Месторождение Жанажол

Отложения кунгурского яруса в нижней части представлены сульфатно-терригенными породами (ангидриты и аргиллитоподобные темные глины) толщиной от 10 до 60 м. Выше залегает толща галогенных пород (каменная соль) с прослоями аргиллитов, реже песчаников и алевролитов, ангидритов. Максимальная толщиной галогенной толщи составляет 996 м, минимальная – 7 м. В верхней части кунгура залегает терригенно-сульфатная пачка („кепрок”), сложенная в основном ангидритами, толщиной 4-84 м.

Верхний отдел Р2

Отложения верхней пeрми представлены пестро-цветными, серо-цветными терригенными породами: глины, в нижней части аргиллиты; полимиктовые, глинистые мелкозернистые песчаники и алевролиты; реже мелкогалечные конгломераты с отдельными выдержанными прослоями (от 3-5 до 10-15 м) высокоомных пород – ангидритов.

Толщина верхней перми изменяется от 633 м в своде северного купола до 1808 м на восточной периклинали.

Триасовая система Т

Отложения триаса выделяются в составе нижнего отдела и  литологически представлены чередованием пестроокрашенных глин, песчаников, алевролитов, встречаются прослои слежавшихся слабосцементированных песков. Толщина отложений варьирует от 65 до 371 м.

Юрская система J

Юрские  отложения выделяются в составе  нижнего и среднего отделов. Суммарная  их толщина колеблется от 60 до 246 м. Представлены они серыми глинами, темно-серыми песчаниками, плотными алевролитами и серыми, зеленовато-серыми, полимиктовыми, разнозернистыми песками.

Меловая система К

Меловые отложения представлены нижним и  верхним отделами.

Нижний  отдел К1

В составе  нижнего отдела выделяются песчано-глинистые  отложения готеривского, аптского и альбского ярусов суммарной толщиной от 298 до 437 м.

Верхний отдел К2

Верхний мел представлен  преимущественно зеленовато-серыми, мергелистыми глинами с прослоями  конгломератов. Толщина верхнего отдела колеблется от 28 до 132 м.

Четвертичная  система Q

Четвертичные  отложения небольшой толщины (2-3 м) повсеместно перекрывают отложения  верхнего мела, представлены суглинками и супесями.

 

 

 

 

1.2 Тектоника

 

В тектоническом  отношении район месторождения  Жанажол расположен в восточной прибортовой части Прикаспийской впадины, которая отделена от Уральской геосинклинальной зоны Ащисайским и Северно-Кокпектинским разломами.

Одной из характерных черт геологического развития явилось интенсивное опускание  территории и формирование мощного  осадочного чехла (7-10 км). Основную часть  этой толщины составляет подсолевой комплекс, включающий отложения, заключенные между поверхностью докембрийского фундамента и подошвой галогенных осадков кунгурского яруса [2].

Поверхность подсолевых отложений моноклинально погружается на запад, от 2,0-2,5 км близ Ащисайского разлома до 5,5-6,0 км на меридиане купола Беттау.

В пределах указанной моноклинали выделен  ряд обособленных ступеней. Последние  более четко проявляются по нижним горизонтам и последовательно погружаются  к центральной части впадины. С востока на запад выделяются Жанажолская, Кенкиякская, Коздысайская и Шубаркудукская системы ступеней, в пределах которых кровля подсолевого горизонта соответственно находится на глубинах: 3-3,5 км, 3-4 км, 4-5 км и ниже 5 км. К северу от Кенкияка несколько обособленно выделяются Остансукский прогиб, который вдоль западной границы структур Талдышоки, Остансук, Северный Остансук и Байжарык ограничивается нарушением. К северу он непосредственно примыкает к Актюбинскому периклинальному прогибу. Тектонические ступени в значительной степени осложнены разрывными нарушениями.

Одной из особенностей Жанажолской ступени является развитие мощных карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены крупными поднятиями брахиантиклинального типа.

Месторождение Жанажол приурочено к верхней части обширного карбонатного массива, сложенного породами подольско-гжельского возраста. О строении этого массива по более нижним горизонтам можно судить по данным сейсморазведочных работ. На структурной карте по подошве нижней карбонатной толщи пород окско-каширского возраста локализован он в районе скважин № 4 и № 5. По кровле нижней карбонатной толщи, намечаются два локальных свода, оконтуренных изогипсой минус 3200 м. Северный из них расположен в районе скважин № 4 и № 5, южный свод намечается в районе скважины № 18 .

Мозаичная рисовка изогипс остается и по горизонтали, которая характеризуют  строение верхней карбонатной толщи  пород. По подошве верхнего карбонатного комплекса северный свод Жанажолского поднятия расположен в районе скважин № 4 и № 10; южный свод намечается в районе скважины № 18.

На структурной  карте по кровле высокоомного разреза, фиксирующей резкую плотностную границу при смене терригенных пород надкарбонатной толщи сульфатно-карбонатными породами гжельского яруса, Жанажолское поднятие имеет по длинной оси длину 28 км и представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, образованную в теле карбонатного массива пород. Она состоит из двух локальных поднятий. Северное в районе скважины № 50 оконтурено изогипсой минус 2300 м. По замкнутой изогипсе минус 2500 м его размеры составляют 10,5 х 5,5 км. Свод южного поднятия залегает на 50 м ниже и оконтурен изогипсой минус 2350 м в районе скважины № 19. Размеры поднятия по изогипсе минус 2500 м составляют 9,5 х 4 км.

Амплитуда поднятия в изученной бурением части  составляет порядка 250 м, западное его  крыло более крутое (8-10 м) относительно восточного (4-7 м). В целом по всем горизонтам, связанным с границами  карбонатных массивов пород, сохраняется  унаследованность структурных форм, высокая амплитуда поднятий, их значительные размеры. Лишь по подошве отложений кунгурского яруса, ввиду резкого различия величины мощности подсолевой терригенной толщи пород, которая в пределах площади изменяется от 15 до 600 м, структурный план поднятия как бы нарушается.

Свод  северного поднятия немного смещается  к востоку и оконтуренный изогипсой  минус 1850 м намечается в районе скважин  № 5 и № 8.

Структурные карты были зарисованы по кровлям КТ-I и КТ-II на основании применения данных стратиграфического расчленения 284 добывающих и всех разведочных скважин. Общая форма структуры для КТ-I, а также и для КТ-II антиклиналь с южным и северным куполами, с одной седловиной в середине. Направление длинной оси антиклинали ориентировано к северу с отклонением к востоку на 25є.

Структура КТ-I: по структурному плану кровли абсолютная отметка свода южного купола минус 2330 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м, площадь по замкнутой изогипсе 9,38 км х 4,38 км, высота структуры 170 м; западное крыло данного поднятия круче, с углом падения пластов 10°, восточное крыло пологое, угол падения пластов 7°. Абсолютная отметка свода северного купола минус 2260 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м, площадь по замкнутой изогипсе 11,25 км x 5,38 км, высота 240 м. Крылья структуры данного поднятия в основном симметричны друг другу, угол падения пластов около 9°.

 

Рисунок 1.1 - Карты изопахнт для пород терригенной толщи подольского горизонта (A), I-KT (Б), ассельского яруса (В), артинского яруса (Г); структурные карты по кровле II-KT (Д), по размытой поверхности I-KT (E)

а – изопахиты, м; б – изогипсы, м; в – тектонические нарушения; г – области денудации; д – глубокие скважины; палеовалы: I – Урихтау-Южно-Мортукский, II – Кумистобинский, III – Курганский, IV – Жанажол-Алибекмолинский; площади: 1 – Боэоба, 2 – Кенкияк, 3 – Южный Мортук, 4 – Урихтау, 5 – Жагабулак, 6 – Кумистобе, 7 – Кожасай, 8 – Синельниковская, 9 – Жанажол, 10 – Алибекмола

 

Рисунок 1.2 - Палеотектонические профили  Жанажол-Кожасайской группы структур в настоящее время (А), к началу кунгурского века (Б), к началу ассельского века (В), к началу подольского времени (Г)

Структура КТ-II: по структурной карте  кровли абсолютная отметка южного свода  минус 3110 м, абсолютная отметка замкнутой  линии минус 3380 м, площадь по замкнутой  изогипсе 12,75 км х 5,38 км, высота структуры 270 м. Западное крыло структуры круче, чем восточное: угол падения пластов западного крыла около 10°, угол падения пластов восточного крыла около 7°. Абсолютная отметка северного свода минус 3050 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по замкнутой изогипсе 11,63 км х 5,5 км, высота структуры 330 м. Два крыла в основном симметричны, а угол падения пластов около 10°.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Буровое и энергетическое оборудование.

 

 

 

Наименование параметра значение Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) 3200 (320) Наибольшая нагрузка от массы колонны  бурильных труб, кН (тс) 1920  (1920) Условная глубина бурения, м 5000 Высота буровой вышки ВБ 53 х 320М, м 53 Расчётная мощность на входном валу буровой лебёдки ЛБУ-1200, кВт 1200 Статическая грузоподъёмность вертлюга  УВ-320,т 320 Диаметр талевого каната, мм 32 Оснастка талевой системы: 6 х 7 Кол-во буровых насосов УНБ-600,шт. 2 Мощность бурового насоса, кВт 600 Кол-во силовых агрегатов WOLA  24ANF-71H12A,шт. 7 Кол-во электростанций дизельных, шт. 2 Мощность электростанции  дизельной,кВт 200

 

 

  3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

   

 

      3.1 Конструкция скважины

 

   Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о числе и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).

Выбор конструкции  скважины – основной этап ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно  эксплуатируемого сложного нефтепромыслового  объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени  и материально – технических  средств на бурение.

    Конструкция скважины должна обеспечивать следующее:

- безусловное  доведение скважины до проектной  глубины;

- осуществление  заданных способов вскрытия продуктивных  горизонтов (пластов) и методов  их эксплуатации. Особое внимание  должно быть обращено 

на конструкцию  забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции  скважины в интервале продуктивного  объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико–технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом);

- предотвращение  осложнений в процессе бурения  и условия, позволяющие полностью  использовать потенциальные возможности  техники и технологических процессов;

- минимум  затрат на строительство скважины  как законченного объекта в  целом.

 

  В конструкции скважин используются следующие типы обсадных колонн:

1. Направление – для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

 

2. Кондуктор – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляция водоносных горизонтов от загрязнения, установки на  устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

 

3. техническая колонна - колонна обсадных труб, используемая для крепления ствола скважины при ее проходке в неустойчивых породах, которая после окончания бурения и установки фильтра полностью или частично извлекается из скважины.

  4. Эксплуатационная колонна – для крепления и разобщения продуктивных

горизонтов  и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначены для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными  способами.

      

 

 

3.2 Комплект КНБК по интервалам бурения

 

Участок добуривания под кондуктор

      1)  Долото 444,5 СГНУ Я-58

      2)  Калибратор 13КИ 444,5 МСТ

      3)  ТСШ-240

      4)  Обратный клапан БОКС 178

      5)  УБТ- 178x90 -12м

      6)  Центратор

      7)  ЛБТ-147х11-48м

      8)   ТБПК127х9-400м

      9)   ЛБТ-147х11 - остальные

         

           Участок добуривания под тех. колонну

      1)  Долото 244,5МЗГВК-155

      2)  Калибратор 9К-244,5МС

      3)  Центратор 210-214 мм

      4)  ЗТСШ-195

      5)  Обратный клапан БОКС 178

      6)  УБТ-178x90-24м

      7)  ЛБТ-147х11-48м

      8)  ТБПК 127x9-400м

      9)  ЛБТ-147х11 -остальные

         

           Участок  добуривания под экс.колонну

      1)  Долото 215,9 МЗГВЯ-155

      2)  ЗТСШ-195

      3)  УБТ-178x90-24м

      4)  ЛБТ-147х11-48м

      5)   ТБПК127х 9    400 м

      6)  ЛБТ-147x11 –остальные

 

3.3 Виды и параметры бурового раствора

Тип бурового раствора (его компонентный состав) зависит от физикомеханических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. На Родниковом месторождении для бурения скважин под кондуктор применяют глинистые буровые растворы, представляющие собой коллоидную смесь воды и глины. Качество этих растворов характеризуется следующими показателями свойств: плотность 1050-1170 кг/м³; условная вязкость 18-60 сек; показатель фильтрации до 15 см за 30 мин; статическое напряжение сдвига 20-45 мгс/см³ . В глинистых растворах в качестве дисперсной фазы используют глину или глинопорошок, высокоокисленный битум, различные виды утяжелителей.