Примерное содержание основных разделов дипломного проекта (дипломной работы) Введение

Сформулировать задачи, которые стоят перед нефтяной и газовой промышленностью страны, в том числе пе­ред буровой подотраслью; отразить роль района, по которому выполнен дипломный проект, в решении этих задач; в сжатой форме отразить, что сделано в дипломном проекте полезного для совершенствования технологии, техники или организации работ в УБР, и оценить качественно, как реализация данных в проекте решений повлияет на тех­нико-экономические показатели бурения.

1. Общая часть.

Указать географическое положение площади на которой должна быть заложена проектная скважина (об­ласть, край или республика; административный район: ближайшие населенные пункты); охарактеризовать рельеф местности, растительный покров, водные источники, климатические условия, состояние путей сообщения; показать местоположение УБР (разведочной экспедиции), других предприятий, обслуживающих бурение (тампонажная кон­тора, геофизическая партия и т.д.), и основных баз снабжения, расстояние от них до точки заложения проектной скважины (куста скважин). Желательно также качественно оценить возможное влияние орогидрографических, климатических и иных особенностей района на экономические показатели строительства скважин. Определяются источники питьевого и технического водоснабжения, энергосбережения, ресурсы строительных материалов. В текст этого раздела включается обзорная карта района работ с указанным положением участка буровых работ.

II. Геологическая часть.

Геологический очерк района должен обеспечить разверну­тое определение геологической позиции месторождения (перспек­тивной структуры, площади) - объекта проектируемого бурения. Его содержание строится по традиционной для геологических отчетов схеме: стратиграфия, тектоника, гидрогеология, нефтегазоносность. В первом - вводном абзаце геологического очерка следует дать оп­ределение структурно-тектонической позиции месторождения (пер­спективной площади) - его расположение относительно региональ­ных структур I-II порядка: вал, мегавал, свод в пределах прогиба, авлакогена, синеклизы, антеклизы и т.п.

Стратиграфия разреза может быть представлена в компакт­ной табличной форме (табл. 2). В кратком пояснительном тексте к такой таблице приводится более детальная характеристика горизон­тов, непосредственно связанных с нефтегазоносностью разреза: эк­ранирующих горизонтов (покрышек) и коллекторов, а также указы­ваются основные опорные (отражающие) горизонты, используемые для структурного картирования сейсморазведкой.

Таблица 2

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Возраст отложений			Литология отложений	Интервал, м		Мощ­ность
Система	Отдел	Ярус, свита	Состав пород	От	до
1	2	3	4	5	6	7

В разделе "Тектоника" указывается, к каким структурным элементам земной коры относится район проектируемых работ, пе­речисляются основные структурно-фациальные зоны представлен­ные на его площади и структурные этажи, выделяемые в региональ­ном геологическом разрезе. Раздел требует более детальной инфор­мации при проектировании бурения в нефтегазоносных областях приуроченных к краевым прогибам - с широким развитием тектонически-экранированных залежей, осложненных разрывными нару­шениями сводовых структур и т.п.

В разделе "Гидрогеология" определяется тип гидрогеологи­ческого бассейна, в состав которого входит район проектируемых работ. Приводится краткий перечень данных, на основе которых со­ставлено описание гидрогеологических условий. Характеристику основных водоносных комплексов рекомендуется представлять в виде таблицы (табл. 3). В разделе приводятся данные о региональ­ных значениях геотермического градиента на основе фактических замеров температуры недр.

Таблица 3

Параметры основных водоносных комплексов

Водоносный комплекс	Тип воды, по Сулину	Дебит, м3/сутки	Плотность, г/см3	Минерализация г/л	Содержание, мг/л
					J	Вг
1	2	3	4	5	6	7

При проектировании бурения в районах Заполярья, либо в южной части тундровой зоны с широким развитием многолетне­мерзлых пород (ММП), раздел "Гидрогеология" требует дополнения очерком "Геокриологические условия".

В геологической части необходимо охарактеризовать горно-геологические условия бурения скважин на площади: указать зоны возможных проявлений неустойчивости горных пород (осыпей, обвалов, выпучиваний, растепления многолетнемерзлых пород и т.д.), поглощений и газонефтеводопроявлений, прихватов, затяжек и желобообразований, самопроизвольного ис­кривления стволов скважин; привести копии кавернограмм и профилеграмм тех участков в ранее пробуренных скважинах, в которых имели место проявления неустойчивости стенок скважины и желобообразования, и данные о составе и свойствах промывочной жидкости, применявшейся при бурении в этих скважинах; описать несколько примеров поглощений и проявлений пластовых флюидов в ранее пробуренных скважинах, сообщить свойства про­мывочной жидкости, применявшейся в них, а также информацию об исследовании зон поглощений (положение кровли и подошвы зон поглощения, интенсивность поглощения, глубина статического уровня жидкости в скважине при поглощении и плотность этой жидкости, индикаторная кривая исследования), способах и результатах работ по ликвидации поглощений и проявлений; привести копии диаграмм стандартного каротажа для интервалов залегания газонефтенасыщенных объектов и ближайших к ним сверху и снизу водонасыщенных горизонтов по одной - двум скважинам, пробуренным поблизости; выделить на этих диаграммах нефте- газо- и водонасыщенные объекты; при­вести данные о давлениях разрыва пород (или градиентах давлений разрыва) и указать, как эти давления определе­ны (по данным прямых измерений или расчетным путем; в последнем случае пояснить, как проводился расчет). Если на площади проводились операции по гидроразрыву пород (например, в НГДУ или для глушения фонтанов), сообщить информацию об этих операциях (номер скважины, глубина гидроразрыва, стратиграфический горизонт, в котором сделан разрыв; давление на устье в момент разрыва породы; плотность жидкости, которой была заполнена скважина при гидроразрыве).

Необходимо также указать степень геологической изученности площади, оценить полноту и достоверность информации о продуктивных горизонтах, продуктивности, коллекторских свойствах пород перспективных горизонтов, границах контуров газонефтеносности, горно-геологических условиях бурения. В случае разведочных скважин - сформули­ровать задачи, которые должны быть решены в проектной скважине. Если информация о горно-геологических ус­ловиях бурения недостаточна или недостоверна, конкретизировать, какая информация должна быть уточнена или получена заново и какие исследования для этого требуются.

Желательно также качественно оценить, как особенности горно-геологических условий площади могут отра­зиться на технико-экономических показателях бурения.

В заключающем геологический очерк разделе "Нефтегазоносность района" приводится перечень нефтегазоносных комплек­сов, выделяемых в разрезе осадочного чехла. Обычный порядок их перечисления - снизу вверх по разрезу. Для каждого комплекса ука­зывается литологический состав продуктивных горизонтов и по­крышек, отмечаются его выдержанность или изменчивость, значе­ния мощности (от - до, среднее), характерные типы резервуаров, физико-химические свойства углеводородных флюидов. В заключи­тельной части раздела целесообразно привести данные об общих прогнозных ресурсах углеводородов в районе (суммарные началь­ные ресурсы, текущие разведанные запасы), краткие данные об ос­новных промышленных месторождениях.

Геолого-промышленная характеристика месторождения (залежи, площади)

В этой главе приводятся данные, относящиеся к участку, где проектируется строительство скважины. Она включает разделы "Морфологический тип залежи", "Литологический состав и коллек­торские свойства", "Фазовое состояние и состав углеводородов", "Пластовые давления и температуры, гидродинамический режим залежи", "Оценка запасов (ресурсов) нефти, газа, конденсата", "Ожидаемые технико-экономические параметры освоения".

Морфологический тип залежи. Скопления и жидких, и га­зообразных углеводородов (УВ) содержатся в ловушках разнообраз­ных генетических типов: структурных, литологических, стратигра­фических, рифогенных. По типу резервуара различают залежи мас­сивные, литологически ограниченные, многопластовые и пластовые, которые делятся, в свою очередь, на полнопластовые и неполнопла­стовые. Точное определение морфологического типа залежи имеет принципиальное значение для выбора методики разведки и эксплуа­тации. Средняя нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта определяет выбор схем его вскрытия и величину дебита нефти.

Литологический состав и коллекторские свойства про­дуктивных и перспективных горизонтов. Важнейшими параметрами пласта-коллектора являются общая и эффективная нефтенасыщенная толщина, пористость, глинистость, проницаемость, трещинова­тость, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др. Все эти данные должны быть приведены в настоящем разделе, но воз­можности, с оценкой их изменчивости - важной характеристики не­однородности пласта. Обычная величина пористости промышлен­ных коллекторов - 10-20 %, минимальная (для продуктивных тсрригенных горизонтов) - до 5 %. Пористость промышленных карбонат­ных коллекторов может быть и ниже - до 3 %. Количественной ха­рактеристикой фильтрационных свойств коллектора является коэф­фициент проницаемости к_пр, величину которого рассчитывают в со­ответствии с линейным законом фильтрации Дарси.

Фазовое состояние и химический состав углеводородов.

По фазовым соотношениям УВ, содержащихся в залежи, различают­ся шесть типов их скоплений: газовые, газоконденсатные, нефтега­зоконденсатные, нефтегазовые, газонефтяные и нефтяные.

Изучение закономерностей распределения УВ различного фазового состояния в плане и в разрезе нефтегазоносного комплекса позволяет в дальнейшем организовать раздельную подготовку запа­сов нефти и газа.

Пластовые давления и температуры, гидродинамический режим залежи. Энергия нефтяного пласта, за счет которой проис­ходит извлечение пластового флюида на поверхность, характеризу­ется существующим в нем давлением. Нормальное пластовое давле­ние по величине близко гидростатическому, т.е. возрастает на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины. Вместе с тем, на разных глубинах, встречаются и зоны аномально высокого пластового давления (АВПД). Они особенно часты на глубинах свыше 4000 м. Обычно АВПД в 1,3-1,8 раз больше гидростатического давления, изредка превышения достигают 2,0-2,2 раза. В пределах таких зон требуются особые режимы бурения, испытаний и разработки залежей.

Измерение пластовой температуры и оценка ее изменений при строительстве глубоких скважин необходимы для определения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проек­тирования разработки продуктивного горизонта, расчетов режима его работы, а также для решения различных технических задач, свя­занных с цементированием скважин и их перфорацией.

Режим нефтяной (газовой) залежи. Режимом залежи назы­вается характер проявления пластовой энергии нефтегазоносного горизонта, обуславливающей движение флюида. В зависимости от доминирующей формы пластовой энергии различают 5 основных видов режима: водонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный (режим расширяющегося газа), растворенного газа и гравитацион­ный.

Для газовых залежей выделяются два режима: водонапорный и режим расширяющегося газа.

Оценка запасов (ресурсов) нефти, газа, конденсата; ожи­даемые технико-экономические параметры освоения. В этом разделе должны быть представлены исходные данные, необходимые для проектной документации при эксплуатации месторождений нефти и газа. Их примерный перечень приведен в таблице 3 по фор­ме, принятой в ОАО "Сургутнефтегаз".

Исходные данные для технологических расчетов, принимаемые и проект­ной документации при эксплуатации нефтяных (газонефтяных) залежей

Таблица 4

№ п/п	Наименования параметров	Величина, по пла­стам
		АС1	АС2	АС3
1.	Средняя глубина залегания, м
2.	Размеры залежи: длина*ширина, км
3.	Площадь нефтеносности, млн. м2
4.	Средняя эффективная толщина, м
5.	Средняя нефтенасыщенная толщина, м
6.	Средняя нефтенасыщенность, д.ед.
7.	Средняя насыщенность связанной водой, д.ед.
8.	Пористость, %
9.	Проницаемость, дарси
10.	Пластовое давление, кгс/см2
11.	Пластовая температура, “С
12.	Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3
13.	Давление насыщения нефти газом, кгс/см2
14.	Давление насыщения воды газом, кгс/см2
15.	Г азосодержание нефти, м3/т
16.	Плотность нефти в стационарн. условиях, г/см
17.	Вязкость нефти, сантипуаз
18.	Балансовые запасы нефти, млн.т
19.	Балансовые запасы растворенного газа, млн.м5
20.	Коэффициент нефтеотдачи, дед.

При отсутствии данных о величине запасов нефти или газа в производственных материалах, их подсчет может быть выполнен и самостоятельно - универсальным объемным методом.