Гидрогеологичекая характеристика разреза

В гидрогеологическом отношении Куюмбинский участок является частью Камо-Вельминского гидрогеологического района Тунгусского артезианского бассейна. В гидрогеологическом строении принимают участие, в основном, карбонатно-терригенные отложения рифея и кембрия.

В региональном плане водоносные горизонты, приуроченные к отложениям этого стратиграфического комплекса, разделяются на три гидрогеологические формации:

ü подсолевую;

ü соленосную;

ü надсолевую.

Они различаются между собой по химическому составу пластовых вод и их гидродинамическому режиму. К подсолевому водоносному комплексу относятся отложения рифея катангской и собинской свит нижнего кембрия.

К межсолевому комплексу можно отнести отложения усольской, бельской, булайской и ангарской свит. К надсолевому комплексу – аллювиальные четвертичные отложения.

При испытаниях рифейских отложений в скважине № 3 Оморинской площади (рис 2) в интервале 2515 – 2695 м был получен приток пластовой воды дебитом 200 м/сут. при Н_п = 840 м, удельного веса 1,057 г/см. Пластовая t = 24 °С, минерализация воды 85436 мл/л. По химическому составу это хлоридно-натриево-кальциевые воды. В рифейских рассолах в незначительных количествах присутствуют йод - 2,54 мг/л и бром - 2,3 мг/л. Водорастворенные газы имеют метаново-азотный состав: N = 28,36 %, CH₄ = 39,25 %. Водонасыщенными отложениями здесь являются трещиноватые и кавернозные доломиты с открытой пористостью 0,62 % - 3,20 % (в единичных случаях выше) и с трещиной проницаемостью 10 - 80.

На Куюмбинской площади при испытании скважины Усть-Куюмбинская № 4 (рис 2) в интервале 1990 – 2006 м получена пластовая вода дебитом 200 м³/сут. при Н_п = 1230 м, минерализация 285 г/л. По химическому составу пластовые воды осинского горизонта хлоридно-кальциево-натриевые. Отношения (2Na/2CL) = 0.3-0.58 (CL/Br) = 52-242, (2CL/2Mg) = 19-81,9.

Коэффициент сульфатности до 1:4 свидетельствует о довольно высокой степени метаморфизации вод осинского горизонта.

В процессе бурения отложений бельской, булайской, ангарской свит в скважине Юр-1 и Юр-103 (рис 2) (соответственно на глубинах 977, 1056, 602 м) отмечалось поглощение промывочной жидкости с интенсивностью 2-3,5 м³/час.

Наличие в разрезе зон поглощения свидетельствует о благоприятных условиях для миграции подземных вод, а отсутствие водопроявлений в пробуренных скважинах объясняется низким пластовым давлением водоносных горизонтов.

На Куюмбинской площади при испытании скважины УК-4 интервала 1485-1510 м из отложений нижнебельской подсвиты получены притоки пластовой воды дебитом 6,5 м/сут. при Н_п = 1042 м, t = 19 °С. Химический состав вод хлоридно-натриево-кальциевый с минерализацией 251,9 г/л. Рассолы содержат повышенные концентрации  элементов:

ü Br = 257 мг/л

ü J = 23 мг/л

ü B = 4 мг/л

ü Sr = 1550 мг/л

ü Li = 290 мг/л.

Водорастворимые газы имеют в основном азотный состав N = 61,6 % с низкими значениями углеводородных газов CH₄ = 30 % и повышенным содержанием CO₂ до 30,42 % и Н₂ до 13,86 %.

На основании приведенного фактического материала следует, что гидрогеологические данные указывают на возможность накопления и сохранения углеводородов в отложениях рифея и нижнего кембрия.

 

3 МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Назначение скважины

Данным проектом предусматривается пробурить одну разведочно-эксплуатационную скважину. При бурении разведочно-эксплуатационной скважины № 215 на Куюмбинском участке поставлена следующая цель:

1. Получение промышленно-значимого притока флиюда.

Бурением разведочно-эксплуатационной скважины №215 на Куюмбинском участке планируется ре­шить следующие задачи:

1. Детальная разведка продуктивного горизонта;

2. Выбор оптимального комплекса средств для строительства скважины.

3. Вскрытие проектного перспективного на нефть горизонта на глубину 2450 м;

4. Выделение во вскрытом разрезе пластов-коллекторов и флюидоупоров и оценку продуктивности пластов по совокупности геолого-геофизических данных;

5. Выделение, опробование и испытание нефтегазонасыщенных пластов, полу­чение притоков нефти;

6. Определение физико-химических свойств флюидов в пластовых и поверхно­стных условиях и фильтрационно-емкостных характеристик пластов;

5. Изучение физических свойств коллекторов по данным лабораторного иссле­дования керна и по материалам ГИС; предварительная геометризация продуктивных горизонтов.

Поставленные перед разведочно-эксплуатационной скважиной задачи будут решаться последова­тельно в процессе бурения до глубины 2450 м. и после окончания бурения следующими методами:

1. Отбор керна из перспективного горизонта рифея, суммарная проходка с отбором керна составит 165 м; проведение утвержденного для данного региона комплекса геофизических исследований скважин, с целью изучения геологического разреза, выделения продуктив­ных горизонтов и контроля за техническим состоянием ствола скважин;

2. Опробование выделенных перспективных объектов на приток в процессе бурения; испытание скважины в эксплуатационной колонне на различных режимах; иссле­дование продуктивных горизонтов;

3. Проведение работ по интенсификации притоков нефти или газа;

4. Отбор и лабораторные исследования образцов пород и проб пластовых флюи­дов с целью изучения их физико-химических свойств; изучение сейсмогеологических характеристик вскрываемого разреза.

3.2 Отбор керна и шлама

Исходя из целей и задач разведочно-эксплуатационного бурения на Куюмбинской площади, согласно «Методических указаний по ведению работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа», в разведочно-эксплуатационной скважине № 215 предусматривается отбор керна и шлама. Наблюдение и контроль за технологией отбора и выносом керна осуществляется геологической службой организации, ведущей буровые работы. Работники геологической службы должны обязательно присутствовать на скважине при каждом подъеме колонко­вого долота и извлечения керна. Достоверная привязка керна к разрезу скважины производится с помощью перио­дических контрольных промеров бурового инструмента, результаты которых заносятся в геологический журнал и оформляются соответствующим актом. При возникновении необходимости оценки остаточной водо-нефтенасыщенности керн после извлечения должен быть немедленно герметизирован в следующей последова­тельности: полиэтиленовый пакет, марля, пропитанная расплавленным парафином, пара­фин. Отбор керна планируется проводить в отложениях венда и рифея снарядом УКР-127/80. Плановый вынос керна 80%. Кате­гория пород по трудности отбора керна - вторая. Шлам отбирается по всему стволу скважины через 5 м проходки, а в интервалах с повышенными газопоказаниями шлам необходимо отбирать через 2 м проходки. Сведения по проектному отбору керна и шлама приводятся в таблице 3.2.1

Таблица 3.2.1 – Сведения по проектному отбору керна и шлама

Отбор керна						Отбор шлама
Индекс стратиграфического подразделения	Параметры отбора керна		Интервал, м		Метраж отбора керна	Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Частота отбора шлама через, м
	Минимальный диаметр, мм	Максимальная проходка за рейс	От	До			от	до
R	80	7	2280	2450	170	? 2-3 - V	0	2280	5
						R	2280	2450	2

 

3.3 Геофизические исследования

Для более точной корреляции отложений вскрываемого разреза, определения литологического состава и глубины залегания стратиграфических горизонтов, выделения пород-коллекторов, определения качественной и количественной характеристик насыще­ния, выделенных пластов, осуществления контроля за техническим состоянием ствола скважины проводится комплекс геофизических исследований. Геофизические исследования проводятся в соответствии с «Технической инструкцией по геофизическим исследованиям в скважинах», «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах» (утвержденными 28.12.1999 г, пр. № 445/323), а также. Обязательного комплекса геофизических исследований для разреза поисковых скважин Сибирской платформы и Временного минимального комплекса ГИС для контро­ля технического состояния скважин.

Сведения по проектируемому комплексу ГИС приводятся в таблице 3.3.1

Таблица 3.3.1 – Сведения по проектируемому комплексу ГИС

Наименование исследований	Масштаб записи	Замеры и отборы производятся			Скважинная аппаратура и приборы
		На глубине	В интервале
			от	до
1	2	3	4	5	6
БК, ГГК-П, РС, Профилеметрия.	1:500	460	50	460	СКП-1, КС-3, ДРС, Т-3, СП-62, Т-5, ТЭГ-36, ТЭГ-60, Термометр, КИТ АКЦ-4, СПАК-6, ТБК, АБКТ, Э-1, РТ-65, АСПУ-3-48.
ГК, НГК, АК, Инклинометрия, ТС.	1:500	460	0	460
*АКЦ, ОЦК.	1:500	460	0	460
Профилеметрия.	1:500	900	460	900
Профилеметрия.	1:500	1400	460	1400
Профилеметрия.	1:500	1900	460	1900
АК, Инклинометрия, ТС, ГК, НГК.	1:500	2180	460	2180
БК, ГГК-П, Профилеметрия, РС.	1:500	2180	460	2180
*АКЦ, ОЦК.	1:500	2180	0	2180
БК, ГГК-П, Профилеметрия, РС.	1:500	2450	2180	2450
ГК, НГК, Инклинометрия, ТС.	1:500	2450	2180	2450
ГК, НГК, СГК, АКШ, МНК, ГГК-П, ИННК, БК, БКС-2, ТС, РС, Профилеметрия.	1:200	2450	2180	2450
*АКЦ, ОЦК.	1:500	2450	2080	2450
ВСП, СК.	1:500	2450	0	2450

* - После спуска и цементажа колонны.

Примечание: интервалы геофизических исследований в масштабе 1:200, будут уточняться геологической службы подрядчика по результатам проведения каротажа в масштабе 1:500.

Привязка интервала перфорации проводится по ГК в масштабе 1:200. До перфорации в интервале испытания проводится запись АКЦ, термометрия, ЛМ, в масштабе 1:200. После перфорации термометрия, ЛК, АКЦ.

При проведении работ по интенсификации притока и изоляции подошвенных вод необходимо проводить запись НГК (МНК), ИННК в масштабе 1:200 до и после операции.

При проведении технологических работ по изоляции зон поглощения, связанных с отложениями ангарской, бельской и усольской свит, предусматривается проводить работы по определению технического состояния открытого ствола скважины: ДС, профилеметрия, ГК, термометрия, резистивиметрия, инклинометрия.

Газовый и механический каротажи проводятся при помощи станции ГТИ в интервале 50-2440 м. в обычном режиме.

 

Объем работ по проведению сейсмокаротажа уточняется по результатам бурения, испытания и проведения ГИС.

Геолого-технологические исследования (ГТИ) предусматривают:

1. При решении геологических задач макро- и микроскопию шлама

ü фракционный анализ шлама

ü определение карбонатных пород

ü люминисцентный анализ шлама и бурового раствора

ü оценку пористости и плотности шлама

ü определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора непрерывное

ü измерение компонентного состава углеводородного газа, из­влеченного из раствора

ü периодическая термовакуумная дегазация проб шлама и бурового раствора

2. При измерении и определении технологических параметров

ü глубину скважины и механическую скорость проходки

ü вес на крюке и нагрузка на долото

ü давление бурового раствора на стояке манифольда и в затрубье.

ü число ходов насоса

ü расход или поток бурового раствора на выходе из скважины

ü уровень и объем бурового раствора в емкостях.

Боковой каротаж (БК) предназначен для определения удельного электрического сопротивления (УЭС). На основе определения этого параметра производится корреляция разреза, его литологическое расчленение, оценка мощности пластов, их насыщенности и подсчетных параметров. Комплекс состоит и двух многоэлектродных зондов, позволяющих определить (УЭС пласта породы) и (УЭС зоны проникновения). Основной областью применения бокового каротажа (БК) является разрезы, в которых наблюдается понижающее проникновение в пласты. При повышенном проникновение применение БК ограничено. Задача определения  с помощью БК не решается. Применение БК достигается, если <0.5 Ом*м, если разрез содержит большое число малопористых пластов с УЭС порядка нескольких сотен Ом*м. Эти условия характерны для разрезов, в которых преобладают карбонатные породы.

Гамма-каротаж необходимый для определения  - активности пород. По данным гамма каротажа производят литологическое расчленение разреза, их корреляция, определение радиоактивности элементов в породе, оценка глинистости пород.

Нейтронный каротаж – для определения замедляющих и поглощающих свойств пород, определяемые в основном содержанием водорода и элементов с аномальными нейтронными свойствами (бор, хлор и.т.д.). Определение этих параметров необходимо для литологического расчленения разреза, оценка пористости и насыщенности пластов, а также ее изменений в прискважинной части, локализация нефте- и газо-отдающих пластов при опробование и испытании скважин.

Кавернометрия и профилеметрия необходимы для определения диаметра скважины, согласно которому будет вестись подсчет затрубного пространства для определения необходимого объема цемента при цементировании скважины, контроля состояния ствола скважины, уточнение геологического разреза скважины.

Термокаротаж (ТС) необходим для определения температур и геотермического градиента, контроля технологических операций в скважине (высота подъема цемента, выделение интервалов закачки флюидов в пласты и.т.д), определение интервалов за трубного движения флюидов, выделение интервалов притока в скважину газа, нефти, воды.

Акустический каротаж (АК) основывается на распространении продольных и поперечных волн, необходимое для литологического расчленения разреза, оценки пористости и насыщенности пластов, а также контроль за ее изменением в при скважинной части, контроль технического состояния скважин и проводимых в них технологических операций. Метод основан на возбуждение в жидкости, заполняющей скважину, импульса упругих колебаний регистрации волн, прошедших через горные породы на заданном расстоянии от излучателя в одной и нескольких точках на оси скважины.

Инклинометрия – для определения угла наклона скважины и направления отклонения оси от вертикали, посредством которых контролируется направление ствола скважины и уточнение глубин залегания пластов.

Газовый каротаж выявляет пласты, содержащие газ и нефть, посредством определения содержания углеводородных газов в промывочной жидкости и шламе.

Люминесцентный каротаж – аналогично газовому каротажу применим для выявления нефте- и газо- насыщенных пластов через исследование промывочной жидкости и шлама.   

 

3.4 Опробование в процессе бурения

Для изучения перспектив нефтегазоносности вскрываемого разреза, получения данных о характере насыщения пластов, определения их гидродинамической и фильтрационной характеристик, выделения возможно продуктивных горизонтов предусматрива­ется опробование ИП на бурильных трубах в процессе бурения. Испытание в процессе бу­рения предусматривается также с целью определения целесообразности спуска эксплуа­тационной колонны. Опробование объектов в процессе бурения испытателем пластов производится после вскрытия и проведения ГИС. Опробование скважины в процессе бурения должно производиться в стандартном режиме без выпуска жидкости долива и пластового флюида на поверхность. Оно выполняется при отсутствии осложнений в стволе скважины, погло­щений или водонефтегазопроявлений. Время между вскрытием интервала и его испыта­нием должно составлять не более 5 суток. Время стояния на притоке выдерживается в за­висимости от интенсивности притока, но не менее 60 минут при малодебитном притоке. Для установления фильтрационно-емкостных характеристик разреза, определения эффективных толщин, возможной нефтегазонасыщенности, изучения физико-химических свойств нефти и газов в пластовых и поверхностных условиях, особенно в пластах с га­зовым и газонефтяным насыщением, планируется в процессе бурения провести опробо­вание пластов аппаратурой на каротажном кабеле в режимах ГДК и ОПК. Опробование объектов следует производить как можно быстрее после их вскры­тия бурением в целях уменьшения влияния различных искажающих факторов. Перед оп­робованием интервала выполняется комплекс геофизических исследований в объеме БК, ГК, НГК, профилеметрия. В случае получения притока повторно проводится каротаж в объеме БК, ГК, НГК. По окончании бурения, на основании комплексной интерпретации геофизических данных, результатов предварительного изучения керна проводится выбор объектов для испытания через эксплуатационную колонну. Перед испытанием объекта скважина до устья заполняется раствором по своим параметрам, соответствующим раствору, на котором проводилось вскрытие данного горизонта. Перед перфорацией для уточнения выбора объекта и привязки его к разрезу прово­дится комплекс ГИС в объеме ГК, ПГК, ЛМ. ТС. После перфорации ЛМ и ТС. Перфорация производится перфораторами типа «Перфотех» ЗПК-105С7 с плотно­стью прострела 20 отв. п.м. Вызов притока осуществляется заменой промывочной жидкости на слабоминера­лизованный раствор СаСl (или NаС1₂) и снижением уровня свабированием. При этом во избежании смыкания трещин и подтягивания пластовых флюидов, максимальная посто­янная депрессия на пласт не должна превышать 3-4 МПа. При получении притока нефти, газа или пластовой воды производятся исследова­тельские работы согласно действующих инструкций. При получении притока нефти или газа производится определение дебита на 5-7 режимах прямого и обратного хода работы скважины, пластовых, устьевых и забойных давлений и температур, определение газового фактора, отбираются поверхностные и глубинные пробы. Испытание газовых горизонтов производится с исследованием их на конденсатность. Исследования проводятся на благоприятных режимах, то есть при депрессии на пласт не более 20% от пластового давления, с целью обеспечения максимального выноса конденсата и предотвращения его выпадения в призабойной зоне пласта. При получении притока воды и достижении постоянства минерализации по ство­лу скважины, определяется дебит при различных динамических уровнях, забойное, пла­стовое давления и температура, статический уровень, газовый фактор. Отбираются пробы воды на химический анализ. При получении из пласта притока пластового флюида производится отбор проб на запланированный комплекс лабораторных исследований. При испытании газовых объектов производится отбор проб газа, исследование на конденсатность - рекомбинированных проб газа и конденсата, нефтяных объектов - по­верхностных и глубинных проб, нефти и растворенного газа, водяных объектов - проб во­ды и растворенности газа. Для предупреждения гидратообразования при испытании низкодебитных газовых объектов необходимо максимально сократить простои и технологические перерывы в ра­боте. Предусмотреть промывку скважины и ее глушение минерализованным раствором температурой 30-40°С. Для изоляции объектов при испытании скважин производится установка цемент­ных мостов. Перед установкой цементного моста необходимо провести кольматацию ин­тервала перфорации глинистой пастой с наполнителем. По окончании испытания проводятся работы по консервации или ликвидации скважины в зависимости от результатов испытания.

 

3.5 Лабораторные исследования

С целью изучения пород вскрываемого разреза керновый материал, полученный при бурении, будет подвергнут различным видам анализов. Для определения физико-литологической характеристики коллекторов будет оп­ределен: вещественный и гранулометрический состав с подробной характеристикой рас­пространения глинистого и карбонатного материала в породе, тип и состав цемента, удельный и объемный веса, открытая пористость, трещиноватость, кавернозность, прони­цаемость, нефтегазонасыщенность. Совместно с определением коллекторских свойств на этих же образцах керна бу­дут производиться определения геофизических параметров, необходимых для получения эталонных зависимостей между коллекторскими свойствами и геофизическими парамет­рами. Отбор образцов планируется из каждой литологической разности в среднем по од­ному образцу на 0,5-1 м керна. Из продуктивных пластов отбираются образцы на коллекторские свойства через каждые 15-20 см. Для определения минералогического состава, структурных и текстурных особен­ностей пород, характера цемента планируется отбор образцов на петрографический анали­зы по 1 образцу на 1 метр керна. Все петрографические параметры будут определены на одном и том же образце керна. Для изучения битуминозности пород планируется люминесцентный (в двух рас­творителях) и битуминологический анализы пород. Полученные при испытании нефть, газ, конденсат и вода подвергаются качест­венному анализу и определению содержания сопутствующих элементов. Исследования нефти проводятся в соответствии с ОСТ-39-112-80 (Нефть. Типовое исследование пластовой нефти). Будут определены: давление насыщения, объемный ко­эффициент, газосодержание, коэффициенты объемного и термического расширения, со­став попутного газа (средний и по ступеням), плотность и вязкость пластовой нефти в за­висимости от давления и температуры. Содержание смол, асфальтенов, парафина и т.д. Должно быть проведено изучение зависимости вязкости нефти от газосодержання. Отбор глубинных проб нефти осуществляется глубинным пробоотборником ВПП - 300. Глубинные пробы воды отбираются в условиях достижения постоянства минера­лизации воды в скважинах и в пласте при забойном давлении равном пластовому. В пери­од отбора проб должны быть зафиксированы давление и температура на глубине отбора проб, величина атмосферного давления и температура воздуха в момент дегазации пробы при определении газонасыщенности воды. Количество отбираемых глубинных проб воды должно быть не менее трех, при­чем отбор считается качественным, если физико-химические характеристики не менее чем по двум скважинам окажутся идентичными. Отбор глубинных проб осуществляется после исследования скважины методом установившихся отборов. При этом скважина переводится на режим с минимально допус­тимым отбором и отрабатывается на этом режиме в течение нескольких суток. Однако, если при исследований скважины окажется, что газовый фактор постоянен при различных отборах, то пробу можно отбирать на любом из исследованных режимов работы скважи­ны, т.е. без специальной длительной отработки ее. Отбор проб производится пробоотборником принятой конструкции, максималь­ная глубина спуска его должна быть такой, чтобы он не вышел из башмака НКТ, после спуска на заданную глубину пробоотборник выдерживается на этой глубине от 2 до 8 ча­сов. Анализ пластовых флюидов должен проводиться в течение одного месяца; об­разцов горных пород - в течение трех месяцев. Проектный объем лабораторных исследований керна, шлама и пластовых флюи­дов приводится в таблице 3.5.1.

 

Таблица 3.5.1 – Объем лабораторных исследований керна, шлама и пластовых флюидов

Наименование исследования, анализа	Ед. измер.	Объём работ
1	2	3
Изучение керна в полевых условиях:
Первичное описание керна	м	125
Определение параметров макротрещиноватости вынесенного керна	образец	125
Отбор образцов на определение направления трещин палеомагнитным методом	образец	125
Отбор образцов на специальные исследования на цилиндрах диаметром 50-80 мм.	Образец	65
Отбор образцов высотой не менее 10 см. для исследования на стандартных цилиндрах диаметром 30 мм. И высотой 30-40 мм.	Образец	220
Коллекторские и физические свойства:
Плотность:
- минералогическая (удельный вес);	образец	220
- объёмная в сухом и насыщенном состоянии образцов.	Образец	440
Пористость:
- полная (абсолютная)	образец	220
в том числе на больших образцах;	образец	65
- открытая керосинонасыщением;	образец	440
- открытая водонасыщением в атмосферных условиях;	образец	125
- в термобарических условиях, приближенных к пластовым;	образец	125
- на образцах большого размера;	образец	65
- открытая газоволюметрическим методом;	образец	440
Остаточная водонасыщенность:
- центифугированием;	образец	125
- капиллярометрией (метод полупроницаемой мембраны);	образец	65
Проницаемость:
- абсолютная по газу;	образец	440
- на больших образцах;	образец	65
- по газу при радиальной фильтрации;	образец	440
- фазовая для нефти, газа, воды.	Образец	5
Определение карбонатности.	Образец	220
Электрическое удельное сопротивление в термобарических условиях, приближенных к пластовым:
- при 100% водонасыщенности;	образец	125
- на больших образцах;	образец	65
- при остаточной водонасыщенности;	образец	125
Акустические свойства в термобарических условиях, приближенных к пластовым:
- интервальное время распространения продольных волн;	образец	125
- интервальное время распространения поперечных волн;	образец	125
- на больших образцах.	Образец	65
Гамма-спектрометрия.	Образец	125
Нейтронно-активационный анализ:
- определение водородосодежания пород;	образец	65
- сечение захвата;	образец	65
Гидрофильность гидрофобность пород.	Образец	65
Литолого-геохимические исследования:
Химический анализ:
- карбонатных пород;	образец	65
- силикатных и глинистых пород.	Образец	65
Термический анализ.	Образец	65
Гранулометрический анализ нерастворимого остатка с выделением глинистой фракции.	Образец	125
Рентгено-структурный анализ.	Образец	125
Спектральный анализ.	Образец	125
Петрографический анализ:
Продолжение таблицы 3.5.1
1	2	3
Изготовление шлифов.	Шлиф	125
Петрографическое описание.	Шлиф	125
Количественные подсчеты грансостава, постседиментационных преобразований пор и пустот.	Шлиф	125
Изучение микротрещиноватости методом пришлифовок.	Образец	125
Определение направления трещиноватости палеомагнитным методом.	Образец	125
Изучение структуры пустотного пространства пород:
Ртутная порометрия.	Образец	65
Метод капиллярной пропитки (люминисцентно-фотометрический).	Образец	65
Определение характеристик вытеснения нефти:
- остаточной нефтенасыщенности;	образец	10
- коэффициентов вытеснения нефти водой и газом.	Образец	10
Исследование шлифов, изготовленных из кернов, участвовавших в экспериментах на вытеснение.	Шлиф	10
Изучение нафтидов и органического вещества:
Пиролиз шлама и керна.	Образец	125
Определение содержания битумоидов в образцах керна.	Образец	10
Определение компонентного, группового и элементного состава битумоидов.	Образец	1
Определение элементного состава керогена из обогащенных ОВ пород.	Образец	1
Определение возраста пород:
Абсолютный возраст пород.	образец	2
Микрофаунистический возраст	образец	2
Физико-химическая характеристика нефти:
- в поверхностных условиях;	проба	3
- в пластовых условиях (глубинные пробы).	конт.	3
Анализ нефти на товарные свойства	проба/л.	1/200
Физико-химический анализ воды:
- в поверхностных условиях	проба	3
В пластовых условиях (глубинные пробы)	конт.	3
Анализ воды на стронций, литий, бор, бром, йод и др.	проба/л.	3/20-50