Бурение разведочных скважин

Содержание
Введение 8
1 Геологическая часть 9
1.1Общие сведения о районе буровых работ 9
1.2 Геолого-геофизическая изученность района работ 10
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика 14
1.4 Тектоника 16
1.5 Нефтегазоносность 19
1.6 Гидрогеология 22
1.7 Зоны возможных осложнений 23
1.8 Отбор керна и шлама 25
1.9 Геофизические исследования скважин 26
1.10 Испытание и опробование скважин 27
2 Технико-технологическая часть 30
2.1 Выбор и обоснование способа бурения 30
2.2 Проектирование и обоснование конструкции скважины 31
2.2.1 Определение значений Ка, Кп, 0 для следующих интервалов глубин 34
2.2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот 39
2.2.3 Выбор интервалов цементирования 41
2.2.4 Анализ выбора конструкции скважины 41
2.3 Проектирование конструкции бурильной колонны, расчет колонны бурильных труб на прочность 42
2.3.1 Определение диаметра УБТ 43
2.4 Промывка скважины 48
2.4.1 Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин 48
2.4.2 Определение расхода всех видов промывочных жидкостей, глин, воды, химических реагентов, утяжелителя и других материалов 49
2.4.3 Выбор оборудования для приготовления, химической обработки и отчистки промывочной жидкости, а также для герметизации устья 52
2.4.4 Гидравлический расчет промывки скважины 55
2.5 Выбор буровой установки 61
(бурового оборудования и вышки) 61
2.5.1 Выбор буровой вышки 61
2.6 Проектирование параметров режима бурения 65
2.6.1 Выбор типоразмера и модели долот и проектирования показателей их работы по промысловым статистическим данным 65
2.6.2 Проектирование расхода промывочной жидкости по интервалам глубин 79
2.6.2.1Определение расхода промывочной жидкости 79
2.6.2.2 Определение режима промывки и скорости истечения бурового раствора из насадок долота 80
2.6.2.3 Проектирование осевой нагрузки на долото и скорости его вращения 84
2.6.2.4 Контроль параметров режима бурения 87
2.7 Крепление скважины 91
2.7.1 Проектирование обсадных колонн и их расчет на прочность. 91
2.7.1.1 Построение эпюр внутренних давлений 91
2.7.1.2 Построение эпюр наружных давлений 92
2.7.1.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений 93
2.7.1.4 Построение эпюр избыточных внутренних давлений 93
2.7.2 Расчет эксплутационной обсадной колонны на прочность 94
2.7.3 Подготовительные работы к спуску и спуск обсадных колонн 96
2.7.3.1 Технология спуска обсадных колонн 96
2.7.3.2 Спуск обсадных колонн 97
2.7.3.3 Технология цементирования обсадных колонн 99
2.7.3.4 Конструкция низа промежуточных и эксплутационных колонн 100
2.7.4 Выбор способа цементирования и расчет цементирования колонн 102
2.7.4.1 Обоснование выбора способа цементирования и состава тампонажного материала 102
2.7.4.2 Расчет цементирования эксплуатационной обсадной колонны 105
2.7.4.2.1 Определение количества материалов необходимых для цементирования 105
2.7.4.2.2 Гидравлический расчет цементирования 107
2.7.4.2.3 Проверка возможностей спуска обсадной колонны в один приём и цементирования в одну ступень 107
2.7.4.2.4 Гидравлическая программа цементирования 110
2.7.4.2.5 Продолжительность процесса цементирования 111
2.7.4.2.6 Выбор цементировочного оборудования 112
2.7.4.2.7 Выбор оборудования для обвязки обсадных колонн 113
2.7.4.2.8 Обоснование выборов способов контроля качества цементирования 114
2.8 Освоение скважины 116
2.8.1 Обоснования выбора способа освоения скважины 116
2.9 Мероприятия по охране труда, техники безопасности и экологии 117
2.9.1 Охрана труда 117
2.9.2 Физико-географические и климатические условия района, размещение проектной скважины 118
2.9.3 Физико-механические свойства горных пород 118
2.9.4 Физико-химические свойства нефти и газа 119
3 Специальная часть 125
3.1 Технические средства и технология снижения дифференциального давления при строительстве скважин 125
3.2 Скважинный гидроэлеватор для снижения дифференциального давления при бурении скважин без снижения плотности бурового раствора 128
3.3 Технологическая схема для освоения скважин с применением компрессоров низкого давления и цементировочного агрегата 130
3.4 Технологическая схема для освоения скважин с применением компрессоров низкого давления и буровых насосов 131
3.5 Схема для освоения с применением жидкостно-газового эжектора и компрессоров низкого давления 133
3.6 Устройство для интенсификации очистки внутришарошечной зоны выбуренного шлама 135
4 Экономическая часть 137
4.1. Организация работ при строительстве скважин 137
4.2. Обоснование нормативной продолжительности цикла строительства скважины. 139
4.3 Составление сметы на проведение буровых работ 144
Заключение 158
Список литературы 159
Геолого-геофизическая изученность района работ

До начала 80-х годов на территории Южно-Тургайской впадины выполнялись рекогносцировочные маршрутные и планомерные геолого-геофизические исследования, включающие магнитную и гравиметрическую съемки масштаба 1:500000 – 1:200000, геологические съемки того же масштаба и гидрогеологическая съемка масштаба 1:500000. Территория Арыскумского прогиба и Жинишкекумской грабен-синклинали была пересечена редкими (с шагом до 30-40 км) региональными сейсмопрофилями КМПФ.
Геолого-гидрогеологические съемки сопровождались бурением мелких картировочных и гидрогеологических скважин
В результате этих работ была выявлена Южно-Тургайская впадина, разделенная по подошве мела Мынбулакской седловиной на Арыскумский и Жиланчикский прогибы. В строении впадины выделены многочисленные грабен-синклинали, выполненные отложениями триаса, юры. Результаты этих региональных исследований отражены в ряде опубликованных и фондовых работ, а также на картах перспектив нефтегазоносности. Этими работами изучены литолого-стратиграфический разрез меловых, палеогеновых и неоген-четвертичных отложений, водоносные горизонты, приуроченные к верхним меловым и более меловым отложениям, освещены вопросы региональной структуры мезозойских палеозойских и древних комплексов, участвующих в строении района.
Южно-Тургайская впадина была выделена в качестве нефтеперспективной области с минимальной плотностью прогнозных ресурсов углеводородов.
По результатам поисково-разведочных работ на нефть и газ, выполнявшихся в 60-е годы к северу от впадины (на Кустанайской седловине) территория Южно-Тургайской впадины рассматривалась перспективной по отложению среднего–верхнего палеозоя и мезозоя.
В 70-е годы в северной части Южно-Тургайской впадины (в Желанчикском прогибе) проводились поисковые работы на нефть и газ, включающие региональные и поисково-детальные сейсмопрофилирование МОВ. Пробурена одна параметрическая скважина, выявлены и изучены четыре локальные структуры. Поисково-разведочные работы были прекращены.
Впадина оценена с высоким потенциалом образования углеводородов, в основном, по отложениям среднего верхнего палеозоя.
На основании этого заключения принято решение о продолжении региональных исследований на нефть и газ и составления программы этих исследований.
В начале 80-х годов произведены расчеты потенциала газоносности триас-юрских угленосных отложений в грабен-синклиналях, которые оценены перспективными на газ в промышленных масштабах и дана рекомендация на проведение поисковых работ на изученных структурах Жинишкекумской грабен-синклинали и Арыскумского прогиба.
В 1981 –1982 гг. разработана «Программа комплексных региональных геолого-геофизических и научно-исследовательских работ на нефть и газ в Южном Тургае» в исполнении которой 1982 году начата профильные структурные, 1983 году параметрическое поисковое бурение, а также региональной сейсмопрофилирование МОГТ, в южной части Южно-Тургайской впадины (в Арыскумском прогибе).
В 1983 году структурных профильных скважинах выявлены прямые проявления нефти и начата поисковые работы сейсморазведкой МОГТ, которыми в Арыскумском прогибе выявлена структура Кумколь. В конце 1983 года на ее площади начата глубокая поисковое бурение и в начале 1984 года открыто месторождение нефти.
1984 году произведено резкое усиление региональных геолого-геофизических работ по вышеуказанной программе с выполнением одновременно детальных поисковых работ.
В начале 1985 года нефтяной горизонт установлен в разрезе скважины 1-п Арыскум и газовые горизонты на структуре Арыскум в поисковой скважине 2.
В этом же году произведено аэрокосмическое дешифрирование территории Южного Тургая и смежных районов с составлением схемы масштаба 1:1000000 по всей территории.
В 1986 году открыто газонефтяное месторождение Арыскум.
На структурах Кызылкиям (1986), Нуралы (1987), Майбулак (1986-1987) и Кенлык (1988) были начаты поисковые работы на нефть и газ. В результате этих работ были установлены промышленные нефтегазоносные разрезы вышеназванных структур.
По состоянию на 1987-1988 года региональными геофизическим и буровыми работами изучена северная часть Арыскумского прогиба, проведено региональное сейсмопрофилирование в его южной части.
В результате выполненных работ установлено, что значительно более высоким потенциалом нефтегазоносности, чем предполагалась ранее, обладает Арыскумский прогиб и Жинишкекумская грабен-синклиналь. Они по размерам и толщине осадочного выполнения могут рассматриваться в качестве северо-западной части крупного единого нефтегазоносного района, включающего Арыскумский прогиб и Жинишкекумскую грабен-синклиналь.
В пределах этого района выявлены основные зоны нефтегазонакопления по различным стратиграфическим комплексам (меловым, средне верхнеюрским и нижнеюрским отложениям).
Поисковым и региональным сейсмопрофилированием ОГТ в северной части Арыскумского прогиба выявлен ряд антиклинальных перегибов, большей частью уверенно приуроченных к антиклинальным структурам.
По результатам сейсморазведочных работ 1986-1987 года уверенно оконтурена структура Теренсай, на которой проектировалась поисковое глубокое бурение. Последующими сейсморазведочными работами с шагом профилей 4 км была выделена локальная структура по горизонтам протерозой и юра.
По зональному проекту на структуре 1987 году заложены семь поисковых скважин. 1987-1988 годах площадь изучена детальной сейсморазведкой с шагом профили 2 км., составлены карты по горизонтам PZ, IV,III и II аr, представлены в акте передаче геофизических материалов 1988 году.
На 1990 год на площади пробурен 11 поисковых скважин, которые дали положительные результаты.
Притоки нефти и газа получены из отложений неокома и верхней юры.
По предварительной структурной карте пробурены скважины 1, 2, 3, вскрывшие нефтяные и газовые платы в Арыскумском горизонте (скважина 1, 3) и верхней юре (скважина 2). После изучения структуры сейсморазведки 12-кратным ОГТ с шагом профилей 2 км. пробурены остальные скважины.
В данное время на площади Теренсай продолжается поиск и разведка залежей нефти и газа.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

Породы, залегающие, на территории Арыскумского прогиба представляют собой следующую систему:
• Протерозойская группа (PZ).
Вскрыты поисковыми, параметрическими и профильно-структурными скважинами, они представлены сланцами глубокометаморфизованными и кварцитами верхнего протерозоя, вскрываемая толщина 50-100 метров.
• Мезозойская группа (MZ).
Представлена отложениями двух систем – юрской и меловой. Юрская система средним и верхним отделом. В кровле средней юры прослеживается опорный отражающий горизонт. Представлены алевролитами и песчаниками мелкозернистыми, переходящие вниз по разрезу. Толщина достигает от полутора десятков метров до трехсот пятидесяти метров. Ожидаемая толщина в проектируемых скважинах 80-150 метров.
• Юрская система (J).
• Верхний отдел (J).
Отложения верхней юры залегают с разрывом на отложения средней юры, часто срезая верхнюю часть последней, а в более поднятых частях сводов структур прямо на образованьях складчатого фундамента. Разрез верхней юры сложен песчаниками и алевролитами. Песчаники мелкозернистые, редкозернистые ниже по разрезу переходящие в алевролиты и аргиллитоподобные глины, серые и зелено-серые. Ожидаемая толщина 100-150 метров.

• Меловая система (K).
Отложения мела имеет повсеместное распространение и представлены всеми возрастами, подразделениями и рационально выдержаны на большой площади. В Арыскумском прогибе отложения мела представлены континентальными (неоком) приближенно континентальными образованиями: нижний отдел расчленен на неоком и апт-альб неоко-даульская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиту
• Неокомский ярус (К1nc).
• Нижний подъярус (К1пc1).
В его нижней части выделяется Арыскумский горизонт. Он залегает с размывом и условием несогласия на отложениях верхней юры и древних образованиях. Он состоит из пачки частого переслаивания пластов преимущественно песков мелкозернистых и песчаников на глинисто-карбонатном цементе, алевролитов и глин. В основании залегают конгломераты глинистые и глинисто-карбонатные. Толщина горизонта ожидается в пределах 50 метров. Верхняя часть нижнего неокома сложена глинами красноцвеветными. Ожидаемая толщина 170-200 метров.
• Верхний подъярус (К1nc2).
Отложения верхнего неокома представлены глинами красноцветными с прослоями песчаников слабосцементированных. Толщина отложений изменяется от 200-300 метров. Ожидаемая толщина 200-280 метров.
• Нерасчлененные апт-среднеальбские отложения (К1а-al).
Отложения этого возраста залегают на нижележащих со скрытым стратиграфическим несогласием, представлены толщей песков темно-серых и серых, гравелитов, представлены гравелитами с прослоями глин, глин темно-серых и алевролитов. Толщина колеблется от 200-300 метров. Ожидаемая толщина 230-250 метров.



• Нерасчлененные отложения нижнего и верхнего отделов (К1+К2).
Отложения верхнего альб-сеномана в разрезах скважин представлены толщей глин пестроцветных прослойками песков коричневых и серых гравелитов. Ожидаемая толщина отложений 100-150 метров.
• Нерасчлененные отложения туронского яруса и сенонского подотдела (Кt-Sn).
Представлен толщей песчаников, глин, пестроцветных, местами карбонатных, слабосцементированных, толщиной 300-500 метров.
• Кайнозойская группа (Кz).
Эти отложения залегают с размывом и небольшим угловым несогласием на оборудованиях сенона и представлены песками, гравием, галечниками, суглинками и суспензиями. Толщина 70-80 метров.
Структура Теренсая выделяется по горизонтам PZ IY и П к западу от северного центроклинарного замыкания Северо-Акшабулакской мульды и имеет сложные геологические строения. Отличается несовпадением структурных планов по горизонтам PZ и IY. По горизонту Pz структура имеет два свода.

1.4 Тектоника

Арыскумский прогиб граничит с запада - Нижнесырдарьинским сводом, с севера - Мынбулакской седловиной, с востока - погребенным продолжением антиклинория Улутау и с юга - антиклинорием Каратау.
В строении прогиба участвуют два структурных этажа: нижний складчатый фундамент рифей-вендского возраста и верхний - платформенный чехол отложений мезозоя и кайнозоя.
В северо-западной части Арыскумского прогиба на сочленении с нижнесырдарьинским сводом скважинами 1-0, 63-0 и 3-Г (Дощан), 1-Г, 2-Г (Кенлык), 10-Г, 11-Г (Кызылкия) вскрыты серые, массивные доломитизированные известняки отложений девона-карбона, а на восточной части Арыскумского прогиба скважиной 7 (Майбулак), на юго-востоке прогиба (скв. 38) вскрыты терригенные красноцветные отложения карбона (серпуховский ярус). Эти отложения развиты не повсеместно и представляют остатки квазиплатформенного чехла.
Нижний этаж (складчатый фундамент).
По подошве осадочного чехла территория, соответствующая Арыскумскому прогибу, разделена на ряд крупных глубокопогруженных линейно-вытянутых грабен-синклиналей западную - Арыскумскую, центральную – Акшабулакскую, восточную - Бозингенскую. Длина грабен-синклиналей достигает 150-200 км при ширине 20-40 км. На севере выделена более мелкая и более изометричная (50х20 км.) по форме Сарыланская грабен-синклиналь, а на крайнем юге - Даутская.
Все грабен синклинали ограничены высоко-амплитудными разломами. Амплитуда разломов изменяется от 0.5 км. до 1.5-2 км. борта грабен-синклиналей очень крупные, а глубина подошвы осадочного чехла изменяется в крест их простирания от 6.0-3.0 км. в центральной части, до 2.0-1.0 км. - на бортах. Грабен синклинали разделены высокими выступами Фундамента, в пределах которых мощность всего мезо-кайнозойского чехла не превышает 2.0-1.5 км. и сокращается до 500 м.
Верхний этаж (мезо-кайнозойский платформенный чехол).
В строении мезозой-кайнозоя выделяется три структурных подэтажа, разделенных угловым несогласием и перерывом в осадконакоплении триас-юрский, мел-миоценовый и плиоцен-четвертичный. Среднеюрские и более древние - нижнеюрско-триасовые отложения выполняют только грабен синклинали и практически отсутствуют на выступах.
На отчетной площади расположены Бозингенская грабен-синклиналь, Акшабулакская горст-антиклиналь, Сарыланская грабен-синклиналь и Аксайская горст-антиклиналь.
Бозингенская грабен-синклиналь занимает крайнюю восточную часть Арыскумского прогиба, имеет протяженность 150 км. при ширине 30 км. Западный борт ее пологий, а восточный - крутой и ограничен зоной разрывных нарушений.
Сарыланская грабен-синклиналь расположена в северной части прогиба и имеет форму близкую к брахисинклинальной. Размеры ее составляют 60х25 км. Глубина залегания подошвы мезозоя достигает 3.5 км.
Акшабулакская горст-антиклиналь расположена между Сарыланской и Бозингенской грабен-синклиналями на северо-востоке прогиба. Она имеет форму клина, острой частью соединяющегося на юге с Ащисайской горст-антиклиналью, глубина залегания поверхности фундамента увеличивается с севера на юг от 600 м. до 1600 м. Ширина антиклинали на севере достигает 15 км.
Триас-юрский подэтаж сложен образованиями триаса-юры, формировавшихся в условиях активных тектонических опусканий отдельных блоков до мезозойского основания.
Если отложения триаса нижней и средней юры распространены фрагментарно (в наиболее погруженных частях грабен-синклиналей), то верхнеюрские осадки имеют боле широкое развитие. Они выклиниваются лишь в бортовых частях и на наиболее приподнятых участках горст-антиклиналей (скв. 40-с), сокращаясь к северу.
Отложения мел-палеогенового подэтажа, сформировавшиеся в пору плавного преимущественного опускания всего Арыскумского прогиба, как единой тектонической структуры, являются типично чехольными образованиями и развиты по всей площади прогиба.
Плиоцен-четвертичный подэтаж сложен образованиями, сформировавшиеся в период полной перестройки рельефа Туранской плиты, обусловленной мощными глыбовыми поднятиями Тянь-шаньского эпиплатформенного орогенного развития Южного Казахстана и представлены гравелито-галечниковыми разностями, наблюдавшиеся сейчас на останцовых плато, мощность не превышает 40-60 м.

1.5 Нефтегазоносность

В последние годы в пределах Арыскумского прогиба Южно-Тургайской впадины проведен большой объем геолого-геофизических исследований, результаты которых свидетельствуют о благоприятных структурно-тектонических, литолого-фациальных, гидрогеологических и геохимических критериях для генерации и аккумуляции углеводородов в крупных масштабах, что находят подтверждение в результатах опробования и испытания скважин на нефтегазоносность пластов.
Нефтегазоносность впадины доказана открытием залежей нефти и газа на ряде площадей Кумколь, Дощан, Арыскум, Майбулак, Нуралы, Аксай и другие.
В Арыскумском прогибе по соотношению коллекторов и флюидоупоров выделяются четыре нефтегазоперспективных комплекса: нижнеюрский (сазымбайская и айболинская свита), среднеюрская (дощанская свита), верхнеюрская (кумкольская и акшабулакская свиты) и нижненеокомский (арыскумский горизонт).
Нижнеюрский комплекс развит только во внутренних частях грабен-синклиналей и является нефтегазоперспективным. Возможная газоносность подтверждения получением активных проявлений газа из слоев песчаника в нижней части айболинской свиты в скв. 1-П. Арыскум и 1-П Бектас, 2-П Акшабулак. К перспективным относятся ловушки не антиклинального типа, связанные с зонами выклинивания этих свит в бортовых частях грабен-синклиналей и тектонического экранирования. Доказательством является площадь Дощан. В скв. 5 из отложений айболинской свиты нижней юры получен приток нефти дебитом 21,2 м/сут.
Среднеюрский комплекс также развит преимущественно в грабен-синклиналях и лишь местами на склонах и седловинах горст-антиклиналей. Нефтеносность его доказана выявлением залежи нефти на месторождениях Кумколь, Майбулак, Дощан, Нуралы.
Признаки нефти (запах) отмечены на площади Арыскум (скв. 5) и в скв 34-С (интервал I365-1371). Перспективны аналогичные ловушки неантиклинального типа.
Верхнеюрский комплекс обладает более высокой продуктивностью, что подтверждается выявлением залежи нефти на месторождении Кумколь, газонасыщенных пластов на нефтегазовом месторождении Арыскум, с учением притоков нефти, встреченных в ряде структурных, глубоких поисковых и параметрических скважин.....