I. Объяснительная записка

2.3 НЕФТЕНОСНОСТЬ

Нефтеносность

Табл. №2

Страти-графи-ческое подраз-деление	Интервал		Тип коллек-тора	Плотность г./см^3		Содер-жание серы % по весу	Содер-жание парафи-на % по весу	Свободный дебит м^3/сут, среднее значение	Годо-вой фактор м^3/т
	от (верх)	до (низ)		пласт услов	после дегаз.
С2Vr	1165	1175	поро-вый	0,851	0,882	2,92-3,1	3,3-3,7	12-14	16-18
С2в	1190	1200	порово-трещин.	0,869	0,886	2,9	3,9	2-7	9-18

На Лиственском месторождении нефтепроявления промышленного значения зарегистрированы в породах верейского горизонта, башкирского яруса. В верейском горизонте прослеживаются в основном два нефтяных пласта (В-II и В-III) известняка, разделенных пластами аргиллитов и глинистых известняков.
В башкирском ярусе нефтепроявления в проницаемых разностях известняков, причем нефтепроявления приурочены к верхней более плотной части разреза.

2.4 ВОДОНОСНОСТЬ

Водоносность

Табл. №3

Индекс стратигра-фического подразде-ления	Интервал		Плотность г/см^3	Тип коллек-тора	Степень минера-лизации, мг/л	Тип воды	Относится к источнику питьевой воды (да, нет)
	от (верх)	до (низ)
Р2	0	100	1,0	парово-трещин.	258,04	ГКН	Да
	100	505	1,015	-/-	888,1	СФН-ХЛМ	Нет
Р1-С3	505	1130	1,165	-/-	8738,7	ХПК	Нет
С1Vr	1130	1240	1,144	-/-	7681,4	ХПК	Нет

ГКН – гидрокарбонатнонатриевый;

СФН – сульфатнонатриевый;
ХЛМ – хлормагниевый;
ХПК – хлоркальциевый.

2.5 ОСЛОЖНЕНИЯ В БУРЕНИИ

Поглощения

Интервал 10-500 м. Наблюдается поглощение бурового раствора от частичного до полного с потерей циркуляции.
Условия возникновения осложнения: превышение гидродинамического давления над пластовым.

Осыпи и обвалы стенок скважины

Табл. №4

Индекс стратигра-фического подразде-ления	Интервал		Буровые р-ры, применяемые ранее		Время до начала осложнения, сут.	Мероприятия по ликвидации последствий
	от (верх)	до (низ)	тип р-ра	Плотность г/см^3
Q+P2	0	500	тех.вода	1,0-1,04	0,3	Крепление направлен. и кондуктором
G2Vr	1130	1170	ЕВС	1,0-1,12	0,5	Бурение на глинистом р-ре. Проработка и крепление неустойчивых пород

Примечание: цементирование неустойчивых пород верейского горизонта производить сразу после первого периода нарастания каверна, что во времени составляет 10-15 часов после их вскрытия.

Нефтегазоводопроявления

При возникновении нефтегазоводопроявлений возможны открытые неуправляемые фонтаны, что повлечет за собой загрязнение окружающей среды и прочие аварийные ситуации.

Нефтегазоводопроявления

Табл. №5

Индекс стратигра-фического подразде-ления	Интервал		Вид проявляемого флюида	Плотность смеси при проявлении	Условия возникновения	Характер проявления
	от (верх)	до (низ)
P1+G3+C2mc	510	1000	Вода	1,015-1,16	При альтитуде скв. ниже 140 м.	Перелив воды
G2Vr	1160	1185	Нефть	0,867	Давление столба жидкости ниже пластового	Пленка нефти
C2в	1185	1240	Нефть	0,874		Пленка нефти

Прихватоопасные зоны

Табл. №6

Индекс стратигра-фического подразде-ления	Интервал		Причина	Раствор, применяемый при котором произошел прихват			Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)		Тип	Плот-ность, г/см^3	Водоот-дача см^3/30 мин
G2Vr	1130	1170	Сальнико-образован.	Гли-нистый	1,16-1,2	Не более 10	Оставление инструмента без движения более 0,5 ч

Прочие возможные осложнения

Интервал 900-1240 м. Сужение ствола скважины. Условия возникновения: радиальный износ долота. Интервал 0-1240 м. Искривление ствола. Условия возникновения: в интервале залегания поглощающих пластов несоответствие КНБК условиям бурения.

2.6 ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Конечной целью бурения скважины является получение нефти. Получение высокого притока нефти из пласта зависит от технологии бурения, от состава и свойств промывочной жидкости, длительности воздействия ее на продуктивный пласт, а также от качества работ по разобщению данного пласта и от перфорационных работ.

Плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов можно определить по формуле
[14]
где  = 1,12  1,15 коэффициент для скважин глубиной до 1200 м.;
P_пл = 12,7 мПа пластовое давление;
H = 1240 м. глубина скважины.

В большинстве случаев при разбуривании продуктивных пластов в настоящее время применяют промывочные жидкости на водной основе. К выбору подходящей для этой цели жидкости следует предъявить ряд требований. Основные из них таковы:

1. 
   фильтрат промывочной жидкости не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы и количества физически связанной воды в порах пласта;
   
2. 
   состав фильтрата должен быть таким, чтобы при проникновении его в пласт не происходили физические или химические воздействия, сопровождающиеся образованием нерастворимых осадков;
   
3. 
   гранулометрический состав твердой фазы промывочной жидкости должен соответствовать структуре порового пространства продуктивного пласта;
   
4. 
   поверхностное натяжение на границе фильтрат-углеводородное содержимое пласта должно быть минимальным;
   
5. 
   водоотдача при забойных условиях температуры и давления должна быть минимальной, а плотность и реологические свойства такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю;
   
6. 
   степень минерализации и солевой состав фильтрата должны быть близкими к пластовым.
   

Вторичное вскрытие пластов, т.е. перфорация обсадной колонны, производится кумулятивными перфораторами ПК-103 и сверлящим перфоратором ПС112.

2.7 геофизические исследования

Геофизические исследования

Табл. №7

Наименование исследования	Масштаб записи	Замеры и отборы
		на глубине	в интервале
			от (верх)	до (низ)
I. Исследования в кондукторе
1. Акустическая цементометрия	1:500	510	0	510
II. Исследования в открытом стволе
1. Боковой каротаж	1:200		1060
2. Индукционный каротаж	1:200		1060
3. Нейтронный-гамма- каротаж и гамма-каротаж	1:200 1:500		1060 500
4. Кавернометрия	1:200 1:500		1060 500
III. Исследования в колонне
1. Акустическая цементометрия	1:200 1:500	1240	1060 0	1240 1240
2. Гамма-дефектоскопия	1:200 1:500	1240	1060 0	1240 1240
3. Локация муфт	1:500	1240	0	1240
4. Локация перфорационных отв.	1:200	1240	1060	1240

Примечание:

1. 
   глубины и интервалы замеров приведены для вертикальной скважины;
   
2. 
   при бурении наклонно-направленной скважины замеры инклинометром осуществляются в интервалах набора кривизны наклонного участка с точками замера через 5, 10, 100, 200, 270, 400, 540, 700, 950, 1200 м.
   
3. 
   данные геофизические исследования приведены для бурения на полимерно-солевом растворе.