Геологическое задание на углубление эксплуатационной скважины № 000 куст 59А Тарасовского месторождения

*                                                

  УТВЕРЖДАЮ:        

Заместитель. генерального. директор­а -  главный геолог -Пурнефтегаз» 

                                ______________________                                    «_____»_____________________2017 г.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ  ЗАДАНИЕ

на углубление эксплуатационной скважины № 000

куст 59А

Тарасовского месторождения.

(альтитуда ротора 76.2 м)

1. Площадь: Тарасовское месторождение (Тарасовский ЛУ)

2. Номер скважины: 3290

3. Проектная глубина: по вертикали 3370м, по стволу 3370м, проходка 730 м

4. Проектный горизонт: Ю3.

5. Ожидаемый литолого-стратиграфический разрез скважины:

Стратиграфическое подразделение (свита)	Глубина залегания, м	Литологическая характеристика
Сортымская	К1	2500-3024	Неравномерное переслаивание т/серых  аргиллитов с песчаниками  и алевролитами
Баженовская	J3	3024-3100	Аргиллиты битуминозные
Георгиевская	J3	3100-3120	Аргиллиты
Васюганская	J3-J2	3120-3206	Песчаники с прослоями алевролитов и аргиллитов
Тюменская	J2	3206-3370	Переслаивание аргиллитов, песчаников, алевролитов с прослоями углей

6. Геокриологическая характеристика пород на месторождении

Глубина залегания отдельных слоев ММП, м	Характер распространения (сплошное, прерывистое массивное, островное)	Строение мерзлых толщ в вертикальном направлении (сплошное, прерывистое)	Тип ММП (эпигенетический, сингенетический, полигенетический)	Литологическая характеристика каждого слоя ММП	Темпера- тура по глубине каждого слоя ММП, оС	Физические свойства пород	Давление флюида в межмер-золых таликах
Влажность, %	льдистость
кровля	подошва
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Первый слой мерзлоты
0	10	прерывистое	прерывистое	сингенетическая	Рпл=Ргидр
0	0,3	Почва и растительный мир	-	-	переувлажненный
0,3	3,6	Торф твердомерзлый	-10,4(-1,1)	1,0-0,4	0,3-0,4
3,6	4,5	Супесь твердомерзлая	-1,2	0,3-0,4	0,05-0,01
4,5	6,1	Суглинок твердомерзлый	-1,2	0,3	0,15-0,20
6,1	7,0	Песок с/з твердомерзлый	-1,2	0,7	0,03
7,0	7,4	Суглинок твердомерзлый	-1,0	0,28	0,3-0,4
7,4	8,2	Песок серый твердомерзлый	-1,0	0,7	0,03
8,2	10,0	Суглинок мерзлый	0,9	0,18-0,22	0,15-0,2
Примечание: сведения взяты осредненные из пробуренных скважин, на трассе нефтепровода Тарасовское месторождение-Ноябрьское-Вынгопур, на отдельных участках м-я  подошвы ММп по данным ВЭЗ достигает 25-50м.
10	180	Межмерзлотный «талик» возможно распространение ММП до глубины 50м	0,36	-	-	Рпл=Ргидр
Второй слой мерзлоты (реликтовая толща)
180	340	прерывистое	прерывистое	Переслаивани глин и опок с линзами песка пески мерзлые глины не содержат льдистых включений, морозопластичны	-0,5 до 3 -0,5	- - -	- - 0,15-0,25	Рпл=Ргидр
Примечание: мерзлые грунты слагают в основном безлесье пространства и имеют невысокую льдистость, количество льда быстро убывает вниз по разрезу.

7. Нефтегазоперспективные интервалы:

Газоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал (вертикальных глубин), м	Тип коллектора	Относительная по воздуху плотность газа	Начальное пластовое давление, МПа
От (верх)	До (низ)
1	3	4	5	6	7
Нет газонасыщенных интервалов

Нефтеносность

Индекс стратиграфи- ческого подразделения	Интервал (вертикальных глубин), м	Плотность, г/см3	Содержание, серы, % парафина, %	Дебит, м3/сут.	Пластовое давление, МПа	Газо-содержа-ние,  м3/т	Давление насыще-ния, МПа
от верх	до низ
1	2	3	5	6	7	8	9	10
БП11-1	2619.0	2634.0	0.818	0.1/2.4	5-20	26.1	196.9	14.6
Ач	2922.0	3024.0	0.826	0.2/3.2	40	30.1	155.5	15.3
Ю0	3024.5	3077.2	нет данных
Ю1	3127.8	3205.4	0.548*/ 0.798*	0.08*/ 4.41*	30	49.0	369.3*	31.3*
Ю2	3206.0	3240.0	0.548*/ 0.798*	0.08*/ 4.41*	30	50.2	369.3*	31.3*
Ю3	3254.0	3265.0	0.548*/ 0.798*	0.08*/ 4.41*	30	50.2	369.3*	31.3*

Примечание: *-параметры пластов по аналогии с Южно-Тарасовским месторождением.

Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал (вертикаль-ных глубин), м	Плот- ность, г/см3	Дебит, м3/сут.	Пласто- вое давле ние, Мпа	Химический состав (воды), мг/л	С, г/л
от верх	до низ	анионы	катионы
Cl -	SO –4	HCO-3	Na+ (К)	Mq ++	Са ++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
БП11-2	2638.5	2644.6	1.013	50	26.4	10460	109	692	6021	66	810	18

8. Термодинамические параметры по разрезу:

Глубина, м	Рпласт.	Температура в конце интервала, град. С
1700-2550	Рпл. = 1.02Ргид.	78
2550-2665	Рпл. = 1.02Ргид.	82
2665-3025	Рпл. = 1.05Ргид.	93
3025-3370	Рпл.*= 1.60Ргид.	103

9. Конструкция скважины:

Направление 426мм – глубина спуска 0-36 м, Нц – до устья.

Кондуктор  324мм –  глубина спуска 0-510 м, Нц – до устья.

Техническая колонна 245мм – глубина спуска 0-1110 м, Нц – до устья.

Эксплуатационная колонна  146 мм – 2696м, Нц – до устья.

Максимальный угол 2.5гр. на глубине 120м.

Текущий интервал перфорации пласт БП10-11 на гл. 2612-2635м.

Окно врезки  2640-2650м.  (при  возможности 2648-2656м).

Хвостовик 102 мм 2537-3370 м, цемент до 2537 м.        

10. Интервалы отбора керна:

Интервал отбора (вертикальная гл.), м	Проходка с керном, м.	Пласт	Свита	Диаметр керна, мм	Примечание
2920-3010	90	Ач	Сортымская	52	Изолированный
3130-3165	35	Ю1	Васюганская	52	Изолированный
3206-3221	15	Ю2	Тюменская	52	Изолированный
3252-3267	15	Ю3	Тюменская	52	Изолированный

Проходка с отбором керна – 155м.

Интервалы отбора керна корректируются в процессе бурения по данным промежуточных  ГИС. При наличии признаков нефтеносности в керне прекращение отбора керна не допускается.

Количество образцов керна для литолого-петрофизических исследований – согласно лабораторных исследований.

       

11. Интервалы испытания:

а) в процессе бурения: не планируется;

б) в хвостовике:

№ объекта	Пласт	Интервал испытания (вертикальная глубина), м	Ожидаемый флюид
1	Ю3	3254-3265	нефть
2	Ю2	3206-3240	нефть
3	Ю1	3168-3198	нефть
3128-3158	нефть

Комплекс работ по испытанию каждого объекта должен включать в себя следующие операции: 

Перфорация:

Тип перфоратора КПО-73 заряды ЗКПО-ПП-19БО+ГП –на трубах для пластов Ю1, Ю2, Ю3

Плотность перфорации 20 отв./пог. м.

Освоение:

- интенсификация притока – ОПЗ с закачкой реагента в каждый объект исходя из расчета 0.5-1 м3 хим. реагента на 1 м эффективной толщины пласта.

Обработка призабойной зоны пласта производится с целью очистки порового пространства от кольматирующих материалов, фильтрата бурового раствора и механических примесей.  При обработке используются химические реагенты, имеющие сертификат соответствия и входящие в отраслевой реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли».

- вызов притока свабированием, получение пластового флюида и определение притока из пласта - Qж.

- освоение компоновкой струйного насоса – создание депрессии на призабойную зону пласта с определением гидродинамических параметров (S, Kmd, Qж). Возможно проведение СКО на компоновке струйного насоса с последующим освоением.

При отсутствии притока жидкости (слабого притока) провести гидроразрыв пласта – ГРП (объем жидкости и масса проппанта корректируется по результатам ГИС)

- при выходе объекта на фонтанирующий режим – исследования проводятся на штуцерах разного диаметра  (не менее 4-х прямой ход и не менее 2-х обратный ход).  Продолжительность работы на каждом штуцере должна проводится до установившегося режима (с регистрацией устьевых давлений и забойных давлений,  замером Qж при стабилизации давлений) , но не менее 8 часов. После каждого штуцера прямого хода прописывать профиль притока.

- при нефонтанирующем режиме – исследования проводятся с использованием компоновки струйного насоса (с регистрацией Рзаб и Qж), объем жидкости согласовывается дополнительно – согласно плану на освоение СН.

- при получении смешанного  притока  нефти с  водой – провести комплекс исследований (запись ППиИО, ОТСЭК  с детализацией в интервалах аномалий, производить отбор устьевых проб на 6 компонентный анализ воды) интервалы исследований согласовать с ОГРР -Пурнефтегаз», объем отбора продукции с объекта при свабировании не менее 60 м3  (объем отбора может быть изменен по согласованию с ОГРР -Пурнефтегаз»).

- регистрация КВУ, КВД (замер Рпл.) после проведения отработки скважины на прямом ходе.

Проведение ПГИ:

Геофизические исследования проводятся с целью определения интервала, профиля и характера притока, мест негерметичности эксплуатационной колонны и интервалов заколонных перетоков. Запись профиля притока проводится на каждом режиме фонтанирования прямого хода.

Отбор глубинных проб (в количестве 3-х с объекта испытания) производится пробоотборниками непроточного типа с предварительной привязкой глубины отбора геофизическими методами. Отбираются, также, поверхностные пробы продукции скважины.

Изоляция объекта испытания (установка цементных мостов, ВП, ВПШ).

Интервалы, объекты и объем работ при проведении испытания в колонне будет скорректирован по данным бурения (результаты отбора керна, комплекс ГИС в открытом стволе). Результатом испытания объекта должна быть достоверная информация о добычных возможностях объекта, фильтрационно-емкостных параметрах и гидродинамических характеристиках продуктивных пластов, физических свойствах и компонентном составе продукции скважины.

После проведения испытания каждого объекта «Подрядчик» предоставляет в  УГРР РБ и Л ОГРР -Пурнефтегаз» акт и заключение по выполненным работам и их результатам в электронном и бумажном виде после обработки полученных материалов совместно с материалами ГИС.

12. КОМПЛЕКС ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Виды исследований	Масштаб	Интервал исследований
В открытом стволе
Каротаж под хвостовик Ш102 мм ВИКИЗ, ПС, ИК, БК, БКЗ (5 зондов), ПЗ,  ГК, МКЗ, АКШ (DSI),  ННКт (2зонда), ГГК-П, АК, кавернометрия, резистивимерия, инклинометрия.	1:200 шаг 10м	2640-3370
Привязочный каротаж под керн ГК, БК, ИК	1:200	200м
Газовый каротаж, ГТИ в процессе бурения, отбор и описание шлама.	интервал 2640 – 3370м
В хвостовике
ТМ, АКЦ, СГДТ, ГК, МЛМ	1:200	2537-3365
Испытание
Перфорация  (5 операций высокопробивными зарядами)	По результатам окончательного каротажа. Привязка  по ГК и ЛМ. Контроль по ЛМ, ТМ.
ПГИ (ОТСЭК, ППИО) ОТСЭК в случае негерметичности по стволу	4 операции
Свабирование (опрессовка снижением уровня/вызов притока	4/4 операций	13м3/60м3
Запись/регистрация пластового давления методом КВД	4 операции
Отбор глубинных проб	12 проб

Примечание: для повышения информативности ГИС бурение скважины должно осуществляться с использованием биополимер-крахмального или полимер-глинистого раствора (сc >1.5 Омм).

13. Возможные осложнения по разрезу скважины:

Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Условия возникновения, в том числе, допустимая репрессия
от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5
К1-J2	2540	3370	до 5	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

  Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратигра- фического подразделе- ния	Интервал, м	Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала ослож- нения, сутки	Интенсивность осыпей и обвалов	Проработка в интервале из-за этого осложнения	Условия возникновения
от (верх)	до (низ)
мощность, м	скорость, м/час
1	2	3	4	5	6	7	8
В интервале углубления данные осложнения не возникают	Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента, материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т. ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.

Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Условия возникновения
от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5
Сортымская	2540	3024	газ, нефть, вода	Нарушение технологии бурения, отклонение параметров раствора от проектных, длительные простои при бурении. Снижение гидростатического давления в скважине из-за:- снижения уровня бурового раствора при бурении или жидкостей глушения при испытании при СПО инструмента и отсутствии долива скважины; - подъема бурильной колонны при наличии сифона или поршневания – требования по устранению в соответствии с п. 196  Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности; - снижения плотности бурового раствора или жидкостей освоения, заполняющей скважину  ниже допустимой величины, определяемой в соответствии с требованиями п. 210  “Правил безопасности …”.
Васюганская	3120	3206	газ, нефть, вода
Тюменская	3206	3370	газ, нефть, вода

Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Условия возникновения
от (верх)	до (низ)
1	2	3	4
K1	2540	2925	Нарушение технологии бурения, отклонение параметров раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, длительные простои при бурении. Несвоевременный долив скважины, превышение допустимой скорости СПО.

ПРИМЕЧАНИЕ:  Способы ликвидации прихватов и других аварий разрабатываются буровой организацией.

14. Консервация (ликвидация) скважины:

После испытания последнего объекта проводиться консервация или ликвидация скважины в Документация на консервацию (ликвидацию) скважины должна быть оформлена в соответствии «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 01.01.01г № 000 в течении 60 календарных дней после окончания испытания последнего объекта и согласована органами Ростехнадзора.

15. Геологическое сопровождение строительства скважины:

  - испытание каждого объекта производится с привлечением специализированной компании.

  - присутствие полевого геолога на всём цикле реконструкции  скважины.         

16.  Сдача отчетной документации по скважине:

«Подрядчик» после окончания этапов бурения  передает в УГРР РБ и Л отдел ГРР -Пурнефтегаз» отчетную документацию:

дело бурения скважины – 2 экземпляра (оригинал + копия), цифровой вид (скан-образ документов); материалы на консервацию (ликвидацию) скважины – 2 экземпляра (оригинал + копия), цифровой вид (скан-образ документов); материалы ГИС – 3 экземпляра на бумажном носителе, цифровой вид (las-формат, текст в формате документов). Качество, форма и содержание файлов, геофизических приложений, планшетов, диаграмм и текстов заключений должны соответствовать требованиям Заказчика, а также условиям длительного хранения и постоянного пользования.

Начальник УГРР РБ и Л                                                

Начальник отдела ГРР