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/мПас 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 0,1 105 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