Приложение У (рекомендуемое). Отчет по проведению геолого-технологических исследований

Приложение У

(рекомендуемое)

Утверждаю

Главный геолог

_____________/________/

"___"__________200__г.

                              Отчет

             по скважине N _________ куст N _________

                ________________________площади

       по проведению геолого-технологических исследований

           Заказчик _______________________________

           Производитель __________________________

           Тип станции ГТИ ________________________

           Время исследований с __________по_______

           Интервал исследований с________по_______

     1  Техническое  задание  на   проведение     геолого-технологических

исследований

     В отчет    вставляется  копия Технического задания   (Приложение Д).

     2 Основные геолого-технологические данные по скважине

     Перечень основных геолого-технологических данных по скважине   может

быть примерно следующим (на примере скв. 42 пл. Юбилейная):

Данные по скважине	Проектные	Фактические
Глубина скважины	4593 м	4615 м
Проектный горизонт	келловей	келловей
Вид бурения	2798 м - вертикальная,	2780 м - вертикальная,
	2798- 4593 м-н/н,	2780-4615-н/н,
	1,24 град, A3 - 357+- 5 град.,	1,19 град., A3 - 357 град.,
	отход - 694 м	отход - 578,5 м
Способ бурения	турбинно-роторный	турбинно-роторный
Конструкция скважины
Направление D 426 мм	0-10 м	0-20 м
Кондуктор D 324 мм	0-600 м	0-600 м
Техколонна D 245 мм	0-3020 м	0-3018 м
Хвостовик D 194	3020-4352м	2887-4197 м
Эксплуатационная колонна D 140 мм	0-4593	0-4615 м
Начало бурения	14.07.1997 г.	14.07.1997 г.
Конец бурения	21.09.1998 г.	12.10.1998 г.

     3 Геолого-геохимические исследования

     3.1 Объем выполненных геологических исследований

     Виды исследований                                      Количество

Отбор и обработка керна и шлама                           270 проб

Литологическое определение и описание пород               725 определений

Определение карбонатности                                 700 определений

Определение поровых и пластовых давлений:

   а) по плотности глин                                   50 определений

   б) по данным ГИС                                       20 определений

   с) по параметрам бурения (3 метода)                    180 определений

Построение сводной диаграммы                              600-4615 м

Составление суточных раппортов                            Ежедневно

Сопоставление каротажных материалов по соседним скважинам Постоянно

(NN 35, 41 и 42) для  прогнозирования   разреза бурящейся

скважины N 42

Сопоставление  материалов ГИС и ГТИ по скв. NN 35, 41 и 42 Постоянно

для определения условий бурения и возможности  осложнений

при бурении скв. N 42

     3.2 Геологическая характеристика разреза скважины

     Стратиграфическое расчленение вскрытого разреза скважины основано на

разбивках  Кубаньбургаза и Краснодарского УДТГ с учетом каталога разрезов

скважин.

      Возраст отложений              Глубина залегания  Глубина залегания

                                        проектная(м)     фактическая (м)

Антропоген-континентальный плиоцен        0-400               0-389

Миоцен                                   400-1180            389-1148

В том числе газоносный горизонт

нижнего сормата:                                             940-942

                                                             957-958

                                                             960-977

                                                             984-985

                                                             995-997

Майкоп                                  1180-2100           1148-2117

Эоцен                                   2100-2570           2117-2533

Палеоцен                                2570-3225           2533-3208

Верхний мел                             3225-3586           3208-3614

Нижний мел                              3586-4265           3614-4322

Верхняя юра                             4265-4549           4322-4540

В том числе:

Оксфорд                                 4265-4415           4322-4355

Келловей                                4415-4549           4355-4593

В том числе газоконденсатные горизонты:

1 горизонт                              4341-4346           4375-4380

2 горизонт                              4350-4429           4396-4434

3 горизонт                              4440-4473           4474-4488

4а горизонт                             4495-4549           4503-4593

46 горизонт                             4495-4549           4503-4593

Средняя юра (бат)                       4549-4593           4593-4615

     3.3 Краткая литологическая характеристика вскрытого разреза

     Антропоген-контенентальный плиоцен до  глубины  210  м   представлен

желтовато-  и   зеленовато-серыми    гравийно-песчаными      отложениями,

перемежаемые    слоями   супесей   и   суглиников.   Песчаные   отложения

некарбонатны, глинистые содержат всего 2-3% кальцита. Ниже,  до   глубины

389  м  залегают  желтовато-бурые  и  зеленовато-серые  глины     понта с

содержанием  кальцита  около   2%.   В   глине       присутствуют прослои

некарбонатного песка.

     Отложения  миоцена  начинаются   меотической   пачкой     желто-   и

зеленовато-бурых  песков,  песчаников  и  глин  с   тонкими     прослоями

известняков и мергелей. Пески  некарбонатны,  а  глины  содержат    до 8%

кальцита.

     С глубины 578  м  следуют  алевролито-глинистые  отложения   нижнего

сармата (до  глубины 1048  м),  конка-карагана  (до  глубины  1145  м)  и

верхнего чокрака, залегающего с размывом на майкопе. Породы  окрашены   в

серые тона, иногда глины  имеют  зеленоватый  оттенок.   Известковистость

низкая, от 2% до 8%.

     В интервале глубин 940-942 м, 957-958 м, 960-977  м,  984-985    м и

995-997  м  залегают  газоносные  слои  нижнесарматского    продуктивного

горизонта алевролитов, песчаников, разделенных пачкой глин, известняков и

мергелей.

     Майкопские  глины  занимают  интервал  1148-2117  м.       Они имеют

темно-серую  и  коричневую  окраску.  Содержат   различные     количества

песчано-алевролитовых  примесей, особенно в низах толщи. Наличие кальцита

в этих породах от 0 до 5%.

     Отложения  эоцена (2117-2533 м) представлены в основном алевролитами

и песчаниками, глины же преобладают лишь в интервале 2150-2450 м.  Породы

окрашены в зеленовато-серые тона и очень слабо известковистые  (от  0  до

6%).

     Палеоценовый комплекс отложений подразделяется на две части. Верхняя

(Коноковская  свита) в интервале 2533-2792 м и нижняя  (Ейская  свита)  в

интервале 2793-3220 м.

     Верхнепалеоценовые  породы  представлены  темно-серыми     глинами с

незначительной   примесью   кальцита  (0-3%)  и   светло-серыми,   иногда

зеленоватыми песчаниками с нулевой известковистостью.

     Нижнепалеоценовые породы представлены темно-серыми  алевролитами   и

светло-серыми  песчаниками,  состоящими  в  переслаивании  с     темными,

аргиллитоподобными, магнетитовыми глинами. Известковистость пород  сверху

вниз  возрастает  от  0  до  12-20%.  Известковистая  пачка   аргиллитов,

песчаников  и алевролитов в основании  нижнего  палеоцена  (3208-3220  м)

некоторыми исследователями относится к верхнему мелу.

     Верхний  мел  сложен  светло-серыми  мергелями     маастрихт-кампана

(3220-3414 м) с содержанием  кальцита 40-70% и бело-голубыми известняками

сантона (3414-3614 м), на 70-95% состоящими из кальцита.

     Известняки и мергели  вследствие обильной трещиноватости и   наличия

стилолитовых  швов   осыпаются  со  стенок  скважины  в       виде мелкой

пластинчато-угловатой    щебенки  размером  от  3  до  7   мм.   Осыпание

сопровождается образованием глубоких каверн, постоянно увеличивающихся по

мере бурения в открытом стволе.

     Отложения нижнего  мела  начинаются  с  альба  (бурханская   свита).

Альбские  породы,  залегающие  в  интервале  3614-3975  м,   представлены

темно-серыми алевролитами  с  известковистостью  до  3%,    аргиллитами и

влажными глинами с незначительным содержанием кальцита 4-6%.

     Ниже  следуют  отложения  апта  (самурская  свита      3975-4083 м),

представленная темно-серыми алевролитами и песчаниками  с   преобладанием

последних (известковистость пород от 3 до 5%).

     В основании отложений мела (интервал 4083-4322  м)  залегает   свита

Губс  готеривбарремского   возраста,   которая   состоит       из частого

переслаивания светло-серых песчаников, темно-серых алевролитов и   черных

аргиллитов, известковистось которых колеблется от 0 до 5%.

     3.4 Характеристика разреза скважины по поровым давлениям

     Определение  поровых  давлений  производилось  тремя    методами: по

плотности глин, по данным ГИС и по параметрам  буримости.  Последний   из

методов  представлен  в  трех  вариантах:  по  программе,    заложенной в

компьютерную  систему  АМТ-101,   по   способу,        предложенному в РД

39-0147716-102-87, и по разработкам Северо-Кавказского технического  бюро

промысловой геофизики.

        Результаты определения поровых давлений (сводная таблица)

Глубина, м	По проекту	По АМТ-101	По РД 39-0147716-102-87	По СКТБ	По ГИС	По плотности глин	Название и возраст определяемой породы
1	2	3	4	5	6	7	8
800	0,0112	0,0104	0,0105	0,0100	0,0101	0,0105
825	0,0112	0,0104	0,0105	0,0100	0,0101	0,0105	Глины сармат
850	0,0112	0,0104	0,0105	0,0100	0,0101	0,0105
875	0,0112	0,0103	0,0105	0,0100	0,0101	0,0105
925	0,0112	0,0301	0,0105	0,0102	0,0101	0,0105
1025	0,0112	0,0104	0,0105	0,0101	0,0101	0,0105
1100	0,0112	0,0099	0,0105	0,0108	0,0101	0,0106	...
1175	0,0112	0,0098	0,0105	0,0107	0,0105	0,0112	Глины майкоп
1200	0,0112	0,0097	0,0105	0,0107	0,0105	0,0112
...	...	_	_	...	...	...
1900	0,0112	0,0112	0,0122	0,0120	0,0119	0,0131
1950	0,0112	0,0105	0,0121	0,0121	0,0105	0,0131
2025	0.0112	0,0105	0,0120	0,0121	0,0105	0,0106
2050	0,0112	0,0104	0,0120	0,0119	0,0100	0,0126
2075	0,0112	0,0104	0,0120	0,0119	0,0100	0,0126
2100	0,0112	0,0104	0,0120	0,0115	0,0100	0,0126	_
2125	0,0112	0,0104	0,0120	0,0100	0,0100	0,0126	Глины эоцен
2150	0,0112	0,0104	0,0120	0,0106	0,0100	0,0126
2170	0,0112	0,0104	0,0121	0,0105	0,0140	0,0126
2200	0,0112	0,0120	0,0121	0,0110	0,0140	0,0118
2225	0,0112	0,0125	0,0121	0,0116	0,0127	0,0118
2850	0,0112	0,0100	0,0134	0,0120	0,0127	0,0105
2875	0,0112	0,0100	0,0134	0,0120	0,0127	0,0105	Аргиллитоподобные глины палеоцена
2900	0,0112	0,0097	0,0135	0,0120	0,0127	0,0105
2925	0,0112	0,0090	0,0135	0,0128	0,0127	0.0105
2950	0,0112	0,0090	0,0136	0,0128	0,0127	0,0105
2975	0,0112	0,0099	0,0136	0,0128	0,0127	0,0105
3000	0,0112	0,0097	0,0137	0,0132	0,0100	0,0100
3070	0,0112	0,0107	0,0137	0,0132	0,0100	0,0100
3120	0,0112	0,0103	0,0138	0,0132	0,0100	0,0100
3150	0,0112	0,0103	0,0138	0,0132	0,0100	0,0100
3620	0,0112	0,0111	0,0145	0,0138	0,0105	0,0100	Арг. верхнего мела
_	_	_	_	_	...	_	_

     Анализ представленного в таблице  материала  показывает   наибольшую

схожесть  результатов  определений  поровых  давлений  по  АМТ-101  и  по

плотности глин. Графики, построенные по этим показаниям, совпадают  как в

деталях, так и по величине поровых давлений.

     Дальнейшее  бурение  скважин  на  Юбилейной  площади    предлагается

проводить на  промывочных жидкостях с удельным  весом,  приготовленных  с

учетом данных о  пластовых  и  поровых  давлениях,  полученных    по этим

методам. Буровые растворы, применяющиеся в настоящее время  на  Юбилейной

площади, не  являются  равновесными.  Это   следует   из     рассмотрения

газопроявлений в процессе бурения (см. главу геохимические исследования).

     Результаты измерения поровых давлений, полученных по материалам ГИС,

в общем, совпадают с результатами описанных выше методов,  но  имеют   на

отдельных участках завышенные значения.

     Методы РД и СКТБ дают сходную между собой картину поровых  давлений,

но более сглаженную по сравнению с другими  методами.  Кроме  того,   эти

методы также завышают величину поровых давлений.

     Всеми методами однозначно зафиксированы участки разреза с  аномально

низкими давлениями. Основными из них являются майкопский и  келловейский.

Зона разуплотнения майкопских глин занимает интервал 1450-2150 м.  Вторая

зона начинается с глубины 3950 м в отложениях нижнего  мела,   постепенно

интенсифицируется вниз по разрезу и с глубины 4359  м  достигает   своего

максимума.

     Именно к этим  зонам  приурочены  интервалы  разреза  с   наибольшим

проявлением осыпей и обвалов.

     3.5 Геохимические исследования

     В процессе  бурения  производился  непрерывный  газовый    каротаж с

фиксированием Г_СУМ в газовоздушной смеси из бурового раствора.

     Покомпонентное   определение   углеводородного          состава газа

производилось на ХГ с точностью до четвертого знака после запятой.

     Фоновые показания вскрытого разреза находятся в пределах от 0,01 дот

0,03% абсолютного. Поскольку все проницаемые горизонты  разбуривались   с

некоторым превышением давления промывочной жидкости над их пластовыми   и

перовыми давлениями и зачастую в условиях поглощения (см. технологические

исследования, глава 1.5.), даже в заведомо газоносных интервалах во время

вскрытия  фиксирования  лишь  незначительной  (до  десятикратного)   рост

фоновых показаний.

     Так, в отложениях нижнего сармата, содержащих в интервале  940-977 м

пятипластовую газовую залежь, фон повысился до 0,1-0,2%, а в зоне  залежи

до 0,3%, с выходом кратковременных газовых пачек Г_СУМ = 0,4    (интервал

956-958 м и 963-969 м). Газ на 100% состоит из метана.

     Проходка нижнесарматских  отложений  велась  с  удельным    весом ПЖ

1,18-1,20 г/см3, в то время, как градиенты поровых давлений   вскрываемых

пород   находились  в  пределах  0,0100-0,0105  МПа/м.  Таким    образом,

противодавление  ПЖ  на  поры  пласта  составило  1,5-1,8  МПа.   Текущее

пластовое давление в залежи составляет 6  МПа,  т.е.  на  4,5  МПа   ниже

давления, создаваемого столбом глинистого раствора  на  середину   залежи

(968,5).

     Общим  для  миоцена  является  закономерное   увеличение     фоновых

газопоказаний по мере снижения удельного веса бурового раствора.

     Так, в сармате на глубине 900 м при снижении удельного  веса  ПЖ   с

1,18-1,20 г/см3 до 1,15-1,16 г/см3  Г_СУМ  увеличилось  с    0,01-0,03 до

0,4-0,5%. В конк-карагане на глубине 1093-1116 м при снижении   удельного

веса ПЖ с 1,2-1,18 г/см3 до 1,16-1,15 г/см3 Г_СУМ возросло с 0,2-0,3   до

0,5-0,6%.

     Та же картина сохраняется в Майкопе:

Интервал, метры	Удельный вес, г/см3	Г_СУМ., %
1150-1260	1,18	0,1-0,2
1260-1270	1,17	0,5-0,8
1270-1330	1,15-1,16	0,6-0,9
1330-1730	1,18	0,1-0,3
1730-1780	1,17	0,4-0,5
1780-1940	1,10-1,15	0,8-1,2
1940-1975	1,18	0,2-0,3
1975-2010	1,18-1,19	0,1
2010-2080	1,19-1,20	0,05-0,09
2080-2120	1,20	0,03-0,01

     Обращает  на себя внимание парадоксальное увеличение газопоказаний в

интервале  майкопских  отложений  1250-1950  м,  представленных   чистыми

глинами.  Глины сухие, уплотненные,  слабосланцеватые,  тонкоплитчатые  с

таблетчатой  отдельностью  обломков.  Емкостные  свойства       этих глин

по-видимому весьма ограничены,  т.  к.  могут  быть  связаны    только со

сланцеватостью и трещиноватостью. В то же время, два  других   майкопских

интервала 1150-1250 м и 1950-2120 м, имеющих более низкие газопоказания в

процессе бурения,  проявляют  себя  после  остановок  циркуляции   весьма

существенным разгазированием ПЖ.

     Первый  из них представлен в верхней  части  (глубина  1150-1200  м)

рыхлыми, влажными, вязкими глинами, а в нижней (глубина 1200-1250 м)   на

50%  сухими,  уплотненными,   тонколистоватыми   глинами     и   на   50%

слабосцементированными алевролитами.

     Газовые пачки описываемого интервала имеют следующие характеристики:

Глубина, метры	Содержание газа, абс. %	Время выхода, мин	Падение уд. веса ПЖ, г/см3
1180	0,88	10	1,27 до 1,16
1200	0,3	10	1,27 до 1,16

     Давление  столба  ПЖ,  препятствующее  активному    газопроявлению в

интервале 1150-1250 м, составляет 15 МПа, что на  3  МПа  выше   порового

давления в пласте.

     Второй интервал на 50% сложен плотными, плитчатыми  глинами  и   50%

слабосцементированными алевролитами и песчаниками.

     Газовые  пачки  второго   интервала   характеризуются     следующими

параметрами:

Глубина, м	Содержание газа, абс. %	Время выхода, мин	Падение уд. веса ПЖ, г/см3
1950	0,88	10	1,27 до 1,16
1200	1,87	15	1,25 до 1,17

     Противодавление выходу газа создает  столб  глинистого    раствора с

давлением 25 МПа, что на 4 МПа выше давления в порах.

     Таким образом, аномальность пластового давления и  наличие  газа   в

разуплотненных  глинах  Майкопа  позволяет  предположить  о   возможности

перетока  флюидов  из  нижележащих  газонасыщенных  горизонтов.   Следует

отметить, что повышенные  газопоказания  в  майкопских  отложениях   были

отмечены и в скважинах NN 40 и 41, где в  процессе  бурения   наблюдалась

повышенная разгазированность глинистого раствора.

     4 Технологические исследования

     4.1 Объем выполненных технологических исследований

     (на примере скв. N 42 Юбилейной площади)

     Регистрировались следующие параметры:

     Н - глубина скважины, м

     Т - время бурения 1 м, мин

     W_K - нагрузка на крюк, т

     W_Д - нагрузка на долото, т

     N_Р - число оборотов ротора, об/мин

     Q_ВХ - расход промывочной жидкости на входе, дм3/с

     Р_ВХ - давление нагнетания бурового раствора на входе, кГ/см2

     М_Р - момент на роторе, кГ х м

     t_ВЫХ - температура раствора на выходе, °С

     V_ПОТ - индикация потока раствора в желобах, %

     V_ЕМК - объем бурового раствора в приемных емкостях, м3

     V_ДОЛ. - объем раствора в доливной емкости, м3

     Г_СУМ, С1 - С2 - процентное газосодержание  и  компонентный   состав

углеводородных газов в буровом растворе

     Регистрация параметров проводилась с привязкой к глубине и  времени.

При использовании компьютерной техники автоматически в  процессе  бурения

рассчитывались - кроме перечисленных выше - следующие параметры:

     - вращение долота (при турбинном способе бурения), об/мин

     - механическая скорость проходки, м/час

     - изменение расхода на выходе, %

     - среднеквадратичные отклонения изменения Р_ВХ, М_Р, Q_ВХ, W_К

     - средняя скорость проходки, м/час

     - рейсовая скорость, м/час

     - объем закачанного в скважину раствора, м3

     - эквивалентная плотность раствора, г/см3

     - гидравлическая мощность, кВт

     - компонентный состав углеводородных газов в буровом растворе, %

     - градиент давления разрыва пласта, кГ/см3/м

     - детальный механический каротаж, м/час (мин/м)

     - нормализованная скорость бурения, м/час

     - дифференциальный расход, л/с

     - нормализованное пластовое давление, кГ/см2

     - сигма-механический каротаж

     - D_ЕХР

     - D_ЕХР.СКОРРЕКТИРОВАННАЯ

     - D_ЕХР.НОРМАЛИЗОВАННАЯ

     - расчетное пластовое давление, кГ/см2

     - забойное давление, кГ/см2

     - гидростатическое давление, кГ/см2

     - автоматическое построение  литологической  колонки  горных  пород,

проходимых скважиной

     - автоматический расчет наклонно-направленных характеристик скважины

(по  данным  инклинометрии  или  с  системой  телеметрии)  -   вертикали,

координат, смещения забоя, удлинения ствола, оценки траектории  скважины,

расчета азимута установки отклонителя при требуемом изменении направления

ствола скважины

     -  автоматическое  построение   вертикальной,       горизонтальной и

аксонометрической проекции скважины.

     Помимо этого система позволяла получать данные по оптимизации режима

бурения - выбора оптимальной нагрузки и вращения  долота  для   получения

максимальной ню_МЕХ или минимальной стоимости метра проходки.

     В процессе СПО регистрировались данные о глубине, нагрузке на крюке,

скорости спуска или подъема по каждой свече бурильных труб.

     Специалистами партии ГТИ регистрировались все осложнения в  процессе

бурения и отклонения от нормы  режимно-технологических  параметров.   При

отклонении от нормы того или иного параметра  немедленно оповещались   по

переговорной связи бурильщик или  лаборантка,  на  основании   полученных

данных выдавались различные рекомендации, предложения и предупреждения.

     4.2 Выданные рекомендации

     Сведения о характере выданных рекомендаций показаны в приложении  Л.

В отчет помещается сводная таблица выделенных рекомендаций, предложений и

предупреждений как технологического, так и геологического характера.

     4.3 Технологические показатели по рейсам и скважине в целом

     Таблица сводных технологических показателей по рейсам и скважине   в

целом показана в приложении С.

     4.4 Показатели работы вахт бригады

     Форма таблицы "Показатели работы вахт бригады" показана в приложении

Т.

     4.5 График строительства скважины

     График строительства скважины отражает темп углубления скважины   во

времени. По вертикальной оси (ось ординат) откладываются значения глубины

скважины (протяженности ствола скважины),  по  горизонтальной  оси   (ось

абсцисс) откладываются значения времени. Время СПО, промывок, простоев  и

других операций, не связанных с углублением, отображается горизонтальными

площадками, и только  время  бурения  отображается  наклонными   линиями,

пропорциональными по оси ординат проходке на долото.

     Как правило, после  окончания  бурения  скважины  строится   сводный

график строительства скважины.  При  бурении  глубоких  скважин   графики

строительства отрезков  ствола  скважин  могут  выдаваться  (по   желанию

Заказчика)  и  ежемесячно.  В  этом  случае  на  шкале      абсцисс время

откладывается в диапазоне 0-750 часов, а по шкале ординат - глубина от ее

значений на начало месяца до значения на конец месяца.

     Номера у наклонных линий  обозначают  порядковый  номер    рейса, ИП

 - испытание пласта, ГИС - геофизические  исследования  скважины  и  т.п.

операции, отличные от СПО.

     Пример ежемесячного графика строительства скважины показан на   рис.

4.5.1.

"Рис. 4.5.1. Пример графика строительства скважины N 002 площади А"

     4.6 Баланс времени строительства скважины

     Баланс времени строительства  скважины  складывается  из   суммарных

затрат  времени  на  различные  технологические  операции   строительства

скважины, ремонтные работы, ликвидацию осложнений и аварий и т.п.:

1) Время бурения скважины                                         Т_БУР

2) Время наращивания                                              Т_НАР

3) Время промывки скважины                                        Т_ПРОМ

4) Время спуско-подъемных операций                                Т_СПО

5) Время на спуск направления, кондуктора,                        Т_СК

   технической и эксплуатационной колонн

6) Время на цементирование колонн                                 Т_ЦК

7) Время на геофизические работы                                  Т_ГР

8) Время на проведение испытаний                                  Т_ИСП

9) Время на ремонт оборудования                                   Т_РЕМ

10) Время на ликвидацию осложнений                                Т_ЛО

11) Время на ликвидацию аварий                                    Т_ЛА

12) Время простоев буровой (откл. электроэнергии)                 Т_ПРОСТ

     Например: скважина N 01 площади А глубиной 3150  м  строилась   2140

часов, из которых:

     Т_БУР = 400,0 ч; Т_НАР = 20,0 ч; Т_ПРОМ = 180,0 ч; Т_СПО = 560,8  ч;

Т_СК = 72,0 ч; Т_ЦК = 68,0 ч;

     Т_ГР = 120,0 ч; Т_ИСП = 60,0 ч; Т_РЕМ = 40,0 ч; Т_ЛО = 160,0 ч; Т_ЛА

= 400,0 ч; Т_ПРОСТ = 60,0ч.

                          3150 х 720

                 ню_КОМ = ----------- = 1059,8 м/ст.-мес.

                             2140

     В графическом виде баланс  времени  строительства  данной   скважины

показан на рис. 4.6.1.

"Рис. 4.6.1. Баланс времени строительства скв. N 001 площади А глубиной 3150 м"

     4.7 Анализ осложнений в процессе бурения

     (на примере скв. N 42 Юбилейной площади)

     При проводке скважины N 42 Юбилейной площади наблюдались   следующие

осложнения:  сальникообразования,  осыпи  и  обвалы  стенок     скважины,

желобообразования,  поглощения   бурового   раствора,     газопроявления,

изменения траектории скважины.

     4.7.1 Сальникообразование

     Осложнения, связанные с образованием сальников, наблюдались во время

бурения интервала  600-1800  м  и  выражались  в  ухудшении   подвижности

инструмента, появлении затяжек при отрывах и роста давления нагнетания.

     Литологически образование сальников связано с присутствием в разрезе

скважины вязких глин неоген-палеогенового  возраста.   Технологически-  с

увеличением вязкости бурового раствора.

     4.7.2 Осыпи и обвалы

     Осыпи и обвалы стенок скважины  наблюдались  практически  по   всему

стволу, но наиболее эффективные отмечены в следующих интервалах:

     1148-2177 м - майкопские глины

     2533-2725 м - верхняя часть палеоцена

     3220-3650 м - известняки К2

     4356-4550 м - аргиллиты келловейского яруса верхней юры.

     По данным кавернометрии, развитие каверн было отмечено в   следующих

интервалах:

1188-1200 м              2525-2575 м

1660-1845 м              2653-2725 м

1885-1925 м              3022-3080 м

1935-1950 м              3820-3860 м и далее (не дошел прибор)

2137-2150 м              4224-4240 м

2318-2560 м              4318-4560 м

     Вскрытые  интервалы  этих  отложений  оказывали  свое     влияние на

подвижность инструмента до спуска обсадных колонн.

     Осыпи и обвалы приводили к росту давления нагнетания,  возникновению

подклинок инструмента, затяжек при подъеме, зашламлению ствола  скважины,

усиливали сальникообразование.

     4.7.3 Желобообразование

     Развитие (наработка) желобов происходило в следующих интервалах:

705-1180  м              2210-2525 м

1220-1360 м              2575-3200 м

1473-1660 м              3225-3420 м

1950-2150 м              3480-3590 м

2174-2205 м              3610-3835 м

     Литологически  желоба  приурочены  к  глинам  Майкопа,   алевролитам

эоцена, известнякам верхнего мела.

     Наиболее прихвавтоопасными были  желоба  верхнего  мела.   Причинами

желобообразования явились:

     1.  Большое  число  продольных  перемещений  бурильной     колонны -

увеличенное количество рейсов СПО, частые отрывы от забоя.

     2. Изменения траектории ствола скважины.

     Кроме того, до глубины 3770 м (интервал  известняков  3220-3614   м)

бурение велось без установки над УБТ  противожелобного  центратора,   что

существенно влияло на подвижность бурильной колонны.

     4.7.4 Отклонения ствола скважины от проектной траектории

     Отклонения ствола скважины от проектной траектории происходили   как

по углу, так и по азимуту (см.  приложение).  Приведем  здесь   некоторый

анализ зависимости направления ствола скважины и используемых  компоновок

низа бурильной колонны.

     В интервале 2780-3150 м был осуществлен набор угла  -  26,5  град  и

азимута - 350 град, (проект - 24 и 357).

     3150-3229 м - 215,9 С-ГНУ, пер. - 1 м, КЛС-215, УБТ-146-294 м

     3220-3260 м - 215,9 С-ГНУ, пер. - 1 м, КЛС-215, УБТ-178-25 м

     УБТ-146-263 м. На 3260 - угол 30(+3,5), азимут - 340(-10).

     3260-3380 м - 215,9 С-ГНУ, пер. - 0,5 м, КЛП-214, УБТ-178-25 м,

     УБТ-146-263 м. На 3380 - угол 33,5(+3,5), азимут - 338(-2).

     3540-3800 м - 215,9 С-ГНУ, пер. - 0,5 м, КЛП-214, УБТ-146-205 м

     На 3800 - угол - 42(+12,5), азимут - 346(-5).

     3800-3840 м - 215,9 С-ГНУ, пер. - 0,87 м, КЛП-214, УБТ-146-205 м

     КЛС-204. На 3840 - угол 41,5(-0,5), азимут - 345(-1)

     3840-3860 м - 215,9 С-ГНУ, УБТ-146-3 м, КЛП-214, УБТ-146-205 м

     КЛС-202. На 3860 - угол 42,5(+1), азимут - 345(0)

     3860-3930 м - 215,9 С-ГНУ, УБТ-146-8 м, УБТ-146-195 м, КЛС-202

     На 3930 м - угол 34,25(-8,25), азимут - 342(-3)

     3930-4080 м - Правка. На 4080 м - угол - 22(-12,25), азимут - 8(+26)

     4080-4130 м - 215,9МС-ГНУ, УБТ-146-202 м

     На 4130 м - угол -17(-5), азимут - 10(+2)

     4130-4150 м - 215,9МС-ГНУ, КЛП-215, УБТ-146-66 м

     На 4150 м - угол -14(-3), азимут -10(0)

     4159-4220 м - Забуривание второго ствола, спуск колонны на   глубину

4197 м. После разбивки башмака и  бурения, на 4230 - угол - 6(-8), азимут

-62(+52)

     4230-4300 м - 161 МЗ-ГАУ, УБТ-133-184 м.

     На 4300 м - угол - 5(-3), азимут - 98(+26) - мимо   круга   допуска.

     4.7.5 Поглощения

     Поглощения бурового раствора были отмечены на следующих глубинах:

     Забой - 2686 м - во время спуска инструмента нет вытеснения на  1569

м, 1930 м, 2600 м - поглощение 3 м3 раствора, плотностью -1,29 г/см3.

     Наблюдается ферментативное разложение раствора, раствор не текучий,

трудно восстанавливается циркуляция.

     Забой - 2778 м - при спуске КНБК (Т-12-МЗБ-9, пер.2 град) -  посадка

на 2616, нет вытеснения раствора. Поглощение - 2 м3  раствора, плотностью

1,28 г/см3.

     2950-3018 м - при бурении - 12 м3, плотностью 1,28 г/см3.

     4322-4350 м - при бурении - 12 м3, плотностью 1,22 г/см3.

     4350-4444 м - при бурении - 15 м3, плотностью 1,16 г/см3.

     4444-4489 м - при бурении - 8 м3, плотностью 1,16 г/см3.

     4533-4565 м - при бурении - 10 м3, плотностью 1,18 г/см3.

     4565-4615 м - при бурении - 15 м3, плотностью 1,18 г/см3.

     4.7.6 Газопроявления

     Газопроявления детально рассмотрены в  главе   геолого-геохимические

исследования.

     Следует отметить интенсивный выход газа  в  интервале    1266-1940 м

(майкопские отложения), при бурении  под  245  мм.  обс.  колонну.   Были

отмечены выходы пачек раствора с Г_СУМ = 20% (общ.), снижение плотности с

1,20 до 0,98 г/см3.

     4.7.7 Аварии

     24.10.97. Забой 2939 м. При проработке ствола  скважины  -   прихват

инструмента на глубине 2834 м -  расклинка.  Расхаживание  до  75   т.с.,

установка нефтяной ванны, работа ГУМом.

     Причина - плохое состояние  ствола  скважины  из-за   неустойчивости

майкопских глин, низкое качество  бурового  раствора,  большой    выход в

палеоценовые отложения относительно подошвы Майкопа. Затраты времени   на

ликвидацию аварии - 190 час.

     09.01.98.  Забой  3265  м.  Во   время   бурения    без    нарушения

технологического режима, падение давления нагнетания Р > 40 кГ/см2,   при

отрыве - падение веса 20  т.с.  Слом  нижней  части  бурильной   колонны.

Причина - усталостная трещина металла резьбы. Время на ликвидацию  -   20

час.

     02.02.98. Забой 3538 м. Прихват инструмента при  проработке   ствола

скважины на глубине 3307 м, во время подрыва бур. колонны.

     Причина - раскаливание в  желобной  выработке.  Установка   нефтяной

ванны, расхаживание.  Освободились  проворотом  колонны  бур.    труб при

разгрузке на "майна" - 20 т. Затраты времени - 55 час.

     08.05.98. Забой 4129 м. При проработке ствола скважины  на   глубине

3299 м - прихват колонны бур. труб, при подрыве.  Расклинивание в желобе.

Установка нефтяной ванны - 2 раза. Расхаживание. Инструмент   освободился

под ванной с набранными 6     оборотами при разгрузке 60  т.с.   Основная

причина аварии - развитие желобов в верхнемеловых известняках, вследствие

большого выхода в нижнемеловые отложения от  подошвы  известняков  К2   и

изменения траектории ствола скважины.

     20.05.98. Забой 4157 м. Во время бурения с  постоянными подклинками,

после  отрыва  и  подхода  к  забою  -  расклинка    бурильной   колонны.

Расхаживание,  установка  нефтяной  ванны  -  3  раза,  работа   яссом  -

безрезультатно. Установка  цем.  моста,  забуривание  второго    ствола в

интервале  4042-4071  м.  Потери  времени  на   ликвидацию     аварии   и

перебуривание до глубины 4157 м составили 960 час.

     5  Заключение  по  результатам  ГТИ  о  выделенных     перспективных

интервалах и характере их  насыщения  (Форма  "Заключения"    приведена в

приложении Р, стр. 66).

     6 Выводы и рекомендации

     (на примере скв. N 42 Юбилейной площади)

     Скважина N 42 Юбилейной площади пробурена в соответствии с проектным

заданием и вскрыла  келловейские  горизонты  в  условиях   газонасыщения.

Отклонением от проекта можно лишь считать сокращение  на  116  м   отхода

забоя от устья скважины.

     Кроме келловея в  условиях  газонасыщения  вскрыты   нижнесарматские

продуктивные слои, а также пачки пород в  отложениях  майкопа,  эоцена  и

палеоцена.  Газопоказания  в  этих  отложениях  могут  быть     связаны с

межколонными перетоками снизу вверх. Для оценки промышленной   значимости

указанных выше пород  с  повышенными  газопоказаниями    рекомендуется их

опробование.

     В результате анализа, обработки и интерпретации  данных ГТИ проведен

сравнительный анализ пяти различных методов определения поровых давлений,

который показал,  что  наиболее  приемлемым  является  метод    оценки по

буримости, реализованный в программе  компьютерного  комплекса   АМТ-101.

Дальнейшее бурение скважин на этой площади  рекомендуется  проводить   на

плотностях ПЖ, составленных  с  учетом  пластовых  и  поровых   давлений,

определенных этим методом.

     По данным  геолого-технологических  исследований,  полученный   опыт

проводки скважины 42 "Юбилейная"  подтверждает  правильность    выводов и

рекомендаций, сделанных в отчете по бурению скв. 41 "Юбилейная".

     При  бурении  подобных  скважин  с  проектной  глубиной    4600   м,

предназначенных для эксплуатации келловейских  горизонтов  верхней   юры,

рекомендуется:

     1  Исключить  совместное   разбуривание  майкопских  глин   и  низов

палеоцена, т.е.  предусмотреть спуск 245 мм - обсадной колонны на глубину

2650-2800 м в глины палеоцена.

     2 Не разбуривать совместно известняки верхнего мела и   трещиноватые

дислоцированные  аргиллиты  и  алевролиты  нижнего   мела,     для   чего

предусмотреть  спуск  потайной  обсадной  колонны  диаметром      194 мм,

ориентировочно на глубину 3800 м в аргиллитоподобные глины нижнего мела.

     3  для  предотвращения  и  исключений  осложнений  ствола   скважины

производить проводку скважины на гипсово-известковом буровом растворе.

     Составители отчета:

     Начальник партии ГТИ:

     Ст. геолог