Палеогеновая система
В отложениях палеогена выделяются: тибейсалинская, люлинворская, тавдинская, атлымская свиты. Тибейсалинская свита подразделяется на две подсвиты.
Нижняя подсвита сложена глинами алевритистыми с включениями растительных остатков и прослоями песков и алевролитов. Верхняя подсвита представлена песками мелкозернистыми, каолинизированными с многочисленными растительными остатками. В верхней части залегают почти черные глины толщиной 20 – 30 м. Общая толщина свиты 175 – 198 м.
Люлинворская свита подразделяется на три подсвиты. Нижняя подсвита сложена опоковидными глинами и опоками глинистыми.
Средняя подсвита представлена диатомитами слабоглинистыми. Верхняя подсвита сложена диатомовыми глинами алевритистыми с линзами алевролитов. Общая толщина свиты 160 – 180 м.
Тавдинская свита представлена глинами алевритистыми с линзами и прослоями глауконитовых песков. Толщина свиты 50 – 70 м.Атлымская свита сложена песками мелко-грубозернистыми, каолини-зированными с прослоями бурых плитчатых глин. Толщина свиты до 100 м.
В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса: юрский, неоком-аптский и апт-сеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки. Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9 – 1130,4 м и контролируется отложениями глин, толщинами до 500 м. Продуктивная толща сеномана представлена слабосцементированными песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациально замещаются на различных расстояниях. Коллекторами газа являются пески, песчаники с глинистым цементом, а также крупно- и среднезернистые алевролиты. Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород высокие.
Таблица 1. Состав газа сеноманской залежи месторождения Медвежье
-
Наименование компонента
Химическая формула
Содержание,
% об.
Метан
СН4
98,860
Этан
С2Н6
0,100
Пропан
С3Н8
0,009
Бутан
С4Н10
0,002
Пентан
С5Н12
Следы
Двуокись углерода
СО2
0,100
Азот
N2
0,880
Гелий
Не
0,016
Аргон
Аr
0,033
Ритарвыпао
4. Первичное вскрытие продуктивных пластов.
Вскрытие продуктивных пластов является важнейшим этапом строительства нефтегазовых скважин. От качественного выполнения работ данного этапа в значительной степени зависят коллекторские свойства продуктивного пласта, а, следовательно, и основной показатель качества новой скважины — ее дебит.
Освоение на отечественных предприятиях промышленного производства органобентонита — эффективного структурообразователя буровых растворов на углеводородной основе (РУО), позволяет по новому взглянуть на проблему вскрытия продуктивных пластов.
Очевидно, что буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов должны оказывать минимальное отрицательное воздействие на продуктивный пласт, иметь высокую взвешивающую и несущую способность для предотвращения накопления шлама в скважине, обладать повышенными смазочными свойствами.
Буровые растворы на водной основе, применяемые для проходки основного ствола скважины, не удовлетворяют указанным требованиям. При контакте таких растворов с углеводородными пластовыми флюидами и содержащей их пористой средой происходит необратимое снижение естественной проницаемости призабойной зоны скважины. Данное обстоятельство влечет за собой уменьшение, нередко кратное, фактической продуктивности скважины в сравнении с ее потенциальной продуктивностью и увеличение сроков освоения скважин. Кроме того, буровые растворы на водной основе вызывают коррозию промыслового оборудования, повышают его абразивный износ и развивают нежелательные микробиологические процессы.
Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной основе (РУО). Использование РУО позволяет практически полностью исключить снижение нефтепроницаемости призабойной зоны скважины. Несущей средой этих растворов является углеводородная, по физико-химическим свойствам родственная углеводородному флюиду, насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующая при их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины. Помимо качественного вскрытия продуктивных пластов РУО с успехом могут использоваться в разведочном бурении для отбора керна с сохранением его естественной водонасыщенности и проницаемости, а также при бурении скважин в осложненных условиях и для подземного (капитального) ремонта нефтяных и газовых скважин.