Авария связанная с потерей подвижности (прихват) колонны труб спущенной в скважину

        Атлымская свита, сложена песками серыми мелко и среднезернистыми,  преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, алевритистых. Толщина свиты составляет 50-60 м.

       Новомихайловская свита, представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Пески серые, светло-серые тонко и мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые с включениями растительных остатков. Глины и алевриты серые, коричневато-серые с включениями обломков древесины и прослойками угля. Толщина свиты до 80 м.

      Туртасская свита, представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Толщина свиты составляет 170 м.

        Четвертичная система представлена в нижней своей части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами зеленовато и буровато-серыми, песчанистыми, лессовидными суглинками и супесями. В верхней части болотные и озерные отложения: торф, ил, глины, суглинки и супеси. Для четвертичных отложений характерна пресноводная фауна. Толщина отложений свиты 70-100 м. 
 
 
 
 
 

1.3 НЕФТЕГАЗОНОСТНОСТЬ

       Этаж нефтегазоносности на Приобском месторождении охватывает толщу осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км, но все же основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в отложениях неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счет выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мега комплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: континентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море. По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зональные репера), так содержащихся между ними песчано-алевролитовых пород.

       Пачка продуктивных пластов АС₁₂ залегает в основании мега комплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В ее составе выделено три пласта АС_12/3, АС_12/1-2 и АC_12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.

         Горизонт АС₁₂ представлен неравномерным довольно тонким чередованием песчаников и алевролитов с прослоями уплотненных глин. Нередки и прослои карбонатных пород или песчано-алевролитовых разностей с кальцитовым цементом. Содержание песчаной фракции по пластам горизонта составляет 37-40%. В обломочной части пород коллекторов горизонта АС₁₂ наблюдается преобладание кварца (43,4-46,4%) над полевыми шпатами         (40-45,5%) при небольшом количестве обломков пород (10,4-13%), представленных кварцевыми, кремнистыми разностями, эффузивами и сланцами. В глинистом цементе наблюдается довольно значительное  

содержание  каолинита (47,4%). Содержание хлорита 34%, гидрослюды 18,4%. Породы-коллектора пласта АС_12/3 представлены цепочкой песчаных линзовидных тел северо-восточного простирания. Коэффициент песчанистости пласта имеет тенденцию увеличиваться в северо-восточном направлении и колеблется от 0,004 до 0,7 (в среднем 0,29). Средневзвешенная по толщине средняя величина открытой пористости равна 17,5%, проницаемость 0,001мкм², остаточная водонасыщенность 58,9%, карбонатность 3,05%. Породы-коллекторы пласта АС_12/1-2, как известно, занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде мощного субмеридионального вытянутого линзовидного песчаного тела. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,04 до 0,63, составляя в среднем 0.29. Средние параметры, характеризующие коллекторские свойства пласта, следующие: пористость 18,5%, проницаемость 0,005 мкм², остаточная водоносность 55,8%, остаточная нефтенасыщенность 22,8%, карбонатность 3,2%. Содержание алевритовой фракции по пласту составляет 51,3%, песчаной 37,5% В целом для пласта АС_12/1-2 отчетливо прослеживаются так называемые "каналы" (понижения в палеорельефе, вероятно, с последующим размывом), по которым шла основная транспортировка терригенного материала, где в настоящее время и сконцентрирована основная масса песчаного материала. Пласт АС_12/0 имеет в принципе ту же зону развития, что и нижележащий пласт, но меньшую по размерам. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,03 до 0,60, составляя в среднем 0,28. Коллекторские свойства пласта АС_12/0 имеют тенденцию улучшатся в восточном направлении. Открытая пористость колеблется в пределах 17,2-20,0%, проницаемость 0,005-0,013 мкм², остаточная водонасыщенность 39,5-75,8%, остаточная нефтенасыщенность 10,6-41,8%, карбонатность 2,2-5,6%, алевритовая фракция составляет 48,3%, песчаная 40,1%. Основная залежь АС_12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755 м и является литологический экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную  террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины 

 изменяются  oт 12,8м до 1,4м. Залежь АС_12/3 в районе скв.241 вскрыта на глубинах 2640-2707м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Размеры залежи 18х8,5 км, высота 70 м. Тип - литологический экранированный. Залежь пласта АС_12/3 в районе скв.234 вскрыта на глубинах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Нефтенасыщенные толщины, как и в предыдущих залежах, максимальные на востоке 6 м и минимальные на западе 1 м. В скв.234 при испытании интервала 2646-2656 м получен приток нефти 13.9 м³/сут нефти при H_д=1329 м. Размеры залежи 8,5х4 км, высота 40 м, тип - литологический экранированный. Залежь АС_12/3 в районе скв.15 вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Нефтенасыщенные толщины, но ГИС изменяются от 0,4 м до 6,5 м. Размеры литологический экранированной залежи 11,5х5,5 км, высота до 28 м. Залежь в районе скв.420 вскрыта на глубине 2732-2802м, Нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Размеры литологический экранированной залежи 5х4 км, высота 70м. Основная залежь АС_12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трех сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщен (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. В пласте АС_12/1-2 вскрыты залежи в районе скв. 4Х-М(7.5х7км, высотой 7м) и в районе скв.330(11х4,5км, высотой 9м). Обе залежи литологический экранированного типа. Пласт АС_12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС_12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41х14 км, высота 187 м. Небольшая изолированная залежь выявлена в районе скв.331, размеры ее 5х4,2 км, высота 21 м.   

     

         Горизонт АС₁₁ на    Приобском месторождении, как известно, представляет собой огромную субмеридиональную вытянутую линзу, ограниченную практически со всех сторон зонами глинизации. Формирование пород-коллекторов на данной территории происходило, вероятно, большей частью в условиях шельфового мелководья. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,13. Основная доля среди коллекторов приходится на пропластки менее 1 м – 79,4%.В отличие от горизонта АС₁₂ содержание песчаной фракции здесь несколько больше 43,8%, пласт более однородный К_одн=1,66, лучше отсортированность пород. По составу породообразующих компонентов песчаники аркозового состава с преобладанием кварца (44,2%) над полевыми шпатами (39,7%) при небольшом количестве обломков пород (15,8%) и слюды (0,6%). Открытая пористость в среднем составляет 19,2%, проницаемость 0,015 мкм², остаточная водонасыщенность 28,9%, карбонатность 2,1%. Коллекторы пласта АС_11/1 приурочены в основном к присводовой части в виде широкой полосы cевеpo-восточного простирания. Для этого пласта также характерно наличие  более значительной доли пропластков мощностью от 1 до 4 м - 41,8%, при небольшом преобладании прослоев менее 1 м – 54,3. В ряде скважин, пробуренных на северо-востоке, встречаются прослои (зоны) рыхлых песков мощностью до 9 м. Вероятно, залежь пласта АС_11/1 формировалась в несколько этапов и такие зоны разуплотнения должны иметь место в ряде других скважин. Пределы изменения открытой пористости по пласту составляют от 17,7 до  22,З%, проницаемости от 2,2 до 0,0076 мкм², остаточной водонасыщенность меняется от 26,8 до 42,6%, карбонатность от 1,6 до 4,6%. Горизонт АС₁₁ перекрывается довольно мощной пачкой глинистых отложений до 30м. Основная залежь АC_ll/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС_11/1 развит в присводовой части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48х15 км, высота 112 м. Пласт АС_11/0 выявлен в виде  
 

изолированных линзовидных тел на северо-востоке  и на юге. Толщина его от 8,6 м  до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8х5,5 км, вторая 4,7х4,1 м. Обе залежи литологический экранированного типа, имеют нефтенасыщенные толщины от 2 до 4 м.       

       Горизонт АС₁₀ вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС_10/2-3, АС_10/1, АС_10/0. Основная залежь АС_10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологический экранированный, размеры 31х11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Небольшие литологический экранированные залежи зафиксированы в районах скважин 243(8х3,5 км) и 295(9,7х4 км). Нефтенасыщенные толщины 1,6-8,4 м. В пределах зон развития пласта АС_10/1 в песчаных фациях выделены четыре залежи. Основная залежь АС_10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38х13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Завершает разрез пачки пластов АС₁₀ продуктивный пласт АC_10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридионального простирания.

         Горизонт АС₉ имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фациальных зон, располагающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения. В районе скв.290 залежь АС₉ вскрыта на глубинах 2473-2548 м. Размеры залежи 16,1х6 км, высота до 88 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. На востоке месторождения выявлены три небольших (6х3,6 км) залежи в районе скв.406, 411, 408. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Все залежи литологический экранированные. Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС₉, который имеет очень мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей. Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м³/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины от 0,8 до 7,8 м. Размеры  
 

залежи 46х8,5 км, высота 91 м. Породы-коллекторы пласта АС₉ представлены мозаичным распределением по площади водонасыщенных и нефтенасыщенных линз, имеющих также северо-восточное простирание. Общая толщина изменяется в пределах 7-17 м.    

      Горизонт АС₇ в районе скв.331 вскрыта на глубинах 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. Размеры залежи 17х6,5 км, высота 27 м. Тип литологический экранированный. Меньшие по размерам литологический экранированные залежи (в районах скв.290, 230, 243, 255) имеют площади от 19 км² до 36 км², нефтенасыщенные толщины 1,2-3,6 м. Породы-коллекторы пласта АС₇ представлены мозаичным распределением по площади водонасыщенных и нефтенасыщенных линз, имеющих также северо-восточное простирание. Общая толщина изменяется в пределах 7-17 м.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.4 ОСЛОЖНЕНИЯ 

В процессе бурения могут возникнуть следующие  осложнения такие как: 

• Поглощение  бурового раствора, которое чаще всего происходит в интервале от 0 до 500м. Максимальная интенсивность поглощения при этом до 5 куб. м/час. Это может произойти из-за отклонения параметров бурового раствора от проектных;

 

• Нефтегазоводопроявления, это может произойти в интервалах продуктивных пластов от 2200  до 3500м. Также это может произойти из-за пренебрежения и постоянного долива жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже пластового, низкого качества глинистого раствора;

 

• Осыпи и обвалы стенок скважин, они могут произойти в интервалах от 0 до 2150м. Интенсивные осыпи и обвалы возникают из-за нарушения технологии бурения в интервале от 0 до 700м. Слабые осыпи и обвалы стенок скважины возможны от 700 до 2200м;

 

1.5  КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ  ИССЛЕДОВАНИЙ 

Исследования  в открытом стволе:

1. Стандартный каротаж проводится по всему разрезу скважины;
2. Инклинометрия проводится на глубине 1300м по всему разрезу скважины;
3. Индукционный каротаж проводится на глубине 950м в интервале от 1300 метров.

 

Исследование  в колонне:

1.  Гамма каротаж проводится в  интервале от 950 до 1300 метров; 

2. Нейтронный  каротаж проводится в интервале  от 950 до 1300 метров;
3. Боковой каротаж в интервале от 950 до 1300 метров;
4. Цементометрия колонн проводится в интервале от 950 до 1300 метров;
5. БКЗ в интервале от 950 до 1300 метров;

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.6 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЯ

ПРИХВАТА И ИХ ЛИКВИДАЦИЯ