2.Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

Приложение ТЗ геологическая часть
1. Проектные сведения о районе буровых работ
Пашкинское месторождение расположено в северной части Оренбургской области,
на территории Северного административного района Оренбургской области. Ближайшие
населенные пункты: с. Северное (райцентр), Пашкино, Соковка, Богдановка, Моторино,
Секретарка и др. Населенные пункты связаны между собой грейдерными и просёлочными
дорогами. К северу от площади проходит автомагистраль Самара – Уфа. Железнодорожная магистраль Самара – Уфа проходит в 60 км к югу от месторождения, ближайшая железнодорожная станция – г. Бугуруслан, с которым райцентр с. Северное связан автодорогой с твердым покрытием. Севернее рассматриваемого месторождения проходит железная
дорога Ульяновск – Бугульма. Ближайшая железнодорожная станция Дымка расположена
в 30 км к северо-западу от месторождения, однако транспортная связь с этой станцией не
развита.
Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения – Кирсановское, Сокское,
Байтуганское
Климат района месторождения резко континентальный. Район в сейсмическом отношении спокойный, находится в южной лесостепи, где ветровой режим отличается сильной изменчивостью, преобладают ветры восточных и западных направлений, в основном
умеренные – 2-3 м/с.
Район месторождения расположен в зоне южной лесостепи ЗаволжскоПредуральской лесостепной провинции.
Пашкинское месторождение расположено в южной части БугульминскоБелебеевской возвышенности. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчленённую современной овражно-балочной сетью. Абсолютные отметки территории месторождения изменяются от 165 до 282 м.
Территория месторождения изрезана оврагами, большинство из которых имеют
меридиональное простирание. В южной части месторождения проходят овраги Вишнёвый
и Косой, в северной части – овраги Подрядный и Мордвинов.
Северо-восточная часть месторождения пересекается долиной р. Малый Сок и её
притоками.
Гидрографическая сеть территории месторождения представлена р. Малый Сок –
приток р. Сок, а также несколькими ручьями временного характера.
Летне-осенняя межень наступает обычно в мае, зимняя межень – в первой половине ноября.
В пределах месторождения отсутствуют заповедники, заказники, памятники природы и другие особо охраняемые объекты и территории.
В региональном тектоническом плане Пашкинская площадь расположена в пределах юго-восточного склона Русской платформы, в пределах одноименного выступа Белебеевской вершины, осложняющего южную часть Татарского свода, который является одной из крупнейших структур Волго-Уральской антиклизы.
Татарский свод (выступ) по кровле фундамента осложнен несколькими вершинами,
разделенными прогибами. На протяжении всей геологической истории он представлял собой стабильно приподнятую зону
2.Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин
2.1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент
кавернозности пластов
Таблица№1
Глубина
залегания,
м
Стратиграфическое подразделение
от
(верх)
название
до
(низ)
Элементы
залегания
(падения)
пластов
по подошве,
град.
индекс
0
5
Кайнозойская группа
KZ
0
5
5
5
5
5
1620
510
355
85
Четвертичная система
Палеозойская группа
Пермская система
Верхний отдел
Татарский ярус
Q
PZ
P
P2
P2 t
Угол
азимут
До
2,5гр
См
примечание
Коэффициент
кавернозности
в интервле
1,5
1,5
85
275
Казанский ярус
P2kz
85
170
Сосновская свита
P2ss
170
185
Гидрохимическая свита
P2gd
185
275
Калиновская свита
P2kl
275
355
Уфимский ярус
P2 u
355
510
Нижний отдел
P1
355
400
Кунгурский ярус
P1 k
400
485
Сакмарский ярусы
P1 S
400
435
Стерлитомакский горизонт
P1ST
435
485
Тастубский горизонт
P1ts
485
510
Асельский ярус
P1 a
510
1455 Каменноугольная система
С
510
670
Верхний отдел
C3
670
1015 Средний отдел
C2
670
990
Московский ярус
C2m
670
760
Мячковский горизонт
C2mc
760
865
Подольский горизонт
C2pd
865
967
Каширский горизонт
C2ks
967
990
Верейский горизонт
C2vr
990
1015 Башкирский ярус
C2b
1015
1455 Нижний отдел
C1
1015
1167 Серпуховский ярус
C1s
1167
1360 Визейский ярус
1167
1360 Окский надгоризонт
C1ok
1360
1365 Тульский горизонт
C1tl
1365
1427 Бобриковский горизонт
C1bb
1380
1442 Турнейский ярус
C1t
1455
1518 Девонская система
D
1455
1620 Верхний отдел
D3
1455
1518 Фаменский ярус
D3fm
1455
1518 Заволжский горизонт
D3zv
1538
1620 Данково-лебедянский горизонт
D3dn+lb
Примечание: Пласты залегают практически горизонтально
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1.5
1.5
1.3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
2.2. Литологическая характеристика разреза скважины
Таблица №2
Индекс
стратиграфического
подразделения
Интервал, м
от (верх)
до (низ)
Q
0
5
P2tat
5
85
P2ss
85
175
P2gd
170
P2kz1
P2 u
185
275
Горная порода,
краткое название
80
10
10
Суглинки буровато-коричневые, глины песчаннве с линзами грубозернистых песков , с включением гальки коренных пород
Глины
алевролиты
Песчаники
мергелии
доломиты
доломиты
песчаники
алевролиты
глины
известняки
мергели
глины
40
20
20
10
10
20
20
15
15
15
10
5
Неравномерное прослаивание песчаников; глин, алевролитов, мергелей, доломитов.
185
ангидриты
100
275
известняки
мергели
глины
глины
алевролиты
песчаники
70
20
10
40
20
30
355
суглинки
глины
пески
Стандартное описание: полное название, характерные признаки (структура,
текстура, минеральный состав и т.д.)
Доломиты серые кристаллические плотные, глинистее, массивные с
прослоями песчаников, алевролитов и редкими прослоями известняков, гипсов и мергелей
Ангидриты светло -серые ,голубовато-серые, кристаллические плотные
Известняки неравномерно-глинистые; мергели серые массивные
крепкие; глины тёмно-серые плотные, оскальчатые
Глины, алевролиты, песчаники, мергели с прослоями известняков
серых
P1kg
355
400
P1st
400
435
P1ts
435
485
P1a
485
510
510
670
C2mc
670
760
C2pd
760
865
C2ks
865
C2vr
967
990
C2b
990
1015
C1s
1015
1167
С3
967
мергели
известняки
доломиты
глины
мергели
алевролиты
гипсы
ангидриты
доломиты
известняки
доломиты
известняки
ангидриты
известняки
доломиты
известняки
доломиты
гипсы
известняки
доломиты
доломиты
известняки
известняки
доломиты
аргиллиты
известняки
доломиты
10
10
50
20
10
10
10
20
40
40
30
30
40
50
50
60
30
10
80
20
40
60
50
50
30
40
30
известняки
доломиты
доломиты
известняки
гипсы
50
50
40
40
10
Доломиты глинистые, известковистые, глинистые с прослоями глин
мергелей алевролитов, гипсов.
Неравномерное переливание известняков и доломитов светло-серых,
плотных с прослоями ангидритов
Ангидриты голубые, плотные, крепкие, кристаллические; доломиты,
известняки светло-серые, плотные, участками пористые, кавернозные
Известняки серые и светло-серые, доломитизированные, доломиты
серые, мелко-кристаллические, сулфатизированные
Известняки, доломиты светло-серые, мелкозернистые, органогенные,
в различной степени окремнелые с включением гипса
Известняки , доломиты от белых до серых в различной степени раскристаллизованные.
Известняки , доломиты от белых до серых в различной степени раскристаллизованные.
Известняки , доломиты от белых до серых в различной степени раскристаллизованные
Аргиллиты, известняки, доломиты в различной степени раскристаллизованные
Известняки , доломиты от белых до серых в различной степени раскристаллизованные
Доломиты светло серые, буроватые, кристаллические, участками пористые, кавернозные, трещиноватые, с прослоями известняков с
включением гипса и ангидрита
C1ok
1167
1360
ангидриты
известняки
10
70
доломиты
30
C1tl
1360
1365
известняки
100
C1bb
1365
1380
песчаники
60
аргиллиты
40
C1t
1380
1455
известняки
100
D3zl
1455
1538
известняки
100
D3fm
1538
1620
известняки
100
Известняки и доломиты светло-серые м темно-бурые, органогенные,
кристаллические с участками окремнелые с набольшими прожилками ангидрита прослоями аргиллитов
Известняки тёмно-серые, плотные, крепкие, скрытокристаллические,
окремнелые. с прослоями аргиллитов
Песчаники серые, тёмно-серые, мелкозернистые, кварцевые, участкам глинистые, пористые с пятнами нефти, алевролиты от светлых
до тёмно-серых, плотные крепкие с прослоями пористые, водонасыщение.
Известняки серые, коричневато-серые, кавернозные, трещиноватые,
органогенно-обломочные, нефтенасыщенные
Известняки серые, коричневато-серые, скрытокристаллические,
участками глинистые, трещиноватые.
Известняки серые, коричневато-серые, плотные, трещиноватые.
3. Возможные осложнения по разрезу скважин
Поглощение бурового раствора
Таблица№3
Индекс
Интервал за- МаксиРасстояние от
Имеется Градиент давле- Условия возникновения поглощения (повышение плотности буростратигра- легания, м
мальная устья скважин до потеря ния поглощения,
вого раствора, гидродинамическое давление и др.)
фического
интенсив- статического уров- циркуляМПа/м
подразделе- от
ность по- ня при его максиции
до
при
после
ния
(ДА,
(верх) (низ) глощения, мальном снижении,
вскры- изоляции
м3/ч
м
НЕТ)
тии
работ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
30
85
До 30
На устье
Нет
0,0123 0,0138
85
100
До 30
На устье
Нет
0,0140 0,0146
C1 s
1020 1167 До 30
На устье
Нет
0,0173 0,0177
С1оk
1167 1220 До 30
На устье
Нет
0,0177 0,0178
P2t
P2
ss
Повышение плотности бурового раствора и гидродинамических давлений при выполнении технологических операций
сверх градиента поглощения.
Осыпи и обвалы стенок скважин
Таблица №3,1
Индекс стратигра- Интервал, м
фического подразде- от
до
ления
(верх (низ)
)
1
2
3
Буровые растворы, применявшиеся ранее
Время
до
тип раствора
плотдополнительные
ность, данные по раствору, начакг/м3
влияющие на устой- ла
ослож
чивость пород
нения,
сут
4
5
6
7
Q
20
85
Нестабилизирован- 1120
ный глинистый
С2vr
967
990
Стабилизированный глинистый
1110
С1bb-С1t
1365 1455 Стабилизированный карбонатноглинистый
1110
Условной вязко7
стью
25-30 с
Условная вязкость 15
35-40 с, водоотдача 6 см3/30 мин
Условная вязкость 35-40 с, водоотдача 6 см3/30 мин
Мероприятия по ликвидации последствий
(проработка, промывка и т.д.)
8
Снизить время контакта бурового раствора с
отложениями неустойчивых горных пород,
путем исключения непроизводительных затрат времени (аварий, простоев).
Провести укрепляющие цементные заливки
осложненных интервалов. Количество заливок - до 3-х. В случае отсутствия положительного результата, дальнейшие работы
ведутся по дополнительному плану, согласованному с проектной организацией и Заказчиком.
Нефтегазоводопроявления
Таблица№3,2
Индекс
Интервал, м
стратиот
до
графиче- (верх) (низ)
ского подразделения
1
2
3
Вид проявления флю- Длина столба газа Плотность смеси при Условия возникновения Характер проявления (в виде
ида (вода, нефть,
при ликвидации проявлении для расчепленок нефти, пузырьков, газа,
конденсат, газ)
газопроявления, м та избыточных давлеперелива воды, увеличения водоний, кг/м3
отдачи и т.д.)
внутрен- наружного
него
4
5
6
7
8
9
С1bb
1365
1375
Нефтепроявления
Отсутствует
979
979
C1 t
1380
1390
Нефтепроявления
-
889
889
D3zl
1505
1530
Нефтепроявления
-
902
902
D3fm
1560
1575
Нефтепроявления
-
910
910
Снижение противодавления на проявляющие пласты, в
результате понижения плотности бурового раствора, недолива скважин и эффекта поршневания
при СПО
Повышение газосодержания
в промывочной жидкости,
выход на поверхность части
(пачки) бурового раствора,
насыщенного газом, нефтью
или пластовой водой во время промывки.
Прихватоопасные зоны
Таблица №3,3
Индекс Интервал, м Вид прихвата (от пере- Раствор, при применении которого произошел прихват Наличие огранистрати- от
до пада давления, заклинки,
тип
плот- водоотда- смазыва- чений на оставлеграфиче- (верх) (низ) сальнико-образование и
ность, ча, см3/30 ющие до- ние инструмента
ского
т.д.)
кг/м3
мин
бавки без движения или
подраз(название) промывки (ДА,
деления
НЕТ)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Q
20
85
Сальникообразование, Нестабилизированприлипание к стенке
ный глинистый бускважин
ровой раствор
С2vr
967
990
Обвалы глин и слабос- Стабилизированный 1110
цеметированных пес- глинистый
чаников
Обвалы известняков,
от перепада давления
С1bb-С1t 1365 1380
D3zl
1505 1530
D3fm
1560 1575
1120
Не реГрафит ДА
гламен- ГЛ-1
(оставление интируется Смазка струмента в
ФК-1
скважине без
движения не
6
более чем на
10 мин).
Условия возникновения
10
1. Нарушение плотности и реологических
параметров бурового
раствора.
2. Нарушение режима
промывки скважин.
3. Оставление бурильного инструмента без
движения в скважине.
Текучие породы
Таблица№3.4
Индекс страти- Интервал залегания те- Краткое назва- Минимальная плотность
графического
кучих пород, м
ние пород
бурового раствора,
подразделения
предотвращающая
течеот
до
ние пород, кг/м3
(верх)
(низ)
1
2
3
4
5
Текучие породы в разрезе скважин не установлены.
Условия возникновения
6
Прочие возможные осложнения
Таблица№3.5
Индекс
стратиграфического подразделения
1
Интервал, м
от
(верх)
до
(низ)
2
3
P2
20
85
С2vr
967
990
Вид (название) осложнения: жело- Характеристика (параметры)
бообразование, перегиб ствола,
осложнения и условия возникискривление, грифонообразование
новения
4
5
Образование каверн
При нарушении технологических параметров бурового
раствора
4.Геофизические исследования
Таблица№4
Наименование исследований
1
2
1
2
МасЗамеры и отборы производятся
Скважинная аппаПромысловоНомера
штаб
ратура
и
приборы
геофизическая
партаблиц
по вертикали
по стволу
запития
СНВ
си на глубине, в интервале, м
на
на глу- в интервале,
тип
группа назва- дежурство
м
бине, м
м
слож- ние на буровой, ПГИ
ности
сут
от
до (низ)
от
до
(верх)
(верх) (низ)
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
ПС, КС (1-2 зонда из состава 1:500 420
БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК1340
П, профилемитрия, резисти1620
виметрия, термометрия, замер естественной температуры пород, ВСП
Инклинометрия по стволу с
420
точками замера через 10 м и
450
0
420
420
0
420
420
1340
1400
420
1400
1290
1620
1685
1350 1685
0
420
420
0
420
420
450
450
420
450
ЭК-1;
АБКТ
1
ИМ-1;
ИН1-721;
-
Не
4.1-4.6
предусмотрено
Промысловогеофизическая организация по договору с Заказчиком работ
№
п/п
-
-
3
ГТИ
4
РК перед отбором керна (за
20 м до заданного интервала
ОК)
Непрерывно
749
450
613
450
618
749
Непрерывно
768
566
568
768
887
700
887
918
718
918
1043
837
1043
1090
868
1090
1410
1000
1410
1490
1090 1490
1620
1360
1620
1685
1440 1685
Непрерывно 420
КИТ-А
1620 Непрерывно
1245 1345 1407
420
1360
1260 1360 1422
1322 1422
1510
1410 1510 1548
1448 1548
1555
1455 1555 1603
1503 1603
1:200 1345
1685
1307 1407
СГТ-1
1
РК-П
5
ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК,
БМК, профилемитрия, ГК-С,
НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л
1:200 1620
1345 1620 1685
1406 1685
6
ИНК, ЯМК, ЦО (в открытом
стволе, наиболее перспективных интервалах)
ГК, АКЦ, ГГК-Ц, ЛМ термометрия для определения ВПЦ
1:200 1620
1345 1620 1685
1406 1685
КС-3;
СКО-2;
СПАК-8;
РК-П
АЯМК-П -
1:500 420
0
0
СГДТ-2;
7
400
420
400
КСА-Т7;
1620
0
1580 1685
0
1665
АКЦ-1 с
«ИПАК»,
-
Промыслово-геофизическая организация по договору
подряда с Заказчиком
перекрытием не менее пяти
точек предыдущего замера.
Инклинометрия в интервалах
набора зенитного угла осуществляется непрерывно.
При бурении участка стабилизации, инклинометрию
проводить через 300-400 м
бурения роторным способом
и через 150-200 м проходки
забойным двигателем.
Не
4.1-4.6
предусмотрено
-
-
-
-
-
-
8
АКЦ, СГДТ
1:200 1620
0
1580 1685
0
1665
«УЗБА»
-
-
-
ДСИ в интервале кондуктора
1:500 420
0
400
420
0
400
-
-
-
1620
0
420
1685
0
420
1620
0
1580 1685
0
1665
ЯК-2(3)923
ЯК-2(3)923
ЛМ, ГК, НК (ИНК), термомет- 1:200 В интервале продуктивных пластов
КСА-Т7; рия для уточнения выбора объИНК-7;
екта
РК-4-841
Перед перфорацией – спуск шаблона с глубинным манометром для проверки проходимости прибо- ров и уточнения давления в зоне перфорации
-
-
-
-
эксплуатационной колонны
9
10
11
БМ, Т, ЛМ, ГК, НК (ИНК),
расходометрия, влагометрия,
резистивиметрия
1:200 Контроль процесса притока и мероприятий по его КСА-Т7; 1
интенсификации
ИНК-7;
РК-4-841
-
Не
4.1-4.6
предусмотрено
Примечание:
1. Исследования ДСИ (САТ) выполняются по решению технологической службы ЗАО «Оренбургнефтеотдача» в случае превышение времени механического бурения по интервалам, выше указанного в табл. 8.4.
2. Допускается применение других типов геофизических приборов и средств контроля пространственного положения ствола
скважин, аналогичных по техническим характеристикам предложенным в табл. 4.16.
3. Комплекс геофизических исследований уточняется геологической службой ЗАО «Оренбургнефтеотдача» по результатам
ГИС, анализа кернового материала и опробования.
4. Сопротивление бурового раствора (интервал бурения 420-1685 м) при выполнении геофизических работ должно быть не менее
0,5-1,0 Ом×м.
5. АКЦ в эксплуатационной колонне проводится через 72 часа после цементажа обсадной колонны 2 раза до и после опрессовки
колонны.
6. Термометрия (ОЦК) – отбивка цементного кольца электротермометром для определения высоты подъема цемента. Проводится не ранее 16-24 часа после цементажа.
5.Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважин
6
7
8
Q
0
5
Глина
Пески
Алевролиты
Глины
P2tat
P2kz
5
85
85
275
Модуль Юнга, кгс/мм2
Абразивность
5
Коэффициент Пуассона
Твердость, кгс/мм2
4
Суглинки
Категория породы по промысловой
классификации
Глинистость, %
3
Плотность, г/см3
2
Краткое название горной породы
до (низ)
1
Интервал м
от (верх)
Индекс стратиграфического подразделения
Таблица№5
9
10
11
Рыхлые,
сыпучие
0.3
0,2
0,1
0,1
2,23
10-90
70-80
6
2,3
2,0
10-90
10
25-45
55
6-7
5
0.4
0.3
25-45
3-4
0.3
90
24-45
6-7
0,4
0,1
78-100
8
0,3
0,15
2
3
0,3
0,2
0,2-0,4
0,5
2,3
2,3
Песчаники
2,1
250
Мергели
Доломиты
2,1
2,65
0-2
72
150
0,1
P2ss
85
170
Доломиты
2,65
0-2
150
3
0,2
0,5
Мергели
2,1
10-50
72
2
0,3
0,2-0,4
0,1
Гипсы
1,2
4-10
30-70
3
0,2
Песчаники
2,1
10-20
78-100
8
0,3
0,15
Алевролиты
2,3
75
25-45
3-4
0,3
0,1
2,3
10-90
25-45
6-7
2,65
7-11
230
3
Ангидриты
2,12
10
150
1
0,44
0,13
Известняки
2.65
7-11
230
3
0.21
0.2
2.1
2.3
10-50
10-90
72
25-45
2
6-7
0.2-0.4
0.1
2.1
10-50
72
2
0.3
0.4
0.3
2.3
10-90
25-45
6-7
0.4
0.1
0.1
0.15
0.2
Глины
Известняки
P2gd
P2kzl
170
185
185
275
Мергели
Глины
Мергели
Глины
P2ut
275
355
Алевролиты
Песчаники
Известняки
Алевролиты
Гипсы
P2kg
355
400
Мергели
Доломиты
Глины
P1s
400
Рыхлые,
сыпучие
Рыхлые,
сыпучие
0,4
0,21
2.3
75
25-45
3-4
0.3
2.1
2.65
10-20
7-11
78-100
230
8
3
75
25-45
3-4
0.3
0.21
0,3
1,2
10-15
30-70
3
2,1
10-50
72
2
2,3
0,2
0,3
0,1
0,2
0.2-0.4
0,1
0,1
0,2-0,4
2,65
2,3
0-2
10-90
150
25-45
3
6-7
0,2
0,4
2.12
10
150
1
0.44
0.13
2.65
2.65
0-2
7-11
150
230
3
3
0.2
0.21
0.5
0.2
2.65
0-2
150
3
0.2
0.5
2.65
7-11
230
3
0.21
0.2
0,5
0,1
485
Ангидриты
P1st
400
435
P1ts
435
485
Доломиты
Известняки
Доломиты
Известняки
Мягкие
Ангидриты
Известняки
P1a
485
510
C3
510
670
C2mc
670
760
C2ks
760
865
865
967
2.65
10
150
1
0.44
0.13
7-11
230
3
0.21
0.2
Доломиты
Известняки
2,65
0-2
150
3
0,2
0,5
2,65
7-11
230
3
0,21
0,2
Доломиты
Гипсы
Известняки
2,65
1,2
0-2
10-15
150
30-70
3
3
0,2
0,2
0,5
0,1
2.65
7-11
230
3
0.21
0.2
2.65
0-2
150
3
0.2
0.5
2.65
0-2
150
3
0.2
0.5
2.65
7-11
230
3
0.21
0.2
2.65
7-11
230
3
0.21
0.2
2.65
0-2
150
3
0.2
0.5
2.65
0-2
150
3
0.2
0.5
2.65
2,12
2.65
2.65
2.65
2,65
1,2
2,12
2.65
2.65
2.65
2,1
2,3
2.65
2.65
2.65
7-11
10
7-11
0-2
7-11
0-2
10-15
10
7-11
0-2
7-11
10-15
75
7-11
7-11
7-11
230
150
230
150
230
150
30-70
150
230
150
230
78-100
25-45
230
230
230
3
1
3
3
3
3
3
1
3
3
3
8
3-4
3
3
3
0.21
0,44
0.21
0.2
0.21
0,2
0,2
0,44
0.21
0.2
0.21
0,3
0,3
0.21
0.21
0.21
0.2
0,13
0.2
0.5
0.2
0,5
0,1
0,13
0.2
0.5
0.2
0,15
0,1
0.2
0.2
0.2
Доломиты
Доломиты
C2pd
2.12
Известняки
Известняки
Доломиты
Доломиты
C2vr
967
990
C2b
990
1015
C1s
1015
1167
C1ok
1167
1360
C1tl
1360
1365
C1bb
1365
1380
C1t
D3zl
D3fm
1380
1455
1538
1455
1538
1600
Известняки
Аргиллиты
Известняки
Доломиты
Известняки
Доломиты
Гипсы
Ангидриты
Известняки
Доломиты
Известняки
Песчаники
Алевролиты
Известняки
Известняки
Известняки
Малой
твёрдости
Примечания: интервал залегания на основе ранее пробуренных скважин, требуется уточнение
6.Геокриологическая характеристика разреза скважин
Таблица№6
Индекс Интервал Тип мностразалегания голетнетигра- многолетне- мерзлых
фиче- мерзлых по- пород:
ского
род, м
основная,
подраз- от
до реликтоделения (верх) (низ)
вая
1
2
3
4
ЛьдиНаличие: ДА, НЕТ
стость
пород,
% избыточной льдисто- таликов напорсти в породе в виде
ных вод
линз, пропластков,
прослоев и т.д.
5
6
7
8
не содержит информации.
Многолетнемерзлые породы в разрезе скважин отсутствуют.
пропластков
газогидратов
9
7.Нефтеносность
1
2
3
4
10
11
СвоПараметры растворенного газа
бодный газососодер- отно- коэф- давление
дебит, вый
дер- жание
си- фици- насыще3
м /сут фак- жание углекис- тель- ент ния в платор серо- лого газа ная по сжи- стовых
м3/т водо- в объёме воздуху мае- условиях,
рода, газовой плот- мости
МПа
%
фазы, % ность
газа
12
13
14
15
16
17
18
0,219
979
908
0,0109 2,8
5,6
15
10
С1 t
1380 1390 Карбонатный 13,3 0,097
889
912
0,003
3,91
15
D3zl
1505 1530 Карбонатный 10,4 0,0104 902
917
0,0005 1,98
5,28
1560 1575 Карбонатный 10,4 0,0104 910
926
0,0005 2,48
5,60
D3
fm
12
9
Содержание
парафина,
% по
весу
8
1365 1375 Терегенный
6
Содержание
серы,
% по
весу
7
С1bb
5
Прони- Плотность,
цаекг/м3
мость, в пла- после
мкм2 сто- дегазавых
ции
условиях
Подвижность,
мкм2/мПас
Пористость, %
Таблица№7
Индекс Интервал, м Тип коллектора
стратиграфиче- от
до
ского
(верх) (низ)
подразделения
3,2
0,95
0,95
1,241
0,8
5,76
24,35 2,1
4,76
1,151
-
3,35
15
10,5
2,46
2,89
1,102
-
3,1
15
10,5
2,46
2,89
1,081
-
3,1
8. Водоносность
Таблица№ 8
Индекс Интервал, м Тип коллектора
страот
до
тигра- (верх) (низ)
фического
подразделения
1
2
3
Плот- Своность бодный
воды, дебит,
кг/м3 м3/сут
4
5
Химический состав воды, мг-экв.
анионы
Cl-
SO4--
7
8
6
катионы
HCО3- Na+K+
9
10
Mg++
Ca++
11
12
Фазовая Сте- Тип воды по Сулину
проница- пень
СФНемость, минера- сульфатонатриевый
мкм2 лизации,
ГКНмг-экв./л гидрокарбонатнонатриевый
ХЛМ-хлормагнивый
ХЛК-хлоркальциевый
13
14
15
Относится к источнику
питьевого
водоснабжения (ДА,
НЕТ)
16
Не
опред.
-
Гидрохимическая зона «А» пресных вод
Р
40
90
Поровый
1000 До 100 20
74
6
76
11
13
450
580
Поровый
1000 До 200 20
74
6
76
11
13
Гидрохимическая зона «В» солоноватых и солёных вод
200
ГКН
Нет
200
ГКН
Нет
- отсутствует
Гидрохимическая зона «Г» рассолы
C1 t
1390
1410
D3fm
1575
1600
Карбонатный 1116 31
трещинный
1167 -
120,14
0,55
0,042
17,47
18,32 95,37 -
-
Хлоркальциевый
Нет
121,14
0,73
0,02
15,97
11,67 99,61 -
-
Хлоркальциевый
Нет
В соответствии с общими гидрогеологическими принципами, могут быть выделены три гидродинамические зоны:
1 зона – верхняя граница зоны активной циркуляции определяется положением грунтовых вод (гидрохимическая зона «А»
ных вод с минерализацией до 1 г/л) с Q=0,1-0,5 л/с;
2 зона – зона «В» солоноватых (1-10 г/л) и соленых (10-15 г/л);
3 зона – зона «Г» весьма затрудненного водообмена (рассолы 50-269 г/л и более).
прес-
9.Давление и температура по разрезу скважин
2
3
4
порового
МПа/м
исМПа/м
точот
до
от
до
ник
(верх) (низ)
(верх) (низ)
получения
5
6
7
8
9
источник
получения
10
11
5
P2tat
5
85
0,5
0,1
-
0,001 0,001
Рпр  0,1  10 
P2kz
85
275
0,85
0,1
-
-
-
P2uf
275
355
2,8
0,01
-
-
-
P1st
400
435
4
0,01
-
-
-
P1ts
435
485
4,4
0,01
-
-
-
P1a
485
510
4,9
0,01
-
-
-
C2pd
760
865
7,6
0,01
-
-
-
где  плотность
пластовой
(поровой)
воды, кг/м3;
Lк- глубина
залегания
кровли пласта, м.
C2ks
865
967
8,7
0,01
-
-
C2vr
967
990
9,7
0,01
-
C2b
990
1015 9,9
0,01
C1 s
1015 1167 10,2
C1ok
   Lк
Температура в конце
горного давления
интервала
МПа/ м
источник  С
получения
от
до
гидроразрыва пород
МПа/ м
от
(верх)
источник
получения
до (низ)
источник
получения
пластового
Градиент давления
(верх) (низ)
12
13
14
15
16
0,4
0,08
-
Ргр  0,87  10 5 0,002 0,002
1,5
0,014
-
   Lк
4,45
0,016
-
6,68
0,0168 -
7,32
0,0168 -
8,27
17
Ргор 
18
10   
Lк
0,1
10
-
-
-
9
-
11
-
12
0,0169 -
Для зон
поглоще- ний:
Рпогл=(0,75 0,95)Ргр -
-
13
13,63 0,0179 -
-
-
14
-
15,8
-
-
-
16
-
-
17,92 0,0185 -
-
-
18
-
-
-
18,41 0,0185 -
-
-
18
0,01
-
-
-
18,52 0,0173 -
-
-
18
1167 1360 11,7
0,01
-
-
-
21,73 0,0177 -
-
-
21
C1tl
1360 1365 13,6
0,01
-
-
-
25,86 0,019
-
-
-
25
C1bb
1365 1380 12,5
0,009 -
-
-
25,98 0,019
-
-
-
25
См. Примечание
-
0,018
19
5
2
См. Примечание
1
Градиент давления
Давление гидроразрыва, МПа
Индекс Интервал, м
страот
до
тиг(верх)
(низ)
рафического подразделения
Пластовое давление,
МПа
Таблица№9
D3
zl
D3fm
3
4
1380 1455 12,5
5
6
0,009
7
-
1505 1530 15,3
0,0105 -
1560 1620 15,8
0,0103 -
8
9
10
0,001 0,001
-
-
-
-
11
Рпр  0,1  105 
   Lк
12
13
14
15
16
5
26,31 0,019
-
Ргр  0,87  10  0,002 0,002
28,01 0,019
-
   Lк
Для зон поглощений:
Рпогл=(0,75
0,95)Ргр
где  плотность 29,87 0,019
пластовой
(поровой)
воды, кг/м3;
Lк- глубина
залегания
кровли пласта, м.
-
-
-
-
-
17
Ргор
18
19
10 5   
Lк
26

10
27
См. Примечание
C1
2
См. Примечание
1
t
28
10. Интервалы отбор керна, шлама и грунтов
Таблица№10
Индекс стра- Параметры оттиграфичебора керна
ского подраз- миним. макс.
деления
диа- проходметр,
ка за
мм
рейс, м
1
2
3
С1
Интервал, м
от
(верх)
4
МетИндекс
Интервал, м Частота отбора
раж
стратишлама
отбора графичедо
от
до
(низ) керна, м ского под- (верх) (низ)
разделения
5
6
7
8
9
10
tl
100
14
1365
1375
10
C1 t
100
14
1380
1390
10
D3zl
100
14
1505
1530
25
D3fm
100
14
1560
1575
15
s
P1 -C1
t
420
Всего с отбором керна 60 м, что составляет 3,5 % от общего метража.
1685
Индекс
Глубина
стратиотбора
графиче- грунта, м
ского подразделения
11
12
Тип боко- Количевого грун- ство обтоноса разцов пород, шт.
13
14
Через каждые
Отбор грунтов не предусматривается, см.
5 м проходки
примечание
начиная с 420 м
до проектной
глубины, а в
интервалах
продуктивных
пластов через
1-2 м проходки
11. Проектные данные по эксплуатационным скважинам
Наклонно-направленные скважины №117,103,104
Таблица №11
Цель бурения
Назначение скважин
Проектный горизонт
Проектная глубина кровли пласта (по
вертикали)
Эксплуатационный объект или перспективные отложения
Метод строительства
Номера скважин
Профили скважин
Эксплуатация пластов каменноугольной и девонской системы
добыча нефти
Фаменский ярус
1538м
Горизонт Dfm Фаменского яруса
№№117,103,104
Четырёх интервальный