Назначение скважины, проектная глубина и горизонт

Скважины Карсовайского месторождения проектируются для эксплуатации продуктивных пластов верейского горизонта.

Проектный горизонт – башкирский ярус.

Проектная глубина по вертикали – 1520 м.

Проектная глубина по стволу – 1574 м.

Вид скважин – наклонно-направленные

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
скважины

Таблица 4.1 - Стратиграфический разрез скважин, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град	Коэффициент кавернозности в интервале
от (верх)	до (низ)	название	индекс	угол	азимут
		Кайнозойская группа	KZ
		Четвертичная система	Q	-	-	1,5 - под
		Палеозойская группа	PZ			кондуктор и
		Пермская система	P			промежуточную
		Верхний отдел	P2			колонны
		Татарский, казанский, уфимский ярусы	P2^t, P2^kz, P2^u	-	-
		Нижний отдел	P1			1,3 - под
		Кунгурский и артинский ярусы	P1^k, P1^a^r	-	-	эксплуатационную колонну
		Сакмарский ярус	P1^s	-	-
		Ассельский ярус	P1^a	-	-
		Каменноугольная система	С
		Верхний отдел	C3
		Средний отдел	C2
		Московский ярус	C2^m	-	-
		Мячковский горизонт	C2^m^c	-	-
		Подольский горизонт	С2^pd	-	-
		Каширский горизонт	C2^ks	-	-
		Верейский горизонт	C2^vr	-	-
		Башкирский ярус	C2^b	-	-

Таблица 4.2 - Литологическая характеристика разреза скважин

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал	Горная порода	Стандартное описание горной породы (полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.))
от (верх)	до (низ)
KZ
Q			суглинок глина супеси пески галечник		Глины, супеси, суглинки с прослоями песков и галечников.
PZ
P
P2
P2^t, P2^kz, P2^u			песчаник глина алевролит мергель известняк		Переслаивание глин, песчаников, алевролитов с прослоями конгломератов, мергелей и глинистых известняков. Глины красноцветные, плотные, плитчатые, неслоистые. Алевролиты красно-коричневые зеленовато- серые, слюдистые, тонкоплитчатые. Известняки розовато- серые, плотные, крепкие, глинистые. Песчаники серовато- коричневые, плотные, крепкие.
P1
P1^k, P1^a^r			доломит известняк ангидрит гипс		Представлены доломитами и известняками серыми, темно- серыми, плотными, крепкими, тонкозернистыми, в различной степени загипсованными и ангидритизированными
P1^s			доломит известняк ангидрит		Доломиты светло- серые, серые, тонкозернистые, местами окремнелые, плотные. Известняки серые и светло- серые, органогенные, плотные, пористые,слабо загипсованные, участками окремнелые, крепкие, местами трещинова- тые. Ангидриты голубовато- серые, плотные.
P1^a			доломит известняк ангидрит гипс		Доломиты и известняки коричневато- серые, плотные, тонкозернистые, часто окремнелые, с включениями ангидрита, гипса. Известняки в разной степени доломитизированные.
С
C3			доломит известняк ангидрит		Известняки серые, темно- серые, коричневато- серые, тонкозернистые, органогенно- детритовые. Доломиты серые, темно- серые, коричневато- серые, мелкозернистые, прос лоями пористо- кавернозные. Нефтенасыщенным является пласт С3к (касимовский), сложенный органогенными известняками.
C2
C2^m
C2^m^c			доломит известняк		Известняки серые, темно- серые, разнодетритовые, реже микрозернистые, прослоями доломитизированные, с гнездами ангидрита; доломиты серые,микро-и тонкозернистые, плотные, слабо известковис-тые, с включениями ангидрита, гипса. Пром.нефтеносность связана с пластом С2mc-II. Пласт сложен доломитами темно-серыми, микро- тонкозер-нистыми, известковистыми, реже известняками серыми органогенными, доломитизи-рованными, плотными.
С2^pd			доломит известняк		Известняки серые, органоген-ные, доломитизированные, плотные, пористые, с выпотами нефти. Доломиты серые, микро-тонкозернистые, неравномерно- глинистые, известковистые, прослоями пористые с выпота- ми нефти. Нефтенасыщенными являются пласты П2 и П3. Пласты сложены известняками органогенно- детритовыми, водорослево- фораминиферо-выми и доломитами тонкозер-нистыми, микро- тонко-зернис-тыми, известковистыми.
C2^ks			доломит известняк		Известняки светло- серые, органогенные и хемогенные, неравномерно доломитизиро-ванные, плотные и пористые. Доломиты светло- серые, коричневато- серые, микро- тонкозернистые, неравномерно известковистые, с реликтовой органогенной структурой, с включениями ангидрита. Пром. нефтеносность связана с пластом К4, залегающим в основании горизонта. Сложен известняками фораминиферо- водорослевыми, детритово- фораминиферовыми
C2^vr			алевролит аргиллит известняк доломиты		Известняки светло- и темно- серые, органогенные и хемо-генные, плотные и пористые. Аргиллиты пестроцветные, неравномерно алевритистые и известковистые, плитчатые. Алевролиты темно- серые и пестроцветные, полевошпатово –кварцевые, мелкозернистые, известковистые, с пологовол-нистой слоистостью. Доломиты светло- серые, микро-тонкозер-нистые, глинистые. Пром. нефтеносность приурочена к пластам В-0, В-2, В-3а, В-3б. Пласты сложены известняками фораминиферовыми, детритово- водорослево- фораминиферовыми, а также известняково- раковинными песчаниками.
C2^b			известняк		Известняки светло- серые, органогенные, плотные и пористые, с включениями кремня. Нефтенасыщенными являются пласты А 4-1, А 4-2, А 4-3, А 4-0 встречается в виде линз. Продуктивные пласты сложены известняками биоморфными, реже органогенно- детритовыми, а также известняково- раковинными песчаниками.

 

 

 

Рисунок 4.1 - Структурная карта Карсовайского месторождения.

Рисунок 4.2 - Геологический профиль Карсовайского месторождения.

 

Таблица 4.3 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважин

 

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см^3	Пористость, %	Проницаемость, мД	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленость,%	Сплошность породы	Твердость, кгс/мм^2	Расслоенность породы	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга, кгс/мм^2	Гидратационное разуплотнение (набухание) породы
от	до
Q			песок	2,20	80,0				0,5-1	1,5-4	78-100			мягкая	Исследования не проводились
суглинок	1,70	10-25	-	-	1,5	0,5-5	1,5				мягкая
глина	1,80	5-10	0,5-5			0,5-1	4,0	25-45			мягкая
Р			известняк	2,54		-			1-3	3,0	72-250		3-5	твердая	Исследования не проводились
доломит	2,65		0,2	90-92	1-3	1,5	2,0	144-187			твердая
ангидрит	2,96	1,0	-		75-80	3-13	2,0				твердая
глина	1,8	5-10	0,5-5			0,5-1	4,0	25-45			мягкая
алевролит	2,3		-	50-75		0,5-1	2,5	73-92		3-4	средняя
С		1520	известняк	2,54	7,0	-	10-50		1-3	3,0	72-250		3-4	твердая	Исследования не проводились
доломит	2,65	2-6	0,2	90-92	1-3	1,5	2,0	144-187		3-5	средняя
алевролит	2,3		-			0,5-1	2,5	73-92		3-4	средняя
аргиллит	2,2		-			0,5-1	4,0				средняя

Таблица 4.5 - Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см^2	Подвижность, д на сП	Содержание серы	Содержание парафина	Свободный дебит, м^3/сут	Параметры растворенного газа
газовый фактор, м^3/т	содержание сероводорода, %	содержание углекислого газа, %	относительная по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, МПа
в пластовых условиях	после дегазации
от (верх)	до (низ)
C3^k			Поровый (карбонатный)	0,8686	0,880	0,0044	2,88	3,97		22,65	0,0	-	1,275	0,96	5,47
C2^mc			Поровый (карбонатный)	0,862	0,882	0,006	4,51	3,54			0,0	-		0,96
C2^pd			Поровый (карбонатный)	0,862	0,882	0,006-0,011	4,51	3,54		24,64	0,0	-	1,2196	0,96	7,17
C2^ks			Поровый (карбонатный)	0,880	0,899	0,0009	1,56	3,93		24,89	0,0	-	1,2073	0,96	5,2
C2^vr			Поровый (карбонатный)	0,858	0,870	0,008-0,01	1,68	3,87		20,45	0,0	-	1,2251	0,96	7,0
С2^b			Поровый (карбонатный)	0,871	0,888	0,002-0,02	1,58	3,53		21,25	0,0	-	1,2254	0,96	7,26

Таблица 4.6 - Газоносность

Индекс стратиграфичес-кого подразделения

Интервал, м

Тип коллек-тора

Состояние (газ, конденсат)

Содержание, % по объему

Относитель-ная по воздуху плотность газа

Коэффици-ент сжимаемо-сти газа в пластовых условиях

Свобод-ный дебит, м^3/сут

Плотность газоконденсата, г/см^3

Фазовая проницае-мость

в пласто-вых условиях

на устье скважи-ны

от (верх)

до (низ)

сероводорода

углекисло-го газа

газовые пласты отсутствуют

Примечание: 1. Состав свободного газа, крайне редко встречающегося на редких мелких куполах в виде «шапок» над нефтяными залежами на поднятиях Карсовайского месторождения – азотный, и из-за очень низких дебитов промышленного значения не имеет. Содержани азота достигает 95.44 - 95.26 %; метана – 0,9 – 2,5%; пропана – 1,5 – 2,4 %; бутана – 0,3-0,5 %, углекислый газ - 0, 18 %; сероводород – отсутствуют; плотность газа по воздуху – 0,987 г/см3.

Таблица 4.7 – Водоносность

Индекс страти-графического подразделения	Интервал основного ствола, м	Тип коллектора	Плотность, г/см^3	Свободный дебит, м^3/сут	Фазовая проницаемость, мД	Химический состав воды в % эквивалентной форме	Степень минерализации, г/л	Тип воды по Сулину	Относится к источнику питьевого водоснабжения
анионы	катионы
от (верх)	до (низ)	CL^-	SO4^--	HCO3^-	Na^+	Mg^++	Ca^++
				Четвертично-верхнепермский комплекс
Q-			порово-трещинный	1,00	Не опр.	0,5-16	3,2	2,5	94,3	2,5	20,8	76,7	0,91	ГКН	да
P2			порово-трещинный	1,00	Не опр.	0,1-750	56,5	33,0	10,5	95,7	1,6	2,7	-	ХЛК	нет
				Каширско-нижнепермский комплекс
P1- C2ks			порово-трещинный	1,15-1,18	Не опр.	0,1-750	95,0	3,0	2,0	78,0	7,0	15,0	263,2	ХЛК	нет
				Верейский комплекс
C2vr			поровый	1,17	Не опр.	6,86-954	98,0	1,5	0,5	80,5	17,5	2,0	235,0	ХЛК	нет

Примечание: СФН-сульфатнонатриевый., ГКН-гидрокарбонатнонатриевый, ХЛМ-хлормагниевый, ХЛК-хлоркальциевый

Таблица 4.8 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал основного ствола, м	Градиент давления	Градиент	Температура в конце интервала
от (верх)	до (низ)	пластового	порового	гидроразрыва пород	горного давления
МПана 100м	источ-ник полу-чения	МПана 100 м	источ-ник полу-чения	МПана 100 м	источник получения	МПана 100 м	источник получения	С^0	источник полу-чения
от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
Q			-	1,00	РФЗ	-	1,05	РФЗ	-	1,76	расчет	-	1,5	расчет	-	РФЗ
P2^t, P2^kz, P2^u			1,00	1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	1,76	2,16	расчет	1,5	1,73	расчет		РФЗ
P1^k, P1^a^r			1,00	1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,16	2,17	расчет	1,73	1,74	расчет		РФЗ
P1^s			1,00	1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,17	2,20	расчет	1,74	1,76	расчет		РФЗ
P1^a			1,00	1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,20	2,22	расчет	1,76	1,78	расчет		РФЗ
C3			1,00	1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,22	2,28	расчет	1,78	1,82	расчет		РФЗ
C2^m^c			1,00	1,00	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,28	2,30	расчет	1,82	1,84	расчет		РФЗ
С2^pd			1,00	0,95	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,30	2,32	расчет	1,84	1,86	расчет		РФЗ
C2^ks			0,95	0,98	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,32	2,34	расчет	1,86	1,87	расчет		РФЗ
C2^vr			0,98	0,96	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,34	2,35	расчет	1,87	1,88	расчет		РФЗ
C2^b			0,96	0,96	РФЗ	1,05	1,05	РФЗ	2,35	2,36	расчет	1,88	1,89	расчет		РФЗ
Примечание – градиенты давление определено на основании п. 14 «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»