Файл: Выпускная квалификационная работа на тему " Технология бурения эксплуатационной скважины глубиной 4800 метров в условиях поглощения бурового раствора на месторождении Южный Небитдаг (Республика Туркменистан) " Выпускную квалификационную.docx

Отчетная площадь охватывает большую часть Гызылгумского газоносного района (ГАР), расположенного между крупным Прибалханским нефтеносным районом (НГР) субширотного простирания и не менее обширным Гогерендаг-Экеремским газонефтеносным районом (ГНР) субмеридионального простирания. На территории Гызылгумского ГР выявлено 4 месторождения: Гызылгумское (Кызылкумское) и Южнонебитдагская газоконденсатные, Гуйыджикское (Куйджикское) нефтегазоконденсатное и Гумдагское нефтяное. В непосредственной близости к площади отчетных работ с юга к ней примыкает Гогерендагское (прежде Гограньдагское) нефтегазоконденсатное месторождение. Продуктивные горизонты в разрезах упомянутых месторождений приурочены, главным образом к отложениям акчагыльского яруса и красноцветной толщи, включая ее нижний отдел.

Нефте-Газоконденсатное месторождение Южный Небитдаг. Промышленная продуктивность месторождения установлена в отложениях акчагыльского яруса (горизонт II), верхнего (III, IIIa, IV) и нижнего отделов (НК) красноцветной толщи [1]. Первооткрывательница месторождения скв.1, где при опробовании интервала 2155-2165м (в отложениях акчагыльского яруса) получен приток газа дебитом 500 тыс. м³/сут. по штуцеру 10мм. Суммарная эффективная газонасыщенная мощность применяется от 5 – до 23м.

Промышленная газоносность ВК впервые установлена опробованием в скв.№5 в интервале от 2469 до 2846м, где получен фонтанный приток газа дебитом 243-303 тыс. м³/сут, конденсата 66,5 м³/сут. Газовые залежи акчагыльского яруса и ВК приурочены к своду складки.

В нижнекрасноцветных отложениях в 1982г. в разрезе свк.№10 в интервале 4125-4167м получена нефтегазоконденсатная смесь дебитом - 108 м³/сут. и газа – 276 тыс. м³/сут. Поднятие Южный Небитдаг до 2014 являлось газовым месторождением. В 2014 году при бурении скважины №88 из нижнекрасноцветных отложений (интервал 4454-465м, НК9) была получена дебитом 10

Разведка по оконтуриванию выявленных в нижнем красноцвете отложений говорит об их продуктивности. Невскрытая скважинами перспективная часть НК может достигать 200-250 м и более.

2.5. Коллекторские свойства пород

Разрез продуктивных горизонтов плиоценовых отложений месторождения сложен мощными пластами песчаных, в меньшей степени алевритовых пород, разделенных глинистыми образованиями. При этом количество алевритовых пластов несколько увеличивается в объеме верхнего плиоцена и верхнего отдела красноцветной толщи.

Коллекторами нефти и газа служат главным образом слабоуплотненные разности песчано-алевритовых пород, среднее значение открытой пористости которых по горизонтам отдельных участков месторождения колеблется в пределах 18,3—30,7% (часто встречается 20—24%); карбонат-

По площади месторождения отмечается некоторый рост емкости коллекторов от периферийных участков структуры к ее своду. Так, средняя пористость всех песчаных пород (коллекторов и не коллекторов) красноцветной толщи Центрального (присводового) участка равна 27,8 %, Восточного - 25,4 и Западного 25,0%. В то же время содержание карбонатного вещества несколько увеличивается в указанных пределах, что свидетельствует о тесной зависимости между пористостью и известковистостью пород-коллекторов плиоценовых отложений. В целом по месторождению емкостная ступень составляет 250 м на 1%, что позволяет прогнозировать наличие гранулярных типов коллекторов промышленного значения на глубинах 2100 - 2450 м.

Сопоставление свойств нефтей двух участков, залегающих в одних и тех же стратиграфических комплексах, показывает, что нефти Центрального (за исключением горизонта Па) имеют более высокий удельный вес и преимущественно нафтеновый или иафтенометановый характер. Для месторождения в целом характерно увеличение содержания в нефтях парафина с глубиной от следов до 8 - 11%.

2.6. Геотермическая характеристика месторождения

В результате исследования авторы пришли к выводу, что сравнительно высокие значения геотермической ступени на отдельных участках месторождения связаны с застойностью подземных вод. В. П. Бабелюк обобщил около 2000 замеров температур в эксплуатационных скважинах. Отмечено возрастание температур с гипсометрической глубиной, а также наличие различных значений температур для одних и тех же глубин залегания пластов.

Другой крупной обобщающей работой по геотермии месторождения являются исследования С- С. Джибути. Он считает, что основную роль в распределении тепла по площади структуры и по ее разрезу играют выходящие по зонам разрывов с глубины хлоридно-гидрокарбонато-натриевые воды, создающие отдельные участки местных тепловых аномалий. Им же отмечается прямолинейная зависимость изменения температур с глубиной.

Приведенные данные по месторождению свидетельствуют об увеличении геотермической ступени и уменьшении геотермического градиента с глубиной. Средние значения геотермического градиента нижнекрасноцветных, верхнекрасноцветных, акчагыльских, апшеронских отложении составляют 1,35; 2,10; 2,30 и 2,45°С/100 м соответственно.

Анализ геотермических условий месторождения показывает, что влияние гидрогеологического фактора в распределении тепла по площади имеет место лишь в верхней части разреза, что иллюстрируется данными рис. 1.6.1 где верхняя часть выделяется наибольшим изгибом кривой (1500 м). Ниже указанной глубины влияние гидрогеологического фактора резко снижается, и геотермическая ступень в интервале глубин 2000 - 2500 м составляет 81,9 м/°С. Наибольшая нагретость складки дает возможность предполагать близость кровли мезозойских отложений, что является наиболее перспективным на нефть и газ.

Рис. 2.2. Геотермическая условия месторождения

2.7. Возможные осложнения и авария при проводке

2.7.1. Поглощение бурового раствора

Таблица 2.1

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал,м		Имеется ли потеря циркуляции (Да,или Нет)	Градиент давления поглощения,кгс/см2 м		Условия возникновения

	от (верх)	до (низ)		при вскрытии	после изоляционных работ



N₂³aр-N₂²kr₁	1220	4800	да	0,152-0,170	-	Создание репрессии выше допустимой

2.7.2. Нефтегазоводопроявления

Таблица 2.2.

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал,м		Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ, конденсат)		Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см³			Условия возникновения		Характер проявления (в виде плёнок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и.т.д.)


	от (верх)	до (низ)			внутреннего	наружного


1	2	3		4		6	7		8		9
N³₂aр-N₂³ak	1220	2600		вода		-	0,57				перелив воды
N₂²kr	2600	4800		Нефть,газ,вода		-	0,57		Создание репрессии ниже допустимой		В виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды