ВВЕДЕНИЕ 5

1. Геолого-физические условия и состояние разработки месторождения 7

1.1. Общие сведения о месторождении 7

1.2. Геологическая характеристика района 10

1.2.1 Стратиграфия 10

1.2.2 Тектоника 12

1.2.3 Нефтегазоносность 12

1.2.4 Геолого-промышленная характеристика месторождения 11

Выводы к разделу 1 14

2. Технологический раздел 15

1.5 Характеристика фонда скважин 15

2.4. Анализ примененных на данном месторождении технических решений для интенсификации добычи нефти 27

2.5. Анализ выработки запасов нефти 27

2.6. Анализ эффективности реализуемой системы разработки 28

2.7. Обоснование и выбор проектируемого технического решения для интенсификации добычи нефти 29

2.8. Проектирование технического решения для реализации на данном месторождении 30

2.9. Определение технологической эффективности при реализации технического решения 35

2.9.1.Исходные данные для определения технологической эффективности 35

2.9.2 Выбор метода определения технологической эффективности 35

2.9.3 Методика расчета по Мукминову И.Р. горизонтальной скважины 40

2.9.4 Расчет дебита горизонтальной скважины. 46

2.9.5 Расчет дебита вертикальной скважины. 48

2.9.6. Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения 49

2.9.7. Проектирование солянокислотной обработки 51

Выводы к разделу 2 54

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 55

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ 56

Введение

Черновское месторождение нефти открыто в 1979 г., первооткрывательницей явилась скважина 410, вскрывшая нефтенасыщенные известняки каширского, верейского горизонтов, башкирского, турнейского ярусов и нефтенасыщенные песчаники визейского яруса.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Киенгопскому валу, расположенному в бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов Верхнекамской впадины. Месторождение контролировалось Черновской и Южно-Лиственской структурами облекания.

Месторождение введено в промышленную разработку в 1990 г. НГДУ ПО «Удмуртторф» согласно «Технологической схемы разработки Черновского месторождения». В 1992 г., в связи с резким отставанием в освоении месторождения по темпам разбуривания и обустройству, составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения», в котором уточнены технологические показатели разработки. В соответствии с проектными документами (технологическая схема и дополнение к ней) приняты в качестве технологической схемы опытно-промышленной разработки Черновского месторождения со следующими принципиальными положениями и технологическими решениями: выделение четырех объектов разработки: I – верейский, II – башкирский, III – пласты яснополянского и алексинского надгоризонтов, IV – турнейский; применение по I, II, III объектам трехрядных блоковых систем заводнения с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м; разработка IV объекта на естественном режиме, с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м; проектные уровни добычи нефти – 285 тыс.т / год; жидкости – 906 тыс.т / год; закачки воды - 913 тыс.м³/ год; общий проектный фонд – 223 скважин.

Одним из перспективных методов увеличения полноты извлечения нефти является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС).

При разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. Поскольку пласты имеют разную проницаемость, пористость и т.п. залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты. Кроме того, вследствие образовавшихся перетоков воды вдоль ствола скважины часть запасов остается как бы захороненной в залежи. Ликвидация таких перетоков известными средствами носит временный характер и во многом неэффективна.

Способ бурения БГС решает задачу повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных, высокообводненных скважинах.

Основным техническим решением для данного месторождения бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) из высокообводненных скважин – 402, 404 и 407.

Таким образом, предложенная система разработки должна решить задачи по:

- повышению нефтеотдачи неоднородной залежи за счет более полного охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных пластов за счет бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов;

- решить проблему вывода скважин из бездействующего фонда.