19

Содержание

СОДЕРЖАНИЕ 2

ВВЕДЕНИЕ 3

1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАБОТЫ НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ» 5

1.1. Краткая геологическая характеристика разрабатываемых площадей 5

1.2. Анализ состояния разработки нефтяных площадей и фонда скважин 7

2.2. Организационная структура НГДУ «Альметьевнефть» 9

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 16

ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение

Актуальность темы дипломного проекта заключается в том, что за последние 20 лет средние российские запасы новых нефтяных и газовых месторождений уменьшились в 4 раза, доля крупных месторождений среди вновь открытых снизилась с 15 до 10%, значительно ухудшились коллекторские свойства продуктивных горизонтов и качественный состав насыщающих их флюидов.

В большинстве регионов ресурсы нефти и газа до глубины 2500-3000 метров уже разведаны и многие из них давно эксплуатируются. Высокая выработанность запасов является неизбежным следствием обводненности углеводородной продукции и снижением дебитов скважин. Именно поэтому применение традиционных для технологий не только снижает конкурентоспособность отечественной экономики, но и лишает будущие поколения воспользоваться запасами этого ценнейшего сырья.

Не только слепо копировать новейшие мировые достижения в технике и технологии бурения, но и создавать собственные высокоэффективные технические и технологические решения - вот ключ к преодолению проблем российской нефтедобычи.

Цель дипломного проекта заключается в определении эффективности строительства многозабойных скважин и их влияния на технико-экономические показатели предприятия (на примере НГДУ «Альметьевнефть»).

Проблема наращивания дебита скважин в условиях падающей добычи остро стоит для большинства нефтедобывающих стран мира. Именно поэтому арсенал применяемых техники и технологий повышения нефтеотдачи пластов и ввода в эксплуатацию остаточных запасов нефти постоянно совершенствуется.

Подтвержденные извлекаемые запасы нефти в России для их эффективного освоения горизонтальными скважинами составляют около 7 млрд тонн, в том числе по Западной Сибири - около 5 млрд тонн, а освоение шельфовых зон без применения технологий, основанных на методе

1. Геолого-технические условия работы нгду «альметьевнефть»

1.1. Краткая геологическая характеристика разрабатываемых площадей

Территория НГДУ «Альметьевнефть» охватывает 4 крупных сектора Ромашкинского месторождения общей площадью 810 квадратных километров. Управление ведет разработку Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской и Березовской площадей девона, Бухарского месторождения, а также залежей нефти в терригенных и карбонатных отложениях нижнего карбона.

Основным эксплуатационным объектом являются девонские отложения (Д₀, Д₁), в которых сосредоточены 88% всех начальных запасов нефти НГДУ. Следующими по величине указанных запасов являются отложения бобриковского горизонта около 9,3 %, на турнейский ярус приходится около 2%.

Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения с размерами 19,5×13,3 км и общей площадью 255,6 км². Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (Д₀) и пашийского (Д₁) горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770м.

В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделено 9 продуктивных пластов: Д₀, «а-б₃» - верхняя пачка, «в-д» - нижняя пачка. Средняя толщина продуктивных пластов составляет 16,5 м.

Отложения верхней пачки характеризуются линзовидным и полосообразным залеганием, небольшими толщинами пластов 1-3м с проницаемостью 313 мД. Отложениям нижней пачки присуще площадное распространение коллекторов, представленных высокопродуктивными пластами, со значительно большей толщиной в среднем 5-7м и проницаемостью 860 мД [13].Линзы продуктивных коллекторов пласта Свв₄ вскрыты 1-4 скважинами и представлены полностью нефтенасыщенными коллекторами или части из них водонасыщенным, там самым образуя литологически экранированные залежи незначительных размеров.

Базовыми запасами являются залежи нефти контролируемые коллекторами пластов Свв₂ и Свв₃. Пласт Свв₂ представлен небольшими линзами полностью содержащими нефть, а также линзами и тупиковыми зонами, запасы которых имеют подпор контурных вод.

По периферии пласта Свв₃ встречаются небольших размеров залежи, связанные с тупиковыми зонами, а также залежи, ограниченные контурами нефтеносностями.

Основные же запасы сосредоточены в литологически экранированных залежах с обширной областью контакта водонасыщенных коллекторов.

Таким образом, залежь №8, как единый объект разработки, На залежи 216 скважин вскрыли водонефтяной контакт. Средняя отметка ВНК колеблется от -869,2 м на втором блоке до -892,7 м на седьмом [13].

В табл. 1.1 приведены результаты определения основных коллекторских параметров по некоторым площадям, залежам по данным лабораторных и геофизических исследований.

Таблица 1.1

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов

Метод определе-ния	Площади, залежи	Среднее значение
		Проницае-мость, мкм2	Пористость, доли ед.	Нач. нефтенасы-щенность, доли ед.	Насыще-нность связанной водой, д. ед.
1	2	3	4	5	6
Лабораторные исследования	Миннибаевская	0,547	0,210	0,875	0,125
	Альметьевская	0,284	0,164	0,837	0,163
	Северо-Альметьевская	0,947	0,227	0,896	0,104
	Березовская	0,343	0,200	0,847	0,153
	Залежь №5	2,152	0,240	0,862	-
	Залежь №8	2,127	0,256	0,835	-

Продолжение Таблицы 1.1

1	2	3	4	5	6
Геофизические исследования	Миннибаевская	0,656	0,201	0,843	0,157
	Альметьевская	0,377	0,198	0,829	0,171
	Северо-Альметьевская	0,892	0,185	0,783	-
	Березовская	0,269	0,187	0,802	-
	Залежь №5	1,353	0,228	0,839	-
	Залежь №8	1,256	0,215	0,825	-

Из представленных данных видно, что рассматриваемые объекты не сильно различаются по пористости и нефтенасыщенности, отличаются лишь в значениях проницаемости. Данные, полученные по лабораторным и геофизическим исследованиям, также отличаются незначительно.