Визначення ПОЛОЖЕННЯ ГАЗОВОДЯНИХ, НАФТОВОДЯНИХ ТА ГАЗОНАФТОВИХ КОНТАКТІВ
за ПЛАСТОВИМИ ТИСКАМИ
МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ
Метою роботи є навчити студентів методики визначення положення контурів нафтогазоносності за пластовими тисками. У завдання роботи входить визначення положення контурів нафтогазоносності за виданим індивідуальним завданням.
ОСНОВНІ ТЕОРЕТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ
Встановлення положення площин розділу вода-нафта, вода-газ, нафта-газ є важливим моментом в процесі геологорозвідувальних робіт, тому що вони, в більшості випадків, визначають границі (розміри) покладів, величину геологічних запасів нафти і газу та методику подальшої розробки покладів.
Точне визначення границь розділів є досить складною проблемою, для вирішення якої в нафтогазопромисловій геології є декілька методів. До них відноситься ряд прямих методів, які базуються на безпосередньому визначенні контактів за матеріалами промислово-геофізичних досліджень або за даними випробування свердловин, що розкрили приконтурні зони покладів. Але в процесі геологорозвідувальних робіт для встановлення контактів нафта-вода, нафта-газ часто використовують непрямі методи, які використовують дані гідродинамічних досліджень газових, нафтових і водяних свердловин.
Визначення контурів нафтових і газових покладів в процесі гідродинамічних досліджень свердловин проводиться, як правило, за даними вимірів пластових тисків, зміни величини тиску на глибині або розрахунковим методом.
визначення положення контурів нафтоносності і газоносності розрахунковим методом
Завданням є визначення відстані від точки виміру тиску в газовій свердловині до поверхні газонафтового контакту (рис. 10.1).
Рисунок 10.1 – Схема визначення положення флюїдоконтакту за пластовими тисками
в різних частинах покладу
Пластовий тиск на газоводяному контакті (Ргвк) визначається з використанням даних про пластовий тиск в газовій частині покладу (Рг ) за формулою:
Ргвк= Рг + hгвк·rг·g, (10.1)
де hгвк – абсолютна відмітка газоводяного контакту, м;
rг – густина газу, кг/м3;
g – прискорення вільного падіння, м/с2.
Аналогічно визначається Ргвк за відомим пластовим тиском в законтурній частині (у водяній частині покладу) Рв
РГВК = Рв – (hгв – hГВК) · rв · g, (10.2)
де hгв – відстань між точками виміру пластового тиску в газовій та водяній частинах пласта, м;
rв – густина води, кг/м3.
Прирівнявши праві частини рівнянь (10.1) і (10.2), отримаємо:
. (10.3)Рівняння розв’язуємо відносно невідомої hГВК
(10.4)Отже,
(10.5)Відповідно в нафтовому покладі відстань від точки виміру тиску в нафтовій свердловині до поверхні ВНК визначається за формулою:
(10.6)Для газонафтового покладу:
(10.7)Абсолютна відмітка ГВК дорівнює:
НГВК = А – L – hГВК, (10.8)
де А – альтитуда гирла свердловини, м;
L – глибина точки виміру пластового тиску, м;
hГВК – відстань від точки виміру пластового тиску в газовій свердловині до ГВК.
Аналогічно визначаються відмітки ВНК і ГНК.
За відомими відміткам ГВК, ВНК або ГНК на структурну карту покрівлі продуктивного пласта наноситься зовнішній контур газоносності (нафтоносності). На структурну карту підошви продуктивного пласта наноситься внутрішній контур газоносності (нафтоносності).
Достовірність розрахункового положення флюїдоконтактів залежить від точності вихідних даних: пластових тисків, абсолютних відміток точок виміру і густин флюїдів в пластових умовах.
визначення положення контурів нафтоносності і газоносності
Графічним методом
Метод оснований на графічному вирішенні рівняння зміни пластового тиску з глибиною в газовій, нафтовій і водяній частинах покладу.
Кутовий коефіцієнт функції зміни пластового тиску з глибиною Y=f(h) залежить від густини флюїду. Відповідно, в газовій, нафтовій і водяній частинах покладу епюра пластових тисків буде мати різний нахил по відношенню до осі
глибин (кут a) (рис. 10.2).
Для встановлення положення флюїдоконтактів за допомогою епюри пластових тисків густини газу, нафти і води відповідно в інтервалах від точки виміру в газовій свердловині до газонафтового контакту, від газонафтового до водонафтового контактів і від водонафтового контакту до точки виміру пластового тиску у водяній свердловині приймаються постійними. Це дає змогу представити залежність Y=f(h) в межах газової, нафтової і водяної частин покладу у вигляді прямої, хоча фактично вона є криволінійною.
Кутовий коефіцієнт tga може бути виражений як tga=
.тоді
, 
, 
.
Рисунок 10.2 – Схема визначення флюїдоконтактів
графічним методом
ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ
Визначається положення ГНК, ВНК і ГВК графічним методом наступним чином:
1 Визначають абсолютні відмітки точок виміру пластових тисків в газовій, нафтовій і водяній свердловинах (Нг, Нн, Нв).
2 На планшет наносять точки з координатами Рг і Нг для газової, Рн і Нн для нафтової, Рв і Нв для водяної свердловин.
3 Через першу точку (Рг, Нг) проводять пряму залежності Y=f(h) з кутовим коефіцієнтом
, через другу точку (Рн, Нн) – пряму з кутовим коефіцієнтом 
, і через третю точку (Рв, Нв) – пряму з кутовим коефіцієнтом 
.Точка перетину першої і другої прямих відповідає положенню ГНК, а другої і третьої – положенню ВНК.
Графічний метод дає менш точний результат, ніж аналітичний, але відрізняється наглядністю і прискорює процес визначення флюїдоконтактів.
За відомими відміткам ГВК, ВНК або ГНК на структурну карту покрівлі продуктивного пласта наноситься зовнішній контур газоносності (нафтоносності). На структурну карту підошви продуктивного пласта наноситься внутрішній контур газоносності (нафтоносності).
Примітка: При графічних побудовах відношення лінійних масштабів по осях РН повинно відповідати 10:1.
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
1 Як визначити абсолютні відмітки ГВК, ГНК та ВНК розрахунковим методом ?
2 На чому базується графічний метод визначення положення контурів нафтогазоносності ?
3 Який метод дає більш достовірне положення контурів нафтогазоносності ?
4 Який порядок визначення положення флюїдоконтактів графічним методом ?
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 11
Використання даних інклінометричних досліджень при геологічних побудовах
МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ
Метою роботи є навчити студентів методики використання даних викривлення свердловин при побудові структурних карт та профілів.
ОСНОВНІ ТЕОРЕТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ
У результаті замірів кривизни встановлюють просторове положення осі свердловини і окремих точок відкритого свердловиною розрізу, цікавих в тому чи іншому відношенні (покрівля пласта, глибина залягання опорного репера та ін.), що необхідно для різних геологічних побудов (профілів, карт і т.д.).
При замірах і побудовах весь стовбур свердловини уявно розбивають на рівні прямолінійні частини довжиною 25 або 10 м для сильно викривлених свердловин направленого буріння.
Глибини замірів приурочуються до глибин, кратним 25 або 10 (0, 25, 50 і т.д. або 0, 10. 20 і т.д.).
Розбиваючи стовбур свердловини по його довжині на рівні інтервали і заміряючи в точках, що розмежовують ці інтервали, кут кривизни і направлення кривизни (кут ), отримують всі дані, необхідні для зображення стовбуру свердловини в просторі у вигляді ламаної лінії. Чим частіше виконані заміри, тим ближче зображення стовбуру свердловини до просторової кривої, яка відповідає дійсному положенні стовбуру свердловини.
Результати замірів кута і направлення кривизни обраховують і записують в формі даних горизонтальних зміщень вибою, “скорочених” або вертикальних проекцій стовбуру свердловини, а також інклінограм, тобто зображення проекції стовбуру свердловини в плані. Точніше положення стовбуру свердловини в просторі може бути виявлено шляхом визначення просторових координат окремих точок.
Визначення координат стовбуру свердловини за результатами замірів елементів кривизни.
Точнішою методикою визначення просторових положень стовбуру свердловини є знаходження просторових прямокутних координат (х, у, z) кутових точок стовбуру.
Прямокутні осі в цьому випадку вибирають так само, як і в геодезії (маркшейдерії): осі х розташовуються в горизонтальній площині і іде паралельно направленню меридіана; осі у – у тій же площині, перпендикулярно до осі х (в напрямку широти), і осі z вертикально.
За початок координат в цьому випадку приймають устя свердловини, через яке проводять горизонтальну площину проекції.
На основі рис. 11.1 можна записати ряд залежностей. По горизонтальній проекції встановлюємо, що
По вертикальній проекції встановлюємо, що
Додатні значення х беруть для інтервалів lі коли їх проекції розміщуються в І і IV четвертях, тобто коли кривизна має північний напрямок (0°-90° і 270°-360°).
Від’ємні значення х беруть для інтервалів горизонтальних проекцій, які розташовуються в II і III четвертях, тобто кривизна має південний напрямок (90°-180° і 180°-270°).
y має знак плюс при азимутах кривизни 0°-90° і 90°-180° і знак мінус – при азимутах кривизни 180°-270° і 270°-360°.
z має у всіх випадках від’ємний знак (за винятком буріння із штольні в стелю виробки).
У результаті обчислень за допомогою такої методики кожна характерна точка стовбура свердловини може бути зафіксована трьома точними координатами (х, у, z).
Величини l1sin1 і l1cos1 знаходяться за таблицями поінтервальних приростів.
Рисунок 11.1 – Система просторових координат і значення приросту координат залежності
від заміру елементів кривизни
а – просторове зображення; б – горизонтальна проекція.
І – основна площина проекції; II – допоміжна площина проекції
Побудова профільних розрізів за даними викривлених свердловин
Геологічні профільні розрізи і насамперед поперечні профілі дають можливість в наочній формі і достатньо повно показати будову тої чи іншої ділянки.
На геологічному профілі показано товщину світ, горизонтів і окремих пластів, форма і крутизна залягання порід на різних глибинах, умови залягання окремих залягань (форма і співвідношення їх з виповнюючими породами).
Геологічний профіль також зручний для проектування нових свердловин, так як тільки на ньому можна зобразити свердловину (пряму або плоско викривлену) без викривлення по всій її довжині – від устя до кінцевої глибини.
Профільні розрізи використовують, крім того, як основу для побудови різних карт (структурних карт, ізопахіт, фацій і т.д.).
У нафтопромислових умовах профілі прийнято будувати в масштабах 1:2500, 1:5000 і 1: 10 000, Для промислових площ профільні розрізи зазвичай викреслюють без викривлень, тобто горизонтальні і вертикальні масштаби беруть однакові. Для складчастих областей цього правила необхідно притримуватися завжди. В умовах платформних структур з дуже пологими кутами падіння (до 1-2°) необхідно будувати профільні розрізи з викривленнями, що дещо ускладнює побудову.
Степінь точності побудови геологічних профільних розрізів залежить від кількості пробурених свердловин і достатньо детального вивчення геологічної будови по ліній профілю на поверхні, а також від достовірності даних, які характеризуються товщиною світ і умовами їх залягання (елементи залягання на глибині).
В умовах складчастої області наявність даних детального вивчення геологічної будови площі на поверхні забезпечують можливість побудови достовірної картини глибинної будови за обмеженою кількістю добре документованих свердловин.
Вибір напрямку профільного розрізу відіграє важливу роль у питаннях правильного і наглядного зображення будови надр.
Побудову профільного розрізу починають з викреслювання його основи, під якою розуміють зображення на вибраній вертикальній площині наступних даних: лінії рівня моря, вертикалей, які обмежують профіль з шкалами глибин, рельєфу земної поверхні, проекцій устя і стовбура свердловини з вказуванням фактичного матеріалу про глибину залягання реперних горизонтів, пластів і кутів падіння.
Використання даних викривлених свердловин при побудові структурних карт
На першій стадії вивчення бурінням геологічної будови площі структурні карти будують за даними поперечних профілів, складених відповідно сказаному вище. Але такий спосіб побудови завжди необхідно перевіряти і доповнювати проведенням ізогіпс по окремих точках.
У цьому випадку важливим є виявлення відміток перетину свердловин з маркуючими горизонтами.
Гіпсометричну відмітку вибраного репера, пересіченого вертикальною свердловиною, визначають за одною з приведених нижче схем (рис. 11.2: а, б і в).
Рисунок 11.2 – Різні випадки визначення гіпсометричної відмітки репера
Альтитуда устя додатна (земний рельєф вище умовного нульового рівня).
У випадку положення репера R нижче рівня моря
(рис. 11.2 а) ВR (відмітка) = АВ – АR, знак беруть відповідно за правилами алгебраїчного сумування. У цьому випадку знак гіпсометричної відмітки репера буде мінус.
У випадку положення репера вище рівня моря (рис. 11.2 б) ВR = АВ – АR (знак гіпсометричної відмітки репера плюс).
Альтитуда устя від’ємна (рис. 11.2 в). У цьому випадку вихідні величини мають від’ємні значення (ВR = АВ – АR) і знак відмітки репера мінус.
При викривленні стовбура свердловини в приведені формули вводять поправки, які при більшому викривленні свердловини сягають значної величини.
У всі наведені формули поправку вводять зі знаком плюс, оскільки при викривленні свердловини вертикальна відстань від устя до репера завжди менша ніж відстань між тими ж точками, які заміряні по стовбуру свердловини. Величину поправки знаходять із діаграми «скорочення» для даної свердловини або як різницю між глибинами залягання вибраного репера у вертикальній відстані від устя свердловини до репера.
Перед викреслюванням структурної карти слід попередньо скласти таблиці відміток фіксуючого репера (зазвичай покрівлі того чи іншого горизонту (табл. 11.1) і підготувати планшет в масштабі побудованої карти. На планшеті вказують горизонтальні проекції стовбурів свердловини з позначенням точок, які відповідають зустрічі стовбура свердловини з опорним горизонтом (репером).
Таблиця 11.1 – Відмітки репера ……………… у свердловинах
……………………………………..району
| № свердловини | Глибина залягання репера, м | Вертикальна відстань від устя свердловини до репера, м | Альтитуди, м | |
| устя | репера | |||
| | | | | |
| | | | | |
Точки кожної викривленої свердловини наносять на планшет шляхом відповідної обробки інклінограм цих свердловин.
На інклінограмі знаходять точку, кратну прийнятому інтервалу заміру кривизни, яка розміщена вище глибини залягання репера. Наприклад, глибина залягання репера 1230 м. Інтервал заміру кривизни 25 м. У цьому випадку шуканою точкою являється глибина 1225 м. Неоднакові глибини залягання репера і зафіксована точка стовбуру свердловини 5 м. Знаючи величину горизонтального зміщення для інтервалу стовбуру свердловини 1225-1250 м і користуючись методом інтерполяції, знаходять положення на інклінограмі точки, яка відповідає глибині залягання репера.
Отриману на інклінограмі точку з’єднують з устям і заміряють азимут лінії горизонтального зміщення репера від устя. Потім переносять по азимутах точки, які відповідають горизонтальним проекціями глибин зустрічі стовбура свердловини вибраного репера, на планшет, на якому попередньо нанесені устя всіх свердловин. У точках, які відповідають зустрічі репера, підписують відмітки їх відносно рівня моря і знак цієї відмітки.
Ізогіпси між точками проводять у відповідності з методичними вказівками побудови структурних карт методами трикутників та сходження.
Якщо в якійсь свердловині відібраний орієнтований керн або визначений кут падіння порід, то ізогіпси у таких точках (їх частоту і напрямок) викреслюють з врахуванням відповідних елементів залягання порід.
При проведенні ізогіпс поряд з рекомендованими способами доцільно користуються масштабом закладання, який дозволяє легко знайти густоту ізогіпс за величиною кута дійсного падіння порід.
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
1 Як при геологічних побудовах розбивають увесь стовбур свердловини?
2 Як визначаються координати стовбуру свердловини за результатами замірів елементів кривизни?
3 Які особливості побудови геологічних профілів та уточнень до них за результатами вимірів кривизни свердловини?
4 Як використовують дані викривлення свердловини при побудові структурних карт?
5 Які є рекомендовані способи при проведенні ізогіпс на структурній карті при врахуванні даних інклінометричних досліджень?
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 12
Геологічне обґрунтування проекту буріння пошукових та розвідувальних свердловин, складання геолого-технічного наряду
МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ
Метою роботи є набуття студентами практичних вмінь складання геологічної частини геолого-технічного наряду (ГТН) на буріння пошукових і розвідувальних свердловин.
Для досягнення поставленої мети перед студентом ставиться завдання: розробити геологічну частину ГТН на буріння конкретної пошукової чи розвідувальної свердловини.
ОСНОВНІ ТЕОРЕТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ
ГТН є одним із основних проектних документів на спорудження свердловини. Він складається для кожної проектної свердловини, що намічається до буріння, на основі очікуваних умов буріння та досвіду проходки сусідніх свердловин. У ГТН наводиться передбачуваний геологічний розріз свердловини, а також перелік всіх основних досліджень, робіт і заходів, виконання яких є обов’язковим для буріння свердловин. Наряд має дві частини: геологічну і технічну. Форма наряду на різних підприємствах дещо відмінна, проте у всіх випадках вона повинна передбачати такі основні відомості та положення.
У заголовку наряду вказуються:
– номер свердловини та назва площі (родовища);
– категорія свердловини (пошукова, розвідувальна, експлуатаційна тощо);
– мета буріння (пошук нафтогазоносних горизонтів, розвідка виявлених покладів, експлуатація певного горизонту, підтримання пластового тиску тощо) ;
– проектний горизонт;
– проектна глибина свердловини;
– комерційна швидкість буріння;
– початок, кінець і тривалість буріння;
– тип і загальна характеристика буріння;
– бурове підприємство (УБР, ВБР, НГРЕ глибокого буріння, фірма тощо), яке проводитиме буріння.
У геологічній частині наряду у відповідних колонках наводять такі дані:
– шкала (лінійка) глибин в метрах (здебільшого в масштабі 1:5 000 або 1:10 000) ;
– стратиграфічні підрозділи розрізу свердловини;
– літологічна колонка (проектна та фактична);
– кути падіння порід (очікувані та фактичні);
– міцність порід за категоріями (міцні, тверді, середні, м’які);
– інтервали можливих ускладнень при бурінні (нафтогазоводопроявлення та пластові тиски при цьому, обвали стінок, поглинання промивної рідини тощо);
– інтервали проходки з відбором керна і шламу;
– промислово-геофізичні дослідження в свердловині;
– конструкція свердловини з виділенням інтервалів перфорації та способів випробування колон на герметичність;
– параметри бурового розчину та хімреагенти для його оброблення.
Останні дві колонки іноді наводять в технічній частині наряду, в якій вказують також способи буріння, параметри режиму буріння, типи та кількість доліт тощо.
ОПИС КОНКРЕТНОЇ ГЕОЛОГІЧНОЇ СИТУАЦІЇ (початкові дані)
На одній із площ Внутрішньої зони Передкарпатського прогину виявлений і підготовлений до пошукового буріння нафтогазоперспективний об’єкт, який представляє собою пастку у вигляді асиметричної брахіантиклінальної складки північно-західного простягання. Для цієї складки побудована структурна карта відбивного сейсмогоризонту (ВСГ), приуроченого до покрівлі еоценових відкладів (рис. 12.1). Принципова схема геологічної будови площі наведена на рис. 12.2. Проектом пошуково-розвідувальних робіт на площі передбачено буріння 3 пошукових і 10 розвідувальних свердловин, які розташовані на трьох поперечних і одному поздовжньому профілях.
У геологічній будові площі беруть участь осадові породи від верхньої крейди до четвертинних.
Верхня крейда (К2). Породи цього відділу представлені стрийською світою, складеною типовим двокомпонентним тонко-ритмічним піщано-глинистим флішем, місцями з прошарками мергелів і вапняків. Категорія буримості – міцні.
Рисунок 12.1 – Макет структурної карти
Площа № ____
СХЕМАТИЧНИЙ ПОПЕРЕЧНИЙ
ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗРІЗ
Рисунок 12.2 – Принципова схема профільного сейсмогеологічного розрізу
Породи стрийської світи (К2st) складають ядро складки і характеризуються низькими колекторними властивостями.
Пісковики дрібно і середньозернисті, сильновапняковисті, сірі. Аргіліти та алевроліти темно-сірі, здебільшого вапняковисті.
Палеоген (
Палеоцен (
Еоцен (
Манявська світа (
Вигодська світа (
Бистрицька світа (
Олігоцен (
Нижньоменілітова підсвіта (
Середньоменілітова (лоп’янецька) підсвіта (
Верхньоменілітова підсвіта (
Відклади палеоцену, еоцену та олігоцену є регіонально нафтоносними.
Міоцен (N1). Міоценові відклади представлені потужною товщею молас, що складені здебільшого сірими, часто засоленими і строкатобарвними відкладами. В складі міоцену виділяється поляницька, воротищенська і стебницька світи.
Поляницька світа (N1рl) представлена вапняковистими глинами та аргілітами з прошарками вапняковистих пісковиків і конгломератів. Категорія буримості – середні.
Воротищенська світа (N1vr) складена одноманітною товщею сірих і темно-сірих вапняковистих глин з прошарками пісковиків, кам’яної і калійної солі та гіпсу. В нижній і верхній частинах світи поширені піщано-глинисті брекчії, зцементовані галітом. Категорія буримості – середні.
Стебницька світа (N1st) складена сірими загіпсованими глинами з прошарками пісковиків, а також лінзами кам’яної та калійної солі і соляно-глинисто-піщаної брекчії. Категорія буримості – м’які.
Відклади стебницької світи перекриваються чохлом четвертинних алювіальних відкладів товщиною до 10 м.
Досвід пошуково-розвідувальних робіт в регіоні показує, що в процесі буріння свердловин можуть виникнути такі ускладнення:
– у стебницькій і воротищенській світах – осипи та обвали стінок, каверноутворення, звуження стовбура, поглинання, можлива зміна параметрів бурового розчину внаслідок розчинення солей;
– у поляницькій і бистрицькій світах – осипи, жолобоутворення;
– проти пластів-колекторів менілітової, вигодської, манявської та ямненської світ – звуження стовбура свердловини, прилипання бурового інструменту та нафтопроявлення з пластовими тисками, що перевищують умовні гідростатичні тиски на 20 % (в менілітовій світі) і 25 % (для еоцену).
ПОРЯДОК ПРОВЕДЕННЯ РОБОТИ
Для виконання поставленого завдання рекомендується така послідовність аналізу конкретної ситуації:
1 Запишіть задані викладачем індивідуально кожному студентові такі дані: номер свердловини, тип розрізу, назву нафтогазоперспективних відкладів, абсолютну позначку склепінної ізогіпси та значення перерізу ізогіпси.
2 Виберіть напрямок через задану викладачем проектну свердловину, за яким буде побудований профільний сейсмогеологічний розріз.
3 Побудуйте через задану свердловину профільний геологічний розріз в найбільш інформативному напрямку. При цьому слід використовувати вихідні дані таблиці 12.1, принципову схему геологічної будову площі (рис. 12.1) і макет структурної карти (рис. 12.2). Масштаб побудови: горизонтальний — 1:25 000, вертикальний — 1: 25 000,
4 Визначте проектну глибину буріння заданої свердловини із розрахунку, що абсолютні позначки рельєфу становлять 220–450 м, а нафтогазоносними на площі будуть ямненські, вигодські та верхньоменілітові відклади.
5 Заповніть заголовок і розробіть зміст колонок ГТН, використовуючи вихідні дані, результати вимірів і розрахунків (кути падіння порід, пластові тиски, густини бурового розчину тощо), нормативні положення (відбір керна і шламу, раціональний комплекс ГДС для регіону, перевірка колон на герметичність тощо), а також наявний досвід буріння в регіоні на сусідніх площах (конструкція свердловини, параметри бурового розчину та хімреагенти для його оброблення тощо).
Таблиця 12.1 – Характеристика типів геологічних розрізів
Стратиграфічнийпідрозділ | Індекс | Очікувана товщина світ (підсвіт) за типами розрізів на площі, м | ||||
а | б | в | г | д | ||
| Стебницька світа | N1st | Розраховується, як залишкова при побудові геологічного профілю | ||||
| Воротищенська світа | N1vr | 420 | 280 | 350 | 400 | 300 |
| Поляницька світа | N1pl | 160 | 190 | 180 | 200 | 120 |
| Верхньоменілітова п/св. | | 340 | 0 | 280 | 220 | 330 |
| Середньоменілітова п/св. | | 140 | 160 | 0 | 120 | 200 |
| Нижньоменілітова п/св. | | 200 | 260 | 300 | 0 | 240 |
| Бистрицька світа | | 120 | 140 | 130 | 110 | 100 |
| Вигодська світа | | 0 | 200 | 190 | 160 | 230 |
| Манявська світа | | 210 | 180 | 160 | 220 | 0 |
| Ямненська світа | | 90 | 110 | 100 | 120 | 150 |
| Стрийська світа | К2st | >100 | ||||
Звіт про виконану роботу повинен містити:
1) пояснювальну записку, в якій висвітлити:
– мету роботи та поставлене завдання;
– обґрунтування принципів вибору глибин буріння запроектованих пошукової та розвідувальних свердловин;
– повний і детальний розрахунок проектних глибин кожної із запроектованих свердловин з наведенням розрахункових формул;;
– висновок про загальний обсяг бурових робіт.
2) оформлені на аркуші формату А4 структурну карту та профільний сейсмогеологічний розріз із нанесеною на них заданою свердловиною.
Графічні побудови необхідно виконувати на аркушах А4 із дотримуванням галузевих стандартів і використанням умовних знаків і зразків для складання картографічної документації при розвідці та розробці нафтових родовищ, які демонструються в навчальному кабінеті № 5322.
Для зручності побудови та перевірки викладачем профільний розріз бажано будувати на аркуші із зошиту в клітинку.
1 2 3 4 5