Анализ разработки северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,62 Мб
Опубликовано:

2014-04-18

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Анализ разработки северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения

Введение

Северо-западная часть Пальяновской площади Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения введена в промышленную эксплуатацию в 1992 году в соответствии с «Технологической схемой разработки Западно-Пальяновской площади».

Запасы нефти по северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения утверждены в ГКЗ РФ протоколом № 3126 от 19.12.2008 г.

Начальные геологические и извлекаемые запасы нефти по лицензионному участку составили по категории В+С₁ - 58579 и 16116 тыс.т, по категории С₂ - 103383 и 23841 тыс.т.

Проектные решения по месторождению поэтапно корректировались и совершенствовались в процессе его разведки и разработки по мере появления новых данных, уточнения геологического строения, внедрения новых технологий.

Всего на разработку северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения выполнено четыре проектных документа:

- «Технологическая схема разработки Западно-Пальяновской площади», протокол ЦКР МТЭ № 1527 от 23.12.1992 г.

«Технологическая схема разработки Западно-Пальяновской площади», протокол ЦКР № 2150 от 29.05.1997 г.

- «ТЭО разработки Западно-Пальяновской площади Красноленинского месторождения на условиях СРП», протокол ЦКР № 2348 от 18.03.1999 г. Основные проектные решения и технологические показатели утверждены в качестве Дополнения к Технологической схеме разработки.

- «Анализ разработки северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения», протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО № 853 от 20.12.2006 г.

Целью разведочных работ является изучение продуктивного пласта ЮК_2-3 и выявление продуктивных зон. Эти цели будут достигаться путем проведения геолого-геофизических исследований (изучение керна, лабораторные исследования и ГИС).

По результатам бурения разведочной скважины №2280Р будет получена новая геолого-геофизическая информация, позволяющая оценить запасы углеводородов в продуктивных пластов юрских отложений и уточняющая возможности их разработки.

В первом разделе, приводится описание участка работ, его экономико-географическая характеристика, геолого-геофизическая изученность, стратиграфия, тектоника, нефтегазоность основных продуктивных пластов и гидрогеология.

Во втором разделе рассматриваются характеристика и изученность основных свойств всех продуктивных пластов Пальяновской площади Красноленинского месторождения. Проводится сравнение показателей пористости и проницаемости. Итоговой частью второго раздела является вывод, основываясь на который выбирается объект для проектной части.

Третий раздел - проектная часть. Здесь приводится обоснование выбора продуктивного пласта, на который будет направлен проект. Рассказывается о методике проведения работ, проводится подсчет запасов, раскрываются геологические условия. После чего уточняется список необходимых геофизических исследований, выбирается конструкция проектируемой скважины, подбирается необходимое оборудование для бурения и выбирается режим бурения.

Четвертый раздел - технико-экономическое обоснование. В представленном разделе описывается организационно-экономический момент бурения разведочной скважины, приводится смета расходов, результатом которой служит итоговая стоимость всех затрат, направленных на проект. Так же, в разделе указываются меры по обеспечению безопасности жизнедеятельности и мероприятия по охране окружающей среды.

1. Геологическое строение северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения

.1 Экономико-географическая характеристика района работ

В административном отношении Пальяновская площадь, входящая в состав Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, в пределах лицензионного участка расположена в Октябрьском районе Ханты-Мансийского АО Тюменской области на левом берегу реки Оби. Описываемый район обжит достаточно слабо. Ближайший населенный пункт - поселок Пальяново, расположен в 7.5 км к юго-западу от лицензионной границы. Населенные пункты - Красноленинский, Урманный, Каменный расположены на р. Оби и ее притоках.

В непосредственной близости к рассматриваемой площади находятся разрабатываемые Ем-Еговская, Талинская (с запада) и Каменная (с юго-востока) площади этого же месторождения (рис. 1.1.).

Рис. 1.1. Обзорная схема района работ

Ближайшие к месторождению крупные населенные пункты - г. Нягань и п. Талинка связаны между собой автомобильной дорогой с асфальто-бетонным покрытием. Связь г. Нягань с другими населенными пунктами осуществляется по железной дороге Екатеринбург - Приобье (ближайшая железнодорожная станция Нягань расположена в 80 км от северо-западной границы лицензионного участка) и воздушным транспортом.

Территория характеризуется развитой инфраструктурой, включающей в себя все элементы обустройства промыслов (водоводы, нефте- и газопроводы, ДНС, КНС, внутрипромысловые автодороги, линии электропередач, подстанции и т.п.).

Пальяновская площадь связана трубопроводом с НПС «Шаим», где нефть поступает в магистральный нефтепровод, доставляющий ее в крупные нефтеперерабатывающие центры.

Добываемый попутно газ после переработки на Красноленинском ГПЗ, находящемся в 27 км от г. Нягань, используется в качестве котельного топлива в г. Нягань и г. Урай и частично поступает в проходящий поблизости магистральный газопровод.

Территория Пальяновской площади представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением, местами существенно заболоченную. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 24-141 м, в среднем по площади составляя 30-45 м.

Гидрографическая сеть представлена мелкими реками и ручьями, являющимися притоками реки Ендырь, которая в период максимального подъема воды может быть судоходна для неглубокосидящих плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. В районе работ имеется ряд озер: Лебяжье, Сырковое, Саватлор, Ай-Тор и другие, наиболее крупное из них - озеро Ай-Тор. Заболоченные участки на площади работ развиты сравнительно широко и являются существенным препятствием для перемещения буровых станков и передвижения транспорта в весенне-осенний и летний периоды. Площадь работ примыкает к пойменной части реки Обь.

Климат района континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом. При среднегодовой температуре -1.8 ^оС средняя температура самого холодного месяца (января) составляет -25 ^оС, а средняя температура июля +15 ^оС. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снежного покрова не превышает 0.7 м, достигая в пониженных участках рельефа 1.5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году, продолжительность безморозного периода составляет 90 дней. Ледостав на реках начинается в октябре месяце, а вскрытие рек ото льда происходит в конце апреля - начале мая.

Площадь относится к лесной зоне, растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом. На заболоченных участках преобладает смешанный лес. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.

Озера данного района не имеют хозяйственного значения по своим морфологическим характеристикам - небольшие глубины. Крупный источник водоснабжения - река Обь, удаленная от района работ на расстояние от 5 до 15 км. Представляется целесообразным рассмотреть возможности использования подземных вод для питьевого и технического водоснабжения.

В составе Красноленинского месторождения выделяются Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья и ряд других площадей [11].

.2 Геолого-геофизическая изученность района

месторождение геологический скважина бурение

1.2.1 Основные этапы геологоразведочных работ

Геолого-геофизические исследования на территории Западной Сибири до 1947 года исследования носили чисто описательный характер.

В 1947 году после создания министерства геологии СССР, одной из главных задач которого было усиление нефтепоисковых работ в Сибири, были начаты планомерные геолого-геофизические исследования Среднего Приобья, куда относится описываемый район.

В период 1953-57 гг. проведена аэромагнитная съемка масштабов 1:1000000, 1:500000 Новосибирской аэромагнитной экспедицией и гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000 ТГУ РСФСР.

В период 1957-59 гг. в междуречье Оби и Конды выполнялись региональные сейсмические исследования MOB и электроразведочные работы Ханты-Мансийской нефтеразведочной экспедицией.

В 1976-81 гг. на исследуемой территории Тюменской комплексной геологоразведочной экспедицией выполнялись детальные сейсмические исследования MOB ОГТ масштаба 1:50000 по системе многократного прослеживания (ОГТ).

В период с 1985 г. по 1989 г. Туринской тематической экспедицией (ответственный исполнитель Голубева Е.А.) проведена переобработка всех сейсмических материалов восточной части Красноленинского свода. В результате уточнен структурный план восточной части Красноленинского свода по отражающим горизонтам А, Т₂, Т, Б и М.

В 1998 г. ОАО «Хантымансийскгеофизика» проведены сейсморазведочные работы методом 3D.

В 2002 г. проведена обработка полевых материалов 3D сейсморазведки южным филиалом ОАО «Хантымансийскгеофизика» «Центр по анализу геологической и геофизической информации» (ЦАГГИ) в г. Тюмень.

В полевой сезон 2006-2007 гг. было запланировано 3D сейсмика в объеме 200 км², «Тюменьгеофизика» выполнила полевые работы в объеме 90 км², завершение работ планируется на сезон 2007-2008 гг.

Краткие сведения об объемах и результатах геолого-геофизических работ в пределах Пальяновской площади приведены в таблице 1.1. [11].

Таблица 1.1. Сведения об объемах и результатах геолого-геофизических работ в пределах Пальяновской площади и прилегающих площадей

№ п/п	Год проведения работ, наименование выполнившей их организации	Метод исследования, масштаб	Полученные результаты
1.	1955 г. Обская аэрологическая экспедиция	Геолого-геоморфологическая съемка м-б 1:1000000	Составлена геологическая карта, изучены основные закономерности строения четвертичных отложений и геоморфология района
2.	1953-57 гг. Новосибирская аэромагнитная экспедиция	Аэромагнитная съемка м-б 1:1000000,1:500000 Гравиметрическая съемка м-б 1:1000000	Результаты работ этих съемок легли в основу схем геотектонического районирования фундамента и платформенного чехла
3.	1957-59 гг. Ханты-Мансийская нефтеразведочная экспедиция	Региональная сейсморазведка МОВ Электроразведочные работы	По результатам выделен Красноленинский свод
4.	1959-64 гг. Ханты-Мансийская нефтеразведочная экспедиция	Площадная сейсморазведка МОВ	Построены структурные карты по опорным горизонтам: А, Б, М, Г, выявлены Каменное, Ай-Торское, Лорбинское, Ем-Еговское, Кальмановское, Елизаровское, Ингинское, Пальяновское локальные поднятия
5.	С/п 19/76-81 Тюменской комплексной геологоразведочной экспедиции	Сейсморазведка МОВ ОГТ 1:50000	Уточнено геологическое строение восточной части Красноленинского месторождения. Построены структурные карты по горизонтам: А, Б, М, Г и соответствующие карты изохрон
6.	1985 г. по 1989 г. Туринская тематическая экспедиция	Переобработка сейсмических материалов	Уточнен структурный план восточной части Красноленинского свода по отражающим горизонтам А, Т₂, Т, Б и М
7.	1992 г. Бембель Р.М.	По заданию НГДП «Красноленинскнефтегаз» Переобработка сейсмических материалов по специальной методике	Построена структурная карта по отражающему горизонту Т, детализировано строение пород-коллекторов базального горизонта
8.	1998 г. ОАО «Хантымансийскгеофизика»	Сейсморазведочные работы методом 3D	Выполнены сейсмические поверхности с разломами
9.	2002 г. Южный филиал ОАО “Хантымансийск-геофизика”, центр по анализу геологической и геофизической информации (ЦАГГИ) г.Тюмень	Обработка полевых материалов 3D сейсморазведки	В интервале домеловых отложений по временному кубу 3D прокоррелированы 6 основных сейсмических горизонтов, приуроченных к стратиграфическим границам кровле отложений тутлеймской, абалакской, тюменской свит, базальной пачки, коры выветривания и неизмененного палеозоя, произведено трассирование разломов

.2.2 Изученность участка бурением

Поисково-разведочные работы на Пальяновской площади начаты в 1971 г. заложением скважины №22Р в присводовой части поднятия. При опробовании скважины в интервале а.о. -2316.3-2399.6 м (тюменская свита + палеозой) получен фонтанирующий приток нефти дебитом 192 м³/сут на 8-мм штуцере. Отложения тутлеймской и викуловской свит в скважине №22Р не опробовались.

В 1971 году составлен проект на поисковое бурение, которым предусматривалось в пределах Пальяновской площади пробурить 10 разведочных скважин. Целевыми задачами проектируемых работ являлись: изучение геологического строения; перспектив нефтегазоносности юрских (тюменская, абалакская и тутлеймская свиты) и нижнемеловых (викуловская свита) отложений, а также поиски в них залежей нефти и газа.

В период 1972-74 гг. на Пальяновской площади пробурены 5 скважин (скв. №21Р, №23Р, №26Р, №27Р и №29Р), которые закладывались с целью выявления границ распространения залежей нефти и изучения их геологического строения. Во всех пробуренных скважинах, вскрывших отложения юры и палеозоя, нижне-среднеюрские отложения испытывались в открытом стволе совместно с образованиями коры выветривания и доюрского фундамента, а в целом ряде скважин и совместно с тутлеймской и абалакской свитами.

В 1975 г. поисково-разведочные работы в пределах Пальяновской площади значительно активизировались. В связи с тем, что по базисному объекту разведки (тюменская свита) ни в одной из скважин не были вскрыты водонасыщенные коллекторы (все скважины дали безводные притоки нефти или оказались сухими).

В период 1976-78 гг. в пределах исследуемой территории пробурены три скважины (скв. №37Р, №42Р и №44Р). которые закладывались на восточном и западном крыльях Пальяновской складки с целью изучения нефтегазоносности юрских (пласты ЮК₀-ЮК₀¹, ЮК_2-6) отложений и уточнения контура нефтеносности залежи викуловского (пласт ВК₁) горизонта.

С 1980 г. по 1985 г. на изучаемой территории пробурены лишь две скважины (скв. №96Р и №414Р). Скважина №414Р пробурена как дублер скважины №26Р. При совместном испытании среднеюрских отложений (пласты ЮК_2-9) и базального пласта открытым забоем в скважинах получены: в скв. №414Р приток безводной нефти, в скв. №96Р незначительный приток пластовой воды.

В 1986 году по заданию Главтюменьгеологии на Пальяновской площади совместно с Ем-Еговской площадью произведен подсчет запасов нефти по викуловскому горизонту (пласт BK₁). При утверждении запасов в ГКЗ запасы нефти по пласту ВК₁ в пределах Пальяновской площади полностью были отнесены к категории С₂.

На Пальяновской площади в период 1986-1994 гг. пробурены 15 разведочных скважин, 8 из них остановлены бурением в отложениях викуловской свиты, и только 7 скважин (№432Р, №441Р, №455Р, №457Р, №458Р, №465Р и №1001Р) пройдены до фундамента. Отложения викуловского горизонта вскрыты всеми 15 разведочными скважинами.

Основная цель бурения - изучение строения и продуктивности залежи пласта BK₁. Скважины в большинстве случаев располагались в сводовых и присводовых частях Пальяновского и Сиговского локальных поднятий. Скважинами №455Р и №457Р определялась северная граница залежи пласта BK₁. Недоразведанным остался купол в районе скважины №44Р, где не опробовано ни одной скважины. Кроме того, все четыре скважины №44Р, №432Р, №455Р и №457Р заложены в крыльевых частях этого купола.

В пласте ВК₂ в сводовой части Пальяновского поднятия скважинами №543Р и №582Р выявлена небольшая залежь нефти.

В период 2002-2008 гг. на Пальяновской площади пробурены 5 скважин (скв. №№ 1009Р, 1022Р, 600Р, 601Р, 603Р). Основная цель бурения - изучение строения и продуктивности залежей тутлеймской, абалакской и тюменской свит.

По состоянию на 01.01.2009 г. на территории Красноленинского месторождения в пределах Пальяновского лицензионного участка пробурено 37 поисково-разведочных скважин (табл. 1.2.) общей проходкой 85701 м [11].

Таблица 1.2. Сведения об объемах бурения по годам

Год	Номера скважин	Количество скважин	Метраж

1971	22Р	1	2432
1972	21Р	1	1527
1973	23Р, 26Р	2	5088
1974	27Р,29Р	2	4973
1975	30Р, 31Р, 32Р, 35Р, 38Р	5	12475
1976	34Р, 42Р, 44Р	3	7836
1977	37Р	1	2564
1980	96Р	1	2718
1981	414Р	1	2491
1987	543Р, 544Р	2	3061
1988	536Р, 569Р	2	2995
1989	432Р,579Р,581Р,582Р,583Р	5	8591
1991	441Р,455Р	2	5282
1992	457Р,458Р	2	5130
1993	1001Р	1	2427
1994	465Р	1	2562
2002	1009Р,1022Р	2	5598
2008	600Р, 601Р, 603Р	3	7951
Итого		37	85701

1.2.3 Изученность керновым материалом

Отбор керна производился с целью изучения коллекторских свойств, литолого-петрофизической характеристики пород продуктивных пластов Пальяновской площади. С отбором керна из продуктивных пластов пробурено 32 скважины.

По отложениям викуловской свиты общий линейный вынос составил 520.5 м при проходке 234.7 м или 45.1%. По отложениям тутлеймской, абалакской и тюменской свит общий линейный вынос составил 667.7 м при проходке 1195.3 м или 55.9%. По разведочным и эксплуатационным скважинам пройдено по продуктивной части пластов 567.1 м, общий линейный вынос составил 373.7 м при проходке 227.5 м или 60.9% [11].

1.2.4 Геофизические исследования скважин в процессе бурения

В поисковых и разведочных скважинах комплекс методов ГИС выполнялся в соответствии с действующими документами: «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах», «Временные методические указания по проектированию и проведению геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения на нефть и газ» в концерне «Тюменьгеология» (1990 г).

Выполненный отечественный комплекс ГИС:

Комплекс ГИС для общих исследований геологических разрезов в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины:

стандартный каротаж;

индукционный каротаж;

кавернометрия;

радиоактивный каротаж (ГК, НГК, НКТ);

инклинометрия;

термометрия;

газовый каротаж;

ОЦК;

акустическая цементометрия (АКЦ);

гамма-гамма цементометрия.

Комплекс ГИС для детальных исследований геологических разрезов в масштабе глубин 1:200 в интервале продуктивных пластов:

боковое каротажное зондирование (БКЗ);

микрокаротаж (МК);

боковой каротаж (БК);

индукционный каротаж (ИК);

микробоковой каротаж и микрокавернометрия (МБК + МКВ);

радиоактивный каротаж (ГК, НГК, НКТ);

гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П);

акустический каротаж (АК);

резистивиметрия;

кавернометрия (профилеметрия) скважины [11].

1.2.5 Краткая характеристика условий проведения геофизических работ

Бурение скважин проводилось на пресном глинистом растворе удельного веса 1.1 - 1.20 г/м³, вязкости 20-60 сек, водоотдачи не более 10 см³ за 30 минут. Для обработки глинистого раствора применялись КМЦ, ГКЖ, графит, игетан, каустическая сода, нефть, нитролигнин. Диаметры разведочных скважин составляют - 0.19 м, в эксплуатационных скважинах - 0.216 м.

Методика (технология) проведения ГИС определялась геологическими задачами. Промыслово-геофизические исследования в скважинах проводились или сразу же после вскрытия викуловской свиты или после вскрытия юрских отложений. Если в первом случае отмечается небольшая глубина проникновения фильтрата бурового раствора в пласты (2-4 диаметра скважины), то во втором случае глубина проникновения фильтрата бурового раствора составляет около 12 диаметров скважины. Во всех скважинах отмечается повышающее проникновение.

Геофизические исследования поисково-разведочных скважин выполнялись интервально в один или несколько приемов.

В пределах одного этапа очередность проведения ГИС определялась степенью влияния зоны проникновения на показания отдельных методов, а также особенностями интерпретации методов ГИС. Первыми регистрировались кривые БКЗ, БК, МЗ, ИК, МБК, КВ, необходимые для получения информации о состоянии ствола скважины и определения удельных электрических сопротивлений пластов в радиальном направлении. Виды каротажа, отражающие пористость и литологию пород (НГК, НКТ, АК, ГГК-П, ГК), выполнялись в конце основных исследований, как менее подверженные влиянию промывочных жидкостей и их фильтратов.

В соответствии с требованиями технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах микрозондирование (МЗ), микробоковой каротаж (МБК), кавернометрия (КВ) проводились в скважинах с углом наклона ствола, не превышающим 15°.

Оценка качества материалов ГИС осуществлялась при подготовке оперативных заключений по скважинам. Проверка материалов велась в соответствии с требованиями действующей инструкции по проведению ГИС и ведомственных приказов и распоряжений.

Окончательная оценка пригодности материалов ГИС для количественного определения параметров коллекторов устанавливалась на этапе комплексной интерпретации. По результатам такой оценки качества материалов ГИС проверялись и при необходимости уточнялись масштабы регистрации кривых.

Однако, полнота и качество полученных материалов ГИС совместно с результатами испытаний, исследованиями керна обеспечивают решение таких геологических задач, как стратиграфическая идентификация отложений, литологическое расчленение и корреляция разрезов, выделение коллекторов и определение эффективных нефтенасыщенных толщин, установление положения ВНК и определения подсчетных параметров продуктивных объектов [11].

1.2.6 Геолого-геофизические условия исследований

Основными продуктивными объектами на Пальяновской площади являются отложения викуловской свиты (ВК₁, ВК₂), отложения тутлеймской (ЮК₀-ЮК₀¹), абалакской (ЮК₁), тюменской свиты (ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК₆) и базального пласта.

При обработке использовались имеющиеся результаты испытания продуктивных пластов и результаты определения физических свойств на керне по скважинам №№: 21Р, 22Р, 23Р, 27Р, 29Р, 31Р, 32Р, 35Р, 37Р, 414Р, 543Р, 544Р, 579Р, 581Р, 582Р, 583Р.

Коллектора продуктивных пластов ВК₁, ВК₂ Пальяновской площади по фильтрационно-емкостным свойствам имеют поровый тип пространства и по классификации А.А. Ханина относятся к IV-V классам: открытая пористость по керну изменяется от 19.6% до 29.9%, проницаемость варьирует от 0.38Ч10^-3 мкм² до 888.7Ч10^-3 мкм², а в отложениях тюменской свиты породы-коллектора относятся к коллекторам VI класса по А.А. Ханину: открытая пористость по керну изменяется от 11.3% до 18.2%; проницаемость - 0.025-5.50Ч10^-3 мкм².

В целом, термобарические условия залегания пластов и технологические условия бурения скважин являются благоприятными для проведения ГИС, получения качественного диаграммного материала и обработки полученных материалов ГИС [11].

1.2.7 Гидродинамические исследования скважин

За период разработки было проведено 50 гидродинамических исследований (ГДИ), из них 23 методами КВД, 15 - методами КВУ, 6 - КПД, в 47-и добывающих скважинах (43% от пробуренного фонда скважин), дважды проведено гидропрослушивание.

Наибольшее количество исследований приходится на 1972-1981 гг., в эти периоды проведено 57.1% исследований от общего числа ГДИ. С 1998 по 2006 год проведено 9 исследований пластов. В 2006 проведено 2 исследования в 2-х скважинах на объектах ВК₁ и ЮК_2-3.В 2008 году исследовался в основном нагнетательный фонд объекта ВК. Всего исследовано 9 скважин, в одной скважине проведены исследования в целом по юрским отложениям [11].

1.3 Стратиграфия

Пальяновская площадь приурочена к Красноленинскому нефтегазоносному району Фроловской нефтегазоносной области.

Проектная глубина закладываемой скважины составляет 2567 м, таким образом она вскрывает мезозойские отложения не полностью. Таким образом, в литолого-стратиграфической характеристике разреза не рассматриваются породы фундамента триасового возраста представленные туринской серией, а так же нижний отдел юрской системы, который представлен гравелитами, песчаниками и прослоями глин шеркалинской свиты.

Сводная стратиграфическая колонка Пальяновской площади Красноленинского месторождения (лист 1).

Мезозойская эратема, MZ

Юрская система, J

Средний отдел, J₂

В подошвенной части отложений тюменской свиты (J₂tm) часто встречаются песчаные тела, по своим фильтрационно-емкостным свойствам отличающиеся от остального разреза свиты. По описанию керна - это породы, представленные плохоотсортированными крупнообломочными конгломератами с обломками и галькой разнообразных пород, в том числе обломками метаморфизованного фундамента, сцементированными песчано-глинистым материалом. В фациальном отношении относятся к проллювиальным и аллювиальным конусам выноса.

В разрезе тюменской свиты выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя.

Нижняя подсвита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин и углей. Породы часто слабоотсортированные с высокой долей глинистого и алевритистого материала. Характерен растительный детрит. Встречаются единичные двустворки.

Возраст по данным анализов спорово-пыльцевого комплекса соответствует аалену. В разрезе подсвита представлена пластами ЮК_7-9.

Средняя подсвита в верхней части представлена слабоотсортированными песчаниками с прослоями буровато-серых алевритовых глин и углей. В нижней части глины горизонтальнослоистые, с обугленным растительным детритом, корневидными растительными остатками. Встречаются единичные фораминиферы и двустворки. Спорово-пыльцевые комплексы относятся к байосу. Подсвита соответствует в разрезе пластам ЮК_5-6.

Верхняя подсвита представлена неравномерным переслаиванием глин и алевритистых песчаников с некоторым преобладанием последних в средней и верхней частях. Породы плохо сортированные, почти "мусорные", характерен обугленный растительный детрит, корневые системы, изредка встречается пирит и единичные двустворки. Спорово-пыльцевые комплексы бата и нижнего келловея. Подсвита соответствует в разрезе пластам ЮК_2-4.

Мощность тюменской свиты на Пальяновской площади изменяется от 0 до 330 м. Максимальные мощности отмечаются в пониженных участках рельефа фундамента. По направлению к сводовым участкам рельефа по фундаменту мощности тюменской свиты сокращаются за счет выпадения нижних частей разреза.

Верхний отдел, J₃

Верхнеюрские отложения в данном районе представлены морскими и прибрежно-морскими осадками. Они объединяются в абалакскую и тутлеймскую свиты нижней части полудинского надгоризонта.

Стратиграфический диапазон абалакской свиты от верхней части нижнекелловейского подъяруса до кимериджского яруса, тутлеймский - титонский ярус и низы берриаского яруса.

Абалакская свита (J₃ab) представлена двумя подсвитами: нижней и верхней. Граница между подсвитами нечеткая и часто условная.

Нижняя подсвита представлена аргиллитами темно-серыми с буроватым оттенком, алевритистыми с линзовидно-волнистой слоистостью, с обилием обломков ростров белемнитов, раковин пелеципод и отпечатков аммонитов. В основании подсвиты, в глинах, отмечается значительная примесь песчано-алевритового материала, а также прослои песчаников и алевролитов. В нижней ее части довольно часто встречается тонкий карбонатный пласт оолитового строения с сидеритовым цементом.

Отложения подсвиты прослеживаются на всей территории района, за исключением наиболее возвышенных участков. В верхней части подсвиты преобладают аргиллиты темно-серые, тонкоотмученные.

Обнаруженная фауна позволяет отнести вмещающие отложения к келловею и к нижнему и среднему оксфорду. Толщина нижней подсвиты достигает 15 м.

Верхняя подсвита представлена темно-серыми и черными аргиллитами, тонкоотмученными, с многочисленными карбонатными конкрециями сложного железисто-марганцево-кальцитового состава с включениями глауконита и пирита. Нередко встречаются маломощные прослои глауконитов и глауконитизированных алевролитов, а также карбонатов (в нижней части исключительно сидеритового состава) Отложения содержат обломки раковин пелеципод, остатки аммонитов и белемнитов.

Обнаруженная фауна позволяет считать, что верхняя подсвита абалакской свиты имеет возраст от верхнего оксфорда до киммериджа включительно. Толщина подсвиты - до 20 м.

К трещиноватым карбонатным прослоям на Пальяновской площади и на соседних площадях приурочен продуктивный пласт ЮК₁.

Толщина абалакской свиты в целом составляет 37 м.

Тутлеймская свита (J₃tt) распространена повсеместно. Отложения согласно залегают на породах абалакской свиты. Породы представлены темно-серыми, до черных, битуминозными аргиллитами, плитчатыми плотными, массивными или рыхлыми, листоватыми, горизонтально-слоистыми в зависимости от состава. Верхняя половина свиты интенсивно пиритизирована. Пирит присутствует в виде очень тонких субпараллельных слойков, толщиной в десятые доли миллиметров. Отмечаются маломощные (обычно не более 1 м) карбонатные пропластки.

В отложениях отмечаются остатки ихтиофауны, онихитов, ростров белемнитов, раковин аммонитов. По этим данным, с учетом положения в разрезе, возраст тутлеймской свиты определен от титонского яруса верхней юры до низов берриаса. Толщина тутлеймской свиты 15-40 м.

К трещиноватым прослоям аргиллитов на Пальяновской площади и на соседних площадях приурочен продуктивный пласт ЮК₀- ЮК₀¹_.

С кровлей тутлеймской свиты связан отражающий горизонт Б.

Меловая система, K

Меловая система представлена верхним и нижним отделами. Отложения меловой системы развиты повсеместно.

Нижний отдел, К₁

В составе нижнего отдела меловых отложений Красноленинского нефтеносного района выделяются верхняя часть отложений тутлеймской свиты, фроловская, кошайская, викуловская и хантымансийская свиты.

Тутлеймская свита (верхняя часть) представлена темно-серыми и серыми, битуминозными аргиллитами с многочисленными отпечатками пиритизированных водорослей, обломками раковин пелеципод, аммонитов.

Толщина верхней части тутлеймской свиты изменяется от 8 до 15 м.

Фроловская свита (K₁fr) (берриас-баррем) согласно залегает на тутлеймской и распространена в пределах Красноленинского района повсеместно.

Нижняя часть фроловской свиты представлена морскими серыми и темно-серыми глинами с линзовидными прослоями глинистых известняков и сидеритов. В подошвенной части свиты в южной и юго-восточной части Красноленинского района появляются линзовидные прослои мелкозернистых песчаников.

Верхняя часть фроловской свиты представлена серыми глинами с прослоями алевролитов и многочисленными линзами и гнездами мелкозернистых песчаников, обусловливающих линзовидно-гнездовую текстуру глинистых пород. Возраст свиты по положению в разрезе и спорово-пыльцевому анализу принимается в объеме берриаса, валанжина, готерива, баррема и нижнего апта. Общая толщина фроловской свиты 527-625 м.

Кошайская свита (K₁ksh) (апт) имеет повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Ее отложения согласно залегают на породах фроловской свиты и перекрываются без видимых следов перерыва породами викуловской свиты. По литологическому составу свита разделяется на две пачки: нижнюю и верхнюю. Нижняя пачка отличается существенно глинистым составом. Верхняя же пачка содержит, кроме глин, алевролиты и алевриты с прослоями известняков. Характерно обилие линз и гнезд песчаного материала. Наиболее выдержана на больших территориях нижняя пачка. Она является хорошим маркирующим горизонтом.

Породы содержат спорово-пыльцевые комплексы датируемые аптом.

По положению в разрезе и спорово-пыльцевым комплексам возраст кошайской свиты принимается аптским. Общая мощность кошайской свиты 50-65 м.

Викуловская свита (K₁vk) (апт-альб) имеет региональное распространение в пределах западной части низменности. Залегает на кошайской и перекрывается хантымансийской свитой. Подразделяется с некоторой долей условности на две подсвиты.

Нижняя подсвита сложена морскими глинисто-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков с текстурой «конус в конус». Вверх по разрезу количество алевритового материала увеличивается. Содержит обугленные растительные остатки, желваки сидерита. Возраст ее по положению в разрезе и споро-пыльцевым комплексам принят в объеме верхов верхнего апта. Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчаный состав с линзами и прослоями глин. Глины серые и темно-серые, обогащенные алевритовым материалом. Песчаные и алевролитовые пласты часто имеют микрослоистое линзовидное строение. Во многих случаях трудно проследить песчано-алевритовые пласты по площади.

Линзы связаны друг с другом взаимопереходами, придающими коллектору пластово-массивное строение. В отложениях викуловской свиты на Красноленинском своде содержатся залежи нефти. Толщина викуловской свиты 225-290 м.

К кровле отложений викуловской свиты приурочен отражающий горизонт М₁.

Хантымансийская свита (K₁hm) (альб) согласно залегает на породах викуловской и перекрывается отложениями уватской свиты. По литологическому составу разделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена морскими темно-серыми аргиллитами с тонкими прослоями алевролитов, известняков и сидеритов. В нижней подсвите выделены комплексы фораминифер. На основании этих данных возраст нижней подсвиты ханты-мансийской свиты принимается в объеме среднего альба. Возраст верхней подсвиты принят в объеме верхнего альба.

Верхняя подсвита представлена прибрежно-морскими сероцветными алевролитами и глинами с редкими прослоями песчаников. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Подсвита подразделяется на две пачки. Нижняя пачка представлена чередованием песчаников и глин. Характерной особенностью пачки является выдержанность песчаных пластов и разделяющих их глинистых перемычек. Верхняя пачка представлена чередованием алевролитов и глин с прослоями песчаников. Общая толщина хантымансийской свиты равна 240-275 м.

Верхний отдел, К₂

В составе верхнего отдела меловых отложений Красноленинского нефтеносного района выделяются уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Уватская свита (K₂uv) (сеноман) залегает согласно на нижележащих отложениях хантымансийской свиты, представлена песками, алевролитами и глинами. Толщина уватской свиты 225-275 м.

Кузнецовская свита (K₂kz) (турон) трансгрессивно залегает на подстилающих отложениях уватской свиты. Свита представлена темно-серыми глинами, серыми и зеленовато-серыми глинами, с единичными прослойками алевролитов, реже глауконитовых песчаников. Содержит многочисленные остатки фауны пелеципод, лингул, аммонитов, рыб, пиритизированный и обугленный растительный детрит.

Общая толщина кузнецовской свиты 35-50 м.

Березовская свита (K₂br) (верхи турона-кампан) повсеместно развита в пределах изучаемого района. Свита согласно залегает на породах кузнецовской свиты и без видимого перерыва перекрывается отложениями ганькинской свиты.

Свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена серыми, темно-серыми и голубовато-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами. С запада на восток отмечается уменьшение степени опоковидности пород подсвиты и появление прослоев алевролитов и песчаников.

Верхняя подсвита представлена серыми, а в верхней части зеленовато-серыми глинами, опоковидными, с редкими прослоями опок.

Общая толщина березовской свиты 190-240 м.

Ганькинская свита (K₂gn) (верхи кампана-датский) в пределах изучаемого района распространена повсеместно. Ганькинская свита представлена характерной толщей известковистых зеленовато-серых глин, иногда опоковидных, с прослоями алевролитов и мергелей. Мощность известковых глин уменьшается в северном направлении.

Толщина ганькинской свиты 40-60 м.

Кайнозойская эратема, KZ

В составе кайнозойской эратемы выделены палеогеновые и четвертичные отложения. Неогеновые отложения на изучаемой территории отсутствуют.

Палеогеновая система, P

Палеогеновые отложения согласно залегают на породах меловой системы и представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом.

Палеоцен, P₁

Талицкая свита (P₁tl) имеет широкое распространение в пределах изучаемого района. Свита разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми, массивными глинами, участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритистого материала.

Нижняя часть верхней подсвиты талицкой свиты представлена темно-серыми, почти черными глинами с многочисленными гнездами и линзами, выполненными алевролито-песчаным материалом и редкими прослоями алевролитов. Породы содержат стяжение пирита, глауконита. Верхняя часть подсвиты представлена однородными, тонкоотмученными, иногда опоковидными глинами. Общая толщина талицкой свиты 115-150 м.

Эоцен, P₂

Люлинворская свита (P₂ll) имеет повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Породы свиты согласно залегают на породах талицкой свиты и без следов видимого перерыва перекрываются отложениями тавдинской свиты.

Свита разделена на три подсвиты. Нижняя подсвита представлена опоками и опоковидными глинами серыми, с присыпками кварц-глауконитового песка в нижней части.

Средняя подсвита сложена диатомитами и диатомовыми глинами, светло-серыми, иногда алевритистыми с неровным и полураковистым изломом. Встречаются прослои опоковидных глин.

Породы верхней подсвиты характеризуются зеленовато-серыми и темно-серыми тонкослоистыми диатомовыми глинами. В глинах отмечаются ходы червей, желваки марказита. Встречаются прослои опоковидных глин. Общая толщина свиты 200-225 м.

Тавдинская свита (P₂tv) имеет практически повсеместное распространение в пределах Красноленинского района.

Свита сложена толщей голубовато-зеленых и оливково-зеленых пластичных глин с тонкими линзочками светло-серого алевритового материала. Общая толщина тавдинской свиты 120-160 м.

Олигоцен, P₃

Атлымская свита (P₃at) залегает на отложениях тавдинской свиты согласно или участками с небольшим перерывом. Свита сложена аллювиальными, аллювиально-озерными и озерными светло-серыми кварц-полевошпатовыми, сахаровидными мелко- и разнозернистыми песками с прослоями зеленых и бурых глин. Мощность свиты 60-80 м.

Новомихайловская свита (P₃nm) сложена чередованием серых и бурых глин, алевритов, серых и светло-серых кварцевых и кварц-полевошпатовых песков с прослоями и пластами углей и лигнитов. Породы обогащены растительными остатками, содержат пирит и ярозит. Толщина свиты 50-70 м.

Журавская свита (P₃gr) представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевритами с прослоями песков и алевритов, с включениями глауконита. Толщина ее 10-30 м.

Четвертичная система,Q

Четвертичные образования имеют повсеместное распространение. Отложения четвертичного возраста представлены супесями, песками серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. Толщина четвертичных отложений составляют 20-40 м [11].

.4 Тектоника

Согласно «Тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты» [10] Красноленинский свод расположен в западной части Мансийской синеклизы. Синеклиза вытянута с севера на юг на 800-900 км при ширине до 400 км. В центральной части Красноленинского свода расположена площадь Пальяновского лицензионного участка, приуроченная к зоне сочленения Восточной части Ем-Еговской и Каменной вершин и примыкающего к ним с юга Пальяновского прогиба.

Красноленинский свод приурочен к северо-восточной части обширного Шаимско-Айторского антиклинория, собственно Айторскому антиклинорию и разделяющей их позднепалеозойской депрессии. Гранитизированное ядро антиклинория отображается на современном структурном плане доюрского комплекса и наследуется Красноленинским сводом-структурой первого порядка платформенного чехла (рис. 1.2.) [10].

Свод представляет собой вытянутую с юго-востока на северо-запад мегабрахиантиклиналь (размер 115-165 км, амплитуда по кровле доюрских пород порядка 400-450 м), осложненную несколькими куполовидными поднятиями и разделяющими их прогибами.

В геологическом строении Пальяновского участка, как и всей Западно-Сибирской низменности - одного из крупнейших структурных элементов земной коры, принимают участие породы, слагающие три структурно-тектонических этажа.

Формирование нижнего из них закончилось в палеозое и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Он сложен эффузивными, дислоцированными осадочными и метаморфическими породами, представляющими складчатый фундамент плиты.

В фундаменте по геофизическим данным фиксируется густая сеть разнообразных разломов, включая и глубинные. Глубинные разломы подчинены двум направлениям: субмеридиональному и субширотному. Субмеридиональные, вероятно, заложились до силурийского периода и сохраняли активность до конца позднего палеозоя. Субширотные разломы являются более поздними. Доказательством этому служит положение разломов в общей структуре региона - субширотные разломы пересекают все средне- и позднепалеозойские структуры.

Основные элементы тектоники доюрских образований сформировались за счет палеозойской геосинклинальной складчатости и раннемезозойского тектогенеза.

Большинство исследователей отмечают эрозионно-тектонический характер рельефа доюрских образований к началу формирования мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, конседиментационный рост куполообразных структур, который связывается с разнонаправленными дифференцированными тектоническими движениями.

Рис. 1.2. Фрагмент «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты»^ 1 - граница синеклизы, 2- границы участка проектных работ, 3 - открытые месторождения нефти, газа и газоконденсата, 4 - границы тектонических элементов I порядка, 5 - границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка.

Кроме того, большинство локальных структур носят также унаследованный характер развития от доюрских форм рельефа с сохранением направленности тектонических движений.

Промежуточный структурный этаж охватывает отложения пермо-триасового возраста и характеризует собой парагеосинклинальный этап развития. Его породы в меньшей степени подвергались различного рода деформациям и метаморфизму [11].

Проектируемая скважина закладывается на северо-восточном крыле Пальяновского поднятия. Данная структура III порядка, имеет изометричную форму. С юга ограничивается выходом фундамента на поверхность, вытянута в северном направлении. Размеры Пальяновского поднятия 9Ч8 км. Структура оконтуривается по изогипсе -2360 м, вершина поднятия находится в центре структуры и имеет абсолютную отметку -2335 м. Вертикальная амлитуда составляет 25 метров (лист 2).

.5 Гидрогеология

Целенаправленные гидрогеологические и гидрологические работы по поиску источников водоснабжения (подземных и поверхностных вод) в пределах Пальяновской площади не проводились. Оценка их дается на основании поисково-разведочных работ, выполненных Свердловской гидрогеологической партией с целью изыскания источников хозяйственно-питьевого водоснабжения г. Нягань (1982-1984 гг.). Кроме того, использовались данные одиночных скважин пробуренных в целях водоснабжения, а также материалы инженерно-геологической съемки и материалы ГИС по глубоким скважинам. Большая часть рек и озер района в гидрогеологическом отношении изучена слабо.

Пальяновская площадь на юге граничит с Каменной площадью Красноленинского месторождения, на которой в 70-х годах, проводились исследования гидрогеологических условий глубоких горизонтов.

Водопроявления различной интенсивности при изучении разреза аптских отложений зафиксированы в 41 исследованном объекте. При этом отобрано и проанализировано более 10 проб воды, в разной степени отражающих состав пластового флюида.

По имеющемуся объему информации можно сделать заключение, что отложения викуловской свиты содержат высоконапорные с пластовым давлением минерализованные воды с температурой на кровле рассматриваемого пласта 60-77 ⁰С.

Разрез мезозойско-кайнозойских отложений Красноленинского нефтегазоносного района представлен чередованием достаточно однородных и выдержанных по площади мощных песчано-глинистых толщ, которые формировались в обстановке нормальных морских и крупных опресненных бассейнов, что позволяет уверенно выделить в его пределах ряд водоносных комплексов, отделенных друг от друга практически водонепроницаемыми водоупорами.

Отложения тюменской свиты на Каменной площади Красноленинского месторождения безводные.

Сверху вниз по разрезу обособляются:

. Толща континентальных (аллювиальных, аллювиально-озерных) песчано-глинистых и пелитовых отложений олигоцен-четвертичного возраста, включающая журавскую, новомихайловскую и атлымскую свиты, которые содержат грунтовые и напорные пресные воды зоны свободного водообмена. Комплекс представляет практический интерес как источник хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения. Общая мощность комплекса ориентировочно составляет 150-200 м.

Комплекс подстилается толщей глин пластичных, реже песчанистых, известковистых, опоковидных турон-олигоценового возраста (чеганская, люлинворская, талицкая, ганькинская, березовская и кузнецовская свиты), надежно отделяющих его от нижележащих водосодержащих пород нижнего гидрогеологического этажа.

. Комплекс сеноман-альбских алеврито-песчаных с прослоями глин отложений уватской свиты и верхнехантымансийской подсвиты мощностью около 400 м. От нижележащих проницаемых аптских пород они отделены толщей глин нижне-хантымансийской подсвиты мощностью порядка 150 м.

. Комплекс песчано-алевритовых пород, перемежающихся с прослоями и пластами глин, верхне-викуловской подсвиты мощностью 150 м.

Подстилается мощной аргиллито-глинистой толщей (до 650 м) кошайской, фроловской, тутлеймской и абалакской свит келловей-аптского возраста.

4. Комплекс песчано-глинистых отложений нижне-среднеюрского возраста (тюменская свита) мощностью 0-330 м, включающий выветрелую зону (до 65 м) фундамента палеозоя [13].

.6 Нефтегазоносность и другие полезные ископаемые

Промышленная нефтегазоносность в пределах Красноленинского свода связана с образованиями коры выветривания, юрскими (базальный слой, шеркалинская, тюменская, абалакская и тутлеймская свиты) и меловыми (викуловская свита) отложениями.

В пределах Пальяновской площади промышленные притоки нефти получены из осадков викуловской (пласты BK₁ и ВК₂), тутлеймской (пласт ЮК₀-ЮК₀¹), абалакской (пласт ЮК₁), тюменской (пласты ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК₆) свит и базального слоя.

Запасы нефти отложений викуловского горизонта на Пальяновской площади Красноленинского месторождения утверждены в ГКЗ СССР в 1986 году. На 01.01.2009 г. на государственном балансе числятся запасы нефти по пластам ВК₁, ВК_2,ЮК₀-ЮК₀¹, ЮК_1, ЮК_4,ЮК_2-3, ЮК₆ и базальному пласту.

По состоянию изученности на 01.01.2009 года в пределах лицензионного участка северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения пробурено 110 скважин, из них 37 разведочных, две водозаборных и 71 эксплуатационная скважина, из них 3 горизонтальных и одна скважина с зарезкой второго ствола. Отложения викуловского горизонта вскрыты 108 скважинами. Отложения юры вскрыты 35 скважинами из них 25 - разведочные. Породы фундамента на Пальяновской площади вскрыты 29 скважинами. Структура залегания пластов и категорий запасов в пределах Пальяновского лицензионного участка представлено на рисунке 1.3.

Пласт BK₁ расположен непосредственно под толщей глин нижнехантымансийской подсвиты, толщина которой составляет 135-150 м. Песчано-алевролитовые образования пласта BK₁ имеют повсеместное распространение в пределах исследуемой территории. Суммарные эффективные толщины коллекторов изменяются в пределах от 3.9 м (скв.№1308, №9226) до 11.4 м (скв. №414Р). Пласт BK₁ достаточно уверенно прослеживается в разрезах скважин по качественным геофизическим характеристикам (отрицательная аномалия ПС, сужение диаметра скважины по каверномеру, положительное приращение на микрозондах и кривых РК). От нижележащего пласта ВК₂ он отделяется выдержанным глинистым прослоем, характеризующимся незначительным уменьшением амплитуды на диаграммах ПС, понижением кажущихся сопротивлений и увеличением глинистости по кривым РК.

Залежь нефти приурочена к собственно Пальяновскому и Сиговскому локальным поднятиям. Вскрыта залежь 24 разведочными скважинами на а.о. -1384-1418 м. Опробование пласта ВК₁ проведено в 12 скважинах.

Основываясь на данных испытания скважин и интерпретации материалов ГИС ВНК по пласту BK₁ принимается на а.о. -1420 м.

Размеры залежи по внешнему контуру в пределах лицензионного участка (ВНК залежи раскрывается на запад) составляют 19.5Ч8.2 км, высота залежи 41 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 7.9 м (скв.1320) в центральных частях структуры до 2.0 м (скв.30Р) в краевых зонах. Залежь пластовая сводовая.

Схема эффективных нефтенасыщенных толщин и нефтенасыщенности залежей пласта ВК₁ приведены на рис. 1.4. и рис. 1.5. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по площади залежей составляет 2.3 м. Пласт является продолжением аналогичного пласта Ем-Еговской площади. Максимальные толщины порядка 15 метров находятся в районе скважин 414Р и 423Р.

Рис. 1.3. Структура залегания пластов и категорий запасов Пальяновского ЛУ

Пласт ВК₂ вскрыт на абсолютных отметках -1398.7-1439.7 м. Песчано-алевролитовые образования пласта ВК₂ широко распространены в пределах исследуемой площади. Коллекторы пласта замещаются глинами и сильно глинистыми алевролитами в пределах небольшого участка в районе скважины № 21Р, который разделяет нефтенасыщенные коллектора на две залежи. Суммарные эффективные толщины коллекторов изменяются от 1.4 м (скв.№1308) до 14.4 м (скв.№23Р).

Залежь на севере от зоны глинизации вскрыта девятнадцатью скважинами на абсолютных отметках -1396.4-1410.5 м.

По результатам испытания с учетом данных ГИС ВНК северной залежи принят на а.о. -1410.0 м.

Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 4.2Ч2.1 км, высота залежи 23.0 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.5 м (скв.1365) до 5.4 м (скв.543Р). Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.

Залежь на юге от зоны глинизации вскрыта в семи скважинах. Чистонефтянная зона выделяется по скв.№9322, где по ГИС нефть до подошвы на а.о. -1422.3 м.

Учитывая результаты пуска в эксплуатацию и данные ГИС, ВНК залежи принят на а.о. -1420.0 м.

В плане пласт ВК₂ разделен непроницаемой областью, характеризующейся скважиной 21Р, на две залежи, имеющие разные уровни ВНК. По картам видно, что южная залежь пласта включает в себя зону ЧНЗ, а также имеет более хорошие коллекторские свойства, чем северная.

Рис. 1.4. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта ВК₁: 1 - внешний контур нефтеносности, 2 - внутренний контур нефтеносности

Рис. 1.5. Схема нефтенасыщенности пласта ВК₁: 1 - внешний контур нефтеносности, 2 - внутренний контур нефтеносности

.6.1 Пласты ЮК₀-ЮК₀¹, ЮК₁

В пределах Пальяновской площади отложения тутлеймской и абалакской свит вскрыты 22 разведочными и 11 эксплуатационными скважинами на а.о. -2279.4-2447.3 м и -2228.8-2385.9 м, соответственно. Общие толщины их изменяются от 20 до 28 м (тутлеймская свита) и от 14 до 32 м (абалакская свита) соответственно.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов ЮК₀-ЮК₀¹, ЮК₁определяются степенью их трещиноватости и кавернозности. На данной стадии изученности можно лишь отметить, что участки с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами приурочены к сводовым частям поднятий расположенных в тектонически-напряженных зонах.

Несмотря на полученные многочисленные притоки нефти из отложений тутлеймской свиты и ее аналогов, освоение этого уникального объекта находится на начальной стадии. До сих пор не изучены закономерности распространения залежей, их строение. Кроме этого отсутствуют надежные методы опробования пласта, интенсификации притока, что в ряде случаев может привести к отрицательному результату при испытании нефтенасыщенных участков свиты.

Нефтенасыщенные толщины в отложениях тутлеймской свиты не представляется возможным отнести к какому-либо типу залежей, что связано с достаточно низким уровнем их изученности, не смотря на их региональное распространение. В связи с этим термин залежь в данном случае был взят достаточно условно - под ним понимается непрерывное площадное распространение нефтенасыщенных толщин.

Коллектора тутлеймской свиты являются сложно построенными, эффективная пористость их представлена преимущественно вторичными пустотами. Эффективная толщина прослоев коллекторов не превышает, как правило, 1.4-3.6 м и в сумме составляет обычно не более 4.0-5.0 м.

Промышленная нефтегазоносность тутлеймской свиты (пласт ЮК₀-ЮК₀¹) установлена по результатам испытания 11 разведочных и 6 эксплуатационных скважин. По результатам испытания пяти из них были выделены четыре участка категории С₁.

Участок в районе скважин №432Р был выделен в пределах километровой зоны на основании совместного испытания (№432Р совместно с ЮК₁ - неколлектор). В ходе испытания был получен существенный приток нефти: скв.№432Р - 63.6 м³/сут (в интервале а.о. -2545.0-2517.0 м).

Участок в районе скважины №29Р был выделен в пределах километровой зоны в результате совместного испытания пласта ЮК₀-ЮК₀¹и пласта ЮК₁(неколлектор) в открытом забое (в интервале а.о. -2389.0-2434.0 м) дебит 5.4 м³/сут.

Участок в районе скважины №32Р выделен в пределах километровой зоны на основании ввода в эксплуатацию с пластом ЮК_2-3 в обсаженном стволе). При вводе в эксплуатацию был получен приток безводной нефти 3.8 м³/сут (в интервале а.о. -2308.7-2318.5 м).

Запасы категории С₂ выделены в западной части участка и охватывает те скважины в которых по интерпретации геофизических материалов выделены нефтенасыщенные коллектора.

Аналогичное строение, по-видимому, имеют нефтенасыщенные коллекторы абалакского горизонта (пласт ЮК₁).

В пределах лицензионного участка пласт ЮК₁опробован в 19 разведочных и 8 эксплуатационных скважинах. Отдельное опробование по пласту ЮК₁ проводилось в скважинах №№414Р, 1022Р, 9273, 9323. В скважинах №1022Р и №9323 притока не получено. В скважине №414Р в перфорированном интервале а.о. -2320.4-2355.9 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 4.1 т/сут. По комплексу ГИС коллекторы в пласте Ю₀-ЮК₀¹не выделяются. В скважине №9273 получен незначительный приток нефти дебитом 0.7 м³/сут. В скважинах №№441Р, 455Р, 457Р, 1001Р и 1336, 12338 опробование проведено совместно только с тутлеймской свитой. В скважинах №№441Р, 455Р и 457Р притоков не получено, а в скважине №1001Р при испытании интервала на а.о. -2231.2-2251.2 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 52.8 м³/сут. на 10 мм штуцере. В скважинах №1336 и № 12338 в интервале а.о. -2272.9-2305.7 м и а.о. -2228.8-2247 м соответственно, получен приток нефти дебитом 2 т/сут. и 2.5 т/cут. В скважинах №№22Р, 23Р, 31Р, 32Р, 35Р, 44Р, 96Р, 432Р, 465Р и 1009Р и в четырех эксплуатационных скважинах (№9322, 12364, 12366, 12394) пласт ЮК₁испытан в открытом стволе совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свит, базального пласта и образованиями палеозоя. В скважинах №№23Р, 32Р, 44Р, 96Р и 432Р в разрезе ЮК₁по комплексу ГИС коллекторы не выделяются. Полученные притоки нефти связаны, очевидно, с коллекторами тюменской свиты и базального пласта. В скважинах №465Р и №1009Р притоков не получено. В скважине №12364 опробование проводилось открытым забоем совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свит, в результате которого получен фонтанирующий приток нефти дебитом 280.3 т/сут. При отдельном опробовании пласта ЮК₁ на а.о. -2248.1-2266.1 получен приток нефти с незначительным содержанием воды (н-11.1 т/сут, в-1.2 т/сут). В скважине №12394 опробование проводилось открытым забоем совместно с отложениями тутлеймской и тюменской свитами и базального пласта, в результате которого получен фонтанирующий приток нефти дебитом 234 т/сут. При отдельном опробовании пласта ЮК₁ на а.о. -2291.7-2300.5 получен фонтанирующий приток нефти с незначительным содержанием воды (н-12.4 т/сут, в-0.3 т/сут). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 (скв. 9273) до 6.4 м (скв. 1336). По результатам испытания и пуска в эксплуатацию восьми скважин были выделены пять участков категории С₁.

Участок в районе скважины №44Р был выделен в пределах километровой зоны в результате испытания пласта ЮК₀-ЮК₀¹ с пластами ЮК₄-ЮК₆ в открытом стволе, при испытании в интервале пласта по геофизике интепретируемом как неколлектор был получен фонтан нефти дебитом 160,0 м³/сут.

Участок в районе скважин №414Р был выделен в пределах километровой зоны на основании испытании скв. №9273, где при испытании в обсаженном стволе получен приток дебитом 0,7 м³/сут безводной нефти. При воде в эксплуатацию из скважины с пластом ЮК_2-3 получен приток нефти - 2,4 т/сут. Так же при вводе в эксплуатацию скв.№1336 с пластом ЮК₀-ЮК₀¹ получен приток безводной нефти 2.0 т/сут (в интервале а.о. -2277.0-2305.0 м).

При испытании открытым забоем до палеозоя скв. №414Р получен приток ФБР, при вводе в эксплуатацию скв. в обсаженном стволе совместно с пластом ЮК₀-ЮК₀¹ в интервале а.о. пласта -2347,4-2355,4 получен 4,1 м³/сут безводной нефти.

Участок в районе скв. №12338 выделен на основании пуска в эксплуатацию совместно с пластом ЮК₀-ЮК₀¹ где получен приток безводной нефти дебитом 2,5 т/сут из интервала а.о. -2228,2-2247,0.

Участок в районе скв.№31Р выделен на основании испытания открытым забоем до палеозоя, где получен приток безводной нефти 1,54 м³/ сут.

.6.2 Пласт ЮК_2-3

На описываемой площади выделена крупная литологически и стратиграфически экранированная залежь. В пределах лицензионного участка пласт ЮК_2-3выклинивается на поверхность фундамента, также имеет место замещение коллекторов пласта на глины, на западе переходящее в литологический экран, в центре участка - локализованное в районе скважины № 9250-2. Границы выклинивания пласта проведены по данным сейсмики, замещение коллекторов проводилось в большинстве случаев на середине расстояния между скважинами. ВНК в пределах залежи не выделялся, по причине отсутствия водоносных пропластков во вскрытых скважинах на территории лицензионного участка. Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 22.9Ч7.2 км, высота около 170 м. Тип залежи стратиграфически и литологически экранированная.

Пласт ЮК_2-3 в пределах лицензионного участка является единой залежью, на севере лицензионного участка характеризующейся высокими для тюменской свиты эффективными толщинами - до 9.4 м (скважина 441Р). В южной части залежь прерывается зонами замещения и многочисленными областями выхода фундамента. Коллекторские свойства и нефтенасыщенность пласта распространены в плане без соблюдения какой-либо закономерности.

.6.3 Пласт ЮК₄

В пределах исследуемой площади пласт вскрыт на а.о. -2350-2505 м. Общие толщины пласта изменяются от 9 м до 20 м. Породы представлены песчано-алевролито-аргиллитовыми образованиями. Коллекторы крайне не выдержаны как в разрезе, так по простиранию, подвержены выклиниванию, литологическому замещению непроницаемыми разностями пород. Зоны замещения коллекторов занимают большую часть территории исследуемой площади (№№42Р, 465Р, 31Р, 9250-2, 414Р, 26Р, 9273, 1009Р, 30Р, 96Р, 458Р, 23Р). Границы замещения коллекторов пласта ЮК₄ в большинстве случаев проводились на середине расстояния между скважинами, в которых выделены коллекторы и скважинами, в которых они отсутствуют. В скважинах №9426, 9322, 9323, 12366, 12394, 463Р и 22Р произошло выклинивание пласта. На северо-западной части Пальяновской площади в пределах продуктивного пласта ЮК₄по материалам ГИС и результатам опробования и эксплуатации скважин выделяется пять залежей. Строение залежей мозаичное.

Залежь в районе скважины №32Р вскрыта шестью скважинами №№32Р, 44Р, 455Р, 457Р, 441Р и 432Р. В северной части залежь выклинивается на фундамент, с северо-запада и востока замещается непроницаемыми глинистыми породами, а на севере и западе ограничивается границей лицензионного участка. По данным ГИС коллекторы пласта во всех скважинах характеризуются как нефтенасыщенные. Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 8.8Ч7.8 км, высота залежи около 87 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3.6 м (скв. 432Р) до 8.2 м (скв.441Р). Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированной.

Залежь в районе скважины №29Р находится в западной части Пальяновской площади и вскрыта одной скважиной №29Р. С севера и востока залежь выклинивается на фундамент, с запада ограничен лицензионным участком, а на юге замещается глинистыми породами. По материалам ГИС скважина нефтенасыщена до подошвы. Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 3.4Ч3.8 км, высота залежи около 20 м. Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированной.

Залежь вскрыта одной скважиной - № 37Р. По данным ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы. Размер залежи 4.8Ч3.8 км, амплитуда залежи 26 м. Залежь литологически замкнутая.

Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 2.0Ч1 км, высота залежи около 40 м. Залежь стратиграфически и литологически экранирована.

Залежь в районе скважины № 35Р вскрыта одной скважиной №35Р. Залежь с севера, запада и востока замещается глинистыми породами, а на юге ограничена границей лицензионного участка. Скважина №451Р вскрыла пласт за пределами лицензионного участка. По данным ГИС коллекторы пласта ЮК₄ характеризуются как нефтенасыщенные. Размер залежи 0.75Ч1.3 км, высота залежи около 15 м. Залежь относится к типу литологически экранированных.

1.6.4 Пласт ЮК₆

Пласт вскрыт на а.о. -2370-2550 м. Общие толщины пласта изменяются от 7 м до 22 м. Породы представлены песчано-алевролито-аргиллитовыми образованиями. Пласт практически на всей исследуемой территории осложнен выступами фундамента, выклиниванием (№№432Р, 32Р, 9426, 9250-2, 414Р, 26Р, 9273, 1009Р, 9322, 9323, 12366,12394, 463Р, 22Р, 35Р) и замещением пласта непроницаемыми глинистыми породами (№№42Р, 457Р, 37Р, 465Р, 31Р, 29Р, 30Р, 458Р, 23Р). Коллекторы выявлены только в северо-западной части лицензионного участка с небольшими эффективными толщинами от 1 м (скв. 455Р) до 1.4 м (скв. 44Р).

Залежь в районе скважины № 455Р вскрыта тремя скважинами (№№44Р, 455Р, 441Р). По интерпретации ГИС пласт в данных скважинах нефтенасыщен до подошвы. Скважина №34Р вскрыла пласт за пределами лицензионного участка. Размер залежи 4.2Ч8.4 км, амплитуда залежи 62 м. Залежь относится к типу литологически экранированных.

.6.5 Базальный пласт

Отложения базального пласта в пределах северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения имеют широкое плащеобразное распространение и отсутствуют только в сводовых частях поднятий, где породы фундамента перекрываются отложениями абалакской и тутлеймской свит. Коллекторы базального слоя в пределах исследуемой территории локализуются в пределах присводовых частей поднятий, в сводах которых отсутствуют отложения тюменской свиты (коллекторы вогулкинского типа), и в глубоких прогибах (коллекторы шеркалинского типа).

На исследуемой площади коллекторы базального пласта вскрыты 16 скважинами, три (№№463Р, 22Р, 451Р) из которых находятся за границей лицензионного участка, на а.о.-2333-2633 м. С коллекторами базального пласта связано четыре выявленных залежи нефти.

Залежь в районе скважины № 32Р находится районе Сиговского поднятия и вскрыта тремя скважинами №42Р, №432Р и №32Р и связана с коллекторами базального горизонта, рукавообразно распространяющимися от сводовой части Сиговского поднятия в северо-восточном направлении. Залежь с севера ограничена границей лицензионного участка и выходом фундамента, с запада пласт замещается на глинистые породы, а в районе скважины № 432Р выклинивается на фундамент, с востока залежь замещается и на юге выклинивается на фундамент.

В скважине №432Р при совместном испытании открытым забоем коллекторов базального пласта с другими среднеюрскими пластами получен приток нефти дебитом 63.6 м³/сут. В скважинах №42Р и № 32Р получены слабые притоки нефти дебитом 0.13 м³/сут. при СДУ=1307 м и дебитом 0.157 м³/сут при СДУ=1296 м соответственно при совместном опробовании открытым забоем с другими пластами. Нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0.6 (скв. №32Р) до 3 м (скв. №432Р).

Размеры залежи в пределах принятых границ составляют 10.3Ч2.9 км, высота залежи около 139 м. Залежь относится к типу рукавообразных стратиграфически и литологически экранированных.

В районе скважины № 29Р находится замкнутая стратиграфически экранированная залежь. Залежь вскрыта двумя скважинами №29Р и №26Р. Обе скважины были опробованы совместно с другими пластами и в открытом стволе получили незначительные притоки нефти дебитами 1.6 м³/сут. и 0.3 м³/сут соответственно.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 3.2 м (скв.№26Р) до 4.2 м (скв.№22Р). Размер залежи 7Ч3.5 км, амплитуда залежи 93 м. Залежь относится к типу стратиграфически замкнутых и литологически экранированных.

Залежь в районе скважины № 31Р представляет собой одно из ответвлений залежи Кальмановского прогиба. В пределах лицензионного участка коллекторы базального пласта распространены относительно узкой (2.0-3.5 км) извилистой полосой близкого к меридиональному простиранию. Залежь вскрыта двумя скважинами №31Р и №96Р. Совместное опробование в открытом стволе с отложениями тюменской свиты проведено во всех скважинах. В скважине №31Р получен фонтанирующий приток нефти дебитом 1.54 м³/сут. на 2 мм штуцере, а в скважине №96Р получен приток воды.

Приток воды в скважину возможно поступал из более глубоких пород коры выветривания или палеозоя. По данным ГИС коллекторы базального пласта характеризуются, как нефтенасыщенные до подошвы.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 м (скв. №31Р) до 6.8 м (скв. №96Р).

Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 15.5Ч2.8 км, высота ≈ 183 м.

Залежь относится к типу рукавообразных стратиграфически и литологически экранированных.

В присводовой части собственно Пальяновского поднятия (р-он скв. №22Р и №23Р) коллекторы базального пласта распространены вблизи выступов фундамента выявленных в скважинах №1001Р, № 12364 и №12338.

В пределах лицензионного участка залежь вскрыта двумя разведочными (№458Р и №23Р) и тремя эксплуатационными скважинами №№ 9322, 12366, 12394. Скважины №№22Р, 463Р и 451Р находятся за лицензионным участком. Испытание проведено в открытом стволе совместно с продуктивными пластами тюменской свиты и образованиями палеозоя, а в эксплуатационных скважинах также и с пластами Ю₀-ЮК₀¹, ЮК_1.При испытании в скважине №12394 получен фонтанный приток нефти дебитам 234 м³/сут на 8 мм штуцере. В скважине №9322 получен приток дебитом 1.1 м³/сут. В скважине №23Р совместно с другими пластами открытым забоем был получен приток нефти 144 м³/сут. При испытании скважины №458Р получен приток нефти 19.6 м³/сут. на 6мм штуцере. Залежь находится в чисто нефтяной зоне. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2 до 5.0 м. Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 3.8Ч4 км, высота ≈77 м. Залежь относится к типу стратиграфически и литологически экранированных.

Статистическое описание толщин и неоднородности продуктивных пластов приведено в таблице 1.3.

В районе исследований разведанные запасы минерального сырья, пригодного для строительных целей, составляют: глины - 5 млн. м³, а песчано-гравийной смеси (ПГС) и строительных песков - 28 млн. м³. Многие из месторождений строительных материалов расположены в непосредственной близости от г. Нягань. Наиболее крупными из них являются: месторождения кирпичного сырья - Октябрьское, расположенное в 0.5 км к северо-востоку от пос. Октябрьское, Нягынское - в 0.2 км южнее станции Нягань, Северо-Нягыньское - в 3.5 км от г. Нягань; месторождения песчано-гравийной смеси и песков - Шеркальское, расположенное в 15 км от пос. Шеркалы, Больше-Атлымское, Нягыньюганское в 32 км от г. Нягань [13].

Таблица 1.3. Статистическое описание коллекторов продуктивных пластов Пальяновской площади

Параметр	Показатели		ВК₁			ВК₂			ЮК_0-0¹	ЮК₁	ЮК_2-3	ЮК₄	ЮК₆	БГ
			ЧНЗ	ВНЗ	В целом	ЧНЗ	ВНЗ	В целом	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ	ЧНЗ
Общая толщина, м	Среднее		17,6	18,2	17,8	18,1	14,8	14,9	25,7	25.3	22.3	17.3	17.1	14.4
	Коэфф. вариации, д.ед.		0,133	0,1	0,125	-	0,161	0,163	0,463	0,279	0,350	0,180	0,516	0,763
	Интервал изменения	Мин	11,6	14,7	11,6	18,1	12,0	12,0	20,9	14	6.6	9.8	7.8	3
		Макс	24,4	22,3	24,4	18,1	21,0	21,0	28,5	32.3	31.8	26.5	22.4	28.2
Эффективная толщина, м	Среднее		6,0	7,4	6,4	9,5	4,9	5,1	5,8	1.6	4.8	3.8	1.3	1.5
	Коэфф. вариации, д.ед.		0,214	0,372	0,300	-	0,544	0,544	0,443	0,538	0,609	0,379	0,172	0,537
	Интервал изменения	Мин	3,4	3,8	3,4	9,5	1,2	1,2	0,6	0.96	0.99	3.6	1	0.6
		Макс	8,2	13,5	13,5	9,5	12,5	12,5	9,8	6.4	9.5	9.8	1.4	6.8
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее		6,0	4,5	5,6	9,5	2,8	3,1	5,8	1.6	4.8	3.8	1.3	1.5
	Коэфф. вариации, д.ед.		0,214	0,587	0,335	-	0,957	0,956	0,443	0,538	0,609	0,379	0,172	0,537
	Интервал изменения	Мин	3,4	1,7	1,7	9,5	0,6	0,6	0,6	0.96	0.99	3.6	1	0.6
		Макс	8,2	11,7	11,7	9,5	12,5	12,5	9,8	6.4	9.5	9.8	1.4	6.8
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее		-	3,4	3,4	-	2,7	2,7	-	-	-	-	-	-
	Коэфф. вариации, д.ед.		-	0,788	0,788	-	0,611	0,611	-	-	-	-	-	-
	Интервал изменения	Мин	-	0,4	0,4	-	0,6	0,6	-	-	-	-	-	-
		Макс	-	13,5	13,5	-	6,9	6,9	-	-	-	-	-	-
Коэффициент песчанистости, д.ед.	Среднее		0,34	0,40	0,34	0,52	0,33	0,34	0,2	0.2	0.2	0.3	0.07	0.3
	Коэфф. вариации, д.ед.		0,221	0,337	0,278	-	0,508	0,500	0,523	0,659	0,584	0,368	0,323	0,752
	Интервал изменения	Мин	0,18	0,22	0,18	0,52	0,08	0,08	0,02	0.02	0.05	0.2	0.05	0.04
		Макс	0,55	0,65	0,65	0,52	0,76	0,76	0,4	0.4	0.35	0.5	0.09	0.8
Коэффициент расчлененности, ед.	Среднее		4,9	4,7	7	4,7	4,8	3,2	1.7	4	3.64	1.25	2.86
	Коэфф. вариации, д.ед.		0,320	0,402	0,346	-	0,437	0,431	0,529	0,647	0,633	0,427	0,346	0,474
	Интервал изменения	Мин	2	1	1	7	1	1	1	1	1	1	1	1
		Макс	10	8	10	7	9	9	6	4	8	7	2	5

2. Характеристика и изученность основных свойств продуктивных пластов Пальяновской площади Красноленинского месторождения

.1 Характеристика литолого-коллекторских свойств пород по каждому пласту

.1.1 Пласт ВК₁

Продуктивный пласт ВК₁ сложен песчаниками, алевролитами, алевритистыми аргиллитами, неравномерно чередующимися между собой. Песчаники серые, буровато-серые, алевритистые - содержание алевролитовой фракции достигает 25-35%, мелко - реже разнозернистые, псаммо-алевритовой структуры, слоистые.

Коллекторские свойства пласта BK₁ Пальяновской площади изучены в разрезе 9 скважин. Суммарная эффективная толщина изученных проницаемых прослоев пласта составляет 34.0 м. На один метр эффективной толщины приходится 2.9 определений открытой пористости (99 опр.), 1.6 определений проницаемости (55 опр.) и 1.5 определений водоудерживающей способности (53 опр.). В продуктивной части пласта BK₁ в пределах Пальяновской площади пористость изменяется от 19.6 до 29.9%, при среднем значении - 24.6%; проницаемость изменяется 0.4 до 888.7Ч10^-3 мкм², при среднем значении 29.7Ч10 ^-3 мкм²; остаточная водонасыщенность изменяется от 19.2 до 70.2%, при среднем значении равном 41.3%. Гистограммы по пористости и проницаемости пластов ВК₁, ВК₂ представлены на рисунках 2.1 и- 2.2.

.1.2 Пласт ВК₂

Продуктивный пласт ВК₂ отделяется от пласта BK₁ тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов. По минеральному составу продуктивные отложения пластов ВК₁ и ВК₂ практически не отличаются. Для изучения фильтрационно-емкостных свойств проницаемых прослоев пласта ВК₂ на Пальяновской площади использовано 30 определений пористости и 12 определений проницаемости. Cреднее значение пористости, в целом по пласту составляет 25.2%, а проницаемости 11.52Ч10 ^-3мкм². По продуктивной части пласта коэффициент пористости изменяется незначительно, среднее значение пористости составляет 25.4%, проницаемости 7.6Ч10^-3 мкм², остаточной водонасыщенности 44.2%.

.1.3 Пласт ЮК₀- ЮК₀¹

Пласт ЮК₀- ЮК₀¹ относится к отложениям тутлеймской свиты и распространен повсеместно на Красноленинском своде.

Пласт представлен аргиллитами темно-серыми и черными с буроватым оттенком, битуминозными, нередко известковистыми и кремнистыми. С точки зрения физико-литологических свойств отложения тутлеймской свиты изучены слабо. Коллекторы специфичны по строению и свойствам, поэтому необходимо детальное изучение данного объекта. Керновые определения по пласту ЮК₀ - ЮК₀¹ проводились по определению проницаемости. Исследования по пористости провести не удалось.

.1.4 Пласт ЮК₁

Породы абалакской свиты представляют из себя переходную толщу от прибрежно-морских и континентальных отложений тюменской свиты к морским, сильно битуминозным отложениям баженовской свиты.

В литологическом отношении абалакская свита представлена преимущественно глинистыми отложениями, в различной степени кремнистыми, карбонатными и алевритистыми. При этом установлены следующие закономерности. При переходе от кровли абалакской свиты к ее подошве уменьшается степень сортировки и ориентировки глинистых минералов, снижается доля биогенных и аутигенных компонентов (кремнезема и битумов) и возрастает относительное содержание терригенных составляющих (аргиллитов, алевролитов и песчаников). Отложения абалакской свиты исследовались на определение проницаемости по кернам, пористость не определялась.

.1.5 Пласты ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК₆

Продуктивные пласты ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК₆ тюменской свиты близки по строению, условиям формирования и фильтрационно-емкостным свойствам, сложены песчано-алевритовыми отложениями и аргиллитами. Коллекторами пластов чаще всего служат песчаники мелкозернистые, довольно крепкие, с примесью среднезернистой (5-15%) и алевролитовой (до 25%) фракций. Размеры обломочной части - в песчаниках преобладают 0.12-0.30 мм, в алевролитах 0.05-0.10 мм.

Породы по продуктивной части пласта ЮК_2-3 охарактеризованы: 40 определениями по пористости (Кп), 17 определениями по проницаемости (Кпр) и 4 определения по остаточной водонасыщенности (Ков). Среднее значение Кп по нефтенасыщенной части пласта составляет по керну 14.0%, Кпр 0.57Ч10^-3мкм², Ков - 57.8%. Гистограмма сопоставления пористости по керну и ГИС по пласту ЮК_2-3 представлена на рисунке 2.3.

В продуктивной части пласта ЮК₄ пористость изменяется от 11.9 до 16.6% (47 опр.), проницаемость от 0.1Ч10^-3мкм² до 5.2Ч10^-3 мкм²(22 опр.)_,остаточная водонасыщенность составляет 47.7% (2 опр.).

Среднее значение Кп по нефтенасыщенной части пласта ЮК₄ составляет по керну 14.1 %, Кпр -1.34 Ч 10 ^-3мкм², остаточная водонасыщенность 47.7%.

.1.6 Базальный горизонт

Базальный горизонт - пласт, залегающий в подошве тюменской свиты. В районе Красноленинского свода в составе этого слоя выделяется два типа осадков, несколько различных по условиям формирования - базальные отложения, известные под названием шеркалинского типа коллекторов, и так называемые коллекторы вогулкинского типа.

На территории восточной части Красноленинского свода базальный горизонт представлен на большей части площади породами шеркалинского типа, а в районе скважин 22Р и 23Р - породами вогулкинского типа.

Породы шеркалинского типа распространяются в виде узких полос преимущественно широтного простирания и выполняют палеорусловые врезы. На данном участке работ породы-коллекторы шеркалинского типа физическими свойствами не охарактеризованы. Описание их дается по аналогии с изученными коллекторами Каменной площади. Породы-коллекторы представлены разнозернистыми песчаниками и гравелитами.

Базальный горизонт вогулкинского типа распространен в южной части изучаемой площади, локализуется вблизи выступов фундамента, выклинивается к сводовым частям и замещается на склонах поднятий. По описанию пород-коллекторов вогулкинского типа Каменной площади отложения представлены серыми от мелко- до гравелитистых песчаниками с редкими прослойками гравелитов.

Керн в продуктивной части пласта представлен всего в одной скважине 32Р, пористость изменяется от 13.5 до 14.5% (4 опр.), среднее значение Кп составило 14.0%; проницаемость изменяется от 0.03 до 0.21Ч10^-3 мкм²(4 опр.), среднее значение Кпр составляет 0.12Ч10^-3мкм².

На основе лабораторных анализов керна, исследованиям ГИС и ГДИС, получены данные о коллекторских свойств продуктивных пластов Пальяновской площади Красноленинского месторождения. Данные приводятся отдельно по каждому пласту в таблицах 2.1.-2.8.

Таблица 2.1. Характеристика коллекторских свойств пласта ВК₁

Метод определения	Наименование		Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт		8	7
	Количество определений, шт		99	55
	Среднее значение.		24.9	29.7
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.3	1.1
	Интервал изменения	Мин.	19.6	0.4
		Макс.	29.9	888.7
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт		102	102
	Количество определений, шт		365	366
	Среднее значение, д.ед.		26.5	51.3
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.03	1.03
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	23.90	6.5
		Макс., д.ед.	29.5	204.0
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт			10
	Количество определений, шт			11
	Среднее значение, д.ед.			38.1
	Коэффициент вариации, д.ед.			0.4
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		13.3
		Макс., д.ед.		70.8
Принято для проектирования			0.26	39.6

Таблица 2.2. Характеристика коллекторских свойств пласта ВК₂

Метод определения	Наименование		Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт		4	3
	Количество определений, шт		30	12
	Среднее значение.		25.2	11.5
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.3	1.13
	Интервал изменения	Мин.	20.2	0.94
		Макс.	28.7	26.7
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт		98	98
	Количество определений, шт		121	121
	Среднее значение, д.ед.		26.5	53.3
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.06	1.03
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	21.80	1.8
		Макс., д.ед.	29.5	204
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт
	Количество определений, шт
	Среднее значение, д.ед.
	Коэффициент вариации, д.ед.
	Интервал изменения	Мин., д.ед.
		Макс., д.ед.
Принято для проектирования			27.0	42.2

Пласты ВК₁ и ВК₂ северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения объединяют в один нефтеносный комплекс - объект ВК.

Таблица 2.3. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК₀ -ЮК₀¹

Метод определения	Наименование		Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт			3
	Количество определений, шт			17
	Среднее значение.			0.57
	Коэффициент вариации, д.ед.			1.13
	Интервал изменения	Мин.		0.1
		Макс.		100.7
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт			15
	Количество определений, шт			15
	Среднее значение, д.ед.			1.04
	Коэффициент вариации, д.ед.			-2.4
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.2
		Макс., д.ед.		97.4
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт
	Количество определений, шт
	Среднее значение, д.ед.
	Коэффициент вариации, д.ед.
	Интервал изменения	Мин., д.ед.
		Макс., д.ед.
Принято для проектирования			13.0

Таблица 2.4. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК₁

Метод определения	Наименование		Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт			2
	Количество определений, шт			20
	Среднее значение.			1.2
	Коэффициент вариации, д.ед.			1.4
	Интервал изменения	Мин.		0.2
		Макс.		89.7
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт			15
	Количество определений, шт			15
	Среднее значение, д.ед.			1.86
	Коэффициент вариации, д.ед.			-1.87
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.1
		Макс., д.ед.		102.4
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт
	Количество определений, шт
	Среднее значение, д.ед.
	Коэффициент вариации, д.ед.
	Интервал изменения	Мин., д.ед.
		Макс., д.ед.
Принято для проектирования			13.0

Таблица 2.5. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК_2-3

Метод определения	Наименование		Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт		4	4
	Количество определений, шт		40	17
	Среднее значение.		14	0.57
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.3	1.3
	Интервал изменения	Мин.	11.3	0.09
		Макс.	18.2	5.5
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт		22	22
	Количество определений, шт		93	93
	Среднее значение, д.ед.		14	1.1
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.06	0.12
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	13	0.4
		Макс., д.ед.	17	8.5
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт			2
	Количество определений, шт			2
	Среднее значение, д.ед.			3.8
	Коэффициент вариации, д.ед.			0.1
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		1.2
		Макс., д.ед.		6.5
Принято для проектирования			0.14	1.2

Таблица 2.6. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК₄

Метод определения	Наименование		Пористость, %	Проницаемость, мД	Количество скважин, шт	2	2
	Количество определений, шт		47	22
	Среднее значение.		14.1	1.34
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.3	0.9
	Интервал изменения	Мин.	11.9	0.1
		Макс.	16.6	5.2
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт		10	10
	Количество определений, шт		50	50
	Среднее значение, д.ед.		14.6	1.6
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.05	0.11
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	12.3	0.4
		Макс., д.ед.	17.4	7.9
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт			5*
	Количество определений, шт			5*
	Среднее значение, д.ед.			15.58*
	Коэффициент вариации, д.ед.			1.3*
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.15*
		Макс., д.ед.		56.93*
Принято для проектирования			15.0	1.5

* Гидродинамические исследования были проведены по объединенному объекту ЮК_2-3 - Базальный горизонт.

Таблица 2.7. Характеристика коллекторских свойств пласта ЮК₆

Метод определения	Наименование		Пористость, %		Проницаемость, мД

Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт
	Количество определений, шт
	Среднее значение.
	Коэффициент вариации, д.ед.
	Интервал изменения	Мин.
		Макс.
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт	3			3
	Количество определений, шт	5			5
	Среднее значение, д.ед.	14.2			1.0
	Коэффициент вариации, д.ед.	0.08			0.04
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		12.9	0.36
		Макс., д.ед.		14.9	1.47
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт				5*
	Количество определений, шт				5*
	Среднее значение, д.ед.				15.58*
	Коэффициент вариации, д.ед.				1.3*
	Интервал изменения	Мин., д.ед.			0.15*
		Макс., д.ед.			56.93*
Принято для проектирования		14.0			1.0

Таблица 2.8. Характеристика коллекторских свойств пласта базального горизонта.

Метод определения	Наименование		Пористость, %	Проницаемость, мД
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт		1	1
	Количество определений, шт		4	2
	Среднее значение.		14	1.34
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.2	1.6
	Интервал изменения	Мин.	13.5	0.1
		Макс.	14.5	5.2
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт		12	12
	Количество определений, шт		37	34
	Среднее значение, д.ед.		15.2	2.9
	Коэффициент вариации, д.ед.		0.01	0.08
	Интервал изменения	Мин., д.ед.	12.9	0.36
		Макс., д.ед.	17.5	8.48
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт			5*
	Количество определений, шт			5*
	Среднее значение, д.ед.			15.58*
	Коэффициент вариации, д.ед.			1.3*
	Интервал изменения	Мин., д.ед.		0.15*
		Макс., д.ед.		56.93*
Принято для проектирования			15.0	2.0

* Гидродинамические исследования были проведены по объединенному объекту ЮК_2-3 - Базальный горизонт.

Продуктивные пласты ЮК₀ -ЮК₀¹, ЮК₁, ЮК_2-3, ЮК₄ и ЮК₆объединяют в объект ЮК.

2.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Физико-литологические свойства пород разреза Пальяновской площади изучались по керну в ЦЛ концерна "Тюменьгеология", в лабораториях ХМНГГ и ЗапСибНИГНИ.

Проведенные лабораторные исследования позволили осуществить привязку кернового материала к данным, полученным по результатам интерпретации ГИС. Сопоставление физических свойств коллекторов полученных лабораторными методами, по скважинам, где отбор керна проводился, и по ГИС показало хорошую кореллируемость результатов. Таким образом, при обосновании средних значений параметров по пластам, где отбор керна проводился в незначительных объемах, предпочтение отдавалось параметрам, полученным по ГИС.

Средние значения и изменчивость открытой пористости по керну и по ГИС по продуктивным пластам представлены в таблицах 2.9.

Таблица 2.9. Сравнение результатов определения открытой пористости по керну и ГИС по продуктивным пластам ВК, ЮК и базальному пласту

Пласт	Эффективная нефтенасыщ. толщина пласта, пройденная с отбором керна	По керну			По ГИС
		Кол-во скважин	Кол-во анализов	Средневзвешен. значение Кп, %	Интерпр. нефтенас. толщина, м	Средневзвеш. значение Кп, %

ВК₁	34	9	99	24.6	472.9	25.2
ВК₂	1.8	1	4	25.4	81.6	25.8
ЮК₀-ЮК₀¹	-	-	-	-	-	-
ЮК₁	-	-	-	-	-	-
ЮК_2-3	11.2	4	40	14	111.7	14
ЮК₄	11.6	2	47	14.1	57.6	14.8
ЮК₆	-	-	-	-	3.6	13.8
Базальный	0.6	1	4	14	54	15.5

Средние значения и изменчивость проницаемости по керну и по ГИС по продуктивным пластам представлены в таблице 2.10.

Таблица 2.10. Сравнение результатов определения проницаемости по керну и ГИС по продуктивным пластам ВК, ЮК и базальному пласту

Пласт	Эффективная нефтенасыщ. толщина пласта, пройденная с отбором керна	По керну			По ГИС
		Кол-во скважин	Кол-во анализов	Среднегармонич. значение Кпр, мД	Интерпр. нефтенас. толщина, м	Среднегармонич. значение Кпр, мД

1	2	3	4	5	6	7
ВК₁	34	9	99	41.3	472.9	37.7
ВК₂	1.8	1	4	44.2	81.6	45.5
ЮК₀-ЮК₀¹	11.2	3	17	0.57	111.7	1.04
ЮК₁	11.6	2	20	1.2	57.6	1.86
ЮК_2-3	-	-	-	-	3.6	2.98
ЮК₄	0.6	1	2	0.12	54.0	2.4
ЮК₆	34	9	99	41.3	472.9	37.7
Базальный	1.8	1	4	44.2	81.6	45.5

.3 Вывод

Если сравнивать данные, приведенные в таблицах 2.1.-2.8., то можно сделать следующий вывод: продуктивные пласты объекта ВК изучены более полно, чем продуктивные пласты объекта ЮК. Из нефтеносных пластов юрского комплекса, самая большая изученность у пласта ЮК_2-3 (как по керновому материалу, так и по геофизическим данным).

Следовательно, объект ВК в доразведке не нуждается, чего нельзя сказать о пластах объекта ЮК.

3. Проект разведочных работ на пласт Юк2-3 в северо-западной части Пальяновской площади

.1 Анализ выполненных геолого-геофизических исследований

Поисково-разведочные работы на Пальяновской площади начаты в 1971 г.

Промышленно-нефтеносными на участке проектных работ считаются объекты ВК (пласты ВК₁ и ВК₂) и ЮК (пласты ЮК₀, ЮК₁, ЮК_2-3, ЮК₄, ЮК5_-6 иЮК_7-9).

По состоянию на начало 2009 года 99% текущей и около 70% накопленной добычи нефти по месторождению обеспечивает объект ВК, опираясь на это, можно сказать о том, что этот объект изучен наиболее полно, по сравнению с объектом ЮК, и в доразведке не нуждается. На рисунке 1.3. видно, что объект ВК в месте заложения проектной скважины заглинизирован.

В главе 1.6 приводятся данные о нефтегазоносности пластов и их изученности.

Залежь пласта ЮК_2-3имеет размеры 22,9Ч7,2 км и является самой крупной залежью объекта ЮК. В тоже время, пласт ЮК_2-3 изучен наиболее слабо (вскрыт в 10 скважинах) и рекомендуется к доизучению.

Участок бурения планируется заложением разведочной скважины в северной части восточного крыла Пальяновского поднятия. Пальяновское поднятие подробно описано в главе 1.4. Соседние скважины №44Р и №432Р дали приток нефти. Пласт ЮК_2-3 в этих скважинах характеризуется как чисто нефтенасыщенный, ВНК отсутствует (лист 3).

Таким образом, объектом даразведки проектной скважины выбирается пласт ЮК_2-3.

В соответствии с геологическим заданием на проектном участке Пальяновской площади планируется бурение одной разведочной скважины с отбором керна в пласте ЮК_2-3 с целью доизучения его нефтеносности. Проектом также предусматривается перевод категории запасов С₂ в С₁. Будет проведено доизучение других продуктивных пластов, а именно: ЮК₀, ЮК₁, ЮК₄, ЮК_5-6 и ЮК_7-9 путем проведения в них ГИС.

Запланированные исследования керна в лабораторных условиях, методы ГИС и экономический показатель затрат проекта будут рассмотрены в главе 4.

.2 Выбор методики проведения разведочных работ

Основным объектом проекта является пласт ЮК_2-3, который приурочен к отложениям тюменской свиты. Абсолютная отметка кровли пласта - -2355 м, подошвы - -2390 м. Глубина залегания кровли пласта 2397 м, кровли 2432 м, таким образом, мощность исследуемого пласта составляет 35 метров.

Пласт ЮК_2-3 - сложен терригенными песчано-алевритовыми отложениями и аргиллитами. В пласте выявлена одна крупная литологически и стратиграфически экранированная залежь. Размеры залежи составляют 22.9Ч7.2 км, высота около 170 м. ВНК в пределах залежи не выделялся, по причине отсутствия водоносных пропластков во вскрытых скважинах на территории лицензионного участка.

Участок бурения планируется заложением в северо-западной части западного крыла Пальяновской складки. Проектная глубина бурения скважины 2567 м.

В процессе строительства проектной скважины должен выполняться в максимальном объеме следующий типовой комплекс работ:

геофизические исследования скважин;

отбор и анализ глубинных и поверхностных проб нефти, газа и пластовой воды;

отбор керна в объемах предусмотренных проектом;

лабораторные исследования кернового материала.

Одной из важнейших задач поисково-разведочного бурения, наряду с выявлением залежей нефти, является изучение коллекторских свойств пород, трещиноватости, выявление прямых признаков нефтеносности. Основным методом получения этих сведений является отбор керна.

При бурении разведочной скважины №2280Р необходимо отобрать керн из пласта ЮК_2-3.

Интервал 2397-2432 м необходимо бурить со сплошным отбором керна. Линейный вынос керна должен составлять не менее 90%.

В запроектированных интервалах отбора керна в проектной скважине №2280Р по трудности отбора керна породы относится ко II категории.

Примерный план отбора керна по проектной скважине №2280P приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Проектируемый отбор керна по скважине №2280Р

Интервал отбора керна, м	Проходка с керном, м	Возраст отложений
2397-2432	35	Юрские отложения	II

Для полного и всестороннего изучения геологического строения и нефтеносности отложений необходимо провести лабораторные исследования кернового материала и пластовых флюидов. Для получения максимально полной информации рекомендуется образцы пород отбирать в соотношении 3 образца на 1 метр мощности поднятого керна (35Ч3=105), таким образом образцов керна для лабораторных исследований необходимо в количестве 105 шт.

Виды и объемы лабораторных исследований кернового материала и флюидов по проектируемой скважине приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Ориентировочные объёмы лабораторных исследований в скважине №2280Р

№№ п/п	Наименование исследования, анализа	Единица измерения	Кол-во образцов, проб
1.	Определение физических свойств (пористости, проницаемости, остаточной водонефтенасыщенности, карбонатности, водоудерживающей способности, смачиваемость, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения.)	образец	105
2.	Минералогический анализ	образец	105
3.	Люминесцентно-битуминологический анализ	образец	105

.3 Геолого-геофизические исследования в скважинах

В скважине планируется провести геофизические исследования, которые подразделяются на общие и детальные. Общие исследования выполнялись по всему разрезу скважин в масштабе 1:500, детальные - в продуктивных интервалах разреза в масштабе 1:200.

В интервале 0-670 м проводятся такие исследования как КС, ПС, КВ, Инкл, БКЗ

В интервале 670-2567 м - КС, ПС, КВ, Инкл, БКЗ.

В интервалах с продуктивными пластами 2342-2567 м проводятся ГК, НК.

В интервалах 0-670 проводят АКЦ, 670-2567 метров проводятся АКЦ и ГТИ.

Стандартный каротаж проводится в скважинах в масштабе 1:500 тремя зондами: подошвенным градиент-зондом А2.0М0.5N, кровельным градиент-зондом N0.5М2.0А, потенциал-зондом N6.0М0.5А с одновременной записью кривой ПС, кавернометрии и индукционного каротажа. Основной масштаб записи КС - 2,5 Омм/см, ПС - 12,5 мВ/см, кривой кавернометрии - 2 см/см, ИК - 10 мСим/см. Кривые зондирования и ПС регистрируются аппаратурой Э-1 и АБКТ в интервале скоростей 2000-3000 м/час; кривые кавернометрии записываются аппаратурой СКП со скоростью от 1500 до 2500 м/ч; кривые ИК записываются аппаратурой АИК-М, АИК-5 со скоростью 2000-2500 м/ч.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) проводится подошвенными градиент зондами размерами АО=0,45 м, 1,05 м, 2,25 м, 4,25 м, 8,5 м и кровельным зондом с АО=2,25 м. Кровельный градиент-зонд в подавляющем большинстве записывается в масштабе глубин 1:500, основные зонды БКЗ записывается в масштабе 1:200. В качестве регистрирующей используется аппаратура АБКТ, ЭК-1. В интервале БКЗ записывется диаграмма ПС. Основной масштаб записи диаграмм КС - 2,5 Омм/см, масштаб записи ПС - 12,5 мВ/см. Скорость записи составляет 2000-3000 м/ч.

Кавернометрия (КВ) проводится всему стволу скважины. Используемая аппаратура: МБКУ, АГАТ-М, ЭК-1. Скорость записи 1000 м/ч. Кривые регистрируются в масштабе 2 см/см.

Резистивиметрия проводится в интервале БКЗ в масштабе 1:200 с целью определения удельного сопротивления глинистого раствора. Запись осуществляется аппаратурой АБКТ, К-3, ЭК-1, КСП-2. Масштаб записи 0,5 Омм/см, скорость регистрации 2000-3000 м/час.

Радиоактивный каротаж (ГК, НК) проводится в масштабе 1:500 со скоростью 500-600 м/час только по продуктивным пластам. Использовалась аппаратура ДРСТ-3. Размер зондов НКТ - 50 см.

В качестве индикатора в канале ГК применются кристаллы NaJ(Tl) (размером 40Ч40 и 40Ч80), для канала НКТ-50 - кристаллы ЛДНМ (размером 30Ч60); источник нейтронов плутониево-бериллиевый (Pu-Be), мощностью более 9Ч106 нейтрон в секунду. Скорость регистрации при постоянной времени интегрирующей ячейки - 6 секунд от 220 до 500 м/час. Масштаб записи кривых ГК - 1 мкр/час на 1 см, кривых НКТ - 0,2-0,5 усл. ед. на 1 см.

Инклинометрия проводится по всему стволу с интервалом 25 м приборами КИТ, ИГН.

Акустический контроль цементирования проводится с целью определения качества цементного кольца за обсадной колонной. Регистрация параметров Ак, Ап, Тп осуществляется аппаратурой АКЦ-4. Масштаб записи Ак, Ар - 2-3 мка/см, Тр - 50 мкс/см. Скорость записи 1200-1500 м/час.

В целом, необходимо отметить, что комплекс ГИС позволяет с необходимой точностью выделять эффективные толщины, определять характер их насыщения, оценивать коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности коллекторов [1].

.4 Подсчет запасов

Впервые подсчет запасов нефти и растворенного газа выполнен в 1986 году (протокол ГКЗ №10101) по викуловскому горизонту Ем-Еговской и Пальяновской площадей. В пределах Пальяновской площади запасы нефти в пласте ВК₁ утверждены по категории С₂ в количестве 100293 тыс.т.

Подсчет запасов нефти и растворенного газа Западно-Пальяновской площади в пределах лицензионного участка ОАО АНК «Югранефть» утвержден протоколом №10 от 17-20.10.1995 г. Утверждены запасы продуктивных пластов ВК₁, ВК₂, ЮК_0-0¹, ЮК_2-3, ЮК₄ и базального горизонта. По состоянию изученности на 01.12.1995 г. оперативно подсчитаны запасы нефти продуктивного пласта ЮК₁, а в 2007 году на баланс поставлены запасы нефти и растворенного газа продуктивного пласта ЮК₆.

В 2004 году тематической партией ГеоНАЦ ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз“ выполнена переоценка запасов нефти продуктивного пласта ЮК_2-3. По материалам скважины 1022Р, пробуренной в 2002 году, часть запасов нефти переведена из категории С₂ в категорию С₁.

Последний пересчет в 2008 г. «Переоценка геологических запасов нефти и растворенного газа северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения» (ЗАО «ТИНГ») на основе проведенной трехмерной сейсморазведки, бурения новых скважин и переинтерпретации имеющегося каротажного материала уточнил запасы Пальяновского ЛУ в сторону уменьшения посчитанных ранее запасов по категориям С₁и С₂. Однако необходимость в выделении категории С₂по отложениям тутлеймской и абалакской свит, по аналогии с соседним Ем-Еговским участком привела к значительному приросту запасов по непромышленной категории.

Балансовые/извлекаемые запасы нефти по месторождению составили по категории В+С₁ - 58579 / 16116 тыс.т, по категории С₂ - 103383 / 23841 тыс.т.

Запасы нефти категории В+С₁+С₂ по месторождению распределены, как представлено в таблице 3.3. [13].

Таблица 3.3. Распределение по категориям запасов нефти Пальяновского участка

Объект	Категория	Начальные геологические запасы, тыс.т.	Извлекаемые запасы, тыс.т.	КИН
ВК_1-2	B+C₁	44 931	12 402	0.276
	C₂	2 472	682	0.276
ЮК_0-0¹	C₁	5 441	1 545	0.284
	C₂	34 887	5 832	0.167
ЮК_2-6	C₁	6 176	1 611	0.261
	C₂	59 252	15 465	0.261
БГ	C₁	2 031	558	0.275
	C₂	6 772	1 862	0.275

Подсчет запасов по категории С₁ разведочной скважины №2280Р приведен в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Подсчет запасов по категории С₁и С₂разведочной скважины №2280Р

Категория

Пласт

Параметры, принятые при подсчете

Запасы

F, тыс. м²

h, м

Объём нефтенас. пород, м³

m, доли ед.

kн, доли ед.

и, доли ед.

с, кг /м³

Начальные запасы нефти, тыс. т

КИН

Извлекаемые Запасы нефти, тыс. т

С₁

ЮК_2-3

490

3822

0,14

0,52

0,72

0,816

675

0,261

176

Ожидаемый прирост балансовых запасов за счет проведенных геологоразведочных работ на Пальяновской площади по данному проекту доразведки юрского комплекса (J₂) составляет 675 тыс.т. категории С_1.

Подсчет запасов нефти проведен объемным методом. Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности. Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти использовали следующие формулы:

_бал=F Ч h Ч k_п Ч k_н Ч г_н Ч и;

Q _{н извл}= Q _{н бал.}h;

q = 1/b,

Где Q _{н бал} - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м²;

h _н- средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k_{п о} - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k _н- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли ед.;

r_н- плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;

Q _{н извл}- извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;

b - объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.

Подсчет запасов проведен по категориям С₁ по пласту ЮК_2-3 юрского комплекса (J₂) в северо-западной части площади, где предусматривается проектом доразведки бурение разведочной скважины №2280Р.

Площадь для расчета запасов категории С₁ определена по квадрату месторасположения проектной скважины 700Ч700 м и составляет 490 тыс.м².

Данные для подсчета запасов пласта ЮК_2-3 (h_н- средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м; k_по - коэффициент открытой пористости, доли ед.; k_н- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; q - пересчетный коэффициент, доли ед.; q=1/b, r_н- плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.; h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.; b - объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.) использованы по аналогии с соседним разведанным скважинами участка проектных работ.

Ожидаемый прирост балансовых запасов нефти по категории С₁ составит 675 тыс.т., извлекаемы запасов по категории С₁ составит 176 тыс. т.

.5 Геологические условия бурения

Геологический разрез района проектируемых работ представлен преимущественно неравномерным чередованием глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов, неоднородных по своим физико-механическим свойствам по глубине. Также породы слагающие разрез имеют различную степень устойчивости, трещиноватости и твердости.

Геологические условия бурения представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5.

№	Интервал глубины, м	Описание пород	Возможные осложнения
1.	0-70	супеси, пески с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита	обвалы и осыпи стенок скважины
2.	70-670	глины и пески, прослои опок	обвалы и осыпи стенок скважины, в глинистых отложениях возможно прилипание и посадка бурильного инструмента
3.	670-1190	переслаивание алевролитов и глин, прослоями опок и иногда песков	прилипание и посадка бурильного инструмента и поглощения бурового раствора
4.	1190-2342	переслаивание песчаников, аргиллитов, алевролитов и глин, встречаются прослои известняков	поглощения промывочной жидкости, прихваты бурового инструмента, а также нефтепроявления
5.	2342-2567	песчаники, алевролиты, глины и аргиллиты	прихваты бурового инструмента, нефтероявления

Основным средством для предотвращения осложнений в процессе бурения скважины является применение качественных промывочных жидкостей, а также крепление стенок скважины обсадными трубами [11].

3.6 Проектирование конструкции скважин

Конструкция скважин должна обеспечивать:

предотвращение осложнений в процессе бурения;

доведение скважины до проектной глубины;

минимум затрат на строительство скважин;

выполнение всех требований охраны недр и окружающей среды во время бурения и эксплуатации.

С учетом геолого-физических характеристик залегаемых пород и условий вскрытия продуктивных пластов рекомендуется следующая конструкция вертикальной скважины (лист 5).

1. Направление диаметром d=324 мм спускается на глубину 70 м для перекрытия неустойчивых четвертичных пород и пород журавской свиты, предания скважине устойчивого вертикального направления. Трубы отечественного производства типа ОТТМ. Башмак устанавливается в алевритах. Цементирование направления осуществляется до устья с использованием цемента ПЦТ-Д20-50.

2. Кондуктор диаметром d=245 мм спускается на глубину 670 м с целью изоляции водоносных горизонтов от ниже залегающих минерализованных пластов, перекрытия и крепления слабоустойчивых пород. Кондуктор изготавливается из обсадных труб с треугольной резьбой типа ОТТМ. Башмак устанавливается в плотные и устойчивые глины талицкой свиты. Цемент - до устья. Марка цемента - ПЦТ-Д20-50.

3. Эксплуатационная колонна диаметром d=140 мм спускается до проектной глубины, то есть до 2567 м, с целью крепления и разобщения продуктивных и водоносных горизонтов, изоляции продуктивных пластов от бурового раствора повышенной плотности при бурении нижних интервалов, для предотвращения поглощения бурового раствора в интервалах продуктивных пластов. Цементирование колонны производится до устья. Марка цемента - ПЦТ-Д20-50.

Перечисленная конструкция дает возможность по снижению аварийности в результате бурения скважины.

Тип резьбового соединения обсадных труб, герметизирующие средства должны соответствовать:

виду флюида, находящегося в колонне;

максимальному внутреннему избыточному давлению;

максимальной температуре, под воздействием которой находится колонна в процессе строительства и эксплуатации скважины.

Цементное кольцо в заколонном пространстве должно быть сплошным (по всему периметру), не иметь каналов и «карманов». Буровой раствор и рыхлая часть глинистой корки должны быть полностью удалены - это основные требования, выполнение которых при традиционной технологии достигается путем:

- центрирования обсадной колонны;

прокачивания буферной жидкости;

использования седиментационно-устойчивого тампонажного раствора.

Рекомендуется устанавливать центраторы через 10 м (на каждой трубе) в интервалах всех продуктивных горизонтов. Минимальное количество центраторов на один объект - четыре (два - выше кровли, два - ниже подошвы). Если толщина продуктивного горизонта превышает 10 м, центраторы дополнительно устанавливаются в интервале этого пласта также через 10 м. Наиболее эффективно центрируют колонну жесткие центраторы (ЦТЖ, ЦГМС, ЦПС, ЖЦБ), они должны устанавливаться в стволе с номинальным размером.

Применение центраторов позволяет получить равномерный зазор между обсадной трубой и стенками скважины, что исключает возможность контакта между ними и возможность обеспечить полную изоляцию цементным раствором.

Перед спуском колонн необходимо произвести подготовку ствола скважины. Запрещается приступать к спуску обсадных труб в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора, флюидопроявлениями, осыпями и обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны до ликвидации этих осложнений.

Спуск обсадной колонны начинается только после проведения полного комплекса подготовительных работ и проверки исправности бурового оборудования при наличии на буровой утвержденного и доведенного до сведения каждого исполнителя плана работ [1].

.7 Обоснование способа и режимов бурения

Основные требования к организации и производству буровых работ - это безаварийная проводка ствола скважины, снижение себестоимости метра проходки и минимально возможное техногенное воздействие на окружающую природную среду, недра и подземные воды при обеспечении запланированных объемов бурения.

Проектные интервалы бурения:

интервал 0-70 метров: бурение под направление диаметром 324 мм (бескерновое бурение сплошным забоем, используемое долото III 393,7 М-ЦГВ-С51 типа М с наружным диаметром 393,7 мм);

интервал 70-670 метров: бурение под кондуктор диаметром 245 мм (бескерновое бурение сплошным забоем, используемое долото 269,9 СТ-ГН-R07 типа С с наружным диаметром 269,9 мм);

интервал 670-2397 метров: бурение под эксплуатационную колонну диаметром 140 мм (бескерновое бурение сплошным забоем, используемое долото 155,6 СЗ-ГАУ-R238 типа С, с наружным диаметром 155,6 мм);

интервал 2397-2432 метров: колонковое бурение с отбором керна твердосплавной коронкой К155,6/67М (с наружным диаметром 155,6 мм), керноприемник УКР-122/67 (Тенгиз).

интервал 2432-2567 метров: бескерновое бурение сплошным забоем долото 155,6 СЗ-ГАУ-R238 типа С (с наружным диаметром 155,6 мм);

В качестве породоразрушающего инструмента необходимо использовать шарошечные долота двух типов М и С, а также твердосплавная коронка К155,6/67М. Данные типы долот и коронок позволяют проходить имеющиеся в разрезе мягкие и средние породы I-IV категорий, а также твёрдые породы V-VI категорий по буримости.

Долото типа М: наружный диаметр 393,7 мм, наружный диаметр корпуса 390 мм, допустимая нагрузка составляет 470 кН, допустимая частота вращения 200 об/мин.

Долото типа С: наружный диаметр 244 мм, наружный диаметр корпуса 240 мм, допустимая нагрузка составляет 400 кН, допустимая частота вращения 150-180 об/мин.

Долото типа С: наружным диаметром 155,6 мм, наружный диаметр 152 мм, допустимая нагрузка 360 кН, допустимая частота вращения 160 об/мин [3].

Твердосплавная коронка К155,6/67М: наружный диаметр 155,6 мм, наружный диаметр корпуса 150 мм, число шламовых пазов-6; нагрузка на бурголовку составляет 2-12 т; допустимая частота вращения 60-120 об/мин; удельный расход жидкости на 1 см диаметра коронки составляет 12-16 л/мин.

В процессе отбора керна используется керноприемник УКР-122/67 (Тенгиз). Наружный диаметр корпуса - 122 мм; диаметр керна - 67 мм; количество секций - 2 шт.; длина керноприемника - 6150 мм; масса - 400 кг [2].

Типы и параметры буровых растворов должны обеспечивать качественную проводку и устойчивость ствола скважины, а также в максимальной степени сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов.

Пластовые давления на месторождении позволяют использовать буровые растворы с низкой плотностью. Рекомендуется использовать промывочные жидкости на глинистой основе.

Промывочные жидкости предназначены для выполнения следующих основных технологических функций:

удаления бурового шлама с забоя при бурении и вынос его восходящим потоком по стволу скважины на поверхность;

охлаждения породоразрушающего инструмента при бурении;

сохранения и повышения устойчивости стенок скважины в горных породах, склонных к нарушению их сплошности;

уменьшения трения элементов породоразрушающего инструмента и бурильной колонны о горную породу;

удерживания во взвешенном состоянии частиц бурового шлама и утяжелителя при внезапном прекращении циркуляции по стволу скважины.

При бурении пород в интервале глубин от 0 до 670 м необходимо использовать силикатный глинистый раствор, так как породы в данном интервале низко- и среднеустойчивые (преимущественно глины). Основные свойства силикатного глинистого раствора: плотность с=1,08-1,20 г/см³; водоотдача В=6-10 см³/30 мин, вязкость Т=20-30 с; pH=8-9. Состав: нормальный глинистый раствор + (1,5-5)% ингибитора жидкого стекла +(0.5-1)% стабилизатора карбоксиметилцеллюлозы (КЦМ) + (5-3)% понизителя вязкости жидкого углещелочного раствора (УЩР).

При бурении интервала от 670 до 2567 м применяется нормальный глинистый раствор. Основные свойства: плотность с=0,7-1,13 г/см³; В=20-30 см³/30мин; Т=16-20 с. Состав: 8-22% качественной глины + вода.

Исходя из разреза, представленного в данном проекте, целесообразно использовать роторный способ бурения шарошечными долотами [1].

Проектом предусмотрено использование ротора типа Р-700, со следующими техническими характеристиками: диаметр отверстия в столе ротора - 700 мм; допустимая статическая нагрузка на столе ротора - 500 кН; статический крутящий момент - 120 кНЧм; частота вращения стола ротора не более 350 об/мин; масса составляет 7000 кг.

В геологоразведочном бурении по различным горным породам эффективность разрушения пород обусловлено, прежде всего, высокими частотами вращения и удельными осевыми нагрузками на породоразрушающий инструмент. Исходя из этого, целесообразно выбрать стальные бурильные трубы. Они имеют гладкую наружную поверхность, что позволяет максимально приблизить их наружный диаметр к диаметру скважины, то есть создать наиболее благоприятные условия для их работы на высоких частотах вращения и осевых нагрузках. Так же они обладают высокой прочностью, удобством и быстротой свинчивания замковых резьб.

В процессе бурения необходимо использовать бурильные трубы типа СБТ.

СТБ ПН-102Ч8,4: наружный диаметр трубы - 102 мм, толщина стенки 8,4 мм, наружный диаметр замка - 152,4, группа прочности - Д, масса 1 м трубы 23,59 кг. Максимально допустимая растягивающая нагрузка составляет 930 кН. Наибольший крутящий момент, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, составляет 23,15 кНЧм. Жесткость трубы при изгибе равна 253,3 кНЧм², при сдвиге жесткость составляет 277 кНЧм².

Длина трубы составляет 12 м. Так как масса 1 м=23,59 кг, вычислим массу одной трубы m=23,59Ч12=283,1 кг. Использование труб данного размера необходимо на всю глубину скважины 2567 м. Вычислим количество необходимых труб: 2567 м/12 м = 214.

Масса бурильной колонны равна: 214Ч283,1 = 60583,4 кг = 605,83 кН.

Свеча свинчивается из 2 труб длиной 12 м, ее длина составит l_св=24 м.

.8 Обоснование типа буровой установки

Буровая установка выбирается исходя из глубины скважины. Так как проектная глубина скважины №2280Р - 2567 м, то для бурения скважины следует выбрать буровую установку БУ 3200/ 200ЭУК-2М2. Данная буровая установка предназначена для кустового бурения скважин на нефть и газ, с условной глубиной бурения 3200 метров в районах с умеренным климатом при температурах от -45 ^oС до +40 ^oС.

Оборудование состоит из следующих основных частей:

лебедка буровая ЛБУ22-720;

насос буровой УНБТ-950А;

ротор Р-700;

кронблок УКБ-6-250;

крюкоблок УТБК-5-225;

вертлюг УВ-250МА;

вышка BMP-45Ч200У;

Общий вид буровой установки представлен на рисунке 3.1.

Рис. 3.1. Общий вид буровой установки БУ 3200/ 200ЭУК-2М2

В таблице 3.6. приведены основные технические данные буровой установки БУ 3200/ 200ЭУК-2М2.

Таблица 3.6. Технические характеристики буровой установки БУ 3200/ 200ЭУК-2М2

Характеристика		Значение
БУ 3200/ 200ЭУК-2М2
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	2000
Скорость подъема крюка при расхаживанпи колонны, м/с	0,2 ± 0,05
Условная глубина бурения (при массе буровой колонны 120т), м	3200
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с	не менее 1,5
Расчетная мощность на входном валу ноъемного агрегата, кВт	670
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Расчетная мощность при ею да ротора, кВт,	не более 370
Мощность бурового насоса, кВт	950
Вид привода	Э
Высота основания (отметка пола буровой), м	7,2 (6,0)
Просвет для установки стволовой части иревенторов, м	5,7 (4,7)
Ротор Р-700
Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более	370
Проходной диаметр стола ротора, мм	700
Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, кН	500
Статический крутящий момент, кНЧм;	120
Частота вращения стола ротора, об/мин;	до 350
Масса ротора, кг.	7000

Конструктивные особенности и преимущества:

установка может бурить скважины на грунтах с низкой несущей способностью, при этом отпадает необходимость в укладке и нивелировании бетонных плит;

сроки разбуривания куста сокращаются за счет перемещения в пределах куста всего эшелона, включая вышечно-лебедочный блок с комплектом бурильных труб, установленных на подсвечниках;

центрирование и выравнивание вышечно-лебедочного блока осуществляется в процессе бурения;

оптимальный режим бурения выбирается за счет 100% регулируемого привода основных механизмов и применения регулятора подачи долота;

оборудование и персонал размещаются в утепленных укрытиях с обогревом;

электропривод лебедки обеспечивает торможение бурильных и обсадных колонн, механический дисковый тормоз работает только как стояночный и аварийный;

система управления главными механизмами выполнена на базе микропроцессорных контроллеров, что повышает надежность и снижает утомляемость бурильщика;

транспортирование с куста на куст ведется крупными блоками на тяжеловозах, мелкими блоками - на трейлерах и агрегатами - на транспорте общего назначения [1].

4. Технико-экономическое обоснование

4.1 Организационно-экономический раздел

Все виды работ по разведочному бурению скважины №2280Р, а также работы по отбору керна и геофизических исследований в скважине приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Сводный перечень проектируемых работ

Виды, методы, способы, масштабы работ, условия производства (категория сложности, сечение выработки, интервалы бурения, категория пород и т.д.)		Номер нормы времени (выработки) по ССН-93		Единица работ	Проектируемый объем
Бескерновое бурение [ССН. Выпуск 5, таблица 11]
Диаметр 397,7 мм Интервалы: 0-70		208		м	70
Диаметр 269,9 мм Интервалы: 70-670		184		м	600
Диаметр 155,6 мм Интервалы: 670-2397 2432-2567		160160		м м	1727 135
Всего:					2532
Колонковое бурение [ССН. Выпуск 5, таблица 10]
Диаметр 151 мм Интервалы: 2397-2432		72		м	35
Всего:					35
Люминесцентно-битуминологический анализ [ССН. Выпуск 7, таблица 16.3]
Определение битуминозной текстуры под люминескопом в ультрафиолетовых лучах	2159		образец		105
Минералогический анализ [12, таблица 12.1]
Минералогический анализ сцементированных горных пород с подсчетом группы минералов до 5	1758		образец		105
Определение пористости пород [4, таблица 17.2]
Определение открытой пористости сцементированных пород методом насыщения жидкостью		2284		образец	105
Определение коэффициента открытой пористости сцементированных пород газоволюмометрическим методом		2286		образец	105
Определение эффективной пористости в сцементированных породах		2288		образец	105
Определение плотности пористого образца горной породы		2291		образец	105
Определение проницаемости пород
Определение абсолютной газопроницаемости пород методом линейной фильтрации		2305		образец	105
Определение фазовой проницаемости пород для воды и нефти		2313		образец	105
Определение водонасыщенности
Определение остаточной водонасыщенности методом капиллярометрии		2316		образец
Определение физических констант
Определение карбонатности горных пород гравитационным (весовым) методом		2321		образец	105
Определение гранулометрического состава рыхлых и сцементированных горных пород гидравлико- ситовым комбинированным методом при числе выделяемых фракций до 6-ти		2322		образец	105
Определение удельного электрического сопротивления горных пород на установках двух и четырех электродных схемах		2326		образец	105
Определение коэффициента вытеснения нефти водой в образцах с проницаемостью МД свыше 100		2327		образец	105
Определение остаточной водонефтенасыщенности горных пород прямым экстракционно-дистилляционным методом в образцах слабой и средней нефтенасыщенности измерением объема воды в аппаратах Закса (диаметр входного отверстия до 100 мм), а нефти по потере массы в аппаратах Сокслета (диаметр входного отверстия до 100 мм)		2333		образец	105
Обработка результатов анализа
Проверка (контроль) результатов анализов и сведение их в таблицы установленной формы		2337		таблица	1
Обработка таблицы с результатами анализов, составление краткого заключения и выдача результатов		2338		заключение	1
Выполнение вспомогательных работ
Высверливание отверстий в цилиндрах (в образцах для определения коэффициента абсолютной газопроницаемости)		2344		проба	105
Изготовление (выбуривание и вытачивание) цилиндров и кубиков механическим способом из образцов горных пород		2352		цилиндр	105
Обтачивание образцов для определения открытой пористости, остаточной водонасыщенности для образцов пород любой крепости		2353		образец	105
Геофизические исследования в скважине (ССН выпуск 3.5)
Стандартный каротаж		9		м	2567
БКЗ		9		м	225
Кавернометрия		9		м	2567
Индукционный каротаж		9		м	2567
Резистивиметрия		9		м	2567
Гамма каротаж		9		м	225
Нейтронный каротаж		9		м	225
Инклинометрия		9		м	2567
Итого: Бурение				м	2567
Лабораторные исследования				образец	105
Геофизические исследования				м	2567

Расчеты норм затрат времени на разведочное бурение, на лабораторные исследования керна, а также на геофизические исследования в проектной скважине №2280Р приведены в таблицах 4.2-4.5.

Таблица 4.2. Нормы времени на бескерновое бурение скважин стационарными, передвижными и самоходными буровыми установками с поверхности земли (ССН-93 выпуск 5, табл. 11) [4]

Объем проектируемых работ	Нормы времени (в станкосменах на 1 м скважины) по ССН-93 вып. 5, табл. 11
d=397,7 мм. 0-70 м - I-II кат.	0,02
d=269,9 мм 70-670 м - III-IV кат.	0,06
d=155,6 мм 670-2397 м - V-VI кат.	0,17
d=155,6 мм 2432-2567 м - VI кат	0,18
Итого: 2532 м	У=0,43

Время на бескерновое бурение:

(0,18Ч135)+(0,17Ч1727)+(0,06Ч600)+(0,02Ч70) = 355 ст/см

Таблица 4.3. Нормы времени на колонковое бурение самоходными буровыми установками с вращателем роторного типа (ССН-93 выпуск 5, табл.10) [4]

Объем проектируемых работ	Нормы времени (в станкосменах на 1 м скважины) по ССН вып. 5, табл. 9
d= 155,6 мм 2397-2432 м. -VI кат.	0,23
Итого: 35 м	У=0,23

Время на бурение с отбором керна:

(35Ч0,23) = 8 ст/см

Итого полный объем времени: 8+355 = 363 ст/см.

Таблица 4.4. Нормы времени на проведения лабораторных исследований в бригадо-часах (ССН-93 выпуск 7, табл.16) [5]

1. Люминисцентно-битуминологический анализ
№ п/п		Вид исследования						Единица работ						Нормы времени
1.		Определение битуминозной текстуры под люминескопом в ультрафиолетовых лучах						образец						0,05
ИТОГО:														0,05
Итого общий объем работы для люминисцентно-битуминологического анализа пород составит 0,05Ч105 = 5,25 (бригадо-часы)
2. Минералогический анализ
2.		Минералогический анализ сцементированных горных пород с подсчетом группы минералов до 5							образец			4,88
Итого общий объем работы для минералогического анализа пород составит 4,88Ч105 = 512,4 (бригадо-часы)
3. Определение пористости пород
3.	Определение открытой пористости сцементированных пород методом насыщения жидкостью						образец					0,72
4.	Определение коэффициента открытой пористости сцементированных пород газоволюмометрическим методом						образец					0,59
5.	Определение эффективной пористости в сцементированных породах						образец					2,27
6.	Определение плотности пористого образца горной породы						образец					0,47
ИТОГО:												4,05
Итого общий объем работы для определения пористости пород составит 4,05Ч105 = 425,25 (бригадо-часы)
4. Определение проницаемости пород
7.					Определение абсолютной газопроницаемости пород методом линейной фильтрации						образец		0,87
8.					Определение фазовой проницаемости пород для воды и нефти						образец		2,96
ИТОГО:													3,83
Итого общий объем работы для определения проницаемости пород составит 3,83Ч105 = 402,15 (бригадо-часы)
5. Определение водонасыщенности
9.		Определение остаточной водонасыщенности методом капиллярометрии								образец				0,93
Итого общий объем работы для определения водонасыщенности пород составит 0,93Ч105 = 97,65 (бригадо-часы)
6. Определение физических констант
10.				Определение карбонатности горных пород гравитационным (весовым) методом					образец						0,70
11.				Определение гранулометрического состава рыхлых и сцементированных горных пород гидравлико-ситовым комбинированным методом при числе выделяемых фракций до 6-ти					образец						1,51
12.				Определение удельного электрического сопротивления горных пород на установках двух и четырех электродных схемах					образец						0,78
13.				Определение коэффициента вытеснения нефти водой в образцах с проницаемостью МД свыше 100					образец						8,10
14.				Определение остаточной водонефтенасыщенности горных пород прямым экстракционно-дистилляционным методом в образцах слабой и средней нефтенасыщенности измерением объема воды в аппаратах Закса (диаметр входного отверстия до 100 мм), а нефти по потере массы в аппаратах Сокслета (диаметр входного отверстия до 100 мм)					образец						1,39
ИТОГО:															12,5
Итого общий объем работы для физических констант пород составит 12,5Ч105 = 1312,5 (бригадо-часы)
7. Обработка результатов анализа
15.			Проверка (контроль) результатов анализов и сведение их в таблицы установленной формы (без составления заключения)			таблица							0,24
16.			Обработка таблицы с результатами анализов, составление краткого заключения и выдача результатов			заключение							4,95
ИТОГО:													5,19
Итого общий объем обработки результатов анализа составит 5,19Ч105 = 545 (бригадо-часы)
8. Выполнение вспомогательных работ
17.			Высверливание отверстий в цилиндрах (в образцах для определения коэффициента абсолютной газопроницаемости)			проба							0,14
18.			Изготовление (выбуривание и вытачивание) цилиндров и кубиков механическим способом из образцов горных пород			цилиндр							0,16
19.			Обтачивание образцов для определения открытой пористости, остаточной водонасыщенности для образцов пород любой крепости			образец							0,29
ИТОГО:													0,59
Итого общий объем на выполнение вспомогательных работ составит 0,59Ч105 = 62 (бригадо-часах)
Общий объем работы на определение коллекторских свойств составляет 5,25+512,4 +425,25+402,15 +97,65 +1312,5+545 +62 = 3362,2 (бригадо-часы) 3362,2/(7 часовЧ30 дней)=16 (бригадо-месяц)

Таблица 4.5.Нормы времени на проведения геофизических исследований в скважине в отрядо-сменах (ССН-93 выпуск 3.5, табл.13) [6]

Геофизические исследования в скважине (ССН выпуск 3.5)
Вид исследований	Объем работ	Единица работ	Норма времени на 1000 м
Стандартный каротаж	2567	м	0,69
БКЗ	225	м	0,14*
Кавернометрия	2567	м	0,43
Индукционный каротаж	2567	м	0,21
Резистивиметрия	2567	м	0,21
Гамма каротаж	225	м	0,13*
Нейтронный каротаж	225	м	0,11*
Акустический каротаж	2567	м	0,46
Инклинометрия	2567	м	0,84
Итого общий объем на геофизические исследования составит 2,84Ч2,567 = 7,3 (бригадо-часах) 0,38Ч0,225=0,1 (бригадо-часах) Итого: 7,3+0,1=7,4 (бригадо-часах) *- показатель взят из расчета работы на проходку 225 метров, на глубине более 2000 метров.

Нормы затрат труда инженерно-технических работников (ИТР) и рабочих на разведочное бурение, лабораторные исследования керна а также геофизические исследования в скважине №2280Р приведены в таблицах 4.6-4.8 соответственно.

Таблица 4.6. Нормы затрат труда инженерно-технических работников (ИТР) и рабочих на бурение вращательным механическим способом передвижными, стационарными и самоходными буровыми установками для скважин всех групп (ССН-93, выпуск 5 таблица 14, таблица 15) [4]

№п/п	Наименование профессий	Количество производственного персонала	Норма затрат труда
ИТР
1	Начальник участка	1	0,07
2	Инженер по буровым работам	1	0,05
3	Инженер механик	1	0,10
4	Буровой мастер скважин І и ІІ категории	1	0,29
Рабочие
5	Машинист буровой установки (6-й разряд)	1	1
6	Помощник машиниста буровой установки (4-й разряд) 1-ый	1	1
7	Помощник машиниста буровой установки (4-й разряд) 2-ой	1	0,66
8	Машинист двигателей внутреннего сгорания (4-ый разряд)	1	1
Всего:		8	4,17
Итого затрат на весь объем бурения составит 4,17Ч363 = 1513,71 чел.-днях

Таблица 4.7. Нормы затрат труда по лаборатории исследований коллекторских свойств горных пород (ССН-92, выпуск 7, таблица 17,3) [5]

№ п/п	Наименование профессий	Количество производственного персонала (20 бригад)	Норма затрат труда (чел./мес.)
ИТР
1	Начальник лаборатории	1	0,05
2	Ст. методист	1	0,05
3	Методист	1	0,05
4	Петрограф	1	0,05
5	Техник-лаборант (препаратор)	1	0,05
6	Техник лаборант (приемка проб, оформление и выдача результатов анализа)	1	0,05
Исполнители
7	Инженер-лаборант 1-ой категории	1	0,05
8	Инженер-лаборант 2-ой категории	1	0,05
9	Инженер-лаборант	4
10	Техник-лаборант 2-ой категории	7	0,35
11	Техник-лаборант	7	0,35
Рабочие (вспомогательные)
12	Лаборант по физико-механическим испытаниям (шлифовщик) 4-ого разряда	1	0,05
13	Подсобный рабочий 1-ого разряда (препаратор)	1	0,05
14	Подсобный рабочий 1-ого разряда (мойщик посуды)	1	0,05
Всего:		29	1,45
Итого затрат труда на весь объем работы на лабораторные исследования коллекторских свойств составит: 16Ч1,45 = 23,2 чел.-месяцев

Таблица 4.8. Нормы затрат труда инженерно-технических работников (ИТР) и рабочих на ГИС (ССН-93, выпуск 3.5 таблица 20, таблица 21) в отрядо-сменах [6]

№п/п	Наименование профессий	Количество производственного персонала		Норма затрат труда
ИТР
1	Начальник отряда	1		1
2	Геофизик 1кат. (оператор)	1		1
3	Техник 1кат. (оператор)	1		1
4	Геофизик 1кат. (интерпретатор)	1		0,5
5	Техник 1кат. (интерпретатор)	1		1
6	Техник 2 кат. (Чертежник)	1		1
Рабочие
7	Каротажник IV разр.	1	1
8	Машинист подъемника каротажной станции IV разр.	1	1
9	Моторист самоходной каротажной станции IV разр.	1	1
10	Рабочий III разр.	1	1
Всего:		10	9,5
Итого затрат на весь объем ГИС составит 9,5Ч7,4= 70,3 отрядо-смен

.2 Смета расходов

Расчет норм основных расходов на подготовительные работы, на разведочное бурение, лабораторные исследования керна, а также геофизические исследования в скважине №2280Р на Пальяновской площади Красноленинского месторождения приведены в таблицах 4.9-4.14.

Таблица 4.9. Сводный сметный расчет стоимости подготовительных работ, строительства разведочной скважины №2280Р, а также прочих расходов на Красноленинском месторождении (СНОР-93, выпуск 1)

№ п/п	Наименование работ или затрат	Стоимость с учетом индекса
1	Подготовка площадки, строительство подъездного пути, трубопроводов, линий передач и др.	4 823 027
2	Строительство, монтаж и демонтаж буровой установки	2 245 568
3	Плата за размещение отходов	232 957
4	Работы по рекультивации	399 983
5	Плата за выбросы загрязненных веществ	72 189
6	Отвод земельного участка	81 397
	Итого:	7 855 121

Таблица 4.10. Нормы основных расходов на бескерновое бурение буровыми установками с вращателем шпиндельного типа, диаметром до 133-250 мм. В рублях на станко-смену. по СНОР-93, выпуск № 5 (таблица 4.9) [7]

Показатели норм	Бескерновое бурение
	Норма СНОР-93 выпуск 5 таблица 13	С учетом индекса
Затраты на оплату труда	2464	4681,6
Отчисления на социальные нужды	963	1829,7
Материальные затраты	9320	17708
Амортизация	1874	3560,6
Всего:	14621	27779,9

Индекс изменения сметной стоимости на 2013 год - 1,9.

Итого: 27779,9Ч355=9 861 864,5 руб/ст.см

Таблица 4.11. Нормы основных расходов на бурение скважин комплексами технических средств с керноприемником УКР-138/80 (Недра). В рублях на станко-смену по СНОР-93, выпуск № 5 [7]

Показатели норм	Колонковое бурение, ССН-93
	Норма СНОР-93	С учетом индекса
Затраты на оплату труда	2148	4081,2
Отчисления на социальные нужды	854	1622,6
Материальные затраты	7919	15046,1
Амортизация	1538	2307
Итого основных расходов	12459	23672,1

Итого: 23672,1Ч8=189 376,8 руб/ст.см

Таблица 4.12. Нормы основных расходов на удорожание бурения в зимних условиях. В рублях на станко-смену по СНОР-93, выпуск № 5 [7]

Показатели норм	Руб./ст.см
	Норма СНОР-93	С учетом индекса
Затраты на оплату труда	301	571,9
Отчисления на социальные нужды	118	224,2
Материальные затраты	1303	2475,7
Амортизация	20	38
Итого основных расходов	1742	3309,8

Итого: 3309,8Ч363=1 201 457,4 руб/ст.см

Таблица 4.13. Нормы основных расходов на исследования коллекторских свойств керна (в рублях на одну станко-смену) [8]

Показатели норм	Исследование коллекторских свойств горных пород
	Норма СНОР-93 выпуск 7, таблица 1	С учетом индекса
Затраты на оплату труда	16571	31484,9
Отчисления на социальные нужды	6463	12279,7
Материальные затраты	32446	61647,4
Амортизация	3675	6982,5
Итого:	59155	112394,5

Основные расходы на исследование коллекторских свойств составят:

Ч 112394,5= 1 798 312 рублей

Таблица 4.14. Нормы основных расходов на геофизические исследования масштабов 1:500, 1:200 в структурно-картировочных скважинах (ССН-92, табл.7, 8) в рублях на один месяц работы отряда [9]

Показатели норм	Руб./ст.см
	Норма СНОР-93	С учетом индекса
Затраты на оплату труда	53064	100821,6
Отчисления на соц. нужды	20666	39265,4
Материальные затраты	97273	184818,7
амортизация	109470	207993
Итого основных расходов	280473	532898,7

Итого: 532898,7Ч7,4=3 943 450,38 руб/ст.см

Общая сметная стоимость проектируемых работ

Форма СМ1.

Наименование работ и затрат	Единица		Объем работ			Единичная сметная расценка, руб.		Полная сметная стоимость, руб.
I. Основные расходы А. Собственно геологоразведочные работы:
1. Разведочное бурение:
1.1. Бескерновое бурение Затраты на оплату труда Отчисления на социальные нужды Материальные затраты Амортизация Итого основных расходов: Итого:		станко-смены		355		4681,6 1829,7 17708 3560,6 27779,9		9 861 864,5
1.2. Колонковое бурение Затраты на оплату труда Отчисления на социальные нужды Материальные затраты Амортизация Итого основных расходов: Итого:		станко-смены		8		4081,2 1622,6 15046,1 2307 23672,1		189 376,8
1.3. Удорожание бурения в зимних условиях Затраты на оплату труда Отчисления на социальные нужды Материальные затраты Амортизация Итого основных расходов: Итого:		станко-смены		286		571,9 224,2 2475,7 38 3309,8		1 201 457,4
2. Исследование коллекторских свойств:
Затраты на оплату труда Отчисления на социальные нужды Материальные затраты Амортизация Итого основных расходов: Итого:		бригадо-месяцы		16		31484,9 12279,7 61647,4 6982,5 112394,5		1 798 312
3. Геофизические исследования скважины
Затраты на оплату труда Отчисления на социальные нужды Материальные затраты Амортизация Итого основных расходов: Итого:		отрядо-смены			7,2		100821,6 39265,4 184818,7 207993 532898,7	3 943 450,38
Сумма подготовительных работ, монтажа и демонтажа установок а также прочих затрат, описанных в таблице 4.9								7 855 121
Общая стоимость								24 849 582,08
Резерв на непредвиденные расходы и затраты.		4% от общей стоимости проектируемых работ							993 983,3
Ликвидационные работы		5% от общей стоимости проектируемых работ							1 242 479
Накладные расходы		26% от суммы основных расходов							6 460 891
Плановые накопления		20% от общей суммы основных и накладных расходов							4 969 916
Общая стоимость проекта 38 516 851

Расчеты общей стоимости проекта были проведены согласно СНОР и ССН 1993-1994 гг. В процессе расчетов использовался индекс изменения сменой стоимости на 2013 г. для геолого-разведочных работ, равный 1,9.

Общая стоимость проекта составила 38 516 851 руб.

4.3 Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности

К опасным и вредным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов нефтяного хозяйства относятся: повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенный уровень шумов и вибрации на рабочем месте, недостаточная его освещенность и т.д.

При размещении технологических установок, производственных помещений и других объектов на территории нефтяного месторождения необходимо учитывать требования пожарной безопасности и удобство обслуживания отдельных объектов.

Удовлетворительное состояние дорог и подъездных путей к производственным объектам, устройство мостиков, переездов и переходов - залог правильной организации производства и безопасного ведения работ. Поэтому эти объекты должны всегда содержаться в исправном состоянии, чистоте и иметь предупреждающие знаки.

Охрана труда - система правовых, технических и санитарных норм, обеспечивающих безопасные для жизни и здоровья трудящихся условия выполнения работы: внедрение современных мер техники безопасности, предупреждающих производственный травматизм, и обеспечение санитарно-гигиенических условий, предотвращающих возникновение профессиональных заболеваний рабочих и служащих, обеспечение техники безопасности и пожарной профилактики. Работу по безопасности труда организует служба охраны труда под руководством главного инженера.

Для улучшения условий труда для рабочих и служащих предусматривается:

выдача молока 0,5 л в смену и других равноценных пищевых продуктов;

дополнительный отпуск - 6-12 дней;

разработка программы улучшения и оздоровления условий труда;

право получение бесплатно спец. одежды, спец. обуви и других средств индивидуальной защиты.

Перед началом проведения работ на проектируемой скважине бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидаций аварий и планом работ, который должен содержать сведения по состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций. С исполнителями должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.

До начала работы члены вахты должны проверить состояние рабочего места, убрать лишние предметы, подготовить необходимый инструмент, проверить его исправность.

Выхлопные трубы агрегатов и других специальных машин, должны быть снабжены глушителями, искрогасителями и нейтрализаторами выхлопных газов.

Манометры, индикаторы веса и другие КИП должны устанавливаться так, чтобы показания их были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. Манометр должен иметь красную черту по делению, соответствующему предельно допустимому рабочему давлению.

При силе ветра 15 м/сек и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м производство спуско-подъемных операций запрещается.

Пуск механизмов в ход должен производиться по сигналу и лишь после того, как все работники вахты будут удалены от движущихся частей.

При перемещении труб и тяжестей должны применяться только исправные грузозахватные приспособления и оборудование.

Запрещается их эксплуатация при нагрузках, превышающие допустимые нормы по паспорту, нельзя использовать инструменты и приспособления не по назначению.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто, талевый блок уложен на рабочую площадку.

В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварийного отключения световой линии в ночное время при спуске и подъеме труб следует немедленно установить на устье задвижку и прекратить дальнейшие работы.

Расстановка агрегатов, оборудования, приспособлений и устройство площадок в зоне работ осуществляется в соответствии со схемой и технологическими регламентами, утвержденными техническим руководителем.

Грузоподъемность подъемного агрегата, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам, ожидаемым в процессе ремонта.

Спускоподъемные операции следует проводить с применением лебедки с гидроприводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку).

Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток.

Для питьевой воды необходимо применять эмалированный или алюминиевые бачок, легко очищаемый и дезинфицируемый, снабженный краном с ограждением, препятствующий прикосновения рта к крану. К рабочим местам свежую питьевую воду необходимо доставлять ежедневно.

Для защиты опасных вредных производственных факторов, а также для неблагоприятных факторов окружающей среды применяются средства индивидуальной защиты. Все члены бригады обеспечиваются средствами индивидуальной защиты по установленным нормам.

По окончании работы сушку и хранение спецодежды следует осуществлять специально в отведенных местах в передвижном вагон домике.

Для предотвращения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования необходимо предусматривать следующие меры, обеспечивающие ликвидацию зарядов статического электричества:

отвод зарядов путем заземления оборудования и коммуникаций;

отвод зарядов путем уменьшения удельных объемов и поверхностных электрических сопротивлений;

нейтрализация зарядов путем использования радиоизотопных, индивидуальных и других нейтрализаторов.

Ответственность за пожарную безопасность цеха несет начальник цеха или лица, исполняющие его обязанности. На основании «Типовых правил пожарной безопасности для промышленных предприятий» для каждого цеха, лаборатории или иного помещения разрабатываются конкретные инструкции о мерах пожарной безопасности, которые согласовываются с местной пожарной охраной и утверждаются главным инженером.

Производственные помещения, установки, сооружения и склады должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным инвентарем в соответствии с действующими нормами. Использование пожарного инвентаря и оборудования для хозяйственных и других целей, не связанных с пожаротушением, запрещается. Не допускается загромождение различным оборудованием и машинами дорог, проездов, коридоров ведущих к первичным средствам пожаротушения и связи.

Курение разрешается только в специально отведенных и оборудованных помещениях [13].

4.4 Мероприятия по обеспечению экологической безопасности

В соответствии с действующим законодательством РФ необходимо обеспечить экологическую безопасность при разработке месторождения Зимнее.

В целях уменьшения вероятного ущерба окружающей среде от вводимых технологических объектов на месторождении Зимнее, нефтепромысловые объекты и коридоры коммуникаций к ним необходимо по возможности располагать:

1на менее ценных землях, вне участков распространения ценных в экологическом отношении лесов, в экосистемах с низкими ценностными свойствами, имеющих категорию упругоустойчивых;

2вне особо охраняемых природных территорий (памятники природы, заказники, заповедники);

3за пределами водоохранных зон рек и озер;

4вне территорий используемых местным населением;

5вне мест гнездования птиц, отнесенных к «краснокнижникам».

Концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы не должна превышать:

предельно допустимую концентрацию (ПДК) вредных веществ для населенных пунктов за пределами санитарно-защитных зон основных нефтепромысловых объектов.

предельно допустимую концентрацию (ПДК) вредных веществ для рабочей зоны - в пределах рабочей зоны.

Не допускается загрязнение подземных вод сверх ПДК вредными для источников хозяйственно-питьевого назначения веществами.

Общие экологические требования к техническим и технологическим решениям в значительной степени определяются специфическими особенностями территории месторождения и чувствительностью объектов окружающей среды территории к реализации планируемой деятельности.

Важным является признание за коренным населением и реализация ими права на сохранение традиционного жизненного уклада, культуры, ценностей и использования природных ресурсов, а также обеспечение неприкосновенности святынь и археологических памятников с одновременным удовлетворением запросов в сфере здравоохранения, образования и социально-экономического развития.

В условиях повышенной ранимости северной природы особое значение при буровых работах приобретает очистка сточных вод и утилизация отходов бурения.

Нефтепромысловые объекты должны располагаться строго в пределах лицензионной территории, исходя из условия минимального нарушения земельных угодий.

При размещении нефтепромысловых объектов должна учитываться степень экологической опасности техногенных воздействий для отдельных участков лицензионной территории.

Отходы производственной деятельности должны утилизироваться или надежно захороняться в полном соответствии с требованиями Федерального закона «Об отходах производства и потребления».

Экологическое благополучие территории, вовлекаемой в процесс промышленного использования, во многом будет зависеть от характера размещения скважин и сопутствующей инфраструктуры.

Анализ разработки северо-западной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения