Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
© 2018 - 2024
Таблица 1.3 - Нефтеносность
| Индекс пласта | Интервал, м | Тип коллектора | Плотность, г/см3 | Подвижность, мкм2/мПа*с | Содержание серы, % | Содержание парафина, % | Свободный дебитм3/сут | Параметры растворенного газа | |||||||
| от | до | в пластовых условиях | после дегазации | Газовый фактор, м3/м3 | Содержание углекислого газа, % | Содержание сероводорода, % | Относительная плотность газа по воздуху, кг/м3 | Коэффициент сжимаемости | Давление насыщения в пластовых условиях, МПа | ||||||
| Ю11 Ю13 | 2690 2700 | 2695 2717 | поров. поров. | 0,804 0,804 | 0,848 0,848 | 0,015 0,015 | 0,52 0,52 | 4,81 4,84 | 212* | 34 30 | – – | – – | 1,11 1,11 | – – | 2,5 2,5 |
Примечание: *- максимальное значение дебита при испытании.
Таблица 1.4 - Водоносность
| Индекс пласта | Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Тип коллектора | Плотность, г/см3 | Фазовая проницаемость, мдарси | Свободный дебит, м3/сут | Химический состав воды в г/л | Степень минерализации, г/л | Тип воды по Сулину ГКН(М)- гидрокарбонатно-натриевый (магниевый) ХЛМ- хлормагниевый ХЛН- хлорнатриевый ХЛК- хлоркальциевый | Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) | ||||||
| Анионы | Катионы | |||||||||||||||
| от | до | Cl- | SO4-- | HCO3- | Na+K+ | Mg++ | Ca++ | |||||||||
| группа ПК группа А Ю13 | Q, Pg1- Pg3 K1-2 K1 K1 J3 | 20 86 7 17 62 2260 2720 | 568 17 20 2000 2670 2750 | пор пор пор пор пор | 1,0 1,0 1 1,01 1,01 1,02 | 500 300 20 30 10 | 1,0 200,0 3,0 12,0 5,6 | – 50 21 99 10 | – – 1,0 – – | – 0 28 1,0 1,2 | – 48,0 15,0 86,0 11,6 | – 1,0 18 5,0 0,2 | 0 1,0 17 9 0,8 | 0,79 15,0 18,0 17,0 33,4 | ГКМ ХЛК ГКН ХЛН ХЛК | Да Нет Нет Нет Нет |
Таблица 1.5 - Давление и температура по разрезу скважины (в графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПСР- прогноз по сейсморазве-дочным данным, ПГФ- геофизическим исследованиям, РФЗ- расчет по фактическим замерам в скважинах)
| Индекс страт. подразделения | Интервал, м | Градиент давления | ||||||||||||
| от | до | пластового | порового | гидроразрыва пород | горного | |||||||||
| кгс/см2 на м | источник получения | кгс/см2 на м | источник получения | кгс/см2 на м | источник получения | кгс/см2 на м | источник получения | |||||||
| от | до | от | до | от | до | от | до | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| Q Pg3-N nk Pg2-Pg3 cg Pg2 ll Pg1 tl K2 gn K2 sl K2 ip K2 kz K1-2 pk | 0 62 212 357 507 568 712 772 852 867 | 62 212 357 507 568 712 772 852 867 1667 | 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 | 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ | 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 | 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ | 0,0 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,18 | 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,18 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ | 0,0 0,2 0,2 0,21 0,21 0,21 0,22 0,22 0,22 0,22 | 0,2 0,2 0,21 0,21 0,21 0,22 0,22 0,22 0,22 0,23 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ |
1.4 Условия бурения. Осложнения при бурении
Таблица 1.6 - Поглощения бурового раствора
| Индекс страт. подраз-деления | Интервал, м | Макси-мальная интенсив-ность поглоще-ния, м3/ч | Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м | Имеется ли потеря циркуля-ции (да, нет) | Градиент давления поглощения, кгс/см2 на м | Условия возникновения | ||
| от | до | при вскрытии | после изоляционных работ | |||||
| Q-Pg1-Pg3 K1-2 | 0 650 | 530 2380 | 1 1 | 10 30 | нет нет | 0,15 0,12 | 0,20 0,18-0,20 | Увеличение плотности промывочной жидкости против проектной, репрессия на пласт >20% сверх гидростатического давления (частичное поглощение в песчаных породах) |
Таблица 1.7 - Осыпи и обвалы стенок скважины
| Индекс страт. подразделения | Интервал,м | Буровые растворы, применявшиеся ранее | Время до начала осложнения, сут | Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д) | |||
| от | до | тип раствора | Плотность, г/см3 | дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород | |||
| Q+Pg2+Pg1 K1-2 K1 | 0 1300 1762 | 530 1660 2257 | глинистый глинистый глинистый | 1,04 1,16 1,18 | В>10 см3 за 30 мин В>10 см3 за 30 мин В>10 см3 за 30 мин | 3,0 2,5 2,0 | Проработка, промывка, увеличение плотности и снижение водоотдачи промывочной жидкости |
Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления
| Индекс страт. подразделения | Интервал, м | Вид проявля-емого флюида | Длина столба газа при ликвидации газопроявле-ния, м | Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см3 | Условия возникновения | |||
| от | до | |||||||
| внутреннего | наружного | |||||||
| К1 J3 J3 | 2260 2690 2720 | 2670 2717 2750 | вода нефть вода | – – – | 1,01 0,848 1,025 | 1,01 0,804 1,025 | Снижение противо-давления на пласт ниже гидростатичес-кого. Несоблюдение проектных параметров бур. раствора | |
Таблица 1.9 - Прихватоопасные зоны
| Индекс страт. подразделения
| Интервал, м | Вид прихвата | Раствор, при применении которого произошел прихват | Наличие ограниче-ний на ос-тавление инструмен-та без дви-жения или промывки (да, нет) | ||||
| от | до | тип | плот-ность, г/см3 | водоотдача, см3 30 мин | смазы-вающие добавки (название) | |||
| Q-Pg2-3 K1 K1 | 0 650 2000 | 530 2000 2380 | от обвала неустойчивых пород и зак-линки инстру-мента от заклинки бур. инстру-мента и сальникообразования от перепада пластового давления | глин. глин. глин. | 1,10 1,10 1,19 | 15,0 15,0 10,0 | – – – | да да да |
Дата: 2019-05-29, просмотров: 176.