Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади

Аргиллиты тёмно-серые, зеленовато-серые, коричневые, алевритистые, слюдистые.

Алевролиты зеленовато-серые, глинистые, мелкозернистые.

Песчаники серые, зеленовато-серые и красновато-серые, кварцевые и кварцево-полевошпатсвые, разнозернистые.

Вскрываемая толщина 50 метров.

3.2 Тектоника

Рис. 2. Выкопировка из карты фонда выявленных и подготовленных структур на 01.01.85

Площадь проектируемых работ расположена в центральной части Висимской впадины на западном борту ККСВ в зоне развития структур облекания верхнедевонско - турнейских рифов. В указанном районе сейсморазведкой методом ОГТ подготовлены Иньвинская, Рябовская, Безгодовская и Запольская структуры, а также выявлены Крысинское поднятие и ряд приподнятых зон (рис. 2). Отражающие горизонты карбона (I, II, II¹¹ ) и девона (III), погружаются в юго-восточном направлении естественно на 125 м, 175 м, 225 м и 130 м, а горизонт «К» погружается в юго-западном и восточном направлениях от центральной приподнятой зоны на 30-40 м.

На фоне этого погружения каменноугольных и пермских отложений в центральной части проектной площади выделяется Майкорская валообразная зона меридионального направления, осложненная рядом локальных поднятий.

По отражающему горизонту II и др. выделяются две цепочки поднятий, К восточной относятся Иньвинская и Рябовская структуры, к западной - Майкорская и Безгодовская структуры.

Безгодовское поднятие расположено в 5 км к северу от северной вершины Майкорского месторождения и представляет собой структуру облекания рифового массива верхнее-девонско-турнейского возраста. По отражающему горизонту II это -брахиантиклиналь меридионального простирания, осложнённая северной и южной вершинами. Размеры поднятия в пределах замкнутой изолинии - 1600 м 4,5*1,5 км, амплитуда 30 м.

По отражающему горизонту II структура осложнена одним из рукавов эрозионного вреза ранневизейского возраста, что могло повлиять на её размеры и амплитуду.

По отражающему горизонту I размеры и конфигурация структуры сохраняются, амплитуда уменьшается до 15 м. По отражающему горизонту III на месте структуры отмечается моноклинальное погружение.

3.3 Нефтегазоносность

Иньвинская разведочная площадь находится в Висимской впадине, приурочена к бортовой зоне Камско-Кинельской системы, где перспективны на нефть все региональные нефтегазоносные комплексы Пермского Прикамья. Промышленная нефтеносность на соседних с Иньвинской площадью месторождениях - Майкорском и Чермозском установлена только в яснополянских отложениях.

Визейские терригенные отложения в данном районе имеют общую толщину от 40 м до 50 м. Коллекторами нефти являются песчаники и алевролиты, толщина которых колеблется от нескольких метров до 26 м. Коллекторские свойства их также очень изменчивы: средняя пористость изменяется от 11 до 22%, проницаемость находится в пределах 0,008-0,333 мкм

Из-за резкой изменчивости коллекторских свойств пластов залежи, приуроченные к ним, относятся к пластовым сводовым литологически экранированным. Площадь залежей небольшая от 0,9 км² до 8,9 км² , высота 3,6 м - 18 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,9 м до 3,1 м. Коэффициент заполнения ловушек находится в пределах 20-75%.

Притоки нефти по скважинам составляют от 9,1 т/с до 64,5 т/с на штуцере 5 мм.

Нефть по плотности относится к средним (0,873-0,893 г/см³ ), по содержанию серы к сернистым (1,78%) и высокосернистым (2,13%) от 13 сп до 32,6 сп. Нефть слабо газонасыщена (12-17 м³ т).

Кроме вышеописанной визейской терригенной толщи, основного объекта для поисков нефти в данном районе, заслуживают интерес и другие отложения в разрезе осадочного чехла Палеозоя.

В нижнепермских отложениях на многих площадях глубокого и структурного бурения поблизости от Иньвинской площади, в том числе на Майкорском и Чермозском местороздениях, отмечены нефтепроявления различной интенсивности: от битумов и слабых нефтепроявлений до равномерно насыщенных прослоев известняков.

Комплекс очень слабо изучен.

В среднекаменноугольном комплексе в пределах Висимской впадины нефтепроявления отмечаются на всех разведочных площадях. При опробовании этих отложений получен непромышленный приток нефти на Кассибском месторождении, в скважине 2 в интервале 1420-1503 м пластоиспытателем получено за 60 минут 3 м³ нефти.

В терригенной толще девона в Висимской впадине различной интенсивности нефтепроявления установлены в керне на Чермозской, Восточно-Майкорской и Тузимской площадях. Ближайшие промышленные залежи нефти в данном комплексе выявлены на Чердынском месторождении на север от Иньвинской площади и на юге -Кузнецовском и Полазненском.

В пределах Инъвинской площади в настоящее время подготовлено к глубокому бурению четыре поднятия: Иньвинское, Безгодовское, Рябовское,

Запольское. По этим поднятиям подсчитаны ресурсы нефти категории С₃ только по и. окскому и кошминскому надгоризонтам, как наиболее изученному в данном районе, и лишь на Рябовском поднятии подсчитаны ресурсы по башкирскому и турнейскому ярусам.

Все остальные перспективные на нефть нефтегазоносные комплексы необходимо при бурении и освоении глубоких скважин детально изучать с целью выявления в них возможных скоплений нефти.

3.4 Гидрогеология

Иньвинская площадь расположена на восточной окраине Волго - Камского артезианского бассейна II порядка.

Ближайшая Майкорская площадь в гидрогеологическом отношении практически не изучена. Кроме того, были использованы данные структурного бурения на Новочураковской площади.

Региональным водоупором, разделяющим нижнюю и верхнюю зоны, является доломито-ангидритовая толща кунгурского яруса с прослоями каменной соли. Толщина его 120-140 м.

Глубина залегания подошвы пресных вод у п. Майкор достилает 171 м, в остальной части площади до 100 м.

Характерной особенностью верхней зоны на данной площади является значительная глинистость разреза. Она обуславливает незначительную водообильность, небольшой модуль подземного стока, спорадическое распространение подземных вод и повышенное содержание натрия. На небольших участках со смешанным и песчаным типом разреза встречаются родники с повышенным дебитом воды. Малая мощность, отсутствие выдержанных водоупоров, слабая водообильность, неглубокое залегание уровня воды, способствующее легкому загрязнению, отсутствие водообильных зон позволяют считать водоносные комплексы в четвертичных и казанских отложениях бесперспективными для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Подземные воды шешминского водоносного комплекса, циркулирующие ниже местного эрозионного вреза, отличаются разнообразием химического состава и минерализации. В пределах водораздельных пространств преобладают воды НС0₃ -Na и НС0₃ -Na-Ca(Mg) состава с минерализацией до 1 г/л, воды - С0₄ -НСО₃ -Na-Са и SO₄ -Са состава с минерализацией до 3 г/л - в устьевых частях р. Иньвы, на глубине свыше 140 м вскрыты Cl- SO₄ -На и С1-Na воды с минерализацией до 5 г/л. Преобладание Na и SO₄ объясняется глинистостью и загипсованностъю разреза.На восточной окраине площади в данном водоносном комплексе выделена водообильная зона суммарным дебитом 3,3 л/с. На остальной части площади небольшие ресурсы ограничивают использование подземных вод для целей крупного хозяйственно-питьевого снабжения. Сведения о воде Соликамских отложений отсутствуют.

В гидрогеологическом отношении район работ очень слабо изучен.

В нижнепермских отложениях наблюдаются зоны с повышенными напорами, в водах комплекса присутствует водо-растворенный сероводород, закрытость комплекса - удовлетворительная.

Наиболее благоприятными условиями для сохранности залежей углеводородов по гидрогеологическим показателям обладают башкирский и нижне-средневизейский комплексы. В верхнедевонско-турнейском и средне-верхнедевонском комплексах предполагается некоторое снижение показателей закрытости.

По содержанию йода и брома подземные воды всех газонефтеводоносных комплексов относятся к категории промышленных. Геотермический градиент в этом районе от 1,3 до 1,5°С/100 м [10].

Зависимость температуры от глубины залегания пластовых флюидов описывается уравнением

Т =0,0135 х Н +4,7

В целом, в данном районе установлена достаточно хорошо выраженная гидродинамическая и гидрохимическая зональность.

Пластовые давления могут быть рассчитаны в зависимости от залегания водоносных толщ.

ГЛАВА 4 Методика и объем проектируемых работ

4.1 Цели и задачи поисково-оценочного бурения

Обоснованием для постановки поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади является:

1. приуроченность площади к восточной окраине Верхне-Камской впадины и к бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов, являющихся одним из основных направлений геологоразведочных работ.

2. наличие на Рябовской площади локального поднятия подготовленного под глубокое бурение сейсморазведочными работами, достоверными для данного района методами.

3. Расположение Рябовского поднятия в пределах Иньвинской площади по соседству с открытыми месторождениями, что даёт возможность при получении положительных результатов быстро ввести в эксплуатацию открываемые залежи.

Перед поисково-оценочным бурением ставятся следующие задачи:

• вскрытие перспективных нефтегазоносных комплексов девонских и каменноугольных отложений в пределах контура ловушки;

• выделение во вскрытом разрезе пластов-коллекторов и водоупоров, и оценка перспектив каждого пласта или пачки пластов по совокупности геолого-геофизических данных;

• получение промышленных притоков нефти;

• определение гидрогеологических особенностей нефтегазоперспективных комплексов пород и физико-химических свойств в пластовых и поверхностных условиях;

• получение ориентировочных представлений и типах, размерах и масштабах, выявленных залежей по запасам;

• приближенная оценка параметров для предварительной геолого - экономической оценки месторождения (залежи) и подсчета запасов;

• предварительный анализ обоснованности представлений о строении ловушки (и оценка их погрешности) по результатам бурения глубоких поисковых скважин;

• обоснование бесперспективности площади (ловушки) или необходимости проведения дополнительных работ по ее изучению;

• изучение геологического разреза и перспектив нефтегазоносности каменноугольных и девонских отложений.

Эффективность поисково-оценочного бурения в Пермском крае, несмотря на высокую степень освоения начальных суммарных ресурсов, в последние годы находится на высоком уровне, значительно превышающем показатели 80-90-х годов, основанные на обратной зависимости эффективности бурения от степени освоения. Это объясняется, во-первых - выбором наиболее перспективных направлений, с привлечением результатов научно-исследовательских работ, учётом сложившихся представлений о геологическом строении района и концентрацией на них геологоразведочных работ. Во-вторых - повышением качества подготовки структур за счёт комплексирования сейсморазведки со структурно-параметрическим бурением, расширением районов применения сейсморазведки 3В. При размещении поисково-оценочных скважин в полной мере учитываются данные сейсморазведки по изучению околоскважинного пространства.

4.2 Система расположения скважин

Для решения поставленных задач на Рябовском поднятии, проектом предусматривается пробурить 2 скважины, расположенные по двум взаимно-пересекающимся профилям. На профиле расположены скважины 1 и 2. Скважины 1 поисковая независимая; скважина 2 оценочная, бурение которой зависит от результатов бурения первойскважин. Общий метраж скважин 4240 метров.

Геологической основой для размещения проектной скважины является структурная карта по отражающему горизонту II, отождествлённому с кровлей терригенных отложений тульского горизонта масштаба 1:25000.

Скважина №1 проектируется на южном куполе Рябовского поднятия с целью поиска залежи нефти (газа) артинских, верейских, башкирских, тульских, бобриковских, радаевских, франских и живетских отложений для изучения литолого-фациальной и скоростной характеристики вскрываемого разреза, уточнения геологического строения, глубинной тектоники; оконтуривание залежей; оценки точности сейсмических построений. Проектный горизонт скважины - вендский комплекс, проектная глубина - 2480 метров. Целью бурения скважины является вскрытие всех предполагаемых продуктивных горизонтов.

Скважина №1 является первоочередной, поскольку она бурится в сводовой части поднятия. При открытии в поисковой скважине №1 промышленных скоплений нефти проектируется бурение оценочных скважин, в данном случае трёх и одной поисковой. Учитывая форму структуры, заложение скважин предусматривается по продольному и поперечному профилям. В случае не обнаружения залежей в девонских отложениях, проектным горизонтом для остальных скважин будет турней.

Поисковая скважина №2 закладывается на северном куполе структуры на расстоянии 2075 м от первой для уточнения строения. Проектный ярус скважины - турнейский, проектная глубина - 1680 м. Целью является поиск залежи нефти (газа) артинских, верейских, башкирских, тульских, бобриковских, радаевских отложений.

Разрезы проектных скважин представлены в таблице №4.2.2

Таблица №4.2.2

4.3 Геологические условия проводки скважин

4.3.1 Выбор типовой скважины и ее геологический разрез.

На Рябовском поднятии из числа проектных скважин за типовую выбирается скважина №1, расположенная в южном своде поднятия. Скважина является первоочередной, независимой, бурится в оптимальных, геологических условиях и решает следующие геологические задачи: изучение геологического строения оценка нефтегазоносности отложений

На основании построенного проектный геологический разрез таблице №4.3.1.1 профиля и типового разреза составляется типовой скважины, который представлен в

Таблица №4.3.1.1