Т аблица 3 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважин
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал по вертикали, м
|
Краткое название горной породы
|
Плотность, кг/м3
|
Пористость, %
|
Проницаемость, 10-12 м2
|
Глинистость, %
|
Карбонатность, %
|
Твердость, МПа
|
Абразивность
|
Категория породы по
промысловой
классификации
(мягкая, средняя и т.д.)
|
Коэффициент Пуассона
|
Модуль Юнга, Па
|
от
|
до
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
Q
|
0
|
45
|
Пески, алевролиты
|
1900
1800
|
35
10
|
0,6
0,05
|
10-15
|
1-2
4
|
24-182
|
I-II,
I-IV
|
Мягкая
|
-
|
-
|
P32nvm
|
45
|
145
|
Глины
Пески
|
1800 1900
|
6
35
|
0,001
0,5
|
40-51
|
1-2
|
-
|
I-II
|
Мягкая
|
-
|
-
|
P31atl
|
145
|
235
|
Глины
|
1900
|
5
|
0,001
|
40-50
|
1-2
|
-
|
II
|
Мягкая
|
-
|
-
|
P3tv
|
235
|
375
|
Глины
|
1900
|
5
|
0,001
|
45
|
1-2
|
-
|
II
|
Мягкая
|
0,3
|
4-7
|
Пески
|
2000
|
35
|
0,5
|
30
|
1-2
|
-
|
I-II
|
Средняя
|
0,41
|
5-8
|
P2ll
|
375
|
500
|
Глины
|
2000
|
5
|
0,001
|
50
|
1-2
|
-
|
II
|
Мягкая
|
0,31
|
4-8
|
Глины
|
2300
|
5
|
0,001
|
15-20
|
1-2
|
-
|
II
|
Средняя
|
0,4
|
5-6
|
Продолжение таблицы 3
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
P1tl
|
500
|
690
|
Глины
|
2000
|
5
|
0,001
|
45
|
1-2
|
-
|
II
|
Мягкая
|
0,35
|
4-5
|
К2gn
|
690
|
890
|
глины
алевритистые
|
1900,2000
|
26,
28
|
-
|
35-65,
5-7
|
15,7
|
75-160
|
2-3
|
Мягкая
|
-
|
-
|
К2br
|
890
|
1030
|
глины
|
2000
|
26
|
-
|
40-55
|
-
|
120
|
2
|
Мягкая
|
-
|
-
|
K2kz
|
1030
|
1050
|
глины
|
2050
|
23
|
-
|
37-50
|
-
|
110
|
2
|
Мягкая
|
-
|
-
|
К2pkr
|
1050
|
1800
|
глины
|
2100
|
20
|
-
|
40-50
|
-
|
90
|
2
|
Мягкая
|
-
|
-
|
К2alm
|
1800
|
1890
|
песчаник
|
2600
|
14
|
0,341
|
10-12
|
28,4
|
170
|
10
|
Средняя
|
0,41
|
5-6
|
глины
|
2200
|
26
|
-
|
37-60
|
-
|
120
|
2
|
Мягкая
|
0,30
|
4-16
|
алевролиты
|
2300
|
26
|
-
|
20-30
|
20
|
98
|
3-4
|
Средняя
|
0,25
|
9-290
|
K1sn
|
1890
|
2090
|
глины
|
2400
|
28
|
-
|
40-50
|
-
|
100
|
2-3
|
Мягкая
|
0,32
|
23-310
|
|
|
|
песчаники
|
2400
|
23
|
0,717
|
5-8
|
8,0
|
95
|
3
|
Средняя
|
0,41
|
5-6
|
К1ust
|
2090
|
2340
|
пески
|
2270
|
20
|
0,552
|
11-14
|
7,6
|
175
|
4-6
|
Мягкая
|
0,30
|
4-16
|
|
|
алевролиты
|
2300
|
14
|
-
|
5-7
|
-
|
170
|
5
|
Средняя
|
0,25
|
9-290
|
К1sr
|
2340
|
2790
|
пески, глины
|
2430
|
28
|
0,265
|
12-15
|
23,4
|
180
|
8
|
Средняя
|
0,32
|
23-310
|
J3bg
|
2790
|
2865
|
аргиллиты
|
2500
|
23
|
-
|
6-8
|
15,2
|
98
|
2-4
|
Средняя
|
0,41
|
5-6
|
J3vsg
|
2865
|
2880
|
аргиллиты
|
2600
|
26
|
-
|
7-9
|
28,6
|
95
|
6
|
Средняя
|
0,30
|
4-16
|
|
|
алевролиты
|
2400
|
28
|
-
|
5-7
|
11,2
|
190
|
8
|
Средняя
|
0,25
|
9-290
|
|
|
пески
|
2220
|
26
|
0,114
|
12-16
|
35,4
|
170
|
10
|
Средняя
|
0,32
|
23-310
|
J3gr
|
2880
|
2885
|
аргиллиты
|
2600
|
20
|
-
|
6-9
|
23,1
|
85
|
3
|
Средняя
|
0,41
|
5-6
|
J2tm
|
2885
|
3200
|
пески
|
2190
|
28
|
0,061
|
11-15
|
45,1
|
165
|
12
|
Средняя
|
0,30
|
4-16
|
|
|
алевролиты
|
2400
|
26
|
-
|
6-9
|
23,4
|
150
|
2
|
Средняя
|
0,25
|
9-290
|
,
Таблица 4- Давление и температура по разрезу скважины
-
Индекс стратегического подразделения
|
Интервал по
вертикали, м
|
Градиент давления
|
Пластовые
|
от
|
до
|
пластового
|
гидроразрыв пород
|
горного
|
темпе-
ратуры,
0С
|
источник
получения
|
МПа/м
|
источ-
ник
полу-чения
|
МПа/м
|
источ-
ник
полу-чения
|
МПа/м
|
источ-
ник
полу-чения
|
от
|
до
|
от
|
до
|
от
|
до
|
P3tr – P1tl
|
0
|
690
|
0,0101
|
0,0101
|
РФЗ
|
0,0183
|
0,0183
|
РФЗ
|
0,020
|
0,020
|
ПГФ
|
17
|
РФЗ
|
K2gn -K2alm
|
690
|
1890
|
0,0101
|
0,0101
|
РФЗ
|
0,0184
|
0,0184
|
РФЗ
|
0,021
|
0,021
|
ПГФ
|
57
|
РФЗ
|
K1sn – K1sr
|
1890
|
2790
|
0,0101
|
0,0101
|
РФЗ
|
0,0184
|
0,0184
|
РФЗ
|
0,022
|
0,022
|
ПГФ
|
84
|
РФЗ
|
J3bg – J3gr
|
2790
|
2880
|
0,0101
|
0,0101
|
РФЗ
|
0,0184
|
0,0184
|
РФЗ
|
0,024
|
0,024
|
ПГФ
|
87
|
РФЗ
|
J3vsg –
J1-2tm
|
2880
|
3200
|
0,0110
|
0,0110
|
РФЗ
|
0,0188
|
0,0188
|
РФЗ
|
0,024
|
0,024
|
ПГФ
|
94
|
РФЗ
|
Таблица 5 - Нефтеносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Пласт
|
Интервал по вертикали, м
|
Тип коллектора
|
Плотность нефти, кг/м3
|
Вязкость нефти в пл., ус., мПа·с
|
Содержание серы, % по весу
|
Содержание парафина, % по весу
|
Свободный дебит, м3/сут
|
Параметры растворенного газа
|
от (верх)
|
до (низ)
|
в пластовых условиях
|
после дегазации
|
газовый фактор, м3/м3
|
содержание сероводорода, %
|
содержание углекислого газа, %
|
относительная плотность газа
|
давление насыщения в пластовых условиях, МПа
|
К1ust
|
БС10
|
2160
|
2220
|
Терригенный
|
843
|
887
|
6,57
|
1,88
|
4,0
|
7346,6
|
52
|
1,82
|
-
|
838
|
8,7
|
K1sr
|
БС12
|
2340
|
2790
|
Терригенный
|
845
|
884
|
6,57
|
1,89
|
4,0
|
62,6
|
52
|
1,88
|
-
|
823
|
8,7
|
J2tm
|
ЮС2
|
3140
|
3160
|
Терригенный
|
809
|
885
|
3,56
|
1,89
|
3,2
|
671,8
|
52
|
1,81
|
-
|
838
|
10,0
|
Индекс страти-графи-ческого подраз-деле-ния
|
Интервал по вертикали
|
Тип коллектора
|
Плотность, кг/м3
|
Дебит, м3/сут
|
Химический состав воды, мг/л
|
Минерализация, г/л
|
Тип воды по Сулину ГНК-гидрокарбонатно-натриевый ХЛК-хлоркальциевый
|
Относится к источнику питьевого водоснаб-жения (ДА, НЕТ)
|
анионы
|
катионы
|
от
|
до
|
CL-
|
SO4--
|
НСО3-
|
Na+К+
|
Mg++
|
Ca++
|
K1sn
|
1890
|
2090
|
Терригенный
|
1012
|
15,0
|
325
|
0,7
|
18
|
300
|
4,0
|
4,0
|
18,0
|
ХЛК, ГКН
|
НЕТ
|
К1ust
|
2090
|
2340
|
Терригенный
|
1010
|
40,0
|
200
|
0,6
|
16
|
250
|
3,2
|
3,2
|
16,2
|
ХЛК, ГКН
|
НЕТ
|
K1sr
|
2340
|
2790
|
Терригенный
|
1010
|
42,0
|
202
|
0,5
|
15
|
255
|
3,3
|
3,3
|
16,3
|
ХЛК, ГКН
|
НЕТ
|
J2tm
|
2885
|
3200
|
Терригенный
|
1010
|
0,13-39,0
|
204
|
0,5
|
15
|
259
|
3,5
|
3,5
|
16,4
|
ХЛК, ГКН
|
НЕТ
| Т  аблица 6 - Водоносность по вскрываемым пластам
 Таблица 7 - Сведения о возможных поглощениях бурового раствора
Индекс
|
Интервал, м
|
Максимальная интенсивность поглощения, м3/час
|
Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)
|
Градиент давления поглощения при вскрытии, МПа/м
|
Условия возникновения
|
от
|
до
|
K1sn
|
1890
|
2090
|
частичное
|
нет
|
0,0183
|
Вскрытие высокопроницаемых горизонтов в условиях репрессии.
|
K1sr
J3bg
J3gr
J2tm
|
2340
2790
2865
2885
|
2790
2865
2880
3200
|
частичное
|
нет
|
0,0184
0,0184
0,0188
0,0188
|
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, превышение скорости спуска колонн.
|
Таблица 8 - Осыпи и обвалы стенок скважины
Индекс
|
Интервал, м
|
Время до начала осложнения
|
Буровые растворы, применявшиеся ранее
|
Мероприятия по ликвидации последствий
|
от
|
до
|
тип раствора
|
плотность кг/м3
|
дополнительные данные
|
P2ll
J2tm
|
375
2885
|
500
3200
|
-
-
|
Глинистый на водной основе
Полимер глинистый
|
1100-1120
1120
|
-
Влияние б.р. на неустойчивые глины, склонные к набуханию
|
Проработка ствола скважины
Проработка ствола скважины со скоростью
100-120 м/с
|
 Таблица 9 - Нефтегазоводопроявления
Индекс
|
Интервал, м
|
Вид проявля
емого флюида
|
Плотность
смеси при
проявлении
кг/м3
|
Условия возникновения
|
Характер проявления
|
от
|
до
|
K2gn- K2kz
|
690
|
1030
|
Вода
|
1010
|
Возникновение депрессии на водоносные
пласты.
|
Снижение удельного веса и увеличение
объема б.р. на выходе
|
K2alm
K1sn
K1ust
J1-2tm
|
1800
1890
2160
2885
|
1890
2090
2340
3200
|
Нефть
Нефть
Нефть
Нефть
|
765
767
770
782
|
Отсутствие контроля за доливом жидкости в скважину во время подъёма инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического
|
Появление пленки нефти, газирование бурового раствора.
|
Таблица 10 - Прихватоопасные зоны
Индекс
|
Интервал, м
|
Вид прихвата
|
Раствор при применении которого произошел прихват
|
Наличие ограничений на оставление инструмента без движения
|
Условия возникновения
|
от
|
до
|
тип
|
плотность
кг/м3
|
водоотдача см3/30мин
|
смазывающие
добавки
|
Q-P3tv
|
0
|
375
|
Сальникообразование
|
Глинистый на водной основе
|
1100
|
8-9
|
Графит, ФК-2000+
|
Да
|
Отклонение показателей свойств бурового раствора от проектных, оставление инструмента без движения, и промывки
|
Р3tv-K2pkr
|
375
|
1800
|
Заклинка перепад давления
|
Полимерглинистый
|
1060-1080
|
6-8
|
K2pkr - K2alm
|
1800
|
1890
|
Заклинка перепад давления
|
Полимерглинистый
|
1060-1080
|
6-8
|
Технологический раздел
|
Скачать 0.82 Mb.