Монтаж и эксплуатация бурового оборудования

По незначительному числу образцов, изучена нижняя часть горизонта (ХХ3). Она представлена песчанистым алевролитом с линзами и прослоями глины и песчаника мелкозернистого, слабо сцементированного проницаемостью от 4 до 30 мД, пористостью от 18 до 22 %; нижняя часть прослоя из-за большого содержания алевритовых частиц имеет низкие ФЕС (пористость 16 – 19 %; проницаемость от 2 до 15 мД).

Прослой ХХ2 по керновому материалу, представлен песчаником, алевритистым с линзами глин, нефтенасыщенным, более проницаемым по сравнению с остальными пропластками (200 – 600 мД), но не выдержан по площади. Судя по корреляционной схеме, к востоку происходит его глинизация где-то в присводовой части разреза.

Песчаники горизонта мелкозернистые, алеврито-глинистые с редкими линзами глин. Содержание глинистого цемента от 10 до 25%, в линзах до 70%.

Цемент представлен гидрослюдисто-монтмориллонитовыми минералами, в отдельных порах – хлоритом. Выклинивание прослоя в восточном направлении объясняется временными перерывами в осадконакоплении.

Проницаемая часть пропластка выдержана по мощности и коллекторским свойствам. Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта составляет в среднем по площади 9 м, пористость 22 % и нефтенасыщенность 63 – 66 %.

Верхняя часть ХХ горизонта (ХХ1) практически не изучена керновым материалом; по материалам ГИС прослеживается корреляция прослоя по всей площади месторождения. По характеристике он идентичен нижнему прослою и по результатам анализа шлама, отобранного при бурении скважин, представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники плохо отсортированные, содержат многочисленные линзы и прослои глин, алевролитов. Количество глинистого материала составляет 15 – 45 %, представленного гидрослюдисто-монтмориллонитовыми минералами.

Глинистые разделы между пропластками ХХ горизонта имеют мощность от 15 до 35 м. В основном представлены мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов слабо сцементированных и плотных, карбонатных.

Проницаемость пород колеблется от 0,1 до 3 мД, пористость  – от 19 до     20 %. Плохая проницаемость пород связана с высоким содержанием глинистой фракции (23 – 43 %).

Раздел между XXI и ХХ3 пластами имеет мощность от 17 до 48 м. Представлен преимущественно проницаемыми алевролитами с редкими прослоями песчаников. Песчаные алевролиты и песчаники имеют коэффициент проницаемости 15 – 177 мД, пористость – 21 – 26 %. Глинистые алевролиты: проницаемость – 0,1 – 3 мД, пористость – 14 – 23 %. Нижняя часть раздела (мощностью 11 м) судя по материалам ГИС, имеет более высокие экранирующие свойства.

XXI1 горизонт.  Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами.

По материалам ГИС в пределах горизонта выделено 3 пропластка, каждый из которых охарактеризован отдельно в различных скважинах месторождения (в Центральном и Южном куполах), что позволяет проводить анализ изменения ФЕС не только по разрезу, но и по площади.

В пределах месторождения (Северный купол) пласт представлен чередованием песчано-глинистых и алевролитовых разностей пород.

Песчаники и алевролито-песчаники, в основном в пределах трех пропластков, мелкозернистые, алевритовые, с редкими линзами и прослоями глин. Цемент в песчаниках составляет 15 – 30 % (в линзах до 50 – 70 %). Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, реже сгустковый железистый карбонат, пирит, хлорит. Отмечаются прослои известковых песчаников.

Алевролиты крупнозернистые, песчано-глинистые, разнозернистые, реже тонкозернистые. Количество цемента в них составляет 10 – 30 % (в линзах до     70 %). Состав цементирующей массы гидрослюдисто-монтмориллонитовый, иногда кальцитовый, в отдельных порах - хлоритовый. Текстура цемента поровая, базальная, контактная. Обломочная часть пород (в шламе) представлена кварцем (48 %), полевыми шпатами (25 %), обломками пород (27 %).

Скважиной 201/203 пласт полностью не вскрыт (вскрыты два верхних пропластка). Судя по корреляции разрезов скважин 202, 1м, 3м, 9м мощность пропластков и разделов между ними уменьшаются с запада на восток. Видимо в этом же направлении и изменяются в сторону ухудшения и коллекторские свойства. Это видно при сравнении электрометрических разрезов в скважинах, пробуренных в пределах месторождения.

В пределах скважин 202 и 201/203 проницаемость песчаных пропластков составляет (сверху – вниз): первый пропласток – (11,9 – 64,7 мД), второй пропласток – (19,0 – 56,1 мД), третий пропласток – (10,3 – 251,9 мД). Пористость, соответственно: 20 %, 19 %, 22 %.

В широтном направлении коллекторские свойства горизонта сохраняются,               даже несколько улучшаются, хотя эффективная мощность пропластков несколько уменьшается, вплоть до замещения глинами на восточном крыле структуры (по материалам сейсморазведочных работ и корреляции разрезов по скважинам). В большем соотношении эти различия в коллекторских свойствах горизонта отмечаются в меридиональном направлении, т.е. на север и юг (по материалам корреляции разрезов скважин 1м, 3м, 9м, 202 и 201/203).

Раздел между первым пропластком и вторым XXI1 горизонта, мощностью от 2 до 19 м представлен песчано-глинистой породой, плохо отсортированной с линзами алевролита проницаемостью менее 1 мД, пористостью около 18 %. Содержание глинистых фракций на отдельных участках составляет 25 – 80 % породы.

Раздел между вторым и третьим пропластками, мощностью от 6 до 17 м представлен чередованием плохо отсортированных алеврито-глинистых и глинисто-алевритистых пород с плотными глинами, содержащими гнезда алевролита. Породы в верхней части раздела непроницаемы (3м) – коэффициент проницаемости 1 мД, пористость 12 – 15 %. В нижней части раздела проницаемость различна от 2 до 6 мД, единично до 9 мД. Пористость прежняя – 12 – 15 %. Породы содержат от 10 до 80 % глинистых фракций, имеющих гидрослюдисто-монтмориллонитовый состав.

Раздел между XXII1 и XXI1 пластами имеет мощность от 5 до 11 м. Представлен чередованием плохо отсортированных алеврито-песчано-глинистых пород с проницаемостью 1 – 19 мД и пористостью 12 – 15 %, что соответствует нижней части раздела (2 м). Выше залегают породы с проницаемостью менее 1 мД и пористостью 13 – 16 % (мощность 4 м) и представляет собой надежную часть покрышки. Глины вверх по разрезу сменяются плохо отсортированными песчано-алеврито-глинистыми породами и затем алеврито-песчаниками. Последние имеют проницаемость 7-10 мД и пористость до 20 %.

 Стратиграфический  разрез скважины, элементы залегания, коэффициент кавернозности, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблицах 1.5 – 1.6.

Таблица 1.5 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов.

 

Глубина залегания, м				Стратиграфическое подразделение		Элементы залегания (падения) пластов в плоскости ствола скважины, градусы		Коэффициент кавернозности
по вертикали		по стволу		название	индекс
От	до	от	До			угол	азимут
14	932	14	2230	верхненутовский подгоризонт	N2nt2	7 – 10	70	1.00
932	1636	2230	6390	нижненутовский подгоризонт	N1nt	2 – 7	70	1.00

 

Таблица 1.6 Литологическая характеристика разреза скважины.

 

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал				Горная порода		Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
	по вертикали		по стволу		краткое название	% в интервале
	от	до	от	до
N2nt2, пласты M – IX (кровля)	14	932	14	2230	пески	60	серые, средне-крупнозернистые, кварцевые, рыхлые, с редкими прослоями глин
					песчаники	20	серые, мелко-среднезернистые, слабоуплотненные
					глины	20	серые, песчанистые
N1nt1, пласты IX(кровля) – XXI1	932	1636	2230	6390	песчаники	50	серые, средне-мелкозернистые, хорошо отсортированные, алевролитовые, глинистые
					алевролиты	30	серые, разнозернистые, плотные, слабопесчанистые, внизу-плотные
					глины	20	серые, светло серые, вверху – мягкие, слабо песчанистые, внизу – плотные, аргиллитоподобные

 

1.2 Тектоника

Месторождение приурочено к крупной мегантиклинали, расположенной в северной части одноименной антиклинальной зоны, протягивающейся на шельфе Северного Сахалина в северо-западном направлении более чем на 100 км.

Одоптинская мегантиклиналь имеет размеры 32х6,5 км и состоит из трех куполов: южный, центральный и северный, кулисообразно сочленяющихся между собой.

Северный купол размером 9х5 км и амплитудой 150 м в поперечном сечении слегка асимметричен. Западное крыло падает под углом 10°, восточное  под углом 7° и далее на восток выполаживается, образуя структурную террасу.

В пределах месторождения по материалам бурения и сейсморазведки разрывных нарушений не выделено.

 

1.3 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

Физико-химические свойства нефти месторождения определены по результатам анализа глубинных и поверхностных проб, отобранных при опробовании скважин.

В пределах месторождения Одопту – море (Северный купол) опробовался во всех скважинах XXI1 горизонт нутовской свиты и в двух скважинах (3 и 1) – XIX горизонт, где были получены нефтяные притоки. По площади залежей изменения свойств нефти незначительные.

В целом, сепарированные нефти Одоптинского морского месторождения относятся к легким, малосернистым, малосмолистым, малопарафинистым; нефти с высоким выходом бензиновых фракций.

XXI1  пласт.  Физико-химические свойства сепарированной нефти охарактеризованы по 14 пробам, отобранным из 4 скважин Южного, Центрального и Северного куполов месторождения. В Южном и Центральном куполе (скв. 5 и 11) по сравнению с Северным (скв. 1 и 3) происходит утяжеление нефти от 0,838 (скв. 3) до 0,862 г/см3 (скв. 11). Соответственно возрастает содержание смол от 3,49 до 5,38 %. Вязкость нефти увеличивается от 2,5 до 5,01 сПа; содержание светлых фракций уменьшается от 74 до 59,5 %. В среднем, по пласту плотность нефти в Северном куполе равна 838 кг/м3, вязкость  2,52 сПа. Нефть содержит 0,62 % асфальтенов и 6,30 % селикагелевых смол.

Содержание парафина составляет 1,30 %, серы – 0,22 %. Нефть закипает в среднем при 67 °С и содержит 72 % фракций, выкипающих до 300°С.

Вследствие близости свойств сепарированных нефтей пластовые нефти также близки по физико-химическим показателям. Газосодержание в нефтяной залежи Северного купола равно 102 м3/т. Объемный коэффициент нефти равен 1,224. Вязкость и плотность нефти равны 0,74 сПа;  751 кг/м3.

В связи с незначительными притоками нефти из XIX горизонта (скв. 1 и 3) и не опробованием перспективных в нефтегазоносном отношении ХХ2 и ХХ3 – физико-химические параметры нефти и растворенного газа по этим горизонтам не приводятся.

Растворенный в нефти газ месторождения Одопту-море относится к “сухому” типу с содержанием метана 90,45-94,80 %; относительная плотность по воздуху 0,5848 – 0,6176. Сероводород не обнаружен, гелия <0,001 %; аргона – 0,001 – 0,030 %.

По товарной характеристике растворенный в нефти газ содержит незначительное количество балластных газов (N2+CO2 в пределах 0,53 – 1,75 %), обладает высокой теплотворной способностью (8220 – 8710 ккал/нм3 (низшая) – 9120-9640 ккал/нм3 (высшая)).

В гидрохимическом отношении месторождение Одопту-море, приурочено к поясу развития наиболее сложной зональности с распространением вод с максимальной для Северо-Сахалинского бассейна минерализацией (20 – 35 г/л). Вместе с тем, отличительной особенностью солености подземных вод на месторождении является ее инверсионность по всему изученному разрезу.

Верхняя, песчаная, толща первого водоносного  комплекса характеризуется зоной развития вод морского происхождения с концентрацией солей до 35 г/л.

Зона соленых вод с концентрацией солей 27 г/л присуща зоне замедленного водообмена и частично распространяется на верхнюю часть (XIX, ХХ пласты) основного продуктивного III комплекса. В пределах зоны, приуроченной к промежуточному второму комплексу, отсутствует четкая зависимость минерализации воды от стратиграфической и гипсометрической глубины ее залегания. Но для XIX1 продуктивного пласта отмечается незначительное снижение минерализации воды по простиранию и в восточном направлении, до 22,3 г/л. Состав подземных вод этой зоны хлоридный, натриевый с отношением натрия к хлору 0,93 – 1,00. Преимущественное развитие имеют воды хлоркальциевого типа (по классификации В.А.Сулина). Реже встречаются воды хлормагниевого типа. Воды обогащены сульфатами  –  64 – 422 мг/л. Повышение сульфатного коэффициента до 4,2 в скважине 9 обусловлено, по всей видимости, примесью технической воды.

Содержание специфических микрокомпонентов в этих водах не превышает фоновых значений: йода – 2 – 22 мг/л;  брома – 48 – 84 мг/л;  бора – 15 – 31 мг/л.

В пределах III гидрогеологического комплекса, где водонапорная система подчинена условиям затрудненного водообмена, прослеживается снижение минерализации с распространением здесь слабосоленых вод зоны В20. В районе XXI1, XXI2 пластов минерализация пластовых вод снижается от 19,1 – 19,9 г/л до 13,3 – 16,1 г/л в районе XXIV2 пласта.

По фактическим данным о составе вод III комплекса месторождения Одопту-море, со стратиграфической глубиной снижается содержание хлоридов (от 10,5 – 11,5 г/л в водах XXI пласта до 7,0 – 8,5 г/л в водах XXIV2 пласта) и сульфатов и возрастает содержание гидрокарбонатов (от 0,5 – 1,0 г/л до 1,5 – 2,5 г/л).

 

 

 

2.Превенторы

Превентор (от лат. Praevenio — предупреждаю) — рабочий элемент комплекта противовыбросового оборудования, устанавливаемый на устье скважины. Основная функция превентора — герметизация устья нефтегазовой скважины вчрезвычайных ситуациях при строительстве или ремонтных работах на скважине. Герметизация скважины предотвращает открытое фонтанирование нефти и, как следствие, предотвращает возникновение пожара или загрязнение окружающей среды. В настоящее время установка противовыбросового оборудования является обязательным условием при ведении буровых работ .