Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.2

Индекс страт. подразделения	Интервал		Краткое название горной породы	Плотность, кг/м³	Пористость, %	Глинистость, %	Твердость, кгс мм²	Проница-емость, мдарси	Коэффициент абразивности	Категория породы по промысловой классификации
Индекс страт. подразделения	от	до	Краткое название горной породы	Плотность, кг/м³	Пористость, %	Глинистость, %	Твердость, кгс мм²	Проница-емость, мдарси	Коэффициент абразивности	Категория породы по промысловой классификации
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q	0	62	Пески Глины	1, 9 2, 2	35 10	10 90	– 10	2000 0	10 04	Мягкая Мягкая
Pg₃-N nk	62	212	Глины Пески	2, 2 1, 9	10 30	80 20	– 10	0 100	10 04	Мягкая Мягкая
Pg₂-Pg₃ cg	212	357	Глины Алевриты Пески	2, 2 2, 0 2, 0	10 15 15	100 50 25	10 10 –	0 5 10	04 04 10	Мягкая Мягкая Мягкая
Pg₂ll	357	507	Глины Алевролиты	2, 2 2, 1	10 15	100 50	10 10	0 5	04 04	Мягкая Мягкая
Pg₁ tl	507	568	Глины Алевролиты	2, 2 2, 1	10 15	100 50	10 10	0 10	04 04	Мягкая Мягкая
K₂ gn	568	712	Глины	2, 3	10	90	10	0	03	Мягкая
K₂ sl	712	772	Глины Алевролиты Пески	2, 3 2, 2 2, 0	10 15 15	100 20 20	10 10 –	0 5 5	04 04 10	Мягкая Мягкая Мягкая
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
K₂ ip	772	852	Алевролиты Песчаники Глины	2, 2 2, 2 2, 3	15 15 10	20 20 100	10 10 10	5 10 0	10 10 04	Мягкая Мягкая Мягкая
К₂ kz	852	867	Глины	2, 3	10	95	15	0	04	МС
К_1-2 pk	867	1667	Алевролиты Глины Песчаники Аргиллиты Песчаники	2, 2 2, 3 2, 0 2, 4 2, 2	25 10 30 5 25	20 90 10 95 20	20 10 17 15 20	50 0 500 0 100	10 04 10 04 10	Средняя Средняя Средняя Средняя Средняя
К₁ al	1667	1762	Аргиллиты Песчаники Алевролиты	2, 4 2, 3 2, 3	5 20 20	95 5 5	15 20 20	0 20 15	03 10 10	Средняя Средняя Средняя
K₁ kls	1762	1867	Аргиллиты Алевролиты Песчаники	2, 4 2, 3 2, 3	5 17 18	95 20 10	15 20 20	0 15 20	04 06 10	Средняя Средняя Средняя
К₁ tr	1867	2352	Песчаники Аргиллиты Алевролиты	2, 3 2, 4 2, 3	20 5 19	5 95 5	20 15 20	25 0 25	10 04 06	Средняя Средняя Средняя
К₁ klm	2352	2672	Аргиллиты Песчаники Алевролиты	2, 4 2, 3 2, 3	5 18 17	95 5 5	15 20 20	0 30 20	04 10 10	Твердая Твердая Твердая
J₃ bg	2672	2690	Аргиллиты	2, 4	5	95	50	0	06	Твердая
J₃ vs	2690	2750	Аргиллиты Песчаники Алевролиты	2, 4 2, 3 2, 4	15 17 16	95 2 3	50 100 80	0 200 50	04 10 06	Твердая Твердая Твердая

Нефтегазоводоносность, пластовые давления и температуры

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 K_1-2 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 K_1-2 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 K_1-2	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)
Индекс страт. подразделения	от	до	тип раствора	Плотность, г/см³	дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород	Время до начала осложнения, сут
Q+Pg₂+Pg₁ K_1-2 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-Pg_2-3 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

Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

Таблица 1.10 - Геофизические исследования

№ пп	Наименование исследований	Масштаб записи	Замеры и отборы производятся:
			На глубине, м	В интервале, м
				от	до
1	2	3	4	5	6

Кондуктор (0-650 м)

В открытом стволе

Стандартный каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС* Кавернометрия* Инклинометрия

1: 500 1: 500 через 10м

650

В обсаженном стволе

Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД) Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12)

1: 500 1: 500

650

Эксплуатоционная колонна (650-2750 м)

В открытом стволе

10.

Стандартный каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС* Стандартный каротаж зондами, А2.0 М0.5N, N6.0 М0.5N, ПС Кавернометрия* Кавернометрия* БКЗ зондами А0.4 М0.1N; А1.0 М0.1N; А4.0 М0.5N; А8.0 М0.5N; А0.5 М2.0А Индукционный каротаж (ИК)** Боковой каротаж (БК) Акустический каротаж (АКШ)* Микрозонды (МКЗ), микробоковой (МБК)* Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГП)* Резистивиметрия*

1: 500 1: 200 1: 500 1: 200 1: 200 1: 200 1: 200 1: 200 1: 200 1: 200 1: 200 1: 200 1: 200

2750

в интервале БКЗ

2750

650

2220

650

2600

2220

в интерва-ле

БКЗ

2600

2750

2600

2750

в интер-вале БКЗ

2750

11.

12.

Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ)* Инклинометрия

1: 200 через 10м

2750

2600 2600 650

2750

В обсаженном стволе

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Радиоактивный каротаж(ГК, НКТ) +ЛМ

Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)

Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ)

МЛМ до перфорации

МЛМ после перфорации

Инклинометрия

1: 500 1: 200 1: 500 1: 200 1: 500 1: 200 1: 200 1: 200 через 20м

2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750 2750

2600

650

2750

Примечание: *) исследования проводятся в одной субвертикальной скважине куста; **) возможна запись ВИКИЗ.

ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 9 Следующая ⇒