- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
2.2. Основные параметры пласта
2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
Нефтенасыщенный керн для определения параметров коллектора был отобран по 8 скважинам (11986, 12042, 13409, 13450, 13526, 21509, 21569, 21634). Средние значения пористости и нефтенасыщенности, определенные геофизическими методами по каждому пласту горизонтов Д0 и Д1, приведены в табл. 2.2.
Пористость нефтенасыщенных толщин пласта имеет среднее значение 20 %. По 42 образцам нефтенасыщенного керна из отложений из пласта была измерена абсолютная проницаемость по керну. Среднее значение ее составило 0,343 мкм. Начальная насыщенность определялась косвенным путем через содержание остаточной воды, определенная методом центрифугирования. Всего имеется 28 определений содержания остаточной воды из 6 скважин, по которым среднее ее содержание составило 15,3 % от объема пор, что соответствует начальной нефтенасыщенности 84,7 %.
Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
Таблица 2.2.
Параметры |
Пласты |
|||||||
Д0 |
а |
б1 |
б2 |
б3 |
в |
гд |
||
Пористость, % |
песчаники |
19,9 |
18,9 |
19,7 |
19,1 |
20,2 |
- |
20,7 |
алевролиты |
13,0 |
- |
13,7 |
13,5 |
13,4 |
- |
13,7 |
|
Нефтенасыщенность д.ед. |
песчаники |
0,852 |
0,831 |
0,839 |
0,822 |
0,852 |
- |
0,839 |
алевролиты |
0,673 |
- |
0,653 |
0,562 |
0,625 |
- |
0,616 |
|
На основании проведенных лабораторных исследований керна и результатов исследований пробуренных скважин в табл. 2.3. приведена характеристика пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности для горизонтов Д0 и Д1 в целом.
Характеристика параметров пласта (горизонта)
Таблица 2.3.
Вид исследований |
Параметр |
Проницаемость, мкм2 |
Пористость, % |
Начальная нефтенасыщенность % |
Насыщенность связанной воды, % |
Лабораторные исследования керна |
количество скважин количество определений среднее значение коэффициент вариации интервал изменений |
8
42 0,343 0,77 0,02-1,36 |
8
54 20 0,16 11,8-26,8 |
6
28 84,7 12 42,9-94,7 |
6
28 15,3 67 53-57,1 |
Геофизические исследования керна |
количество скважин количество определений среднее значение коэффициент вариации интервал изменений |
449
1171 0,269 0,58 0,03-1,0 |
471
1310 18,7 0,14 11-26 |
465
952 80,2 14 0,3-0,98 |
–
– – – – |
Гидродинамические исследования керна |
количество скважин количество определений среднее значение коэффициент вариации интервал изменений |
118
141 0,27 1,1 0,018-1,3 |
–
– – – – |
–
– – – – |
–
– – – – |
Принятые для проектирования |
среднее значение коэффициент вариации |
0,269 0,58 |
18,7 0,14 |
80,2 14 |
– – |