Таблица 4.2
Индекс
|
Интервал
|
Описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
|
стратиграфического подразделения
|
от (верх)
|
до
(низ)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
|
|
|
Q
|
0
|
60
| Почвенно-растительный слой, пески аллювиальные, озерные, болотные пески, глины, суглинки. |
N
|
60
|
120
|
Переслаивание песков, глин, супесей.
|
Р3
|
120
|
160
|
Супеси с прослоями песков и глин, линзами бурового угля.
|
Р3 – Р2
|
160
|
200
|
З/серые алевритистые глины с редкими прослоями песков и линзами бурового угля.
|
Р2
|
200
|
285
|
Глины диатомовые серые, з/серые.
|
Р1
|
285
|
320
|
Глины темно-серые, алевритистые с прослоями супесей, местами опоковидные.
|
К2
|
320
|
370
|
Серо-цветные глины с прослоями мергелей, известковистых алевролитов.
|
-“-
|
370
|
490
|
Серо-цветные глины с прослоями алевролитов, песчаников и песков.
|
-“-
|
490
|
715
|
Переслаивание серо-цветных песчаников, алевролитов и глин.
|
-“-
|
715
|
730
|
Переслаивание алевритистых и песчаных глин зеленовато-серого цвета с прослоями алевролитов и глинистых песков.
|
К2 – К1
|
730
|
1530
|
Серые пески и песчаники с прослоями серых алевритистых и песчаных глин и алевритов.
|
К1
|
1530
|
1565
|
Переслаивание песков и глин.
|
-“-
|
1565
|
2030
|
Глины пестроцветные, пески, алевролиты, гравелиты.
|
-“-
|
2030
|
2090
| Переслаивание песчаников и алевролитов, с прослоями аргиллитов. |
-“-
|
2090
|
2350
| Аргиллиты серые с прослоями песчаников, алевролитов, мергелей, известняков. |
J3
|
2350
|
2375
| Аргиллиты буровато-черные битуминозные, окремненные, с пропластками известковистых аргиллитов. |
-“-
|
2375
|
2383
| Аргиллиты темно-серые с включениями белемнита и пирита. |
-“-
|
2383
|
2460
| Переслаивание аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей. |
J1-2
|
2460
|
2500
| Переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов. |
|
|
|
|
Таблица 4.3
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Краткое
название горной породы
|
Плотность, г/см3
|
Пористость, %
|
Проницаемость,
дарси
|
Глинистость, %
|
Карбонатность, %
|
Предел
текучести, кгс/мм2
|
Твердость, кгс/мм2
|
Коэффициент пластичности
|
Абразив-ность
|
Категория
породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q– Р1
|
0
|
320
|
глины,
супеси,
суглинки,
пески.
|
2,2
2,0
2,0
1,9
|
10
8
8
35
|
0,001
-
-
0,6
|
90
40
60
10
|
1-2
1
1
1-2
|
15
-
-
12
|
-
-
-
-
|
1,1-4,5
1,1-4,5
1,1-4,5
1,1-4,5
|
II
II
II
I-II
|
М
|
К2– К1
|
320
|
1530
|
глины,
алевролиты,
песчаники,
пески.
|
2,2
2,0
2,3
1,9
|
10
15
31
35
|
0,001
0,05
0,5
0,6
|
90
20
7
10
|
1-2
4
1-2
1-2
|
15
21-164
9-213
12
|
-
29-182
14-234
-
|
1,1-4,5
1,6-4,3
1,1-4,5
1,1-4,5
|
II
I-IV
III-VIII
I-II
|
МС
|
К1
|
1530
|
2350
|
глины,
алевролиты,
аргиллиты,
песчаники,
пески.
|
2,2
2,0
2,6
2,3
1,9
|
10
15
10
31
35
|
0,001
0,05
0,001
0,5
0,6
|
90
20
100
7
10
|
1-2
4
1-3
1-2
1-2
|
15
21-164
30-182
9-213
12
|
-
29-182
44-210
14-234
-
|
1,1-4,5
1,6-4,3
1,8-4,2
1,1-4,5
1,1-4,5
|
II
I-IV
I-III
III-VIII
I-II
|
МС, С
|
J3– J1-2
|
2350
|
2500
|
аргиллиты,
алевролиты,
песчаники,
|
2,6
2,1
2,3
|
10
15
25
|
0,001
0,05
0,3
|
100
20
7-10
|
1-3
3-5
1-2
|
30-182
21-164
9-213
|
44-210
29-182
14-234
|
1,8-4,2
1,6-4,3
1,1-4,5
|
I-III
I-IV
III-VIII
|
С
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.2. НЕФТЕГАЗОВОДОНОСность ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ
Таблица 4.4
Газоносность
Индекс
стратиграфического
подразделения
|
Интервал, м
|
Тип
коллектора
|
Максимальный дебит газа,
тыс. м3/сут.
|
Пластовое
давление,
кгс/см2
|
Относи-
тельная
по воз-
духу плотность газа
|
Пластовая температура, ºС
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ю11
|
2383
|
2395
|
поров.
|
300
|
241
|
1,05
|
110
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.6
Водоносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип
коллектора
|
Плотность,
г/см3
|
Дебит,
м3/сут.
|
Пластовое
давление,
кгс/см2
|
Химический состав (воды), % экв.
|
Минерализация,
г/л
|
Тип воды по Сулину СФН-сульфатонатр., ГКН-гидрокарбонатр., ХМ-хлоро-магн., ХК-хлоро-кальциев.
|
Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
анионы
|
катионы
|
Cl -
|
SO --4
|
HCO-3
|
Na+ (К)
|
Mq ++
|
Са ++
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Четвертично-палеогеновый комплекс
|
0
|
320
|
поров.
|
1,009
|
100-150
|
0-32
|
89
|
-
|
11
|
86
|
4
|
10
|
0,1-0,2
|
ГКН
|
да
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Апт-альб-сеноманский комплекс
|
730
|
1530
|
поров.
|
1,01
|
500-800
|
73-153
|
98
|
0,5
|
1,5
|
85
|
4,4
|
10,6
|
15,883
|
ХК
|
нет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Неокомский комплекс
|
1530
|
2350
|
поров.
|
1,01
|
до 50
|
153-235
|
95
|
-
|
5
|
92,5
|
1,1
|
6,4
|
17,2
|
ГКН-ХК
|
нет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Юрский комплекс
|
2350
|
2500
|
порово-трещин.
|
1,013
|
до 10
|
237-253
|
87,4
|
-
|
12,6
|
94,2
|
1,66
|
4,14
|
22
|
ХК
|
нет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
J3 (Ю12)
|
2439
|
2450
|
порово-трещин.
|
1,023
|
до 10
|
246-247
|
97
|
1,2
|
1,8
|
92
|
0,3
|
7,7
|
33,99
|
ХК
|
нет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.7
Давление и температура по разрезу скважины
(в графах 5 и 11 проставляются условные обозначения источника получения градиентов:
РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах)
Индекс
стратиграфического
подразделения
|
Интервал, м
|
Градиент
|
Темпера-
тура в конце
интервала, град. ºС
|
Источник получения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
пластового
давления
|
гидроразрыва
пород
|
горного
давления
|
величина кгс/см2 на м
|
источник получения
|
величина кгс/см2 на м
|
источник получения
|
величина кгс/см2 на м
|
источник получения
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q– Р1
|
0
|
320
|
0,100
|
РФЗ
|
0,200
|
РФЗ
|
0,22
|
РФЗ
|
14
|
РФЗ
|
К2
|
320
|
730
|
0,100
|
-“-
|
0,200
|
-“-
|
0,22
|
-“-
|
31
|
-“-
|
К2– К1
|
730
|
1530
|
0,100
|
-“-
|
0,170
|
-“-
|
0,22
|
-“-
|
64
|
-“-
|
К1
|
1530
|
2210
|
0,100
|
-“-
|
0,165
|
-“-
|
0,23
|
-“-
|
93
|
-“-
|
К1(Б9)
|
2210
|
2225
|
0,104
|
-“-
|
0,165
|
-“-
|
0,23
|
-“-
|
93
|
-“-
|
К1
|
2225
|
2350
|
0,100
|
-“-
|
0,165
|
-“-
|
0,23
|
-“-
|
99
|
-“-
|
J3
|
2350
|
2460
|
0,101
|
-“-
|
0,160
|
-“-
|
0,23
|
-“-
|
113
|
-“-
|
J1-2
|
2460
|
2500
|
0,100
|
-“-
|
0,160
|
-“-
|
0,23
|
-“-
|
115
|
-“-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.3 ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ
Таблица 4.8
Поглощение бурового раствора
Индекс стратиграфического
|
Интервал, м
|
Максимальная интенсивность
|
Условия возникновения, в том
|
подразделения
|
от (верх)
|
до (низ)
|
поглощения, м3/час
|
числе допустимая репрессия
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
|
|
|
|
Q– Р1
|
0
|
320
|
1
|
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО
|
К2
|
320
|
730
|
1
|
К2– К1
|
730
|
1530
|
1
|
К1
|
1530
|
2350
|
3
|
J3
|
2350
|
2460
|
3
|
J1-2
|
2460
|
2500
|
3
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.9
Осыпи и обвалы стенок скважины
Индекс
стратиграфического
подразделения
|
Интервал, м
|
Устойчивость
пород, измеряемая временем
от момента
вскрытия до начала осложнения, сутки
|
Интенсивность
осыпей и
обвалов
|
Проработка в интервале
|
|
|
|
из-за этого осложнения
|
|
от
|
до
|
|
|
Условия возникновения
|
(верх)
|
(низ)
|
мощность,
|
скорость,
|
|
|
|
м
|
м/час
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q– К2
|
0
|
730
|
3
|
интенсивн.
|
730
|
100-110
|
Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента, материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.
|
К2– К1
|
730
|
1530
|
3
|
слабые
|
800
|
-“-
|
К1
|
1530
|
1565
|
3
|
интенсивн.
|
35
|
-“-
|
К1– J1-2
|
1565
|
2500
|
3
|
слабые
|
935
|
-“-
|
К1(Б9)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.10
Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид проявляемого флюида
|
Условия
возникновения
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
(вода, нефть, газ)
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
|
|
|
|
К2– К1
|
730
|
1530
|
вода
|
Снижение гидростатического давления в скважине из-за:
- недолива жидкости;
- подъема инструмента с “сальником”;
- снижения плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины.
|
К1(Б9)
|
2210
|
2225
|
нефть
|
J3(Ю11)
|
2383
|
2395
|
газоконденсат
|
J3(Ю12)
|
2404
|
2419
|
нефть
|
J3(Ю12)
|
2439
|
2450
|
вода
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.11
Прихватоопасные зоны
Индекс стратиграфического
|
Интервал, м
|
Репрессия при прихвате,
|
Условия
|
подразделения
|
от (верх)
|
до (низ)
|
кгс/см2
|
возникновения
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
|
|
|
|
Q– К2
|
0
|
730
|
-
|
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО
|
К2– К1
|
730
|
1530
|
-
|
К1– J1-2
|
1530
|
2500
|
-
|
|
|
|
|
|
Примечание: Способы ликвидации прихватов и других аварий разрабатываются буровой организацией.
Таблица 4.12
Прочие возможные осложнения
Интервал, м
|
Вид
|
Характеристика (параметры)
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
(название осложнения)
|
осложнения и условия
возникновения
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
|
|
|
730
|
1530
|
разжижение бурового раствора
|
Создание противодавления на водонасыщенные пласты устраняются повышением плотности промывочной жидкости
|
1530
|
2500
|
сужение ствола скважины
|
Естественный процесс набухания глин при длительном контакте их с раствором на водной основе. Отложения устраняются проработкой этих интервалов
|
|
|
|
| |
Скачать 46.89 Kb.