Geum.ru

М. В. Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин

Вид материалаДокументы

Содержание


Глины алевритистые, диатомовые
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11



В таблице 1.3, 1.4. представлены стратиграфическая характеристика и давления по разрезу скважин Лянторского месторождения. Общая мощность пласта Ю2 изменяется от 4,2 до 30 м. Средний дебит нефти составляет 2,7 т/сут. При обводненности 28,9 %. ВНК принят на абсолютной отметке 2685 м. Газовый фактор равен 54,4 м3/м3, градиент пластового давления 1,2 МПа/м∙10-2, давление гидроразрыва 1,6 МПа/м∙10-2. Пористость составляет 16 % с высокой проницаемость до 10 мД.

Общая мощность пласта Ю2 изменяется от 4,2 до 30 м. Средний дебит нефти составляет 2,7 т/сут. При обводненности 28,9 %. ВНК принят на абсолютной отметке 2685 м. Газовый фактор равен 54,4 м3/м3, градиент пластового давления 1,2 МПа/м∙10-2, давление гидроразрыва 1,6 МПа/м∙10-2. Пористость составляет 16 % с высокой проницаемость до 10 мД.

Покурская свита представлена чередованием песков средне и мелко зернистых, серых песчаников, глин и алевролитов с прослоями известняков. Расположена в интервале 1010 – 1820 м. Тип коллектора поровый. Плотность породы 1010 кг/м3. Градиент пластового давления 1,0 МПа/м∙10-2, давление гидроразрыва 1,7 МПа/м∙10-2. Пористость составляет 18 - 20 % с проницаемостью до 12 мД. Покурская свита является одним из сложных поглощающих тампонажный раствор интервалов при проведении цементирования в одну ступень скважин на Лянторском месторождении.


1.2 Анализ геологических условий цементирования скважин на месторождениях Севера Тюменской области

1.2.1 Геологические условия цементирования скважин Уренгойской группы месторождений

Район Уренгойской группы месторождений находится в северной части Западно – Сибирской низменности. Административно часть Уренгойских месторождений располагаются в Пуровском районе Ямало – Ненецкого округа Тюменской области. Одним из крупных месторождений является –Уренгойское, разработка которого началась еще в конце 1970 годов. Территория Уренгойского месторождения характеризуется неустойчивостью термодинамического равновесия геологической среды, обусловленной существованием многолетнемерзлых пород.

Меловая система представлена всеми ярусами нижнего и верхнего отделов. Объединяются в три надгоризонта: Зареченский (берриас, валанжин, готерив, баррем, нижняя часть апта), Покурский (верхняя часть апта, альб, сеноман) и Дербышинский (турон, коньяк, сантон, маастрихт). В основании меловых отложений залегает Сортымская свита (Мегионская), которая включает в себя в нижней части Ачимовскую толщу, выше мощную (до 800 м) преимущественно глинистую толщу, ранее называемую Ачимовской и Песчано – алевролитно – глинистую (ранее Южно – Балыкская).

Покурская свита (К2рк) расположена в интервале 1288 – 2136 м и сложена в основном переслаиванием крупных песчано-алевритовых и глинистых пластов. Песчаники серые и светло-серые, мелко и среднезернистые. Алевролиты серые, темно-серые, часто с зеленоватым оттенком. Большей частью глинистые и песчаные. Тип коллектора – поровый. Пористость на некоторых участках свиты достигает 18 – 30 %. Плотность горной породы составляет 2400 – 2550 кг/м3. На данном интервале Покурской свиты нефтеносность не установлена, при этом установлены газовые пропластки мощностью до 150 – 200 м., что в свою очередь отрицательно влияет на процесс бурения. На данных интервалах возможны осыпи, обвалы, сужения, поглощения и газопроявления, при этом градиент пластового давления составляет 0,6 МПа/м∙10-2 (гидроразрыва 1,43 МПа/м∙10-2), что заставляет производить процесс углубления скважины на гидростатическом давлении.

В таблицах 1.5, 1.6 представлены литолого–стратиграфическая характеристика и давления по разрезу скважин месторождений Уренгойской группы.

Высокая песчанистость разреза, наличие проницаемых коллекторов являются причиной повышенной фильтрации промывочной жидкости в стенки скважины. Из-за переувлажнения глин и аргиллитов отмечается интенсивное кавернообразование.

Сложность составляет и подбор параметров тампонажных растворов при креплении скважин, с учетом фильтационно–емкостных, физико–механических свойств горных пород.

Сложные геологические условия остаются первоочередной причиной частых аварий, осложнений, при бурении и креплении скважин, также, как и на месторождениях Среднего Приобья основные проблемы возникают при цементировании данного интервала в одну ступень.


Таблица 1.5 - Литолого – стратиграфическая характеристика разреза Уренгойской группы месторождений


Стратиграфическое подразделение
Глубина

залегания, м
Элементы залегание (падения) пластов по подошве, град.
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

название
инде-кс
от

(кровля)
до

(подошва)
мощность (толщина)
угол
азимут

1
2
3
4
5
6
7
8

Ново – Уренгойский участок

Четвертичные
Q
0
53
53
0,30
-
Торф, супеси, глины, пески

Некрасовская
Pnk
53
111
58
0,30
-
Пески

Чеганская
P3сg
111
180
69
0,30
-
Пески, глины алевритовые

Люлинворская

-верхняя

-средняя

-нижняя
P2ll

180

245

330

245

330

405

65

85

75

0,30

0,30

0,30

-

-

-

Глины алевритистые, диатомовые

Тибейсалинская

-верхняя

-нижняя
P1tbs

405

532

532

675

127

143

0,30

0,30

-

-
Пески и песчаники, тонкозернистые с прослоями глин в нижней части глинистые отложения

Ганькинская
K2gn
675
943
286
До 1
-
Глины серые, алевритистые

Березовская

-верхняя

-нижняя
K2br

943

1134

1134

1260

191

126

0,40

до 1

-

-
Глины слабоалевритистые, в нижней час-ти опоковидные

Кузнецовская
K2kz
1260
1288
28
До 1
-
Глины , аргиллитоподобные

Покурская
K2pk
1288
2136
848
0,15-0,03
-
Песчаники, алевролиты

Тангаловская
K1tn
2136
2876
740
0,20-1,30
-
Переслаивиние песчаников, глин