Первая разведочная скважина

Cтраница 1

Первые разведочные скважины должны быть запроектированы таким образом, чтобы вскрыть пласт в наиболее повышенной его части в непосредственной близости от нарушения, последующие скважины в зависимости от высоты залежи - на более низких гипсометрических отметках. Надвиговое строение антиклинальных складок характерно для ряда месторождений Грозненского нефтяного района. Отличительной особенностью этих поднятий является очень крутое, почти вертикальное положение нефтеносных пластов в под-надвиге. При таком строении складки трудно попасть в нефтяные пласты поднадвига, так как ствол вертикальной скважины может проходить по глинистому пласту, не пересекая продуктивных. [1]

Бурение первой разведочной скважины, включая ее проводку и необходимые исследования, стоит 900 тыс. долл. Стоимость завершения каждой скважины - 200 тыс. долл. [2]

В первых разведочных скважинах указанными методами практически не удается для всей газоносной площади в достаточной степени достоверно определить эффективные пористость и толщину даже и в пластах, представленных песчаными коллекторами, и дать правильную оценку запасов, что совершенно необходимо уже в самом начале разведки для планирования разведочных работ, опытной эксплуатации и своевременного обустройства промыслового хозяйства. [3]

Проектные глубины первых разведочных скважин определяют, исходя из тех конкретных задач, какие ставят перед разведкой в целом. Поясним это на примерах. В районах Урало-Волжской нефтегазоносной области основными объектами разведки на нефть и газ являются палеозойские отложения ( в частности, девон, карбон и пермь), залегающие на кристаллическом докем-брийском фундаменте. Таким образом, для разведки перечисленных стратиграфических комплексов отложений необходимо проектировать бурение разведочных скважин до кристаллического фундамента. В условиях Эмбенской нефтеносной области, где нефтегазоносность связана с мезо-кайнозойскими ( третичными, меловыми, юрскими), пермо-триасовыми и пермскими отложениями, нижней границей разведки является галогенная толща солевого ядра. В Азербайджане промышленная нефтегазоносность приурочена к продуктивной толще плиоцена, поэтому скважины разведочного бурения проектируют до понтических отложений. В районах Средней Азии нефтеносными отложениями являются третичные и мезозойские ( мел, юра) породы, стратиграфическими границами разведки являются либо меловые ( Западная Туркмения), либо палеозойские ( Узбекистан, Таджикистан и др.) отложения. В районах Припятского прогиба стратиграфической границей разведки служат подсолевые девонские отложения и подстилающие их породы докембрийского фундамента. Стратиграфическая граница в стадии предварительной разведки является основным базисом разведки и в зависимости от геотектонических условий той или иной нефтегазоносной провинции приурочивается к различным стратиграфическим разделам. [4]

При бурении первых разведочных скважин на новых площадях с применением неутяжеленных растворов необходимо иметь в запасных емкостях двухкратный запас обработанной промывочной жидкости, а также иметь запас химических реагентов и утяжелителя. Необходимый объем и параметры запасной промывочной жидкости при бурении остальных кжважин следует устанавливать по опыту пробуренных в этом районе скважин. Промывочную жидкость в запасных емкостях следует периодически освежать и перекачивать насосами, поддерживая первоначальные параметры раствора. [5]

Практически в первых разведочных скважинах указанными методами обычно не удается для всей газоносной площади в достаточной степени достоверно определить эффективную пористость и мощность даже и в пластах, представленных песчаными коллекторами, и дать правильную оценку запасов, что совершенно необходимо уже в самом начале разведки для планирования разведочных работ, опытной эксплуатации и своевременного обустройства промыслового хозяйства. [6]

Необходимо при бурении первых разведочных скважин на каждой площади отбирать керн из продуктивных пластов и в лаборатории определять солевой состав флюидов каждого пласта и распределение пор по размерам. В зависимости от результатов такого анализа следует разрабатывать рецептуру промывочной жидкости для последующих скважин, прежде всего минералогический состав дисперсионной среды и гранулометрический состав твердой фазы. В реальных породах продуктивных пластов спектр пор может быть весьма широким. Вполне вероятно поэтому, что в состав дисперсной фазы промывочной жидкости придется вводить закупоривающие частицы не какого-то одного размера, а нескольких размеров с таким расчетом, чтобы они могли создать мостики на соответствующих порах и образовать неглубоко от ствола скважины сравнительно тонкую фильтрационную корку. [7]

По данным бурения первых разведочных скважин намечается смещение свода структуры. Газовая залежь на месторождении выявлена в известняках келловей-оксфордского возраста. Промышленный приток газа 50 тыс. м3 / су тки получен при опробовании пластоиспытателем в скв. При опробовании интервала 2646 - 2682 м было получено около 28 тыс. м3 / сутки газа на 28-мм штуцере. [8]

Для двух или трех первых разведочных скважин jfn принимают равным 2 3 гс / см3, а для последующих - в соответствии с уточненными геологическими данными. [9]

Для двух шш трех первых разведочных скважин допускается принимать lf0 на 40 % меньше удельного веса бурового раствора, применявшегося до начала газонефтеводопроявления. [10]

Во-вторых, при проектировании первых разведочных скважин на площадях, где геологический разрез и уровень ос-ложненности бурения недостаточно изучены, разрешается иметь запасной диаметр на случай непредвиденных осложнений, т.е. между запроектированным к спуску кондуктором ( или промежуточной колонной) и эксплуатационной колонной оставляется резерв для спуска при необходимости промежуточной ( или второй промежуточной) колонны. [11]

Измерениями пластового давления в первой разведочной скважине, открывшей залежь нефти или газа, а также лабораторными определениями пористости и проницаемости в двух состояниях ( в условиях залежи и в атмосфере) можно, очевидно, получить объективные сведения о величине усилий, действующих в пласте. [12]

Предложен метод определения в первой разведочной скважине типа залежи ( газовая, газоконденсатная и газонефтяная) по анализу устьевого состава газа без вскрытия газонефгяного контакта. [13]

Карта некоторых месторождений Западной Канады.| Разрез рифа Форт-Норман. [14]

Залежь Сеймур была открыта первой разведочной скважиной, законченной в декабре 11) 38 г. и давшей в сутки 37 8 м3 нефти из пористой зоны в кровле рифа. В настоящее время площадь нефтеносности составляет 272 га. Считается, что открытие произошло благодаря сейсморазведке. Обнажающиеся на поверхности породы в этой части Тексаса погружаются на северо-запад примерно на 15 25 м на 1 6 км. [15]

Страницы: 1 2 3 4