Характеристика месторождения Кумколь

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Геолого-геофизическая характеристика районa и месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Район месторождения расположен на юго-востоке Карагандинской области в Улутауском районе, земли которого переданы в долгосрочное пользование Кызылординской области, в 280 км от г Жезказгана и в 160 км от города Кызылорда.

Месторождение Кумколь располагается в пределах 46°15 - 46°45 северной широты и 65°15 - 65°30 восточной долготы в зоне северных континентальных пустынь.

Это степной район без водных артерий и постоянных населенных пунктов. Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (170 км), Жусалы (150 км) и Карасакпай (180 км).

На расстояния 230 км к востоку от площади Кумколь проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП Жусалы-Ленинск.

Непосредственно на площади работ местное население (казахи) в летний период занимается отгонным животноводством. На площади месторождения имеются грунтовые и грейдерные дороги.

Климат района резко континентальный, с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха, дефицитом его влажности и малым количеством осадков. Максимальные температуры летом + 30-35є, минимальные зимой -38-40єС. Годовое количество осадков до 150 мм, выпадающих в основном в зимнее - весенний период. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления в зимнее время - метели и бураны. Водные артерии на площади работ отсутствуют. Ближайшая река Белеунты протекает в широтном направлении вдоль южных отрогов Улутау на расстоянии 80 км к северу от площади. В летний период она пересыхает, оставляя глубокие плесы. Расстояние до реки Сыр-Дарьи, протекающей к югу от площади составляет 210 км. Степь покрыта типичной для полупустынь ксерофильной растительностью.

В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками 106-169 м над уровнем моря.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении c северной и восточной сторон котловина обрамлена возвышенностями с пологими склонам и с северо-запада спускается в котловину в виде крутого уступа.

К югу от площади расположен песчаный массив Арыскум, сложенный полузакрепленными песками и почти полностью высохшее соленое озеро Арысь. К северу от площади низменная равнинная степь вздымается до отметок 150-200 м, на северо-востоке соединяется с горной системой Улытау. Обеспечение технической и бытовой водой производится из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды с глубины 50-70 м. Вода непригодна для использования как питьевой из-за повышенного содержания фтора. Приготовление глинистого раствора производится из смеси порошковой глины и красной местной глины.

Южно-Тургайская впадина охвачена геологическими мелкомасштабными (1:1000000, 1:500000) съемками, выполненными в 30-е годы. Территория Тургайской низменности рассматривалась как перспективной по отложениям мезой-кайнозоя.

В последние годы вся территория Южно-Тургайской впадины охвачены геологической съемкой масштаба 1:200000, выполненной на большой части Центрально-Казахстанским геологическим объединением, а по Южной части - Южно-Казахстанским.

Съемка сопровождалась бурением картировочных скважин, вскрывших на севере впадины верхнюю часть палеогена, а на юге - кровлю мела.

Впадина охвачена также гидрогеологической съемкой масштаба 1:50000, выполненной Кызылординской гидрогелогической экспедицией. Ею изучены водоносные горизонты неоген-четвертичных отложений, палеогена и верхнего мела. В гидрогеологической скважине, пробуренной в 1983 году в западной части Арыскумского прогиба, из отложений сеномана получен самоизлив пресной воды, насыщенной углеводородным газом.

В 1963 году трестом «Актюбнефтегазразведка» в северной бортовой части Южно-Тургайской впадины пробурена параметрическая скважина 1П-Карасор глубиной 1732 м, с целью оценки перспектив нефтегазоносности. Скважина вскрыла разрез мел-палеогена, верхней юры и вошла в плотные терригенные породы, предположительно, нижнего палеозоя. Дана отрицательная оценка перспектив нефтегазоносности района.

Изучены разрезы нижнего карбона и верхнего девона, получены многочисленные проявления нефти. Промышленные притоки нефти не получены и поисковые работы прекращены.

В 1983 году бурением первых профильных структурных скважин были получены признаки нефти в карбонатных отложениях нижнего турне-фамена (скв.1-с), верхней юры и нижнего неокома (скв.2-с). Структурная скважина 15-с пробурена в 8км к северу от скважины 2-с на площади поднятия по площади палеогена, выделенного по данным картировочного и гидрогеологического бурения на карте. Скважина оказалась восточнее структуры Кумколь, выявленной последующими работами, признак нефти в ней отмечены в отложениях нижнего неокома.

В 1983 году по согласованию Южно-Казахстанской НРЭ и Турланской ГРЭ в районе скважин 2-с и 15-с, давших признаки нефти, отработаны дополнительно региональные и поисковые сейсмопрофили МОГТ, которыми выявлена и оконтурена структура Кумколь. В своде этой структуры по отражающему горизонту Т₂ (III) в конце 1983г. начато бурение поисковой скважины, в которой в начале февраля 1984г. в процессе бурения опробованием ИП из отложений нижнего неокома получен фонтанный приток нефти (160м³/сут.).

1.2 Геолого-геофизическая характеристика района

Южно-Тургайская впадина расположена в северо-восточной части Тургайской плиты. Впадина представляет собой крупную отрицательную структуру по подошве мел-палеогенового комплекса отложений, заключенную между антиклинорием Улутау и его южным погребенным положением на востоке, Ниже-Сырдарьинским сводом и Приуральской моноклиналью на западе. На юге она граничит с хребтом Каратау, а на севере с Кустанайской седловиной.

В свою очередь Южно-Тургайская впадина расчленяется на два прогиба: Жиланчикский в северной и Арыскумский в южной частях, разделенные Мынбулакской седловиной.

Кумкольская антиклинарная структура расположена в пределах Арыскумского прогиба, где толщина мел-палеогенового комплекса достигает 1500-1700 м. Здесь триас-юрские отложения образуют самостоятельный структурный этаж, главной особенностью которого является распространение максимальных толщин полный стратиграфический диапазон разрезов узких линейных грабен-синклиналей в домезозойском гегерогенном основании, приуроченных к протяженным разломам и имеющим рифтогенную природу.

По геофизическим данным, проверенным бурением в пределах Арыскумского прогиба установлено пять линейно-вытянутых субмериди- ональном направлении грабен синклиналей и три горст антиклинальных выступа, который их разделяет.

Осадочный чехол в пределах Кумкольского поднятия залегает с угловым и стратиграфическим несогласием на породах фундамента.

Фундамент разбит на блоки тектоническими нарушениями северо-западного и восток северо-восточного простирания. В осадочном чехле прослеживаются тектонические нарушения лишь северо-западного простирания.

Системой нарушений фундамент разделен на ряд горстов и грабенов. В восточной части структуры выделяется горстовое поднятие амплитудой до 320 м при ширине 2,5 - 3,5 км и длине 24 км. Глубина залегания поверхности фундамента составляет 1200 - 1620 м.

В районе скважин 5 и 22 выделяется грабен, ограченная с востока сбросом амплитудой до 100 м. В направлении на северо-запад грабен раскрывается в обширную депрессию с глубиной залегания фундамента от 1460 до 1820 м.

Серия не протяженных разломов северо-западного и северо-восточного простирания разбивает центральную часть поднятия на горст-грабеновые блоки амплитудой до 80 м и размерами 25Ч3,5 км.

Северная и южная части площади также осложнены грабенами, наименьшие глубины залегания фундамента 1160 - 1170 м.

Месторождение многопластовое и содержит шесть залежей,две из них приурочены к нижненеокомским терригенным отложениям (M-I и М-II), остальные (Ю-I, Ю-II, Ю-III, Ю-IV) - к юрским.

Разрез месторождения Кумколь представлен отложениями мезозой-кайнозоя, залегающими на глубоко выветренной поверхности фундамента ранне-протерозойского возроста.

Образование складчатого фундамента нижнего протерозоя - PR₁ вскрыты на максимальную толщину 245 м. Возраст их устанавливается по сопоставлению с аналогичными образованиями хребтов Улутау и Каратау.

Отложения мезозой - кайнозоя Mz - Kz в Арыскумском прогибе и на месторождении расчленяются на два структурных подэтажа, разделенных региональным стратиграфическим несогласованием: верхнегриасово - юрский и мел - палеогеновый.

На месторождении Кумколь разрез нижнего подэтажа триасово - юрских отложений - T - J начинается отложениями среднего отдела юрской системы.

В грабен - синклиналях Арыскумского прогиба в нижней части разреза участвуют так же отложения верхнего триаса - нижней юры.

Стратиграфия этих отложений разработана по данным пробуренных параметрических скважин и поискового бурения.

В разрезе подэтажа выделяются три крупных ритмотолщи, по возрасту примерно соответствующие позднетриас - раннеюрскому, средне и позднеюрскому времени.

Верхний отдел триаса нижний отдел юры состоит из нижней кумбулакской (Т₃ - J1 кв толщиной до 1200 м) и верхней айбалинской (J ^2-3 ав толщиной до 535 м) свит. Возраст установлен на основании спор и пыльцы - как плинсбах - тоарский.

Отложения средней юры выделены в дощанскую свиту (J₂ d). В кровельной части свита имеет пачки частого переслаивания песчаников и аргиллитов толщиной от 12 до 56 м. В низах свиты на крыльях структуры (скважины 4, 5,6) выделяются пласты угля толщиной 4 - 6 м.

В юго-западной части структуры отложения дощанской свиты полностью выклиниваются (скважина 19), а на крыльях ее толщина достигает 219 м (скважина 5). В грабен - синклиналях Арыскумского прогиба свита сложена более глинистыми породами толщинойдо 502 м. Возраст свиты на основании спор и пыльцы определен - как аален - батский (нижняя половина).

Отложения среднего - верхнего отложения юры объединены в карагансайскую свиту (J _2-3 ks), залегающую трансгрессивнона отложениях дощанской, в местах их отсутствия - на породах фундамента.

Свита отсутствует на юго - западном участке структуры (скважины 17 и 19). На крыльях ее, толщина достигает 45 м. Свита представляет собой флюидоупор над коллекторами дощанской свиты.

Толщина свиты достигает 257 м. Возраст свиты установлен на основании комплексов спор и пыльцы, как поздний батранний келловей.

Верхнеюрская ритмотолща залегает на аргиллитах карагансайской свиты с размывом и расчленяется на кумкольскую и коскольскую свиты.

Кумкольская свита (J₃k) на месторождении сложена тремя горизонтами Ю-I, Ю-II и Ю-III. Толщина свиты в пределах структуры изменяется от 37 - 38 м, на крыльях и в северной части площади.

В грабен - синклиналях толщина кумкольской свиты увеличивается до 300 м.

Возраст свиты установлен на основании комплексов спор и пыльцы в пределах келловея - оксфорда.

Коскольская свита (J₃kk) залегает согласно на кумкольской, имея с ней четкую границу в виде резкой смены песчаных пород на глинистые, образующие флюидоупор для юрских продуктивных горизонтов.

Свита подразделяется на две подсвиты. Толщина нижней подсвиты изменяется от 15 до 25 м. Толщина верхней подсвиты изменяется от16 м (в своде) до 106 м (скважина 32), изменение толщины происходит за счет размыва ее кровли.

В грабен - синклиналях толщина свиты достигает 550 м. В Бозигенской грабен - синклинали, нижняя подсвита содержит пачку (50 м) горючих сланцев.

Возраст нижней подсвиты спорово - пыльцевыми комплексами определяется киммериджем, а верхней - титоном.

Меловые отложения в районе и на месторождении по данным профильного структурного бурения расчленяются на даульскую и карачетаускую свиты нижнего отдела, Кызылкинскую нижнего - среднего отделов, балапанскую - верхнего отдела и турон -сенон.

Отложения неокомского надъяруса выделены в даульскую свиту. Свита залегает с региональном размывом и угловым согласием на образованиях коскольской свиты и расчленяется на нижнее и верхнедаульскую подсвиты. Нижнедаульская подсвита в основании содержит арыскумский горизонт, пределы изменения толщин арыскумского горизонта от 37 до 123 м.

Верхняя часть нижнедаульской подсвиты (толщиной 113 - 163 м) является флюидоупором над продуктивным арыскумским горизонтом.

Верхнедаульская подсвита в нижней и средней частях разреза сложена переслаиванием пачек песчаных и глинистых пород, толщина подсвиты 153 - 241 м.

Возрост даульской свиты на основании обнаруженных единичных пресноводных остракод, типичных для отложений готерив-баррема, устанавливается как неокомский.

Отложения апт - альба (K₁a-al₂) залегают с размывом на даульской и объеденены в карачетаускую свиту. Все породы сильно насыщены углефицироваными остатками. Толщина свиты 253 - 350 м.

Возраст свиты по данным спорово-пыльцевого анализа устанавливается как апт-среднеальбский.

Отложение Альб-сеномана (Каl₃-s) залегают согласно на карачетауской свите и выделены в кызылкиинскую свиту. Толщина свиты 87-186 м.

Возраст свиты поздней альб-сеноманский устанавливается на основании комплекса спор и пыльцы.

Отложение турона (К₂t) выделены в балапанскую свиту. Она залегает трансгрессивно на кызылкинской свите, в ней присутствуют обугленные растительные остатки и зерна глауконита. Толщина свиты колеблется в пределах 82 - 150м. Возраст свиты установлен на основании комплексов спор и пыльцы как нижнее туронский.

Отложения верхний турон - нижний сенон (К₂t₂ - Sn₁) залегают с размывом на породах балапанской свиты.

В пределах структуры отложения верхнего сенона (К₂ sn₂) в большинстве скважин отсутствуют за счет размыва в предпалеогеновое время. Максимальная толщина отложений достигает 43м.

Возраст толщи устанавливается на основании морской фауны, микрофауны и спорово - пыльцевых комплексов, как и кампан - маастритский.

Отложение палеоцен - нижнего эоцена (Р₁ - Р¹₂) залегают с размывом на различных горизонтах верхнего мела. Максимальная толщина их достигает 66м.

Более молодые плиоцен - четвертичные отложения развиты в погруженных частях Арыскумского прогиба, толщина которых не превышает десятки метров.

1.3 Тектоника

В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее погруженной части Сорбулакского горст-антиклинального выступа, разделяющего Акшабулакскую и Сорбулакскую грабен синклинали Арыскумского прогиба.

В районе Кумкольского поднятия в юрских отложениях по данным сейсморазведки прослеживаются две структурные поверхности. Первая из этих поверхностей связана с III^а-отражающим горизонтом, приуроченным к кровле кумкольской свиты (кровля горизонта Ю-III). Ко второй поверхности приурочен III₁^а - отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской подсвиты верхней юры (кровля горизонта Ю-IV).

По кровле Ю-I продуктивного горизонта размеры поднятия составляют 19,58,0 км по замкнутой изогипсе -1200 м, при амплитуде 126 м. Углы падения крыльев складки идентичны с нижележащей поверхностью. Структура имеет вытянутую антиклинальную форму северо-запад-ного простирания и ограничена с востока тектоническим нарушением (приложение А).

Структура в северной части имеет не правильную конфигурацию и за счет небольшого участка погружения поверхности горизонта в виде залива в районе. Вдоль оси структуры разделяется на два купола малой амплитуды.

В районе скважины 3с к востоку от основного сброса F₂ по сейсмическим материалам выявлено поднятие размерами 42 км и амплитудой 40-45 м но замкнутой изогипсе -1180 м, к которому с востока через тектоническое нарушение F₃ примыкает полусвод размерами 30,8 км.

Структурные планы по III^а и III₁^а - отражающим горизонтам совпадают.

По данным эксплуатационного бурения восточное, крыло структуры, но юрским горизонтам имеет более крутое погружение.

Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-1 горизонта) колеблется от 50 до 250 м. Уменьшение толщины отложений кумкольской скиты происходит за счет примыкания к воздымающей поверхности фундамента нижних частей разреза.

Толщина отложений акшабулакской свиты (глинистая часть разреза верхней юры) колеблется от первых десятков до 100 и более метров.

В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий горизонт II^а, совпадающий с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный горизонт М-I).

По II^а-отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального простирания. Восточное крыло структуры осложнено флексурой, в плане практически совпадающей с тектоническим нарушением F₁ секущим юрские отложения.

Размеры структуры составляют 15,54,5 км, по изогипсе - 990 м, при амплитуде южного свода 45 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду 30 м.

При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов, видно заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов.

1.4 Гидрогеология

В результате бурения и опробования глубоких параметрических поисковых, гидрогеологических, структурных и разведочных скважин на площади Куколь выделены водоносные комплексы протерозойских, юрских, меловых, палеогеновых, неогеновых и четвертичных отложений.

Из отложений фундамента при испытании скважин получен приток воды с минерализацией 76,7 г/л из интервала 1416-1503 м. Воды хлоркальциевого типа, хлоридной группы натриевой подгруппы с содержанием брома до 69,2 мг/л.

Пластовые воды верхнего мела (турон-сенона), используемые для водоснабжения буровых работ. В Арыскумском прогибе вода этого горизонта пресная и слабосоленая, дебиты в скважинах высокие (3-5л/сек). На площади Кумколь и в районах низменной равнины в целом (за исключением площади поднятого плата) скважины работают на самоизливе, на участках наиболее высоких отметок залегания водоносного горизонта имеется опасность выброса глинистого раствора при бурении под кондуктор. Глубина залегания на площади Кумколь 50-70 м, в прогибе в целом до 200м.

Водоносность нижнего мела и юры частично изучена опробованием скважины 2П-Арыскум. Вода верхнеюрских отложений имеет минерализацию 56 г/л, плотность 1.059, хлоркальциевый тип, неокома -48 г/л, плотность -1.027 при таком же типе минерализации. Статический уровень воды юрского горизонта -101м, неокомского - 90.5 м. Микрокомпоненты йод и бром отсутствуют.

Водоносный горизонт среднеюрских отложений изучен в скважинах 2, 8, 12 и 16. Воды напорные притоки из интервалов перфорации сильные, что свидетельствует о хороших фильтрационных свойствах пласта.

Превышение пластового давления над гидростатическим для горизонта Ю-IV в среднем составляет 1,11МПа/10м.

Горизонт Ю-IV находится в зоне весьма затрудненного водообмена с элизионным режимом питания. Воды имеют седиметационный генезис, о чем свидетельствуют коэффициенты метаморфизации, Cl ? / Br ? и Ca І / Sr І коэффициенты. Геотермический градиент равен 4/100м, при температуре пласта от 52 до 58, что характерно для разрезов, сложенных преимущественно песчанистыми породами пониженной теплопроводимости. Термобарический коэффициент равен 3,5.

По пространственно-геологическому отношению к залежи нефти и газа, воды здесь подразделяются на нижние краевые и подошвенные.

Водоносный комплекс верхнегорских сложений представлен тремя водоносными горизонтами: Ю-I, Ю-II и Ю-III. Он отделен от вышезалегающей толщи пестро и сероцветной глинистой толщей. Водовмещающими породами являются серые и светло-серые песчаники. Гидродинамическая характеристика этих горизонтов идентична с характеристикой горизонта Ю- ,что лишний раз доказывает связь между собой.

Воды месторождения Кумколь очень горячие (t 50) небольшой вязкостью (0,7 МПа с) и небольшой минерализацией для рассолов данного типа (до 64 г/л). Анализ данных по гидродинамике пластовых вод свидетельствует о хороших фильтрационных свойствах коллектора и значительных запасах вод. Высокая метаморфизация вод, их седиментационный генезис, отсутствия в газовом составе вод газов, характерных для окислительной обстановки, обитания пластовых вод в зоне весьма затрудненного водообмена свидетельствует о хорошем гидрогеологической закрытости месторождения (м/н 5).

2. Коллекторские свойства продуктивных толщ, их нефтенасыщенность

На месторождении Кумколь нефтеносными являются J₂, J₃, неоком. В разрезе может быть до пяти нефтеносных горизонтов Юры: в средней Юре - Ю-IV, (Ю-V на Кумколе не встречен), в верхней Юре - Ю-I, Ю-II, Ю-III и два неокомских горизонта (М-I, M-II).

Разобщенность пластов коллекторов глинистыми пластами в зоне ВНК и ГНК привела к широкому развитию бесконтактных зон, особенно в М-I и Ю-I горизонтах, что способствует увеличению безводного периода эксплуатации Залежь массивная, массивно-плас-товая. Горизонты Ю-I, Ю-II, Ю-IV содержат газовые шапки в присводовой части.

В нижненеокомских отложениях в составе арыскумского горизонта выделяются два продуктивных горизонта М-I и М-II, которые хорошо кор- релируются и однозначно выделяются по данным ГИС.

Горизонт М-1 представлен в виде 2-3 пластов-коллекторов. Верхние два песчаных пласта, наиболее выдержаны по толщине, прослеживаются по всей площади и иногда сливаются в единый коллектор. Нижний пласт часто замещается непроницаемыми породами. Определенной закономерности его распространения по площади не наблюдается.

Общая мощность неокомских отложений составляет 1065-1115 м. Общая толщина продуктивных отложений достигает 60 м. Продуктивная часть делится на две пачки - верхняя и нижняя.

Залежь нефти нижней пачки М-I пластово-сводовая, включает два пласта, разделенных на пропластки до 7 штук, ВНК находится на отметке -999 м. Высота залежи до 30 м (7,6-21,2 м); нефтенасыщенная мощность 1,0-13,4 м. Горизонты М-I и М-II разделяет пачка глин толщиной 9-21 м.

Верхняя пачка М-I, пластово-сводовая залежь, делится на 2-3 пласта, нижняя может переходить в плотный или сливаться со средним. Эффективная толщина до 13 м (2,0-11,8 м), ВНК находится на глубине 981-985 м, этаж нефтеносности имеет мощность 42 м. Получен приток 90 т/сут на штуцере 6 мм и депрессии 0,4 МПа.

Значения эффективных нефтенасыщенных толщин в целом по пласту колеблются от 0,6 до 16,7 м (скв.1043) и в среднем составляют 9.2 м. Северная часть залежи горизонта М-1 представлена обширной водо-нефтяной зоной. геологический нефть тектоника

Наибольшие эффективные нефтенасыщенные толщины наблюдаются в центральной части залежи или в северной части чисто-нефтяной зоны. Уменьшение нефтенасыщенных толщин происходит в восточной и западной бортовых и южной переклинальной частях залежи.

Расчлененность горизонта варьирует от 1 до 5 при среднем значении 2.27, коэффициент вариации 0.26. По чисто-нефтяной зоне расчлененность в среднем равна 2.6; коэффициент вариации 0.19; по ВНЗ - 1.6 и 0.28 соответственно. Средневзвешенные значения пористости по скважинам меняются от 0.19 до 0.33 по данным интерпретации ГИС и в среднем равны 0.272.

По данным лабораторных исследований керна пористость изменяется в пределах 0.19-0.32 при среднем значении 0.251.

Нефтенасыщенность определялась только по данным ГИС и варьирует в интервале 0.53-0.77 при среднем значении 0.646.

Проницаемость коллекторов определялась 3 методами: по лабораторным исследованиям керна, по данным интерпретации ГИС и по гидродинамическим исследованиям. По анализам керна проницаемость меняется от 0.005 до 5.29мкм² при среднем значении 1.308 мкм по интерпретации ГИС от 0.048 до 6.0 мкм², при среднем значении проницаемости 1.607 мкм², по гидродинамическим исследованиям от 0.129 до 5.6 мкм², при среднем значении 1.481 мкм².

Средние значения пористости и проницаемости по разным методам определения практически совпадают. Наибольший охват скважин при определении проницаемости достигнут по данным ГИС.

По данному методу 30% значений проницаемости приходится на интервал 0.1-0.5 мкм², 18% на интервал 0.5-1.0 мкм² и 26% на интервал значений > 2.5 мкм²

Горизонт М-II отделяется от горизонта М-I глинистой пачкой толщиной 12-25 м и представлен в пределах продуктивной части разреза в виде 1-2 песчаных пластов.

Расчлененность горизонта меняется от 1 до 2 и лишь в отдельных скважинах расслаивается до 3 пропластков.

В среднем по горизонту расчлененность равна 1.58, коэффициент вариации 0.22. Коэффициент песчанистости по горизонту М-II меняется в пределах 0.1 до 1 и в среднем составляет 0.74, коэффициент вариации равен 0.05.

Значения эффективных нефтенасыщенных толщин по горизонту меняются от 0.8 м до 15.2 м и в среднем составляет 7.2 м.

В виду пластово-массивной залежи горизонта М-II максимальные эффективно-нефтенасыщенные толщины соответствуют сводовой части структуры. Средневзвешенные значения пористости по скважинам изменяются от 0.19 до 0.328 и в среднем составляет 0.272 по данным интерпретации ГИС.

По данным лабораторных исследований керна пористость изменяется в пределах 0.19-0.32 и в среднем равно 0.239. Начальная нефтенасыщенность определялась по данным интерпретации ГИС и в среднем составляет 0.6 при разбросе значений от 0.4 до 0.75.

Проницаемость коллекторов определялась также 3 методами: по лабораторным исследованиям керна, по данным интерпретации ГИС и по гидродинамическим исследованиям. По анализам керна проницаемость

Коллекторов продуктивного горизонта М-II меняется от 0.195 до 3.22 мкм² при среднем значении 1.33 мкм², по интерпретации ГИС интервал изменений 0.05-6.0 мкм², среднее значение 1.57 мкм² по гидродинамическим исследованиям разброс значений проницаемости 0.048-6.71 мкм², и в среднем составляет 2.6 мкм².

По данным интерпретации ГИС в среднем по 23.0% значений проницаемости приходится на интервалы 0.1-0.5 мкм², 0.5-1.0 мкм² и >2.5 мкм². Второй эксплуатационный объект (горизонты Ю-I-Ю-II) содержит нефтяную залежь с газовой «шапкой». В целом по месторождению Кумколь II эксплуатационный объект является основным по запасам нефти и газа и обладает наибольшей площадью нефтеносности. Значения эффективных толщин коллекторов II эксплуатационного объекта варьируют в пределах 2.7-24.7м и в среднем равны 13.8м.

Нефтенасыщенные толщины в целом по объекту меняются от 0.6 до 23.7м и в среднем равны 9.6м, по зонам насыщения имеют следующие интервалы изменения и средние значения: по ГНЗ от 0.6 до 18.8м и в среднем 8.6м; по ЧНЗ от 2.7 до 23.7м и в среднем 12.7м; по ВНЗ от 1.2 до 19.0м и в среднем 7.6м.

Газонасыщенные толщины в целом по объекту имеют интервалы изменения от 0,6 до 23,1м, среднее значение 11.1м. По зонам насыщения газонасыщенные толщины имеют следующие интервалы изменений: по газовой зоне 8.3-23.1м, в среднем 15.1м, по газонефтяной зоне 0.6-18.1м, в среднем 7.1м. Максимальные значения нефте и газонасыщенных толщин (более 16м) соответствуют центральной (сводовой) части залежи.

Коэффициент песчанистости в целом по объекту меняется в пределах от 0.1 до 0.78 и в среднем составляет 0.42, коэффициент вариации 0.13. Расчлененность объекта варьирует от 1 до 10, при среднем значении 4.9 и коэффициенте вариации 0.13.

Средневзвешенные значения пористости по скважинам изменяются от 0.16 до 0.385 и в среднем составляют 0.238 по данным ГИС. По данным лабораторных исследований керна пористость меняется в пределах 0.16-0.34 и в среднем равна 0.233.

Нефтенасыщенность по объекту изменяется от 0.45 до 0.9 и в среднем равна 0.68, газонасыщенность коллекторов меняется от 0.59 до 0.89 и в среднем равна 0.71.

Продуктивный горизонт Ю-III отделен от вышележащего глинистым разделом толщиной 2-10м и является частью единого резервуара содержащего газонефтяную залежь, включая горизонты Ю-I и Ю-II.

Коллекторы Юры гранулярного типа, сложены алевролитами, алевритами, песками и песчаниками.

Породы горизонта Ю-IV состоят из алевролитов - 80%, песков и песчаников - 20%. Пески и алевролиты относятся к песчаникам и алевролитам на глинистом цементе как 2/1, карбонатизация - 9%.

В основании Ю-IV в юго-восточной части находятся слой плотного карбонатного песчаника.

Покрышка Ю-IV - аргиллиты и глинистые алевролиты Карагансайской свиты. Состав гидрослюдисто-коалинитовый с включениями битума, пирита, марказита.

В J₂ продуктивные пласты (Ю-IV) встречены только в центральной сводовой части поднятия и залегают на глубине 1290-1320 м. Общая толща продуктивной пачки J₂ - 24 м, состоит из 1-5 песчано-алевролитовых пластов. Эффективная суммарная мощность до 3,6-11 м. С отметке -1225 м и ниже коллектора водоносные, ВНК - 1200 м (скважина 2), ГНК-1179 и (скважина 8). Газовая шапка имеется в сводовой части. Этаж нефтегазоносности 26 м высота газовой части 3,5 м.

Горизонт Ю-IV отделяется от Ю-III пачкой глин мощностью 10-34 м. В J₃ продуктивные пласты находятся на глубине 1200-1300 м. Общая толща продуктивных отложений до 75 и делится на три пачки, средняя толщина каждой из которых по 25 м. В пределах каждой пачки выделяются до 7 песчано-алевролитовых пластов.

Горизонты Ю-I, Ю- II, Ю- III относятся к кумкольской свите J₃ представленной песчано-алевролитовыми породами с прослоями глинистых алевролитов и глин.

Залежи нефти J₃ - пластово-сводовые, с единым водо-нефтя-ным контак- том. В пределах верхней пачки в сводовой части выявлена газовая шапка (скважины 1, 8, 9), ВНК (скважина 13) условно взят - 1198 м, ГНК - 1111 м. Этаж нефтегазоносности составляет 120 м, высота газовом части - 30 м. Горизоит Ю-III включает два песчаных пласта эффективной мощностью 1,6-2,2 м. Приток нефти из Ю-III получен до 87 т/сут на штуцере 8 мм с депрессией 3,8 МПа.

Горизонт Ю-II включает 1-2 песчаных пласта эффективной мощностью 0,6-11,4 м и может содержать газовую шапку.Горизонт Ю-I состоит из 2-3 песчаных пластов эффективной толщиной 0,8-12 м.

Из верхней части приток - 74 т/сут на штуцере 8 мм при депрессии 4,1 МПа. Меловые горизонты залегают выше Ю-I на 80-148 м. Продуктивные горизонты относятся к арыcкумской подсвите неокома.

Горизонт Ю- III состоит на 73 % т алевролитов и алевритов, причем соотношение сцементированной чаcти к сыпучей как 1/1, карбонатность-9,8 %. Пески и песчаники составляют 27 %. Состав: карбонаты - 5,7%, кварц - 27-58%, полевой шпат - 4-19%. Цемент глинистый с высоким содержанием включений пирита и марказита, максимально 98%, в среднем 57%.

Горизонт Ю- II состоит на 77% из алевритов и алевролитов, причем алевритов в 2 раза больше, чем алевролитов, карбонатность 9,9 %. Пески и песчаники составляют 23 % и относятся друг к другу в равной пропорции, их карбонатность 19,5%.

Горизонт Ю-I на 84 % сложен алевролитами и алевритами с карбонатностью до 15. Песок к песчанику относятся как 2/1.

Коллектора характеризуются слабо выраженной пористостью. Содержание кварца 31-61 %, полевого шпата 8-19 %, обломочный материал 26-60 %, цемент глиниссто-коалинитовый. В Северной части Ю-1 (скважины 1, 40) сложен преимущественно карбонатным песчаником и известняком.

Горизонты Ю- I, II; III разделяется между собой слоями глин мощностью 3-15 м.

По результатам бурения эксплуатационных скважин сводовая часть горизонта Ю-III расположена выше абсолютных отметок -1112м, где была выявлена газовая "шапка".

Как уже отмечалось выше по данным опробования и ГИС газонефтяной контакт горизонта Ю-III на уровне ГНК II эксплуатационного объекта. Значения эффективных толщин в целом по горизонту изменяются в интервале 0.6-20.8 м, в среднем равны 8.9 м, в том числе по зонам насыщения: по ГНЗ от 4.0 до 14.0м и в среднем 8.8 м, по ЧНЗ от 0.6 до 20.8 м и в среднем 7.5 м, по ВНЗ от 2.2 до 20.2 м и в среднем 10.5 м.

Нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются в интервале 0.6-20.8 м и в среднем равны 6.3 м, в том числе по зонам насыщения: ГНЗ от 2.0 до 9.2 м, в среднем 5.3 м; ЧНЗ от 0.6 до 20.8 м в среднем 7.5 м; ВНЗ от 1.0 до 12.1 м в среднем 5.9 м.

Газонасыщенные толщины изменяются в интервале 0.8-8.1м и в среднем равны 3.5 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины (более 10 м) соответствуют северной части залежи горизонта Ю-III, уменьшение толщин происходит в южном направлении (4.0 м и менее).

Расчлененность горизонта меняется от 1 до 6 и в среднем равна 2.2, коэффициент вариации 0.19.

По анализам керна пористость коллекторов горизонта Ю-III меняется в пределах 0.16-0.35м и в среднем равна 0.23. По данным ГИС пористость меняется от 0.16 до 0.333м в среднем равна 0.229.

Нефтенасыщенность меняется от 0.34 до 0.88 и в среднем составляет 0.67, газонасыщенность в интервале 0.62-0.74, в среднем равна 0.684.

Проницаемость пластов-коллекторов горизонта Ю-Ш изменяется в интервале 0.002-3.27 мкм² и в среднем соответствует 0.463 мкм² по данным ГИС в интервале 0.003-5.99 мкм² и в среднем равна 0.445 мкм² по гидродинамическим исследованиям интервал изменения 0.047-1.73 мкм², в среднем равна 0.580 мкм².

По данным интерпретации ГИС 30.2% значений проницаемости приходится на интервал 0.01-0.05 мкм², 13.8% на интервал 0.05-0.1мкм² 35% на интервал 0.1-0.5 мкм² и 11.2% на интервал 0.5-1.0 мкм².

Продуктивный горизонт Ю-IV несколько обособлен по высоте от вышележащих горизонтов Ю-I-III и отделяется пачкой глин толщиной 10-40м. Горизонт Ю-IV характеризуется высокой расчлененностью и наибольшим распространением зон отсутствия коллекторов. В пределах контура продуктивности горизонта Ю-IV выделены следующие зоны насыщения: газонефтяная, газо-нефтеводяная, чисто-нефтяная и водо-нефтяная. Значения эффективных толщин в целом по залежи изменяются от 0.8 до 23.0 м и в среднем равны 9.0 м.

Нефтенасыщенные толщины в целом по залежи меняются от 0 до 10.3 м и в среднем равны 4.2 м, в том числе по зонам насыщения: ГНЗ от 0 до 6.3 м, в среднем 2.8 м; ГНВЗ -от 0 до 10.3 м, в среднем 5.4 м; ЧНЗ от 1.8 до 5.5 м в среднем 4.0 м; ВНЗ от 0.6 до 9.1 м в среднем 4.6 м.

Газонасыщенные толщины в целом по залежи меняются в интервале 0-6.3 м и в среднем равны 3.0 м, в том числе по зонам насыщения: ГНЗ 0.8-5.8 м и 2.7 м, ГНВЗ 0-6.3 м и 3.2 м.

Зоны отсутствия коллекторов выделены в северной и восточный частях залежи по нефтенасыщенному разрезу

Коэффициент песчанистости в целом по горизонту меняется в пределах 0.05-1.0 м и в среднем равен 0.4, коэффициент вариации 0.33.

Расчлененность горизонта меняется от 1 до 6 и в среднем равна 2.97, коэффициент вариации 0.34.

Пористость коллекторов по данным исследования керна меняется от 0.16 до 0.3 и в среднем равна 0.206.

По данным ГИС пористость изменяется в пределах 0.16-0.314 и в среднем равна 0.223.

Нефтенасыщенность и газонасыщенность коллекторов горизонта Ю-IV изменяются соответственно в пределах 0.44-0.8 и 0.49-0.77 и имеют средние значения 0.572 и 0.632.

Проницаемость коллекторов горизонта Ю-IV по керну изменяется в интервале 0.003-0.718 мкм² и в среднем равна 0.165 мкм², по данным ГИС в интервале 0.005-5.15 мкм² и в среднем 0.462 мкм², по гидродинамическим исследованиям в интервале 0.118-1.89 мкм² и в среднем соответствует 0.625мкм.

По данным ГИС (наибольший охват скважин) 41.3% значений проницаемости приходится на интервал 0.01-0.05мкм², 13.0% - на интервал 0.05-0.1 мкм² и 30.4% - на интервал 0.1-0.5 мкм².

2.1 Качество нефти и газа

Продуктивный разрез сложен песчаниками и алевролитами с пределами эффективных толщин по горизонтам от 0,6 до 12,4м.Открытая пористость коллекторов составляет 19,3-23,7%, проницаемость 0,172-1,133 мкмІ, коэффициент нефтенасыщенности 0,58-0,71, газонасыщенность 0,57-0,72.

Начальное пластовое давление находится в пределах 11,5-13,76 МПа, пластовая температура достигает 49-56 єС. Дебиты нефти достигали 125,8мі/сут на 7мм штуцере, газа-93,8тыс. мі/сут на 7мм штуцере.

Нефти меловых и юрских залежей близки по составу. Плотность их 812-819кг/мі, содержание серы 0,11-0,52%, парафинов 10,8-11,5%, асфальтенов 0,11-0,92%, смол 4,8-8,42%.

Состав растворенного газа юрских и меловых залежей резко различен: в юрских - метановая составляющая изменяется от 50,6% до 61,2% при содержании тяжелых углеводородов 34,26-50,6%, в меловых- превалируют тяжелые углеводороды, содержание которых достигает 63,7-67,9%, а метан 17,8-22,2%. В составе газов присутствует сероводород - 0,02-0,07%, азот - 3,1-10%, углекислый газ - 0,5-0,9% и гелий - 0,01-0,1%.

Свободные газы состоят из метана - 56,75-77,92%, этана - 9,01-14,05%, пропана - 4,24-10,17%, бутанов - 1,24-4,75%, углекислый газ - 0,29-0,69% и гелий - 0,15-0,22%. В газе в незначительных количествах содержится конденсат, плотностью 712-732 кг/м.

Режим залежей горизонтов М-I, M-II и Ю-III- водонапорный, в остальных залежей - водонапорный с энергией газовой шапки.

Пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу. Минерализация их изменяется от 49,7 до 84 г/л. В водах отмечается повышенное содержание брома, стронция и лития.

2.2 Степень разведанности месторождения

По результатам профильного структурного, параметрического и поискового бурения установлены основные нефтегазоперспективные горизонты Арыскумского прогиба в отложениях палеозоя, юры и неокома, а также перспективные отложения в северной части Южно-Тургайской впадины, в геолого-структурных различных условиях.

Перспектива нефтегазоносности палеозоя подтверждена установлением проявлений окисленной нефти по терригенным породам, выполняющим трещины и каверны карбонатной толщи фамена - турне в скважине 1-с, пробуренной на восточном склоне Нижнесырдарьинского свода. Наиболее перспективны выступы карбонатного палеозойского рельефа в западной части Арыскумского прогиба и в восточной, прилегающей к нему части Нижнесырдарьинского свода, обладающие трещинно-кавернозной пористостью в благоприятных геолого-структурных условиях. Перспектива нижнеюрского комплекса подтверждена получением активных газопроявлений и песчано-аргеллитовой толщи в скважине 1-п Арыскум, перекрытой мощной глинистой толщей верхней половины нижнеюрского разреза и нижней части средней юры.Перспектива среднеюрского комплекса также определяется наличием в его средней и нижней части песчаных коллекторов и глинистой толщи в кровле этих отложений.

В меловом разрезе выделяются три перспективных горизонта. Нижний связан с базальными песками нижнего неокома под глинистой толщей его верхней части, который содержит залежьь нефти на структуре Кумколь. Он наиболее перспективен на выступах фундамента в зоне развития терригенных коллекторов, благоприятных для аккумуляции углеводородов, мигрирующих из юрского комплекса отложений вследствие эрозинного среза. Наличие признаков нефти в керне скважины 7-с в песчаных коллекторах верхнего неокома, в скважине 23-с в песках нижней части апт-альба, перекрытых глинистыми толщами, указывает на вероятность нахождения залежей и в этих отложениях. При этом сероцветная угленосная толща апт-альба может быть самостоятельным генератором углеводородов. О миграции углеводородов в верхнюю часть мелового разреза свидетельствует получение притока пресной воды, насыщенной газом, в гидрогеологической скважине, пройденной в Арыскумской грабен-синклинали, вблизи зоны разлома.

В процессе бурения скважины I при опробовании пластоиспытателей нижнеокомских отложений в интервале 1067-1158 м был получен фонтан нефти. При вскрытие этой скважиной юрской продуктивной части разреза произошел выброс нефти с газом.

Скважины 3, 4, 5 пробурены до фундамента, а скважина 2 (сводовая по горизонту PR) вскрыла фундамент на глубину 118 м с целью оценки продуктивности коры выветривания.

В результате бурения этих скважин была установлена продуктивность нижненеокомских и юрских отложений, определен этаж продуктивности и составлено представление с площади распространения залежей. При этом скважина 2 оказалась за контуром продуктивности по меловым продуктивным горизонтам, а скважина 5 вскрыла водоносный разрез и по меловым, и по юрским горизонтам.

Скважины располагались на структуре по системе перекрывающихся профилей. Расстояние между скважинами составили 1,5-2,75 км.

Фактические глубины разведочных скважин составили 1351-1431 м. В присводовых частях скважины углублялись до фундамента, а в периферийных - со вскрытием средней юры (ниже установленной отметки ВНК).

Скважина 22 остановлена в отложениях верхней юры, поскольку вскрыла кровли Ю-I продуктивного горизонта на 90 м ниже уровня ВНК. Полученные каротажные характеристики полного юрского разреза до фунда- мента позволили в дальнейшем совместно с материалами сейсморазведки однозначно решать вопросы корреляции продуктивных горизонтов.

Одна из разведочных скважин (26) была пробурена для оценки нефте- носности юрских отложений на отдельном поднятии в юго-восточной части площади и оказались не продуктивной.

Разведочные скважины 14 и 24 были пробурены на безводной промывочной жидкости с целью оценки нефтенасыщенности коллекторов прямым способом.

Всего на участке Кумколь пробурено 15 разведочных скважин с общей проходкой 22415 м. Все они, за исключением скважины 22, оказались продуктивными.

Таким образом, на месторождении Кумколь пробурено 27 разведочных скважин общей проходимостью 37578 м. При этом лишь четыре из них оказались за контуром продуктивности.

2.3 Обоснование проектируемых работ

Целевым назначением проектируемого разведочного бурения является разведка запасов нефти и попутного газа на месторождении Кумколь и подсчета запасов по категории С₁ геологические задачи, последовательность и основные методы их решения:

а) уточнение планового положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносных полей верхнеюрского и нижненеокомских нефтеносных горизонтов;

б) изучение подсчетных параметров (эффективной мощности, открытой и эффективной пористости, проницаемости) и промысловых характеристик нефтенасыщенных пластов верхнеюрских и нижненеокомских нефтенасыщенных пластов;

в) изучение нефтегазоносности среднеюрских отложений в крыльевых частях структуры Кумколь;

г) изучение закономерностей изменения по площади месторождения эффективной мощности нефтенасыщенных пластов верхнеюрского горизонта, их гидродинамической взаимосвязи, коэффициентов нефтеотдачи, как основы для составления проекта разработки месторождения и подсчета запасов по категориям В+С₁.

Для выполнения указанных задач на первом этапе предусматривается бурение 18 разведочных скважин проектной глубиной 1350-1520м с общей проходкой 24800м, затем бурение 12 эксплуатационных скважин с общей проходкой 13200м и проведение опытной эксплуатации по верхнеюрскому нефтеносному горизонту.

Проектируется расположить скважины по системе 5-ти профилей вкрест простирания структуры с расчетом вскрытия нефтеносных горизонтов на разных гипсометрических уровнях.

Геологические исследования в процессе бурения сводятся к отбору керна по нефтеносным горизонтам и отбору образцов на анализы, наблюдениями за поглощениями промывочной жидкости и нефтепроявлениями.

Отбор керна предусматривается по нижненеокомскому горизонту и по верхнеюрскому горизонту во всех проектных скважинах. Проходка с отбором керна по неокомскому горизонту в соответствии с его мощностью, отбором над кровлей и под подошвой составляет в среднем 40м, по юрскому горизонту 80м. Интервалы отбор керна в каждой скважине уточняются по данным ГИС.

Промыслово-геофизические исследования проектируются для целей наблюдения за техническим состоянием ствола скважины, расчета объема цементного раствора для цементирования технической и эксплуатационной колонн, для уточнения интервала отбора керна и для определения параметров нефтенасыщенных коллекторов нижнего неокома и верхней юры на восточном участке и верхней юры на западном.

Во всех скважинах будет выполнен обязательный комплекс геофизических исследований согласно требованиям технической инструкции.

Комплекс, включает общие исследования по всему стволу скважины в масштабе глубин 1:500 методами: КС, ПС, ГК, 2ННК-Т, кавернометрия, инклинометрия через 25м.

Детальные исследования в интервалах продуктивных отложений в масштабе глубин 1:200 методами: КС, ПС, кавернометрия, ИК, БК, МБК, МКВ, МКЗ, АК, ГГК-П, ГК, 2ННК-Т, Т^о, акустическая цементометрия (АКЦ).

Проектируется расположить 1ПР скважину между скважинами 2169 и 2138 проектной глубиной 1320 м, 2ПР между скважинами 3067 и 3043 проектной глубиной 1350 м, 3ПР между скважинами 3044 и 2099 проектной глубиной 1340 м, 4ПР между скважинами 430 и 24 проектной глубиной 1320 м. Все скважины проектируются, с расчетом вскрытия нефтеносных горизонтов, на разных гипсометрических уровнях.

Отбор керна предусматривается по нижненеокомскому горизонту и по верхнеюрскому горизонту во всех проектных скважинах. Проходка с отбором керна по неокомскому горизонту в соответствии с его мощностью, отбором над кровлей и под подошвой составляет в среднем 40м, по юрскому горизонту 80м. Интервалы отбор керна в каждой скважине уточняются по данным ГИС.

Промыслово-геофизические исследования проектируются для целей наблюдения за техническим состоянием ствола скважины, расчета объема цементного раствора для цементирования технической и эксплуатационной колонн, для уточнения интервала отбора керна и для определения параметров нефтенасыщенных коллекторов нижнего неокома и верхней юры на восточном участке и верхней юры на западном участке.

Во всех скважинах будет выполнен обязательный комплекс геофизи- ческих исследований согласно требованиям технической инструкции.

Комплекс, включает общие исследования по всему стволу скважины в масштабе глубин 1:500 методами: КС, ПС, ГК, 2ННК-Т, кавернометрия, инклинометрия через 25м.

3. Определение технического состояния скважины

Геофизические исследования технического состояния обсадных колонн и цементного камня в затрубном пространстве ведут в процессе строительства и эксплуатации скважин. Эти исследования подразделяются на:

- общие, выполняемые во всех скважинах;

- специальные, которые проводят только в скважинах, режим эксплуатации которых отличается от проектного или в которых возникли другие обоснованные предположения о нарушении целостности обсадной колонны и/или цементного кольца и, как следствие, герметичности затрубного пространства.

3.1 Общие исследования

Общие исследования предназначены для оценки целостности и несущей способности обсадной колонны и герметичности затрубного пространства как основных элементов скважины, обеспечивающих ее работоспособность в соответствии с запланированными технологическими нагрузками и выполнение природоохранных задач. Они включают измерения:

- размеров и положения в разрезе отдельных элементов обсадной колонны, труб, муфт, патрубков, цементировочного башмака, центраторов, и соответствия положения этих элементов проектному и «мере труб»;

- толщин обсадных труб во вновь построенных и действующих скважинах;

- минимального и среднего проходного сечения труб;

- высоты подъема цементной смеси, степени заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с обсадной колонной и горными породами;

- наличия в цементе вертикальных каналов и интервалов вспученного (газонасыщенного цемента);

- глубины и протяженности интервалов перфорации.

Комплекс общих исследований составляют гамма-каротаж (ГК) для привязки полученных данных к разрезу, локация муфт (ЛМ), акустическая цементометрия (АКЦ), гамма-гамма-цементометрия (СГДТ), электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия (ЭМДС-Т, МИД), термометрия (ОЦК). Общие исследования проводят после спуска кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн по всей их длине.

Размещено на Allbest.ru