Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на газ на Песчаной площади Краснодарского края

     С глубины 1080 м глины, слюдистые, слабо  карбонатные (CaCO₃ до 3%), вязкие тонким вкраплением пирита и темно-серые, тонкослоистые, слюдистые, алевритистые, плотные. 

     Понтический ярус N₂¹pt (1205 – 1715 м) 

     Верхнюю часть понтического яруса до глубины 1465 м слагают глины серые, слюдистые, сильно известковистые (CaCO₃ до 26%), вязкие, слабо уплотненные с тонким вкраплением пирита и глины темно-серые, плотные, тонкослоистые.

     Отложения в интервале 1465 – 1600 м, представлены чередованием мощных (до 50 м) пластов  песчаников кварцевых серых и  светло-серых, разнозернистых (от мелкозернистых до крупнозернистых), слабосцементированных с глинами темно-серыми, алевритистыми, карбонатными (CaCO₃ до 10%), плотными.

     В интервале 1600 – 1715 м – глины серые, темно-серые, плотные, слоистые и неяснослистые, алевритистые, слюдистые, слабо известковистые (CaCO₃ до 5%) с редкими прослоями алевролитов и песчаников. 

     Меотический ярус N₂¹mt (1715 – 2220 м) 

     Верхняя часть яруса до глубины 1850 – глина  темно-серая, плотная, алевритическая, слюдистая, слабо известковистая (CaCO₃ до 3 – 5,5%) с налетами мучнистого карбонатного материала и присыпками алевролита по плоскостям наслоения с прослоями (мощностью до 15 м) серых, грязно-серых, песчаников кварцевых, мелкозернистых, редкие тонкие прослои белых и желтоватых известняков.

     Нижняя  часть 1850 – 2002 м представлена песчаниками  кварцевыми светло-серыми, мелкозернистыми и полимиктовыми, разнозернистыми, слабосцементированными с прослоями алевролитов серых, темно-серых и глин темно-серых, плотных, алевритистых, слюдистых, слабоизвестковистых (CaCO₃ до 2,4%) и неизвестковистых (мощностью до 8 м). 

     Сарматский  ярус N₂¹ srm³ (2220 – 2750 м)

       

     Верхний сармат N₂¹ srm³ (2220 – 2425 м), переслаивание мощных словев и песчаников (10 – 40 м). Глина серая и темно-серая, алевритистая, слюдистая, некарбонатная и слабокарбонатная (CaCO₃ до 4,7%), тонкослоистая, плотная. Песчаник кварцевый светло-серый, тонкозернистый и мелкозернистый, слабосцементированный, тонкие редкие прослойки доломита светло-коричневого, крепкого, известняка белого, мелоподобного, хрупкого и мергеля серого, плотного.

     Средний сармат N₂¹ srm³ (2435 – 2625 м) представлен глинами темно-серыми, слюдистыми, алевритистыми, слабокарбонатная (CaCO₃ до 3,6%), тонкослоистая, плотная с тонкими прослоями мергелей коричневатых и темно-серых, плотных, крепких; известняков грязно-серых, рыхлых и песчаников полимиктовых серых, мелкозернистых.

       Нижний сармат N₂¹ srm³ (2625 – 2750 м), глина серая с зеленоватым оттенком, темно-серая, тонкослоистая и неяснослоистая, слабоалевритистая слюдистая, слабоизвестковистая и неизвестковистая (CaCO₃ от 0 до 3,5%), плотная, местами вязкая, пластичная с прослоями песчаника кварц-глауконитового и полимиктового серого и буровато-серого, мелкозернистого, единичные прослои алевролита темно-серого, плотного и известняка мелкоподобного белого.

     

     

     Конкский + Караганский ярус N₁² kn+kr³ (2750 – 2940 м) 

     Отложения представлены глинами серыми с зеленоватым  оттенком, реже темно-серыми, неравномерно алевритистыми слюдистыми слоистыми  слабокарбонатными и карбонатными (CaCO₃ от 2,2 до 13%), плотными, с прослоями песчаника серого кварцевого мелкозернистого, песчаника буровато-серого полимиктового, алевролита темно-серого и светло-серого глинистого, плотного, мергеля доломитизированного коричневато-серого, крепкого. Стяжения пирита. 

     Чокракский  ярус N₁² ch (2940 – 3160 м) 

     Разрез  представлен глинистыми породами с прослоями песчаников и реже алевролитов и доломитизированных мергелей.

     Глины серые, темно-серые, алевристые, слюдистые, плотные, тонкослоистые, местами массивные, слабоизвестковистые (CaCO₃ до 10%), неравномерно пиритизированные с прослойками песчаников и доломитизированных известняков и мергелей.

     Песчаники серые, слабо сцементированные, режеплотные, кварцевые с включением зерен  глауконита, в основном мелкозернистые, на глинистом цементе.

     Алевролиты  серые, плотные, крепкие, кварц-полевошпатовые.

     Известняки  серые, коричневато-серые, крепкие, доломитизированные.

     Мергель серый, с буроватым оттенком, плотный, крепкий, доломитизированный. 

     1.2.4. Геохимические исследования 

     В результате проведенных геохимических исследований в отложениях куяльника, киммерия, понта, меотиса, верхнего и среднего сармата фоновые значения газосодержания составили от 0 до 0,05% в газо-воздушной смеси, что свидетельствует об отсутствии промышленных скоплении УВ.

     

     Кратковременные повышения газопоказаний при бурении и промывках до 0,5 – 1,4% в киммериских-сарматских отложениях (состав газа С₁ = 98-99%, С₂ = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин №1 и №2.

     Исследования  шлама песчаников и глин куяльника, киммерия и понта по методике ЛБА показали отсутствие признаков битуминозности. Породы меотиса, сармата, конки и карагана отмечены фоновыми значениями ЛБА 1 – 2 балла ЛБ (БГ) (<0,05%).

     В отложениях нижнего сармата и  конка-караганского яруса  фоновые  газопоказания составили 0,01 – 0,07 в газовоздушной смеси. При промывках наблюдалось увеличение значений газопоказаний до 0,9 – 1,5%, газ по составу к чокракскому. Возможно, это связано с перетоками газа из чокракских отложений, расположенных рядом скважин Песчаная №1 и №2.

     В чокракских отложениях выделяются перспективные  участки разреза, представленные песчаниками  и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 – 3022 м, 3026 – 3030 м и 3036,5 – 3046 м, характеризуются  по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания F_Г, остаточного газонефтесодержания F_HГ и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные, а в интервалах 3060 – 3065 и 3081 – 3090 м как возможно газоконденсатные или нефтенасыщенные.

     

     В интервалах отбора керна результаты газового каротажа искажены за счет значительного разбавления (коэффициент разбавления Е = 1500 – 9000). Помимо количественной интерпретации газового каротажа и ЛБА шлама для определения характера насыщения вскрываемых пород геологической службы ГТИ произведены экспресс-исследования керна.

     При отборе керна в интервале 3036,4 – 3040,2 м поднят песчаник, где геохимическая  характеристика по результатам ЛБА  до 3 – 4 баллов МБ (ГЖ), что позволяет  предположить его нефтегазонасыщенность. Также заслуживает внимание пласт песчаника в интервале 3088,7 – 3089,6 м с битуминозностью до 4 баллов МБ (ГЖ).  

     2. Выбор и обоснование способа бурения 

     Выбор наиболее эффективного способа бурения  обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях.

     При бурении нефтяных и газовых скважин  получили распространение способы  бурения: роторный, гидравлическими  забойными двигателями и бурение  электробурами. Бурение проектной скважины будет производиться роторным способом.

     Участок набора кривизны и стабилизации угла искривления предусмотрено бурить с применением ВЗД. 

     2.1. Конструкция скважины 

     Конструкция скважины определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя.

     Конструкция скважины зависит от глубины залегания  продуктивных пластов, их продуктивности и коллекторских свойств, пластовых и поровых давлений, а также давления гидроразрыва проходимых пород, физико-механических свойств и состояния пород.

     

     При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число  обсадных колонн и глубины их спуска, исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола. В данном проекте предусматриваются три обсадные колонны: под направление, под кондуктор и эксплуатационная колонна. Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется местоположением продуктивных пластов, способами закачивания и эксплуатации скважины, а также конструкцией забоя. В нашем случае она составляет 3160 м. Глубина кондуктора – 850 м, направления – 30 м.

     Диаметры  обсадных колонн и долот выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

     Исходя  из предлагаемого дебита и габаритов  средств откачки, а также учитывая установившуюся практику буровых работ  в данном районе, принимаем конечный диаметр бурения 215,9 мм, диаметр эксплутационной колонны – 146 мм.

     Диаметры  кондуктора и направления выбираем в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для последующего интервала. Диаметры долот для кондуктора и направления составляют 295,3 мм, 39,7 мм и 490 мм, а диаметры обсадных колонн: 245 мм, 324 мм и 426 мм соответственно.

     

     Высота  подъема тампонажного раствора в  затрубном пространстве определяется на основании действующих инструктивных и методических материалов. Высоту подъема цементного раствора за всеми колоннами следует производить до устья скважины[9]. 

     2.2. Выбор промывочного реагента бурения скважины и вскрытия пласта 

     Буровые растворы выполняют функции, которые  определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций:

• удаление шлама из-под долота, транспорт его по затрубному пространству и обеспечение отделения его на поверхности;
• удержание шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;
• охлаждение долота и облегчение разрушения породы в призабойной зоне;
• создание давления из стенки скважины для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений;
• оказание физико-химического воздействия на стенки скважины, предупреждая их обрушение;
• обеспечение сохранения проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии;
• передача энергии гидравлическому забойному двигателю (при его использовании) и др.

     При бурении проектируемой скважины будут использоваться следующие буровые растворы.

     В процессе бурения под направление  и кондуктор будет применяться  глинистый раствор плотностью 1,1 г/см³ с химреагентами (Na₂CO₃, КССБ, графит), который обеспечит бурение без осложнений интервала 0 – 360 м, где предполагается наличие обвалов.

     

     Свойства  глинистого раствора:

     плотность, г/см³………………..1,1;

     условная  вязкость, сек. ……….30 – 50;

     СНС_0/10, Па ………….………….4/6;

     водоотдача, см³/30мин (API)…..6 – 8;

     pH………………………………..7;

     толщина глинистой корки, мм…1.

     При бурении под эксплуатационную колонну возможны обвалы в интервалах: 1090 – 1145 м, 1470 – 1505 м, 2990 – 3270 м, и нефтепроявления в интервалах: 3060 – 3080 м, 3100 – 3120 м. Поэтому здесь предусматривается применение высокоингибирующего калиевого раствора на основе гуматов (ВИКР).

     Этот  раствор обладает тройным ингибирующим действием.

• Во-первых, хлорид калия как электролит при концентрации более 2% подавляет процессы набухания глин.
• Во-вторых, ионы калия, проникая в кристаллическую решетку, меняют природу глин, делая их водонечувствительными.
• В-третьих, особое ингибирующее действие в этой системе осуществляют гуматы, растворимость которых зависит от величины pH среды. Существуют критические значения pH (pH_кр), выше которых гуматы растворимы даже в минерализованном буровом растворе и активно действуют как в регулировании водоотдачи, так и структурно-механических свойств. При значениях pH ниже критического уровня гуматы высаливаются и полностью теряют активность, раствор загустевает, водоотдача повышается. В калиевом растворе величина pH_кр колеблется от 8,5 до 9,0, поэтому для поддержания свойств этого раствора на заданном уровне величину pH в системе регулируют на 1 – 1,5 единицы выше, чем pH_кр.