Технология крепления и заканчивания нефтяной эксплуатационной скважины № 1437 ВЧНГКМ

  Из  остальных малоамплитудных разрывных  нарушений лишь незначительная  часть является нефтегазоконтролирующими. 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.3.Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.

Таблица 1. СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СКВАЖИНЫ, ЭЛЕМЕНТЫ ЗАЛЕГАНИЯ И КОЭФФИЦИЕНТ

КАВЕРНОЗНОСТИ ПЛАСТОВ 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.4. Краткие сведения о нефтегазоносности района

   Верхнечонское месторождение находится  на территории Непско-Ботуобинской  нефтегазоносной области, входящей  в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной  провинции. На части данной  территории, относящейся административно  к Иркутской области, открыт  ряд месторождений нефти и  газа – Марковское, Ярактинское,  Аянское, Даниловское, Дулисьминское,  Пилюдинское, Вакунайское, Верхнечонское;  относящейся к республике Саха  – Нижнехамакинское, Центрально-Талаканское,  Таранское, Хотого-Мурбайское, Средне-Ботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Верхневилючанское,  Вилюйско-Джербинское, Иктехское.  Промышленная продуктивность всех  этих месторождений приурочена  к горизонтам подсолевого комплекса  нижнего кембрия.

В южной  части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной  области запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, усть-кутский, преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, верхнечонский) горизонтам.

Тип углеводородного  насыщения продуктивных горизонтов и состояние работ на месторождениях приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Тип углеводородного  насыщения продуктивных горизонтов 
месторождений южной части Непско-Ботуобинской НГО

 

Примечание. Типы углеводородного насыщения: Н – нефтяной; Г – газовый; ГК – газоконденсатный; НГК – нефтегазоконденсатный; ГКН – газоконденсатнонефтяной. 
´ – притоки УВ в единичных скважинах. 
 

Осинский  горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении. К осинскому горизонту приурочена одна нефтяная залежь и три газоконденсатных. После испытания с применением вторичных методов воздействия на пласт получены притоки пластовых флюидов: газа – дебитом до 109.9 тысяч м³/сут (скв. 46), нефти – 14.7 м³/сут (скв. 113).

Промышленная  продуктивность осинского горизонта  доказана также на Марковском месторождении, где к этому горизонту приурочена нефтяная залежь и Вакунайском, где  горизонт газонасыщен. На Ярактинском  месторождении отмечались нефтепроявления  и разгазирование бурового раствора при вскрытии горизонта (скв. 9, 11, 14, 18, 19, 55). В процессе опробования горизонта  ИП в этих скважинах получены незначительные притоки нефти (от 20 до 100 л).

На Пилюдинской  площади получен приток газа дебитом 11.5 тыс. м³/сут и нефти 19.1 м³/сут (скв. 277). На Большетирской площади из отложений осинского горизонта получен приток нефти дебитом 37.4 м³/сут, газа – 11.6 тыс. м³/сут (скв. 204). На Даниловской площади при опробовании горизонта получено 150 л нефти и 2…3 тыс. м³/сут газа (скв. 145). Нефтегазопроявления и слабые притоки газа отмечались также при вскрытии горизонта и опробовании ИП на площадях: Южно-Чонской (скв. 13), Курьинской (скв. 3), Северо-Чонской (скв. 4), Могдинской (скв. 1, 5, 2), Немчуйской (скв. 214), Санарской (скв. 3, 1).

Тип коллектора – каверно-поровый. Значения открытой пористости достигают 12.6 %, при величине проницаемости до 130 мД.

Для осинского  горизонта характерны пластовые  давления, как правило, превышающие  нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется АВПД с коэффициентом  аномальности до 1.3 и более.

Типы  выявленных залежей пластовые, литологически  и тектонически экранированные.

Усть-Кутский  горизонт представлен двумя пластами доломитов, приуроченных к верхней части мотской свиты.

На Верхнечонском  месторождении горизонт нефтегазоносен в ряде скважин (53, 76, 77, 78, 114, 90, 91). Промышленные притоки получены в скважинах: 900 – газа 47.6 тыс. м³/сут (верхний и нижний пласты); 78 – газа 29.8 тыс. м³/сут (нижний пласт); 53 – нефти 15.2 м³/сут (нижний пласт).

Горизонт  промышленно продуктивен на Даниловском  месторождении, где из              

нижнего пласта получен приток нефти до 400 м³/сут. На Аянской площади в скв. 65 при испытании горизонта получен приток газа дебитом 50…70 тыс. м³/сут. Незначительные притоки нефти получены на Санарской (скв. 1, 210, 212, 211, 2) и Преображенской (скв. 137) площадях.

Коллектор горизонта – каверно-поровый. Значения открытой пористости колеблются от 7.1 до 13.2 %, при проницаемости до 16 мД.

Типы  выявленных залежей пластовые, литологически  и тектонически экранированные.

Преображенский  горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты, представлен доломитами.

На Верхнечонском  месторождении горизонт промышленно  продуктивен. Доказано наличие трех нефтяных и одной газонефтяной залежей, приуроченных к преображенскому  горизонту. Притоки пластовых флюидов, полученные из горизонта, составляют: нефти – до 43.2 м³/сут, газа – 21.4 тыс. м³/сут.

Горизонт  также продуктивен на Преображенской площади, Даниловском месторождении, получены незначительные притоки в  скв. 225-Давачинской и 
скв. 4-Северо-Чонской.

Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают 17 %, при проницаемости  – 9 мД.

Залежи  пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Указанные выше продуктивные карбонатные горизонты  имеют общие закономерности в  площадном распространении коллектора. Так, границы развития пород с  повышенными значениями пористости, проницаемости, толщин пород с пористостью  более 6 % в первом приближении повторяют  границы палеосвода. Хотя в пределах этой обширной территории коллекторские  свойства карбонатов неоднозначны, отмечается приуроченность коллекторов к биогермным образованиям и проявлениям разломной  тектоники.

Низкие  фильтрационные свойства продуктивных карбонатных горизонтов требуют  применение методов интенсификации для увеличения притоков УВ.

Верхнечонский горизонт залегает в терригенной части нижнемотской подсвиты. Представлен двумя песчаниковыми пластами (Вч₁ и Вч₂), разделенными в восточной и центральной частях площади глинистой перемычкой, а на остальной территории – зоной слияния этих пластов (Вч₁+Вч₂). Промышленная продуктивность горизонта связана с выделенными 10 залежами: восьмью газонефтяными, одной нефтяной, одной газовой. Притоки пластовых флюидов, полученные в процессе испытании, достигают следующих величин: нефти– до 230 м³/сут, газа – до 270 тыс. м³/сут.

Горизонт  продуктивен на Нижнехамакинском месторождении, а также в более южных районах  – на Дулисьминском, Ярактинском, Аянском  месторождениях, где он имеет название ярактинский. 
 

Притоки пластовых флюидов получены в  ряде одиночных скважин на Даниловской, Преображенской, Куландинской, Талаканской  и других площадях.

Тип коллектора поровый. Значения открытой пористости достигают 
17.5 %, при межзерновой проницаемости до 2930 мД.

Типы  выявленных залежей пластовые, литологически  и тектонически экранированные. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.5.Гидрогеология.

1. Воды верхнечонского горизонта, пластов ВЧ₁ и ВЧ₂, имеют минерализацию от 268,4 до 450,6 г/л, плотность 1,17-1,34 г/см³.

По своему химическому составу воды подразделяются на хлоридные натриевые и хлоридные  кальциевые. Воды с меньшей минерализацией, как правило, хлоридные натриевые, с большей - хлоридные кальциевые. рН вод равняется 5.7. В пробах присутствуют: бром до 6,85 г/л, йод до 6,68 мг/л. Температура  воды в пластовых условиях +17° - +25°С.

По анализам воды скв. 74 определена общая жесткость, составившая 6750-6850 мг-экв/л. Водорастворенный газ присутствует до 470 м³/т, состоит на 73-86% из СН₄, 10-17,5% из N₂

2. Воды преображенского горизонта анализировались по 18 пробам. Они характеризуются высокой минерализацией от 304 до 423,04 г/л и плотно- 
стью 1,2-1,3 г/см³. Водородный показатель около 4,8. Температура воды в пластовых условиях до +17°С. В водах содержится бром 7 г/л, йод до 7,62 
мг/л. Тип вод хлоридный натриевый, кальциевый.

Притоки пластовой воды в пределах газонефтяных и нефтяных залежей незначительны, ввиду чего использование попутных вод в качестве гид-роминерального сырья неперспективно. Скважины, давшие максимальные притоки воды, расположены  за пределами газонефтяных залежей  и добыча воды должна рассматриваться  как самостоятельная с соответствующим  определением ее рентабельности.

Вязкость  пластовой воды 3,56 мПа*с, плотность 1293 кг/м³.