Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Подсчет запасов нефти пласта Тл2а Кунгурского месторождения Пермской области

Подсчет запасов нефти пласта Тл2а Кунгурского месторождения Пермской области

Геологическое строение месторождения, стратиграфия и тектоника. Геофизические исследования скважин. Физико-литологическая характеристика и нефтенасыщенность коллекторов продуктивных пластов. Расчетные параметры и подсчет запасов нефти, газа, конденсата.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 16.04.2014
Размер файла 79,2 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтегазопромысловая геология - это наука, которая занимается изучением геологического строения нефтяных и газовых месторождений, подсчетом запасов нефти и газа, исследованием процессов, происходящих в недрах при разработке месторождений, а также осуществлением контроля за их разработкой.

Целями данной курсовой работы являются подсчет запасов нефти пласта Тл2а месторождения №11, расположенного в Кунгурском районе Пермской области и углубление теоретических знаний по заданной теме.

Подсчет запасов нефти и газа имеет большое практическое значение. На основе подсчитанных запасов нефти и газа осуществляется выбор рациональных направлений развития геологоразведочных работ, планирование добычи нефти и газа, проектирование разработки месторождений.

Размеры запасов обуславливают объем капиталовложений на строительство и обустройство промыслов и нефтегазопроводов, а также на строительство городов и жилых поселков в районах газонефтепромыслов.

Подсчет запасов объединяет в себе все сведения, полученные в процессе разведки месторождения. В зависимости от полноты этих сведений, от степени изученности месторождений и подготовленности их к промышленному освоению запасы нефти и газа классифицируют на различные категории. Для подсчета запасов в настоящей курсовой работе используется объемный метод, для этого необходимо решить следующие задачи: выделение эффективных нефтенасыщенных прослоев по каротажному материалу, выделение продуктивных пластов, построение схемы сопоставления терригенных отложения нижнего карбона, определение параметров подсчета запасов (коэффициент пористости, нефтенасыщенности), построение схемы обоснования ВНК и структурных карт и измерение площади.

1. Общие сведения о районе месторождения

11 газонефтяное месторождение в административном отношении расположено в Кунгурском районе Пермской области. Районный центр г. Кунгур (железнодорожная станция Кунгур Свердловской железной дороги) находится в 70 км юго-восточнее месторождения.

Сообщение с областным и районным центрами осуществляется по автотрассе республиканского значения Пермь-Кунгур-Екатеринбург, которая пересекает район месторождения по диагонали.

Свердловская железная дорога проходит в южной части площади , пересекая её в юго-восточном направлении.

Кунгурский район является аграрно-индустриальным. На территории района расположены: завод «Турбобур» - производитель турбобуров и буровых установок, обувной комбинат, предприятия, связанные с агропромышленным комплексом и производством товаров народного потребления. Сельское хозяйство имеет молочно-зерновую специализацию, его угодья составляют 18.1% территория области. В районе размещены предприятия нефтедобывающей промышленности.

В физико-географическом отношении район относится к зоне широколиственно-хвойных лесов.

Район расположен в пределах Западного Урала. Рельеф равнинно-холмистый, расчаленный сетью речных долин, логов, оврагов и карстовых воронок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 105 до 220 м.

Вся рассматриваемая площадь орошается притоками р. Сылва.

Почвенно-растительный покров достаточно своеобразен. Значительные массивы темноцветных серых лесостепных почв, имеются оподзоленные черноземы, много дерново-подзолистых и дерново-карбонатных почв.

Растительность отличается обилием и разнообразием видов - степных, луговых, лесных. Животный мир типичен для освоенной части лесостепи.

Климат района умеренно-континентальный с теплым, иногда жарким летом и холодной зимой. Средняя температура самого холодного месяца (января) -18,50С. Абсолютные минимумы температур воздуха колеблются от -530С до -450С. Средняя температура самого теплого месяца(июля) +150С. Абсолютные максимумы температур +350С до 380С. Первые заморозки отмечаются в сентябре, снежный покров устанавливается в конце ноября и сходит в конце апреля, толщина его достигает 1м, глубина промерзания почвы достигает 1,3м. Среднегодовое количество осадков около 410-450 мм.

Национальный состав довольно однороден- преобладают русские, кроме того, на территории района издавна проживают татары и башкиры. Численность населения района стабильна и составляет 125,1 тыс. человек.

Из полезных ископаемых, кроме нефти и газа, обнаружены большие запасы известняка, доломита, глины, гипса, галечника и железных руд, имеющие местное значение.

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез месторождения вскрыт поисково-разведочными скважинами на глубину 2395,0 м. и представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытыми отложениями четвертичной системой. Подробное стратиграфическое описание разреза с фаунистической характеристикой приведено в предыдущем отчете по подсчету запасов. Сведения, полученные при доразведке и в процессе эксплуатационного бурения, позволили уточнить интервалы залегания стратиграфических подразделений.

Описание и стратиграфическое расчленение разреза проводится снизу вверх, согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы».

Вендский комплекс

Вендские отложения залегают трансгрессивно и с угловым несогласием на рифейских образованиях, сложены зеленовато-серыми сланцеватыми алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина отложений составляет 22,0 м.

В преддевонское время в результате регионального подъема территории породы вендского комплекса были значительно верхним отделами.

Девонская система

Отложения девонской системы залегают на породах венда со стратиграфическим несогласием и представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел, D2

Эйфельский ярус, D2ef

Породы эйфельского яруса представлены кварцевыми песчаниками светло-серыми, почти белыми, разнозернистыми и алевролитами светло-серыми, неравномерно-глинистыми с подчиненными прослоями аргиллитов светло-серых, каолинитовых. Толщина составляет 8,0м.

Живетский ярус, D2 zv

Отложения живетского яруса - это алевролиты с маломощными прослоями песчаников коричневато-серой окраски, в нижней части - аргиллиты темно-серые, слабоглинистые, что характерно для склонового типа разреза. Толщина отложений достигает 12,0м.

Верхний отдел, D3

Франско-фаменский ярус, D3 f+ fm

Верхний отдел представлен франским и фаменским ярусами. Нижняя часть франского яруса в составе пашийского и тиманского горизонтов сложена терригенными породами толщиной 19,0-26,0м.

Франско-фаменское время характеризовалось господством мелкого теплового моря, с богатой фауной, что благоприятствовало процессам рифообразования. Отложения этого возраста представлены органогенными известняками, битуминозными с подчиненным содержанием доломитов, их толщина изменяется в пределах от 490,0 до 560,0 м. на площади месторождения развит рифовый тип разреза глубоководного шельфа, характерный для бортовой зоны Камско-Кинельской системе прогибов.

Общая толщина пород девонской системы достигает 599,0м.

Каменноугольная система

Отложения каменноугольной системы вскрыты всеми скважинами. Система представлена всеми тремя отделами - нижним, средним и верхним.

Нижний отдел C1

Турнейский ярус C1t

Турнейский ярус нижнего отдела сложен известняками серыми и светло-серыми, накапливающимися в условиях мелководья. Иногда в известняках встречаются пятна тяжелой окисленной нефти. Границы между отдельными горизонтами турнейского яруса четко не выявлены в связи с недостаточной охарактеризованностью керновым материалом. Толщина 71,1-141,0м.

На рубеже турнейского и радаевского времени происходит смена трансгрессивных обстановок осадконакопления регрессивными, карбонатные породы сменяются терригенными, появляются углистые отложения, сформированные в прибрежно-континентальных условиях.

Визейский ярус, C1v1

Кожимский надгоризонт kz

Радаевский горизонт C1v1 kz rd

Отложения радаевского горизонта представлены пачкой терригенных алевролито-аргиллитовых пород с единичными прослоями песчаников. Проницаемые разницы разности песчаников и алевролитов нефтенасыщенны. Толщина пород этого возраста на территории месторождения изменяется в пределах от 6,4 до 24,6м.

Визейский ярус, C1v1

Кожимский надгоризонт kz

Бобриковский горизонт C1v1 kz bb

Обмеление моря в начале бобриковского времени привело к образованию терригенных песчано-глинистых осадков прибрежно-марского и лагунно-морского происхождения. Бобрикоский горизонт сложен светло-серыми песчаниками, переслаивающими с алевролитами и аргиллитами. Песчаники и алевролиты кварцевые, мелко- и реже среднезернистые. Пористые разности насыщены газом и нефтью. Аргиллиты темно-серые, почти черные, тонкослоистые. Толщина 32,2-40,6м.

Визейский ярус, C1v2

Окский надгоризонт ok

Радаевский горизонт C1v2 ok tl

Начавшаяся в тульское время тренсгрессия привела к накоплению песчано-глинистых осадков морского типа. Дальнейшее погружение территории привело к смене в позднетульское время терригенных осадков карбонатными, в результате этого породы тульского горизонта делаться на две пачки: нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную.

Терригенная пачка сложена, в основном, алевролитами и аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников. Песчаники и алевролиты углисто-глинистые. Пористые разности песчано-алевролитовых пород насыщены газом и нефтью. Толщина отложений равно 19,5-25,2.

Карбонатная пачка сложена известняками и доломитами с редкими прослоями алевролитов и песчаников. Известняки неравномерно-глинистые, плотные, крепкие. Доломиты неравномерно-известковистые, серые, иногда трещиноватые. Толщина 6,2-10,4м.

Серпуховский ярус C1s

Провести четкую границу между отложениями визейского и серпуховского ярусов не представляется возможным. Также не возможно произвести деление отложений серпуховского яруса. Породы представлены известняками и доломитами, местами ангидритизированными и окремнелыми, с включениями гипса. Толщина 215,8-258,9.

Между отложениями серпуховского и башкирского ярусов наблюдается перерыв в осадконакоплении в связи с большим обмелением и регрессией моря.

Cредний отдел С2

Башкиркий ярус С2 b

Отложения башкирского яруса представлены светло-серыми известняками с маломощными прослоями доломитов и известковых конгломерато-брекчий, отражающих перерывы в осадконакоплении. Наиболее пористые разности известняков насыщены газом и нефтью. Толщина 52,9-72,8.

Московский век характеризуется мелководно-морским режимом осадконакопления, общее погружение территории сменило направление с юго-восточного на восточное, что связано с формированием Предуральского прогиба.

Московский ярус C2 m

Московский ярус на территории месторождения представлен верейским, каширским, подольским и мячниковским горизонтами. Ярус сложен преимущественно карбонатными отложениями. Это известняки серые и светло-серые, иногда зеленоватого и коричневатого оттенка, участками неравномерно глинистые и алевритистые. Известняки переслаиваются с доломитами, содержание которых увеличивается к кровле яруса. Толщина карбонатных отложений составляет 198,8-304,8.

Верхний отдел С3

Верхний отдел каменноугольной системы сложен доломитами и доломитизированными известняками. Доломиты светло-серые, мелкозернистые, слабо известковистые, переслаивающиеся со светло-серыми, участками окремнелыми известняками. Толщина 106,4-183,9 м.

Общая толщина пород каменноугольной системы изменяется от 875,7 до 987,8 м.

Пермская система

Нижний отдел Р1

Асельский + сакмарский+ артинский ярус Р1 а+s+ar

Отложения пермской системы в объеме ассельского, сакмарского и артинского яруса представлены светло-серыми известняками с прослоями доломитов, с включениями гипса и ангидрита, которые накапливались в лагунно-морской обстановке, в бассейн с повышенной соленостью.

Кунгурский ярус P1 k

Породы кунгурского яруса размыты в верхней части, представлены ангидритами голубовато-серыми, кристаллическими, плотными, с подчиненными прослоями доломитов, реже известняков - в это время была сформирована региональная карбонатно-сульфатная толща. С позднепермского времени наступил преимущественно континентальный режим развития, который завершился общим подъемом территории и размывом ранее отложившихся образований.

Общая толщина отложений пермской системы изменяется в пределах от 645,0 до 747,6 м.

Четвертичная система Q

Четвертичная система представлена элювиальными, элювиально-делювиальными и аллювиальными отложениями: суглинками, глинами и пески красновато-серого цвета с галькой уральских пород. Отложения этого возраста распространены повсеместно и залегают на размытой поверхности верхнекамских пород, их толщина на территории месторождения достигает 20,0м.

2.2 Тектоника

Газонефтяное месторождение в тектоническом плане приурочено к северной части Веслянского вала, осложняющего Бымско-Кунгурскую впадину.

Веслянский вал имеет субмеридиональное простирание с некоторым смещением на восток в северной части, прослежен на расстоянии более 100 км при ширине 6-8 км.

В его пределах выделены поднятия, которые по генетическому типу относятся к прибортовым структурам облекания, в основании которых залегают крупные рифогенные тела верхнефранско-фаменского возраста. Конфигурация вала сохраняется по всем маркирующим горизонтам, отмечается лишь выполаживанием рельефа от нижележащих горизонтов к вышележащим. Так амплитуда вала по каменноугольным отложениям превышает 100м, а по пермским - составляет не более 20 м.

По кровле терригенного девона строение вала изучено недостаточно, однако по данным единичных скважин, вскрывших эти отложения, вал как положительная структура отсутствует. На его месте находится пологая моноклиналь, погружающаяся в сторону Преуральского прогиба.

Погружение восточного края платформы в саргаевское и последующее время явилось причиной разделения морского бассейна на области с различными глубинами. Вдоль границы мелководного и глубоководного палеошельфов сформировалась цепочка биогермных сооружений характерна асимметричность. Крылья структур, обращенные к осевой зоне ККСП значительно более крутые. Такое явление наблюдается на территории всего Веслянского вала. Структуры облекания, образовавшиеся над рифовыми телами являются основными ловушками для нефти и газа нежнее- и среднекаменноугольных продуктивных горизонтов.

На рубеже турнейского и визейского веков активизировалась тектоническая деятельность, произошел подъем территории.

В радаеское и бобриковское время на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий, обусловивших циклическое строение отложений. Формирование обломочного материала происходило в первую очередь за счет разрушения возвышенных участков суши, с которых материал транспортировался стекавшими реками и русловыми потоками.

Поздневизейское (окское), серпуховское и башкирское время характеризуются понижением территории и распространением морской обстановки осадконакопления.

В среднекаменноугольную эпоху начались геологические преобразования территории, существенно изменившие ее региональный наклон. Началось формирование Урала и Предуральского прогиба. Уже тогда нефтематеринские свиты девона и нижнего карбона, вовлеченные в глубокое погружение, продуцировали нефть и газ, которые мигрировали в западном и юго-западном направлении и заполняли встречающиеся на своем пути ловушки. Ступенчатый подъем структур Веслянского вала на юго-запад, то есть по направлению от прогиба к платформе, обеспечил заполнение всех ловушек и закономерное распределение нефти по степени ее подвижности.

Тектоническое движение альпийского цикла подняли восточный край платформы и привели к изменению гипсометрического положения сформированных ранее залежей, при этом высота подъема на территории Веслянского вала составляла около 200 м.

По кровле терригенных отложений тульского горизонта(отражающий горизонт IIК ) поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку вытянутую в субмеридиональном направлении (таблица 2.2.1). Его размеры по замкнутой изогипсе -1500м составляет 2,5*9,5 км, высота 48,5. Угол падения западного крыла, более крутого, изменяется от 3 27' на юге до 7 35' на севере, восточное крыло имеет наклон 1 24'-2 05'.

Таблица 2.2.1

Характеристика структур по маркирующим горизонтам

ОГ

Замыкающ. изогипса

Размеры структуры, км

Углы падения

ширина

длина

СЗ

ЮВ

IIК

12,7

3,92

5,07

4,7о

5,24о

По результатам изучения тектонического строения месторождения можно сделать выводы:

1. По генетическому типу 11 поднятие является прибортовой структурой облекания, в основании каждого элемента которой залегают рифовые тела верхнефранского-турнейского возраста.

2. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке меридианального направления.

3. Геологоразведочные работы

Открытию Одиннадцатого месторождения предшествовали длительные исследования на территории Веслянского вала. На всей площади работ были проведены: геологическая съемка масштабов 1:100000 и 1:50000, магниторазведка, электроразведка, структурно-геологическая съемка масштаба 1:25000, радиометрия, гравиразведка, аэромагнитная съемка масштаба 1:500000, аэрогеологические и аэрокосмогеологические исследования масштаба 1:200000.

Структурно-поисковое бурение. Площадь разбуривалась профилями широтного направления. Расстояние между профилями, учитывая и ранее пробуренные скважины, составляло не более 2 км. Минимальные расстояния в профилях равны 500 м.

В результате проведенных работ по кровле артинского яруса было оконтурено поднятие 11.

Разведочный этап. Первые разведочные скважины на площади были заложены из числа резервных, предусмотренных проектом глубокого бурения для детализации строения скверной части Веслянского вала. По проекту разведка проводилось профилями вкрест простирания структуры, расстояние между профилями было принято 1,5-2,5 км. Расстояние между скважинами в профилях 1,0 км.

Параллельно с разведочным бурением на территории месторождения проводилось бурение эксплуатационных скважин. Всего на месторождении пробурено 5 скважин.

С целью получения дополнительных сведений дополнительных сведений по литологии и коллекторским свойствам был отобран керн, что позволило в дальнейшем произвести определение пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности.

На месторождении отобраны 6 поверхностные пробы нефти и 3 глубинные.

Сейсморазведочные работы. Сейсморазведочная партия проводила работы по методике ОГТ на исследуемой площади с целью поиска и детализации нефтеперспективных структур и подготовки их под поисковое бурение. Всего на территории месторождения проложено около 20 км сейсмопрофилей плотностью 3,7км/км2 .

В результате проведенных исследований уточнено строение 11 поднятия. По результатам интерпретации данных сейсморазведки были построены структурные карты по ОГ I, II, IIп, III, V.

Подводя итог разведочным работам на Седьмом месторождении, можно сделать следующие выводы:

1. Площадь месторождения структурно-поисковым бурением подготовлена равномерным.

2. Месторождение представляет собой куполовидное поднятие небольшого размера.

4. Геофизические исследования скважин. Методика и результаты интерпретации полученных данных

4.1 Комплекс, объем и качество ГИС

Комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) на Одиннадцатом месторождении проводился во всех пяти скважинах. ГИС проводились для литологического расчленения разреза, выделения пластов-коллекторов, расчета коэффициента пористости и коэффициента нефтенасыщенности, отбивки ВНК, определения характера насыщения.

Проводимый на Одиннадцатом месторождении в скважинах комплекс и объем ГИС представлен в таблице 4.1.1.

Таблица 4.1.1

Комплекс геофизических исследований

№ скв.

Масштаб записи

ПС

КС

ДС

ГК

НГК

ННК

W

МК

БК

МБК

АК

ИК

БКЗ

111

1:500

+

+

+

+

+

+

+

112

+

+

+

+

+

+

+

+

+

113

+

+

+

+

+

+

+

+

+

114

+

+

+

+

+

+

+

+

115

+

+

+

+

+

+

+

+

Качество записи проводимых ГИС удовлетворительное. Комплекс ГИС по всем скважинам показан на рисунках 4.1.1; 4.1.2; 4.1.3; 4.1.4; 4.1.5.

Данные инклинометрии представлены в таблице 4.1.2

Таблица 4.1.2

Данные инклинометрии

Глубина, м

Удлинение, м

Скважина №111

1560

63.2

1580

63.6

1600

63.8

1620

64.1

1640

64.4

1650

64.5

1660

64.7

1680

64.9

1700

65.1

1720

65.2

1740

65.4

1760

65.6

Скважина №112

1560

77.4

1580

77.4

1600

77.4

1620

77.4

1640

77.4

1660

77.4

1680

77.4

1700

77.4

1720

77.4

1740

77.4

1760

77.4

1780

77.4

Скважина №113

1640

60.2

1660

60.2

1680

60.2

1700

60.2

1720

60.2

1740

60.2

1760

60.2

1780

60.2

Скважина №114

1500

14.2

1520

14.2

1540

14.2

1560

142.

1580

14.2

1600

14.2

1620

14.2

1640

14.2

1660

14.2

1680

14.2

1700

14.3

1710

14.3

Скважина №115

1520

10.1

1540

10.1

1560

10.1

1580

10.1

1600

10.1

1620

10.2

1640

10.2

1660

10.2

1680

10.2

1700

10.3

4.2 Выделение коллекторов и определение эффективных толщин

Выделение коллекторов в терригенных отложениях и определение эффективных толщин осуществлялось по качественным признакам и количественным критериям геофизических, петрофизических и гидродинамических параметров.

4.2.1 Выделение коллекторов по качественным признакам

На 11 месторождении коллектора по качественным признакам выделялись по следующим методам:

МКЗ - коллекторы по данным микрозондирования выделяются по "положительному" приращению кажущегося сопротивления микропотенциал зонда над сопротивлением микроградиент зонда.

НГК - терригенные коллекторы на кривых нейтронного каротажа имеют повышенные значения интенсивности вторичного гамма излучения и плотности тепловых нейтронов относительно глин и других глинистых вмещающих пород.

ГК - интенсивность естественного гамма- излучения пород связана преимущественно с их глинистостью. Признаком коллектора на диаграммах ГК является низкое и среднее значение естественной радиоактивности относительно вмещающих пород.

ПС - на диаграммах потенциалов собственной поляризации коллекторы выделяются по наличию отрицательных аномалий относительно вмещающих пород.

БК, МБК - коллекторы на диаграммах бокового и микробокового каротажа характеризуются в карбонатном разрезе пониженными, а в терригенном разрезе повышенными значениями сопротивлений относительно вмещающих, соответственно, плотных и глинистых пород.

ДС - признаком коллектора является уменьшение диаметра скважины.

БКЗ - коллекторы выделяются по наличию повышающего или понижающего радиального градиента сопротивления. Обеспечивает определение удельных электрических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости или за ее пределы. Кривые БКЗ в нефтенасыщенном прослое принимают высокие значения сопротивления, а в водонасыщенных наименьшее значение сопротивления.

Выделение коллекторов и определение их толщин проводилось по всему комплексу геофизических исследований скважин с учетом данных керна и результатов опробования скважин.

4.2.2 Выделение коллекторов по количественным критериям геофизических параметров

Границы между коллекторами и неколлекторами характеризуются граничными (критическими) значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и связанными с этими свойствами граничными значениями параметров ГИС.

Породы-коллектора отличаются от вмещающих пород неколлекторов по величине коэффициента пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности. Определение граничных значений этих параметров проводится на основании изучения и построения петрофизических зависимостей керн - керн, керн - геофизика, геофизика - геофизика.

Результаты определения предельных значений геофизических параметров и соответствующих им граничных значений ФЕС пород-коллекторов на Седьмом месторождении приведены в таблице 4.2.2.1.

Таблица 4.2.2.1

Пласт

Геофизический параметр

Критическое значение ФЕС

?Iу

?Inу

Кп, %

Ков, %

Кпр, %

Тл

0,35

-

11,06

77,2

1,7

4.2.3 Определение эффективных толщин

Выделение коллекторов и определение их толщин проводилось по всему комплексу геофизических исследований скважин с учетом данных керна и результатов опробования скважин.

Расчет абсолютных отметок проводилось по формуле с учетом удлинения скважин:

Ао = Ар+?L-H.

Ар - альтитуда ротора скважины, м;

?L - удлинение, м;

H - глубина, м;

Учет удлинения осуществляется для того, чтобы рассчитывать истинные мощности прослоев.

Результаты получившихся абсолютных отметок приведены в таблице 4.2.3.1

Таблица 4.2.3.1

Абсолютные отметки проницаемых прослоев и границ терригенного комплекса

№ прослоя

Ар

глубина залегания

удлинение

абсолютные отметки

кр

под

кр

под

кр

под

Скважина №111

тер. к-с

206.7

1685.00

1752.10

64.95

65.521

-1413.35

-1479.88

1

206.7

1687.00

1688.00

64.97

64.980

-1415.33

-1416.32

2

206.7

1690.00

1696.70

65.00

65.067

-1418.30

-1424.93

3

206.7

1697.00

1698.00

65.07

65.080

-1425.23

-1426.22

4

206.7

1703.00

1404.00

65.130

65.104

-1431.17

-1432.20

5

206.7

1705.20

1706.20

65.152

65.106

-1433.35

-1434.39

6

206.7

1707.00

1707.80

65.170

65.108

-1435.13

-1435.99

7

206.7

1711.00

1712.00

65.210

65.212

-1439.09

-1440.19

8

206.7

1713.50

1717.30

65.235

65.117

-1441.57

-1445.48

9

206.7

1725.00

1741.20

65.250

65.412

-1453.05

-1469.09

10

206.7

1744.00

1745.00

65.440

65.450

-1471.86

-1472.85

11

206.7

1746.90

1748.40

65.469

65.484

-1474.73

-1476,22

Скважина №112

тер к-с

207,00

1691,20

1758,10

77,40

77,40

-1406,80

-1473,70

1

207,00

1695,30

1696,30

77,40

77,40

-1410,90

-1411,90

2

207,00

1696,50

1697,50

77,40

77,40

-1412,10

-1413,10

3

207,00

1700,50

1701,50

77,40

77,40

-1416,10

-1417,10

4

207,00

1708,00

1709,00

77,40

77,40

-1423,60

-1424,60

5

207,00

1710,80

1712,00

77,40

77,40

-1426,40

-1427,60

6

207,00

1713,00

1714,00

77,40

77,40

-1428,60

-1429,60

7

207,00

1720,00

1721,70

77,40

77,40

-1435,60

-1437,30

8

207,00

1727,00

1729,10

77,40

77,40

-1442,60

-1444,70

9

207,00

1729,90

1736,30

77,40

77,40

-1445,50

-1451,90

10

207,00

1737,00

1739,00

77,40

77,40

-1452,60

-1454,60

11

207,00

1746,90

1748,90

77,40

77,40

-1462,50

-1464,50

12

207,00

1754,30

1754,10

77,40

77,40

-1469,90

-1471,70

Скважина № 113

тер к-с

213,3

1684,20

1750,10

60,20

60,20

-1410,70

-1476,60

1

213,3

1689,00

1690,70

60,20

60,20

-1415,50

-1417,20

2

213,3

1692,90

1693,50

60,20

60,20

-1419,40

-1420,00

3

213,3

1704,00

1705,20

60,20

60,20

-1430,50

-1431,70

4

213,3

1706,00

1706,50

60,20

60,20

-1432,50

-1433,00

5

213,3

1710,00

1711,00

60,20

60,20

-1436,50

-1437,50

6

213,3

1712,00

1715,00

60,20

60,20

-1438,50

-1441,50

7

213,3

1720,30

1730,00

60,20

60,20

-1446,80

-1456,50

8

213,3

1737,00

1737,60

60,20

60,20

-1463,50

-1464,10

9

213,3

1741,00

1742,30

60,20

60,20

-1467,50

-1468,80

10

213,3

1746,00

1746,90

60,20

60,20

-1472,50

-1473,40

11

213,3

1747,70

1748,40

60,20

60,20

-1474,20

-1474,90

Скважина № 114

тер к-с

210,0

1627,50

1691,40

14,20

14,20

-1403,30

-1467,19

1

210,0

1630,90

1631,90

14,20

14,20

-1406,70

-1407,70

2

210,0

1632,30

1633,30

14,20

14,20

-1408,10

-1409,10

3

210,0

1636,00

1637,00

14,20

14,20

-1411,80

-1412,80

4

210,0

1643,00

1644,70

14,20

14,20

-1418,80

-1420,50

5

210,0

1651,00

1652,00

14,20

14,20

-1426,80

-1427,80

6

210,0

1654,00

1656,00

14,20

14,20

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены