Разработка вопросов совершенствования технологии безамбарного бурения на Шершнёвском месторождении

     Продуктивный  пласт на ¾ сложен песчаниками  мелкозернистыми и на ¼ преимущественно  среднезернистыми. Содержание глинистой  фракции 1,3 - 4,7 %. Отсортированность  обломочного материала в целом выше, чем в тульском пласте.

     Покрышкой залежи служат аргиллиты углистые и  известковистые, слоистые с прослоями алевролитов в подошвенной части тульского и кровельной бобриковского горизонта. Толщина покрышки от 6 м (скв. 64) до 12 м (скв. 69). Там, где тульский пласт замещен плотными породами, добавляются тульские карбонаты, и величина покрышки увеличивается до 17,2-23,4 м (скв. 63, 71).

     Залежь  пластовая, сводовая, размерами 4,5 x 4,1 км, высота 63 м. Пласт выдержан по площади. В скважинах выделяется один (скв.71, 78)- пять (скв. 67) проницаемых прослоев толщиной 0,6 - 8,8 м.

     Общая толщина пласта изменяется от 10,2 до 14 м и увеличивается в крыльевых  скважинах до 16,2 и 21,2 м (скв. 78, 69).

     Эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 м (скв. 71) до 10,2 м (скв. 69). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 м до 9,4 м, средневзвешенная по площади она равна 5,9 м. 

Тульский  горизонт. Пласт Тл2-а

     В терригенной толще тульского  горизонта по промыслово-геофизическим  данным выделяются пласты Тл2-а и Тл2-б.

     Промышленная  нефтеносность приурочена к пласту Тл2-а.

     Притоки нефти дебитом 1,5 - 102 т/сутки получены при испытании в колонне скв. 67, 68, 69. В скв. 64, 65, 66 нефть получена испытателем пластов в процессе бурения.

     Водонефтяной контакт принят условно на отметке минус 1880 м по нижней отметке получения нефти в колонне в крыльевой скв. 69, так как ни в одной из пробуренных скважин по материалам ГИС не выделены водонасыщенные пропластки, а в процессе испытания не получена вода. Продуктивный пласт сложен песчаниками кварцевыми среднемелкозернистыми, слабо сцементированными (содержание глинистой фракции 1,3 - 3,3 %). Отсортированность обломочного материала не высокая.

     Покрышкой залежи служат вышележащие темноокрашенные  аргиллиты, углистые, известковистые, слоистые, с редкими прослоями алевролитов известковисто-глинистых толщиной 2,8 - 7,4 м, а также вышележащие карбонаты тульского горизонта (известняки и доломиты).

     Проницаемый пласт не выдержан по площади месторождения, на южном и восточном крыльях он замещен плотными породами. Залежь пластовая литологически экранированная, размерами 3,7x4,2 км, высотой 56 м.

     По  геофизическим данным в скважинах  выделяется от одного (скв.65, 66, 69) до трёх (скв. 68) проницаемых прослоев толщиной 0,6 -3 м.

     Общая толщина пласта изменяется от 7,8 м (скв. 65) до 12,4 м (скв. 68). Эффективная нефтенасыщенная  толщина изменяется от 0 м в зонах  замещения коллекторов до 6,6 м (скв. 68), средневзвешенная по площади равна 2,4 м.

     Результаты  испытания скважины № 55-ОГН (Белопашнинская структура) в процессе бурения приведены в табл. 1.1

     Таблица 1.1 - Результаты опробование скважины № 55-ОГН пластоиспытателем

 
 

     Приведенные данные позволяют выделить следующие  нефтегазоперспективные объекты:

     • турнейско-фаменский карбонатный;

     • средневизейский (пласт Бб терригенных  отложений бобриковского горизонтов, пласт Тл и терригенно-карбонатные отложения тульского горизонта);

     • башкирский карбонатный;

     • верейский терригенно-карбонатный;

     • нижнепермский (ассельско-сакмарский) карбонатный.

     На  основании принятых по Пермской области  карт прогноза плотностей ресурсов УВ балансовые ресурсы нефти категории Сз составляют по Шершневской структуре 24106 тыс.т, извлекаемые - 7601 тыс. 

     Таблица 1.2 Физико-механические свойства горных пород по

     разрезу скважины

 

     

     Таблица 1.3  - Нефтеносность

 
 
 
 

 

1.4 Гидрогеология. 

     В соответствии с региональными схемами  гидрогеологического районирования Шершневское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в юго-западной части Предуральского артезианского бассейна второго порядка. По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью в пределах месторождения выделяются два гидродинамических этажа: верхний и нижний, разделенные мощной (до 650 м) толщей регионального иренского флюидоупора. Эффективность последнего усиливает наличие в районе месторождения галогенных отложений.

    Физико-химическая характеристика подземных вод продуктивных отложений Шершневского месторождения приводится по единичным представительным пробам.

     Химический  состав подземных вод радаевских отложений аналогичен подземным водам бобриковских и тульских отложений.

     Пластовые воды палеозойских отложений нижнего  гидродинамического этажа представлены высокометаморфизованными (отношение Na/Cl изменяется от 0.71 до 0.75) рассолами хлоркальциевого типа. Подземные воды терригенных отложений отличаются от карбонатных меньшим содержанием сульфатов. Дефицит сульфатного насыщения подземных вод тульских и бобриковских отложений достигает 68 %. Подземные воды турнейско-фаменских отложений насыщены сульфат-ионами на 92 - 130 %. Они не вызывают угрозы солеотложения. Пластовые воды продуктивных отложений являются потенциальным промышленным сырьем по содержанию ценных компонентов: иода, брома, кальция, магния.

     Верхний гидродинамический этаж объединяет зоны активного и замедленного водообмена с земной поверхностью. В основном он сложен шешминскими и соликамскими отложениями.

     Соликамский карбонатно-терригенный водоносный комплекс в верхней части сложен известняково-мергелистой толщей (мощностью до 50 м), в нижней - глинисто-мергелистой (мощностью 120-170 м).

     Глубина залегания трещинно-грунтовых, трещинно-пластовых  и трещинно-карстовых ненапорных и напорных вод достигает до 100-110 м.

     Глубина скважин, вскрывших соликамские  отложения, изменяется от 20 до 309 м, чаще она составляет 40-50 м. Дебит скважин изменяется от 0.4 до 78 л/сек при характерных значениях 0.5-15.0 л/сек.

     Воды  известняково-мергелистой толщи  гидрокарбонатные - минерализации до 0.2-0.5 мг/л. В верхней части глинисто-мергелистой толщи воды гидрокарбонатные - минерализации до 1 г/л, в нижней-сульфатные - минерализации до 2.5 г/л и хлоридные - минерализации до 10-20 г/л.