Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Свободный дебет, м3/сут

Химический состав воды в мг – эквивалентной форме

Степень минерализации, мг/л

от(верх)

до(низ)

анионы

катионы

CL-

HCO3-

Na+

Mg++

Ca++

К2-К1

935

1625

Поровый

1000

700-3500 перелив

92

8

88

3

9

0,014-0,017

К1(БВ1-5)

1740

1815

Поровый

1000

до 100

92

1

85

1

14

0,022-0,024

К1(БВ8)

2523

2540

Поровый

1000

до 100

99

1

83

1

16

0,025

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Градиент давления

Температура в конце интервала

от (верх)

до(низ)

пластового

гидроразрыв пород

горное давление

МПа/м

МПа/м

МПа/м

С0

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

от(верх)

до(низ)

Q-Р2/3

0

400

Рпл

Ргид

0

8,0

0

8,8

9,0

Р3/2 –К2

400

935

4.0

9.4

8.0

18.7

8.8

20.6

25.1

К2-К1

935

1925

9,4

19,6

18,7

26,6

20,6

38,3

49,2

К1

1925

2560

19,6

26,0

26,6

30,4

38,3

39,8

51,3

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3,4

Условия возникновения

от (верх)

от (низ)

Q

0

400

5

Отклонение параметров бурового раствора от проектных

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Время до начала осложнения, сут

Мероприятия по ликвидации последствий осложнения

от (верх)

от (низ)

Q-Р3/2

0

400

3

Проработка

Р3/2-К1

400

1630

3

Проработка промывка

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид проявляемого флюида

Плотность смеси при проявлении

Условия возникновения

от (верх)

от (низ)

К1 (БВ1)

1650

1680

нефть

Плотность смеси равна плотности нефти

Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину при подъеме инструмента, снижение Р ниже гидростатического, низкое качество бурового раствора

К1 (БВ2-3)

1700

1730

нефть

К1 (БВ2-3)

1700

1730

нефть

К1 (БВ8)

2523

2540

нефть