2.2 Нефтегазоводоносность
Таблица 7
Нефтеносность
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип
коллектора
|
Плотность, кг/м2
|
Подвижность,
д на сП
|
Содержание серы
|
Содержание парафина
|
Свободный дебит, м3/сут
|
в пластовых условиях
|
после дегазации
|
от(верх)
|
до(низ)
|
J2 tm
|
2847,7
|
2860,3
|
Поровый
|
0,843
|
0,871
|
0,015
|
0,52
|
4,81
|
10,7
|
Таблица 8
Газоносность
Индекс
Стратиграфи-ческого
подразделения
|
Интервал, м
|
Тип
коллек-тора
|
Состоя-ние (газ, конден-сат)
|
Содержание, % по объему
|
Относитель-ная по воздуху плотность газа
|
Коэффи-
циент сжимаемо-сти газа в пластовых условиях
|
Свобод-ный дебит, м3/сут
|
Плотность газоконденсата, г/см3
|
Фазовая проница-
емость
|
в пласто-вых условиях
|
на устье скважи-ны
|
от
(верх)
|
до
(низ)
|
сероводорода
|
Углеки-слого газа
|
Газовые пласты отсутствуют.
|
Таблица 9
Водоносность
Индекс страти-графического подразделения
|
Интервал основного ствола, м
|
Тип
коллектора
|
Плотность, кг/м3
|
Свободный дебит, м3/сут
|
Фазовая проницаемость,
мД
|
Химический состав воды
в % эквивалентной форме
|
анионы
|
катионы
|
от (верх)
|
до
(низ)
|
CL-
|
SO4--
|
HCO3-
|
Na+К+
|
Mg++
|
Ca++
|
Q; Р3 trt;
Р3 nm; Р3 atl;
Р3-2 tvd; Р2-1 llv
|
20
|
568
|
Поровый
|
1,000
|
До 1
|
500
|
пригодны для питьевого и
технического водоснабжения
|
P1 tl ; K2 gn;
K2 br; К2 kz;
К 1-2 uv; К1 vk
|
867
|
1720
|
Поровый
|
1,01
|
До 200
|
300
|
50
|
-
|
0
|
48
|
1,0
|
1,0
|
К1 vk; К1 alm; К1 snp
|
1762
|
2000
|
Поровый
|
1,01
|
До 3,0
|
20
|
21
|
1,0
|
28
|
18
|
17
|
18
|
К1 ub; K1 str
|
2260
|
2670
|
Поровый
|
1,01
|
До 12.0.
|
30
|
12
|
99
|
-
|
1
|
86
|
5
|
2.3 Градиенты давления
Таблица 10
Давление и температура по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал основного ствола, м
|
Градиенты
|
от (верх)
|
до (низ)
|
Пластого давления
(Мпа/м)-102
|
Гидроразрыва пород
(Мпа/м)-102
|
Горного давления
(Мпа/м)-102
|
Геотермический
0С/100м
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
Q
|
0
|
70
|
0,100
|
0,2
|
0,2
|
23
|
Р3 trt
|
70
|
135
|
0,100
|
0,2
|
0,2
|
23
|
Р3 nm
|
135
|
285
|
0,100
|
0,2
|
0,21
|
40,5
|
Р3 atl
|
285
|
340
|
0,100
|
0,2
|
0,21
|
29,8
|
Р3-2 tvd
|
340
|
550
|
0,100
|
0,2
|
0,21
|
31,1
|
Р2-1 llv
|
550
|
780
|
0,100
|
0,2
|
0,22
|
36,2
|
P1 tl
|
780
|
895
|
0,100
|
0,2
|
0,22
|
41,7
|
P1 tl
|
895
|
935
|
0,100
|
0,2
|
0,22
|
44,4
|
K2 br + К2 kz
|
935
|
974
|
0,100
|
0,2
|
0,23
|
45,4
|
K2 br + К2 kz
|
974
|
1031
|
0,100
|
0,2
|
0,23
|
46,3
|
К1-2 uv
|
1031
|
1259
|
0,100
|
0,2
|
0,23
|
47,7
|
К 1-2 hm
|
1259
|
1569
|
0,100
|
0,18
|
0,23
|
53,2
|
К1 vk
|
1569
|
1864
|
0,100
|
0,18
|
0,23
|
60,6
|
Окончание табл. 10
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
К1 alm
|
1864
|
1934
|
0,100
|
0,18
|
0,23
|
67,7
|
К1 snp
|
1934
|
2065
|
0,100
|
0,18
|
0,23
|
69,4
|
К1 ub
|
2065
|
2573
|
0,100
|
0,18
|
0,23
|
72,5
|
K1 str
|
2573
|
2776
|
0,093
|
0,18
|
0,23
|
84,7
|
J3 bg
|
2776
|
2796
|
0,100
|
0,18
|
0,24
|
89,6
|
J3 ab
|
2796
|
2811
|
0,100
|
0,18
|
0,23
|
90,1
|
J2 tm
|
2811
|
2915
|
0,100
|
0,18
|
0,23
|
90,4
|
J2 tm
|
2915
|
-
|
0,100
|
0,18
|
0,23
|
92,9
|
2.4 Осложнения
Таблица 11
Поглощение бурового раствора
Индекс
стратиграфического
подразделения
|
Интервал основного ствола, м
|
Максимальная интенсивность поглощения, м3/час
|
Расстояние от устья скважины
до статического уровня при его максимальном снижении, м
|
Имеется ли потеря
циркуляции
(да, нет)
|
Градиент давления поглощения, МПа на 100м
|
Условия возникновения
|
от
|
до
|
при вскрытии
|
после изоляционных работ
|
Q; Р3 trt; Р3 nm; Р3 atl; Р3-2 tvd;
|
0
|
610
|
1 м3/час
|
10
|
нет
|
0,15
|
0,2
|
Увеличение
плотности
промывочной
жидкости против
проектной, репрессия
на пласт >20% сверх гидроста-тического давления (частичное
поглощение в
песчаных породах)
|
Р2-1 llv; P1 tl;
K2 gn; K2 br;
К2 kz; К1-2 uv; К1-2 hm; К1 vk;
К1 alm; К1 snp; К1 ub; K1 str;
J3 bg;
J3 ab;
J2 tm
|
750
|
2894
|
1 м3/час
|
30
|
нет
|
0,12
|
0,18-0,2
|
Таблица 12
|
Скачать 0.73 Mb.