исследования скважин
Информационное обеспечение процесса бурения нефтяных и газовых скважин является наиболее важным звеном в процессе строительства скважин, особенно при введении в разработку и освоении новых нефтегазовых месторождений. Требования к информационному обеспечению строительства нефтегазовых скважин в данной ситуации заключаются в переводе информационных технологий в разряд информационно-обеспечивающих и информационно-воздействующих, при которых информационное сопровождение наряду с получением необходимого объема информации давало бы дополнительный экономический, технологический, или иной эффект.
К данным технологиям следует отнести следующие комплексные работы:
· контроль наземных технологических параметров и выбор наиболее оптимальных режимов бурения (например, выбор оптимальных нагрузок на долото, обеспечивающих высокую скорость проходки);
· забойные измерения и каротаж в процессе бурения (MWD и LWD-системы);
· измерения и сбор информации, сопровождаемые одновременным управлением технологическим процессом бурения (управление траекторией горизонтальной скважины с помощью управляемых забойных ориентаторов по данным забойных телеизмерительных систем).
В информационном обеспечении процесса строительства скважин особенно важную роль играют геолого-технологические исследования (ГТИ). Основной задачей службы ГТИ являются изучение геологического строения разреза скважин, выявление и оценка продуктивных пластов и повышение качества строительства скважин на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации. Оперативная информация, получаемая службой ГТИ, имеет большое значение при бурении разведочных скважин в малоизученных регионах со сложными горно-геологическими условиями, а также при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Однако в связи с новыми требованиями к информационному обеспечению процесса бурения задачи, решаемые службой ГТИ, могут быть значительно расширены. Высококвалифицированный операторский состав партии ГТИ, работающий на буровой, на протяжении всего цикла строительства скважины при наличии соответствующих аппаратурно-методических средств и программного обеспечения в состоянии решить практически полный комплекс задач информационного сопровождения процесса бурения:
- геолого-геохимические и технологические исследования;
- обслуживание и работа с телеизмерительными системами (MWD и LWD-системы);
- обслуживание автономных систем измерения и каротажа, спускаемых на трубах;
- контроль параметров бурового раствора;
- контроль качества крепления скважины;
- исследования пластового флюида при опробовании и испытании скважин;
- каротаж на кабеле;
- супервайзинговые услуги и т. д.
В ряде случаев совмещение этих работ в партиях ГТИ является экономически более выгодным и позволяет экономить на непроизводительных затратах по содержанию специализированных, узконаправленных геофизических партий, минимизировать транспортные расходы. Однако технических и программно–методических средств, позволяющих объединить перечисленные работы в единую технологическую цепочку в станции ГТИ, в настоящее время нет. Поэтому возникла необходимость разработки более совершенной станции ГТИ нового поколения, которая позволит расширить функциональные возможности станции ГТИ. Рассмотрим основные направления работ при этом. Основные требования к современной станции ГТИ - это надежность, многофункциональность, модульность и информативность.
Структура станции приведена на рис. 5. Она построена на принципе распределенных удаленных систем сбора, которые объединены между собой с использованием стандартного последовательного интерфейса. Основными низовыми системами сбора являются концентраторы, предназначенные для развязки последовательного интерфейса и подключения через них отдельных составных частей станции: модуля газового каротажа, модуля геологических приборов, цифровых или аналоговых датчиков, информационных табло. Через такие же концентраторы к системе сбора (на регистрирующий компьютер оператора) подключаются и другие автономные модули и системы - модуль контроля качества крепления скважин (блок манифольда), наземные модули забойных телеизмерительных систем, систем регистрации геофизических данных типа «Гектор» или «Вулкан» и т.д.
Рис. 5. Упрощенная структурная схема станции ГТИ
Концентраторы одновременно должны обеспечивать гальваническую развязку цепей связи и питания. В зависимости от возложенных на станцию ГТИ задач количество концентраторов может быть разным - от нескольких единиц до нескольких десятков штук. Программное обеспечение станции ГТИ обеспечивает полную совместимость и слаженную работу в единой программной среде всех технических средств.
Глава 2. Рекомендации по усовершенствованию датчиков
Датчики технологических параметров, используемые в станциях ГТИ, являются одной из самых важных составных частей станции. От точности показаний и надежности работы датчиков во многом зависит эффективность службы ГТИ при решении задач по контролю и оперативному управлению процессом бурения. Однако из-за тяжелых условий эксплуатации (широкий диапазон температур от –50 до +50 ºС, агрессивная среда, сильные вибрации и т.д.) датчики остаются самым слабым и ненадежным звеном в составе технических средств ГТИ.
Применяемые в производственных партиях ГТИ датчики в большинстве своем были разработаны в начале 90-х годов с использованием отечественной элементной базы и первичных измерительных элементов отечественного производства. Причем из-за отсутствия выбора использовались общедоступные первичные преобразователи, которые не всегда отвечали жестким требованиям работы в условиях буровой. Этим и объясняется недостаточно высокая надежность применяемых датчиков.