Нефтегазогеологическое районирование территории России

Содержание геологического отчета по разведочной скважине

Пластоиспытателями отбираются также пробы пластовой воды для анализа степени ее минерализации и содержания малых элементов, пробы нефти для фракционных испытаний (до 3 л, для лабораторной перегонки) и технического анализа (до 50 л).

Опробование и испытание - неотъемлемая часть комплекса исследовательских работ в процессе сооружения скважин и источник получения важнейшей информации о геологии и нефтегазоносности исследуемого объекта. В настоящее время разработаны и успешно применяются современные испытатели пластов многоциклового действия на бурильных трубах (ИПТ), позволяющие однозначно выделять продуктивные интервалы и получать данные о параметрах пласта и призабойной зоны. В результате применения ИПТ непосредственно в процессе бурения ежегодно открываются новые месторождения и залежи нефти и газа, экономится большое количество обсадных труб, цемента и других материалов.

Применение испытателей пластов в процессе бурения проводится сразу после вскрытия пласта и требует тщательной подготовки скважин. При задержке во времени возникает угроза заполнения пористости пород призабойной зоны фильтратами. В процессе испытания пластов основную информацию несут отобранные пробы пластового флюида и диаграммы давления, характеризующие состав жидкости и гидродинамические параметры системы пласт - скважина. Испытание скважины считается законченным, если по всем перспективным пластам, назначенным к испытанию, получены результаты, позволяющие дать однозначные качественную и количественную характеристики о насыщенности пласта или отсутствии притока.

Для продуктивных горизонтов, выявленных геолого-геофизическими методами, с нефтеносностью, подтвержденной пластовыми испытаниями, проектом может предусматриваться пробная эксплуатация в одном из двух режимов: 1) сокращенный цикл - 2-3 суток – для оценки нефтегазоносности с определением дебитов; 2) пробная эксплуатация в течение 1-6 месяцев.

После установки обсадной и эксплуатационной колонн и цементации скважины, проводится перфорация обсадной колонны для восстановления связи с пластом и заполнения скважины пластовой жидкостью. Опытная добыча в течение нескольких месяцев позволяет на второй стадии разведки (подготовка месторождения к разработке) получить все данные, необходимые для подсчета запасов высоких категорий и составления проекта эксплуатации. Они включают: 1) фазовый состав углеводородов (нефти и газа); 2) оценка дебита и его стабильности; 3) изменение газового фактора; 4) оценка гидродинамической связи между горизонтами, проявления водоносных горизонтов; 5) образование песчаных пробок; 6) отложение парафинов и минеральных солей в колонне, и т.п.

ЛЕКЦИЯ 9.

9.1. Ожидаемые результаты проектируемых работ

Строительство глубоких поисковых и разведочных скважин на нефть и газ является долговременным и весьма дорогостоящим видом работ: удельные затраты на 1 пог. м составляют обычно сотни долларов - в нормализованных условиях, и свыше 1000-1500 долларов на 1 м – при бурении на шельфе арктических морей. Экономический эффект, компенсирующий затраты на геологоразведочные работы, отдален во времени на многие годы, и сама вероятность его получения не превышает как правило 30-50%. Коэффициент успешности при проверке «аномалий типа залежь» (АТЗ) составляет обычно 0,15-0,3 даже на территориях с подтвержденной нефтегазоносностью. Поэтому в заключительном разделе геолого-методической части проекта должны быть точно сформулированы результаты, ожидаемые в решении задач, перечисленных в начале главы.

Как правило, бурение, оборудование и испытание проектируемой скважины позволить решить целую серию промысловых и геологических задач, основными среди которых являются:

· изучение геологического строения перспективной структуры;

· выделение в разрезе продуктивных горизонтов песчаников (известняков);

· определение фракционного состава углеводородов и качественных характеристик нефти, газа, конденсата

· изучение коллекторских свойств (гидрогеологических, сейсмологических характеристик) разреза, и т.д.

· количественная оценка ресурсов категории С₃ (на стадии поисков), подсчет запасов категорий С₁ и С₂ (первая стадия разведки), В+С₁ (стадия подготовки к освоению).

· получение исходных данных для составления проекта пробной эксплуатации нефтяной залежи и предварительной геолого-экономической оценки месторождения.

Целесообразность финансирования любого проекта непосредственно определяется перечнем и конкретностью ожидаемых результатов работ. Наиболее убедительными аргументами являются количественные показатели эффективности. Для поисковых и разведочных стадий таким показателем является удельный приростзапасов в расчете на 1 метр бурения и на 1 рубль затрат.

В том случае, когда проектом предусматривается строительство эксплуатационной (добычной, нагнетательной, контрольной) скважины в условиях разрабатываемого месторождения,методика работ рассматривается по схеме, принятой в производственных организациях.

1. Целевое назначение скважины

2. Проектный геологический разрез

3. Нефтегазоносность

4. Гидрогеологические и геокриологические условия

5. Ожидаемые геологические осложнения

6. Параметры бурового раствора

7. Отбор керна и шлама

8. Промыслово-геофизические исследования

9. Лабораторные исследования

9.3. Перечень графических приложений

Внутритекстовые иллюстрации и графические приложения к геолого-методической части проектов должны обеспечивать наглядное представление о геологической позиции объекта, трехмерную модель его строения, положение проектируемой скважины в плане и траекторию ее ствола в разрезе, в том числе относительно ранее пробуренных скважин. В общем случае рекомендуется следующий перечень иллюстраций и графических материалов.

1. Обзорная карта района работ (иллюстрация внутри текста)

2. Тектоническая карта (схема) района работ (внутри текста.).

3. Сводный (нормальный) геолого-геофизический разрез, по данным бурения.

4. Структурная карта месторождения (залежи) по основному отражающему (контролирующему) горизонту, или Схематический план с нанесением положения проектируемых скважин.

5. Продольный и поперечные геологические разрезы с нанесением пробуренных и проектируемых скважин.

На разрезах должны быть показаны литологические колонки продуктивных горизонтов, залежи углеводородов, тектонические нарушения, контакты раздела флюидов: водо-нефтяной, газо-нефтяной, газо-водяной.

Существует принципиальное редакционное требование к оформлению графических приложений: топографическая основа и фактически пробуренные скважины показываются черным цветом. Проектируемые скважины и все их реквизиты (номера, глубины бурения и т.п.) показываются другим – не черным – цветом: синим, зеленым или красным, по выбору исполнителя.

Виды и объемы работ, обоснованные в геолого-методической части проекта, включаются в «Сводный перечень технико-экономических данных», который приводится в начале его сметной части.

9.4. Сводные технико-экономические данные строительства поисковой/разведочной скважины

1. Район строительства скважины (номер)

2. Номер скважины

3. Площадь (название)

4. Целевое назначение бурения

5. Целевое назначение скважины

6. Проектный горизонт (стратиграфический)

7. Вид скважины (вертикальная, наклонно-направленная)

8. Проектная глубина скважины

9. Количество объектов испытания в открытом стволе

10. Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне

11. Категория скважины

12. Металлоемкость конструкции скважины (кг/м)

13. Вид и способ бурения

14. Вид строительства (первичный монтаж, или др.)

15. Тип буровой установки

16. Тип вышки

17. Наличие комплекса АСП

18. Максимальная масса колонны (т): - бурильной

- обсадной

19. Продолжительность (в сутках): - строительство скважины

-строительно-монтажные работы

-подготовительные к бурению работы

-бурение и крепление

-испытания в открытом стволе

-испытания в эксплуатационной колонне

20. Проектная скорость бурения (м/ст.-месяц)

21. Сметная стоимость строительства скважины, руб

22. Стоимость возврата материалов, руб

23. Конструкция скважины (м): - направление (D, мм)

-кондуктор (D, мм)

-эксплуатационная колонна (D, мм)

24. Категория экспедиции

25. Наличие подбаз

26. Мощность трубной базы («до», тыс.м)

27. Наличие тампонажной конторы

28. Среднегодовое количество станков в работе, всего:

в т.ч.: - в бурении

- в испытании

29. Продолжительность дежурства бульдозера:

-в зимний период, час/сутки 6

-в летний период, час/сутки 6

30. Форма оплаты труда (сдельная, повременная)

31. Продолжительность работы вахты (бригады), час/сутки 12

34. Количество рабочих (чел.): - по обслуживанию буровой, 12 час/смену

-на приготовлении бурового раствора

35. Стоимость затрат на авиационный транспорт, тыс. руб.

36. Наличие вертолетных площадок, шт.

37. Продолжительность отопительного периода, сут/год

38. Зимний период (с по ), суток

37. Период использования зимних дорог, (с по ), суток

38. Геотехнический контроль (содержание партии ГТК)

39. Количество комплектов каротажного оборудования, обслуживаемого промыслово-геофизической партией

40. Количество ЦА-320М, шт.

41. Количество 2СМН-20, шт.

42. Возмещение ущерба сельхозугодьям (оленьи пастбища и др.), тыс.руб.

ЛЕКЦИЯ 10.

На 1.01.2001 г. на государственном балансе Российской Федерации было учтено 2323 месторождений нефти и газа, включающих около 12 тысяч отдельных залежей с запасами разведанными по категориям А+В+С₁. Из них в разработке находились 1135 месторождений. На эти 50% объектов приходится 75% разведанных извлекаемых запасов. Территориально и в структурно-геологическом отношении эти многочисленные месторождения группируются в обособленные нефтегазоносные провинции (НГП). Формационная природа НГП – бассейны седиментации. На территории России таких провинций выделяется 11, отдельно учтена Балтийская нефтегазоносная область на территории Калининградской области (табл.).

10.2.Нефтегазоносные провинции (НГП) и нефтегазоносные области (НГО) России: основные параметры