Характеристика газонефтеводоносности месторождения
В таблице 7 представлено 5 нефтеносных пластов проектируемой скважины. Скважина проектируется для эксплуатации интервала 3076-3096 м , поскольку он обладает наибольшим ожидаемым дебитом 0-500 
/сут. Продуктивный пласт располагается в урманской свите. Тип коллектора порово-трещинно-каверновый , что характерно для Западной Сибири. Присутствует газовый фактор 156-198 н / .
В таблице 8 представлена водоносность по разрезу скважины. По разрезу скважины встречаются 5 водоносных горизонтов. Тип коллекторов поровый, терригенный и порово-трещино-каверновый. Плотность воды изменяется от 1,00 г/ 
на глубине 50 метров до 1,027 г/ в продуктивном пласте. Химический состав воды в мг-эквивалентной форме представлен в таблице. Свободный дебит водоносного горизонта интервале 3096-3750 составляет до 250 /сут. Для обеспечения района бурения питьевой и технической водой проектируется вертикальная скважина глубиной 190 м для эксплуатации водоносного горизонта 50-140 м.
Таблица 7 - Нефтеносность
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал | Тип коллектора | Плотность, г/см3 | Подвижность, дарси на санти - пуаз | Содержание серы, процент по весу | Содержание парафина, процент по весу | Свободный дебит, м3/сут | Параметры растворенного газа | |||||||
| от (верх) | до (низ) | в пластовых условиях | после дегазации | Газовый фактор, нм3/м3 | Содержание сероводорода, процент по объему | Содержание углекислого газа ,процент по объему | Относительная по воздуху плотность газа | Коэффициент сжимаемости 1/МПа  | Давление насыщения в пластовых условиях, МПа | ||||||
| J2 (Ю11) | терригенный | 0,681 | 0,811 | 0,010 | 0,39 | 4,98 | - | - | - | - | 13,3 | ||||
| J2 (Ю12) | терригенный | 0,681 | 0,811 | 0,010 | 0,39 | 4,98 | - | - | - | - | 13,3 | ||||
| J2 (Ю13) | терригенный | 0,681 | 0,811 | 0,010 | 0,39 | 4,98 | - | - | - | - | 13,3 | ||||
| J2 (Ю14-15) | терригенный | 0,683 | 0,811 | 0,0223 | 0,39 | 4,98 | 20-70 | - | 1,56 | 1,125 | - | 13,3 | |||
| к.в.* | терригенный | 0,688 | 0,875 | 0,0223 | 0,49 | 8,13 | н.д. | н.д. | - | - | - | - | 13,3 | ||
| М1 | Порово-трещинно-каверновый | 0,688 | 0,875 | 0,0223 | 0,49 | 8,13 | 0-550 | 198,0 | - | 2,10 | 0,745 | 0,9490 | 32,7 |
Таблица 8 - Водоностность
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Тип коллектора | Плотность, г/  | Свободный дебит,  /сут | Фазовая проницаемость, мдарси | Химический состав воды в мг - эквивалентной форме | Степень минерализации М, г/л | Тип воды по Сулину: | Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) | ||||||
| От (верх) | До (низ) | анионы | катионы | ГКН - гидрокарбонатнонатриевый | |||||||||||
 |  |  |  ,  |  |  | ХЛК - хлоркальциевый | |||||||||
| 1. Палеоген - четвертичных комплекс | |||||||||||||||
| Q | поровый | 1,00 | 20-160 | - | 0,1-0,2 | ГКН | нет | ||||||||
| Pg3 nk | поровый | 1,00 | До 300 | - | 0,11-0,87 | ГКН | да | ||||||||
| 2. Апт - альб - сеноманский комплекс | |||||||||||||||
| K1-2 pk | поровый | 1,004 | 168-492 | - | 11-15 | ХЛК | нет | ||||||||
| 3. Неокомский водоносный комплекс | |||||||||||||||
| K1 kls - К1 klm | поровый | 1,01 | 100-200 | - | 394,5 | - | 291,3 | 2,7 | 17-27 | ХЛК | нет | ||||
| 4. Юрско - палеозойский комплекс | |||||||||||||||
| J3 vs - J2 tm | терригенный | 1,022 | До 125 | 657,8 | 0,104 | 16,16 | 624,5 | 13,6 | 49,85 | 40,1 | ХЛК | нет |
Продолжение таблицы 8
| PZ | Порово-трещинно-каверновый | 1,027 | До 250 | 64,1 | 708,2 | 0,708 | 11,9 | 627,5 | 20,5 | 60,78 | 41,9 | ХЛК | нет |
Зоны возможных осложнений
Таблица 9 - Возможные осложнения по разрезу скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Максимальная интенсивность поглощения, /час | Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м | Имеется ли потеря циркуляции (да, нет) | Градиент давления поглощения, кгс/  на м | Условия возникновения | ||
| От (верх) | До (низ) | При вскрытии | После изоляционных работ | |||||
Q -  nk | нет | 0,17 | 0,22 | Увеличение плотности промывочной жидкости против проектной, репрессия на пласт более 20% гидро -статического давления. | ||||
 pk | нет | 0,13 | 0,18 | |||||
| Pz | да | 0,110 | 0,155 |
Таблица 10 - Осыпи и обвалы стенок скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Буровые растворы, применявшиеся ранее | Время до начала осложнения, сут. | Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.) | ||||
| От (верх) | до (низ) | тип раствора | плотность, г/ | Условная вязкость, сек | Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород | |||
| Q - Pg nk | Глинистый | 1,16-1,18 | 40-50 | В>6-8 за 30 мин | 3,0 | Соблюдение технологической скорости бурения, проработка ствола скважины, увеличение плотности и снижение водоотдачи промывочной жидкости. | ||
| Мел | Полимер - глинистый | 1,08-1,10 | 20-22 | В>6-8  за 30 мин | 2,5 | |||
| J3 bg+J3 gr+J3 vs | Полимер - глинистый | 1,10-1,12 | 20-25 | В>6-7 за 30 мин | - | |||
| J1 sal | Полимер - глинистый | 1,11-1,13 | 35-45 | В>4-5 за 30 мин | - | |||
| PZ+тогур+урман | Полимер - глинистый | <1,10-1,12-в интервале под хвостовик | 20-25 | В>5 за 30 мин | 2,5 |
Таблица 11- Нефтегазоводопроявления
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ) | Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м | Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/ | Условия возникновения | Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т. п.) | ||
| от (верх) | до (низ) | внутреннего | наружного | |||||
| Q- nk | вода | - | 1,00 | 1,00 | Снижение противодавление на пласт ниже гидростатического | Увеличение водоотдачи, перелив бурового раствора | ||
 ip | вода | - | 1,00 | 1,00 | - // - | - // - | ||
| pk | вода | - | 1,004 | 1,004 | - // - | - // - | ||
 al - klm | вода | - | 1,01 | 1,01 | - // - | - // - | ||
 vs | вода | - | 1,02 | 1,02 | - // - | - // - | ||
 tm | вода | - | 1,02 | 1,02 | - // - | - // - | ||
| нефть | - | 0,683 | 0,683 | Несоблюдение параметров бурового раствора, снижение противодавления на пласт ниже гидростатического. | Перелив бурового раствора, пленка нефти, пузырьки газа, увеличение водоотдачи, плотное поглощение | |||
| вода | - | 1,02 | 1,02 | |||||
| нефть | - | 0,681 | 0,681 | |||||
| нефть | - | 0,681 | 0,681 | |||||
 tog | нефть | - | 0,683 | 0,683 | ||||
| Pz | нефть | - | 0,688 | 0,688 | ||||
| вода | - | 1,027 | 1,027 |
Таблица 12 - Прихватоопасные зоны
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Вид прихвата ( от перепада давления, заклинки, сальнико-образования и пр.) | Раствор, при применении которого произошел прихват | Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет) | Условия возникновения | ||||
| от (верх) | до (низ) | тип | плотность, г/ | водоотдача, 30 мин | смазывающие добавки (название) | ||||
Q -  cg | От перепада давления, от обвала неустойчивых пород | Глинистый | <1,16 | >10 | нет | да | Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, недостаточная очистка забоя от выбуренной породы. | ||
 ǁ - sl | От обвала неустойчивых пород | Глинистый | <1,16 | >10 | нет | да | Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, недостаточная очистка забоя от выбуренной породы. | ||
 pk | От перепада давления | Глинистый | >1.15 | >10 | нет | да | Оставление бурового инструмента без движения. Увеличение плотности бурового раствора выше проектной. | ||
| al | От заклинки и сальникообразования, разбухание глинистых пород, от перепада давления | Глинистый | >1.15 | >10 | нет | да | Оставление бурового инструмента без движения. Увеличение плотности бурового раствора выше проектной. |
Продолжение таблицы 12
| нижняя юра | От обвала пород, от перепада давления | При бурении экспл.пологих скважин полимерный DrilPlex | <1.12 | >10 | нефть | да | Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, оставление бурового инструмента без движения. | ||
| Pz | От обвала пород, от перепада давления | При бурении экспл.пологих скважин полимерный DrilPlex | <1.12 | >10 | нефть | да | Несоблюдение проектных параметров бурового раствора, режима промывки, оставление бурового инструмента без движения. |
Таблица 13 - Прочие возможные осложнения
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование и пр. | Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения | |
| от (верх) | до (низ) | |||
| cg+ sl | Возможны кавернообразование | За счет потери устойчивости стенок ствола вследствии некачественного бурового раствора | ||
| kz | Возможны кавернообразование, сужение ствола | За счет разбухания глинистых пород и потери устойчивости стенок ствола вследствие некачественного бурового раствора | ||
 al+kls | Возможны незначительное кавернообразование, сужение ствола | За счет разбухания глинистых пород и потери устойчивости стенок ствола вследствие некачественного бурового раствора |