- •Содержание Книга 1
- •Список табличных приложений Книга 2
- •Список графических приложений
- •1 Введение
- •2Общие сведения о месторождении и Участке недр, предоставлЕнНом в пользование
- •3 Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1 Геологическое строение месторождения и залежей
- •Тектоническое строение
- •3.1.1 Нефтяные залежи верейского горизонта
- •3.1.2 Нефтяная залежь башкирского яруса
- •3.1.3 Нефтяные залежи визейского яруса
- •3.1.4 Нефтяные залежи турнейского яруса
- •3.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна
- •3.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
- •3.3.1 Литологическая характеристика пластов
- •3.3.2 Коллекторские свойства пластов
- •3.3.3 Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород
- •3.3.4 Физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти
- •3.3.5 Теплофизические параметры пород и пластовых флюидов
- •3.4 Свойства и состав пластовых флюидов
- •3.4.1 Объём исследований нефти и газа
- •3.4.2 Свойства нефти в пластовых условиях
- •3.4.3 Свойства нефти в поверхностных условиях
- •3.4.4 Свойства пластовых вод
- •3.4.5 Растворенный в нефти газ
- •3.5 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
- •3.6 Запасы нефти
- •3.7 Оценка исходной информации для проектирования Оценка достоверности геологического строения
- •Отбор и исследование керна
- •Лабораторные исследования пластовых флюидов
- •Геофизические исследования скважин в процессе бурения
- •Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин
- •Гидродинамические исследования скважин
- •4 Цифровые модели месторождения
- •4.1 Цифровые геологические модели месторождения
- •4.1.1Обоснование объемных сеток и параметров модели
- •4.1.2 Построение структурных моделей залежей
- •4.1.3 Построение литологических моделей залежей и распределение фильтрационно-емкостных свойств пластов
- •4.1.4 Построение моделей насыщения пластов флюидами
- •4.1.5 Оценка достоверности геологической модели
- •4.2 Цифровые фильтрационные модели
- •4.2.1 Математические модели расчета фильтрационных процессов на месторождении
- •4.2.2 Исходные данные для построения цифровых фильтрационных моделей
- •4.2.3 Создание фильтрационных моделей Постановка целей исследования
- •Определение областей исследования
- •Выбор типа моделей
- •Обоснование размерностей моделей
- •Этапы построения фильтрационных моделей
- •Создание сетки и схемы выделения слоев
- •Характеристика пластов
- •Относительные фазовые проницаемости
- •Свойства флюидов
- •Начальные условия
- •Моделирование пластовой водонапорной системы
- •Моделирование скважин
- •4.2.4 Уточнение параметров (адаптация) фильтрационных моделей на основе анализа истории разработки
- •5 Состояние разработки месторождения
- •5.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения
- •5.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
- •5.2.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки
- •5.2.2 Состояние реализации проектного фонда, анализ работы скважин
- •5.3 Текущее состояния разработки эксплуатационных объектов
- •5.3.1 Верейский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.2 Башкирский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление. Температура пласта
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.3 Визейский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.4Турнейский объект
- •5.4 Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа
- •5.5 Анализ выполнения программы исследовательских работ
- •6 Проектирование разработки месторождения
- •6.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов
- •6.2 Обоснование вариантов разработки
- •6.3 Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления
- •6.4 Обоснование выбора системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин
- •6.5 Технологические показатели разработки по вариантам
- •7. Методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов
- •7.1 Анализ эффективности применяемых методов
- •Верейский объект
- •Башкирский объект
- •Визейский объект
- •Турнейский объект
- •Анализ результатов применения термических методов увеличения нефтеотдачи на башкирском объекте
- •7.2 Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов Обработка призабойной зоны добывающих скважин
- •Перфорационные работы
- •Оптимизация работы глубинно-насосного оборудования
- •Гидроразрыв пласта
- •Ремонтно-изоляционные работы
- •Ввод из бездействия и других категорий
- •Переход на новый горизонт
- •Ввод боковых стволов
- •Одновременно-раздельная эксплуатация
- •Эффективность гтм на нагнетательном фонде
- •Обработка призабойной зоны нагнетательных скважин.
- •Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах
- •Ремонтно-изоляционные работы в нагнетательных скважинах
- •Перевод из добывающих в нагнетательные, переход на новый горизонт, ввод из бездействия и других категорий
- •Анализ выполнения проектной программы гтм по месторождению в целом
- •7.3Программа применения методов на проектный период
- •7.4 Опытно-промышленные работы Опытные работы по внедрению оборудования одновременно-раздельной эксплуатации (орэ)
- •Совместная эксплуатации верейского объекта и верхней пачки башкирского объекта
- •8 Экономический анализ вариантов разработки
- •8.1 Экономические показатели
- •8.2 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат
- •8.3 Налоговая система
- •9 Технико-экономический анализ вариантов разработки
- •9.1 Обоснование коэффициентов извлечения углеводородов
- •9.2 Технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта
- •9.3 Анализ чувствительности
- •10 Конструкция и технология бурения скважин, методы вскрытия и освоения пластов
- •10.1 Пространственное профилирование стволов скважин
- •10.1.1 Пространственное профилирование стволов наклонно-направленных скважин
- •10.1.2 Пространственное профилирование стволов многозабойных горизонтальных скважин
- •10.1.3 Проектирование профилей боковых стволов (бс)
- •10.2 Конструкция и крепление скважин
- •10.2.1 Конструкция и крепление наклонно-направленных скважин
- •10.2.2 Конструкция и крепление многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями
- •10.2.3 Конструкция и крепление боковых стволов
- •10.2.3.1 Конструкция бокового наклонно-направленного ствола
- •10.2.3.2 Конструкция бокового горизонтального ствола
- •10.2.3.3 Крепление боковых стволов
- •10.3 Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам
- •10.3.1 Требования к технологии бурения
- •Предупреждение аварий с бурильной колонной и буровым оборудованием
- •Предупреждение и ликвидация нефтегазопроявлений
- •Предупреждение поглощений при бурении скважины
- •Предупреждение прочих возможных аварий и осложнений (прихватов, осыпей и обвалов)
- •10.3.1.2 Требования к технологии бурениягоризонтальных многозабойных скважин
- •10.3.1.3 Требования к технологии бурения боковых стволов
- •10.3.2 Требования к буровым растворам
- •10.4 Геофизические (гис) и геолого-технологические исследования (гти) в процессе строительства скважин
- •Геолого-геофизические исследования в процессе строительства многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями в продуктивном горизонте
- •10.5 Методы вскрытия продуктивных пластов
- •10.5.1 Первичное вскрытие продуктивных пластов
- •10.5.2 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов
- •10.5.2.1 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов наклонно-направленными стволами
- •10.5.2.2 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными стволами
- •10.6 Освоение скважин
- •11 Техника и технология добычи углеводородов
- •11.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования
- •11.1.1Анализ способов и режимов эксплуатации скважин
- •11.1.2 Выбор способов механизированной эксплуатации скважин
- •11.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями
- •11.2.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с аспо
- •11.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями
- •11.2.3 Мероприятия по предупреждению образования стойких нефтяных эмульсий
- •11.2.4 Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией
- •11.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин
- •11.4 Требования и рекомендации к системе ппд
- •11.5 Использование попутного нефтяного газа
- •11.6 Годовая производительность, объемы добычи
- •11.7 Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод
- •Планируемые мероприятия на 2013 год
- •12. Контроль и регулИрование разработки месторождения
- •12.1 Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин
- •12.2 Состав и объем исследовательских работ по контролю за разработкой
- •12.3 Рекомендации по регулированию разработки
- •13 Программа доразведки и исследовательских работ
- •13.1 Доразведка месторождения
- •13.2 Отбор и исследования керна
- •13.3 Промыслово-геофизические исследования скважин
- •13.4 Промыслово-гидродинамические исследования скважин
- •13.5 Физико-химические исследования пластовых флюидов
- •13.6 Индикаторные (трассерные) исследования
- •14 Маркшейдерско-геодезические работы Общие сведения
- •Главные задачи по геологическому и маркшейдерскому обеспечению по использованию участка недр Гремихинского нефтяного месторождения
- •Основные функции служб главного геолога и главного маркшейдера при разработке Гремихинского нефтяного месторождения
- •Организация работы
- •Решения по организации наблюдения за состоянием горного отвода
- •15 Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами
- •16 Мероприятия по рациональному использованию и охране недр
- •16.1 Характеристика основных источников воздействия на недра и мероприятия по охране недр при бурении скважин
- •16.2 Характеристика основных источников воздействия на недра и мероприятия по охране недр при эксплуатации месторождения
- •16.3 Мероприятия по устранению осложнений в процессе ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах
- •17 Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами
- •Мероприятия по охране атмосферного воздуха
- •Мероприятия по охране водных объектов
- •Мероприятия по охране почвенного покрова
- •Мероприятия по охране биоты
- •Специальные мероприятия
- •Мероприятия по безопасному обращению с производственными отходами
- •Предложения по организации локального (производственного) экологического мониторинга
- •Объекты наблюдения создаваемой системы мониторинга
- •Почвенный мониторинг
- •Мониторинг поверхностных вод и донных отложений
- •Мониторинг грунтовых вод.
- •Мониторинг напорных пресных вод
- •Мониторинг продуктивных нефтяных залежей
- •18 Сроки и условия выполнения работ по консервации и ликвидации скважин, промысловых объектов, а также рекультивации земель Ликвидация и консервация скважин
- •Заключение
- •Верейский объект
- •Башкирский объект
- •Верейско-башкирский объект
- •Визейский объект
- •Турнейский объект
- •Список использованных источников
Лабораторные исследования пластовых флюидов
Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа отобрано и исследовано 66 глубинных проб нефти, 167 поверхностных проб нефти и 62 пробы попутного газа.
Состояние изученности месторождения отражено в таблице 3.50.
Таблица 3.50– Состояние изученности нефти и газа
Отложения |
Общее количество проб, шт. |
||
Нефти |
газа попутного |
||
пластовой |
поверхностной |
||
Верейские |
21 (6) |
27 (11/2) |
14 (7) |
Башкирские |
34 (19/5) |
91 (6) |
30 (17) |
Визейские |
15 (5/3) |
43 (11/1) |
10 (3) |
Итого по месторождению |
0 |
0 |
0 |
Примечание: В скобках * указаны количество некачественных проб/ количество проб, в которых отбракованы отдельные параметр |
|||
Из-за заниженных значений газосодержания и давления насыщения отбракованы шесть проб пластовой нефти верейских, 19 проб башкирских и пять проб визейских отложений. Заниженное содержание азота (менее 30 %) также являлось причиной отбраковки проб попутного газа. Из-за завышенных значений плотности и вязкости отбракованы 11 проб поверхностной нефти верейских, шесть – башкирских и 11 – визейских отложений.Причиной отбраковки отдельных параметров послужило несоответствие значений общим зависимостям.
Нефти турнейских отложений не изучены из-за отсутствия отбора проб. Параметры флюидов могут быть оценены по аналогии с Мещеряковским месторождением.
В целом состояние изученности свойств нефтей удовлетворительное, за исключением нефтей турнейского яруса. Для собственной оценки параметров этих нефтей необходим отбор глубинных проб с последующим лабораторным исследованием.
Свойства пластовых вод месторождения изучались по верейским, башкирским и визейским отложениям. Количество исследованных проб (скважин), соответственно, 2(2), 8(8) и 8(8). Состояние изученности удовлетворительное.
По химическому составу пластовые воды верейского горизонта, башкирского и визейского ярусов данного месторождения представляют рассолы хлоркальциевого типа (по классификации В. А. Сулина). Отчетливо выраженной тенденции изменения физико-химических свойствпластовых вод по продуктивному интервалу разреза не наблюдается. Степень минерализации в среднем по пробам пластовых вод верейского горизонта, башкирского и визейского ярусов изменяется незначительно, соответственно 226,7 г/л, 240,1 г/л и 251,1 г/л.Свойства пластовых вод турнейского яруса могут быть оценены по аналогии с Мещеряковским месторождением.
Промышленно ценные микрокомпоненты в пластовых водах комплексов не изучались.
Геофизические исследования скважин в процессе бурения
Геофизические исследования скважин (ГИС) проведены в 951 скважинах (в том числе в скважине 8Р за контуром месторождения) и состоят из общих, детальных, опытных, геохимических исследований, работ по контролю технического состояния скважин.
Общие методы исследования включают стандартную электрометрию (КС, ПС), радиоактивные методы (НГК, ГК), резистивиметрию и кавернометрию (ДС) в масштабе глубин 1:500.Детальные исследования представлены основным и дополнительным комплексами, выполнены в масштабе глубин 1:200.Основной комплекс представлен стандартной электрометрией (КС, ПС), радиоактивными методами (НГК, ГК), кавернометрией или микрокавернометрией (ДС), микрозондированием (МЗ), боковым (БК) и индукционным (ИК) методами исследования скважин. Дополнительные методы – боковой микрокаротаж (БМК), акустический (АК).
Выполнение комплекса ГИС в разведочных и эксплуатационных скважинах приведено в таблицах 3.51-3.53.
Таблица 3.51– Выполнение комплекса ГИС в отложениях среднего карбона в разведочных скважинах
№п/п |
№ скв. |
Дата каротажа |
ПС |
КС |
БК |
ИК |
НГК |
ГК |
АК |
ДС |
МЗ |
ПЗ |
1 |
79R |
27.06.95 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
2 |
81R |
29.03.64 |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
+ |
|
+ |
3 |
82R |
16.05.65 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
4 |
83R |
06.04.65 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
5 |
106R |
11.06.65 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
6 |
107R |
27.04.65 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
7 |
108R |
22.08.65 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
8 |
109R |
16.03.66 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
9 |
110R |
15.01.66 |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
10 |
111R |
20.08.66 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
11 |
112R |
25.08.66 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
12 |
113R |
04.11.66 |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
13 |
114R |
13.04.67 |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
14 |
115R |
23.09.67 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
15 |
116R |
30.01.85 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
16 |
117R |
27.05.85 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
17 |
118R |
08.06.86 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
18 |
119R |
02.07.83 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
19 |
120R |
11.02.85 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
20 |
121R |
07.11.85 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
21 |
122R |
02.08.85 |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
22 |
123R |
07.08.86 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
23 |
124R |
05.11.85 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
24 |
125R |
16.01.86 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
|
|
25 |
366R |
12.08.82 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
|
|
26 |
517R |
25.01.84 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
Таблица 3.52– Выполнение комплекса ГИС в отложениях нижнего карбона в разведочных скважинах
№п/п |
№ скв. |
Дата каротажа |
ПС |
КС |
БК |
ИК |
НГК |
ГК |
АК |
ДС |
МЗ |
ПЗ |
1 |
79R |
09.09.1995 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
2 |
81R |
26.09.1964 |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
3 |
82R |
10.10.1965 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
4 |
108R |
21.08.1965 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
5 |
109R |
01.04.1966 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
6 |
111R |
20.08.1966 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
7 |
112R |
18.09.1966 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
8 |
113R |
03.11.1966 |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
9 |
114R |
06.06.1967 |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
10 |
115R |
23.09.1967 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
+ |
+ |
11 |
116R |
22.02.1985 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
|
|
12 |
117R |
15.06.1985 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
13 |
118R |
16.06.1986 |
+ |
+ |
|
|
+ |
+ |
|
+ |
|
|
14 |
119R |
02.07.1983 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
15 |
120R |
26.02.1985 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
16 |
121R |
17.11.1985 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
17 |
122R |
18.08.1985 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
+ |
|
18 |
123R |
07.08.1986 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
19 |
124R |
04.11.1985 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
20 |
366R |
12.08.1982 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
|
|
21 |
517R |
25.01.1984 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
+ |
+ |
|
Таблица 3.53– Выполнение комплекса ГИС в скважинах эксплуатационного фонда в отложениях среднего и нижнего карбона
Отложения |
Количество скважин |
ПС |
КС |
БК |
ИК |
НГК |
ГК |
АК |
ДС |
МЗ |
Средний карбон |
894 |
876 |
880 |
853 |
869 |
894 |
894 |
344 |
884 |
618 |
Нижний карбон |
72 |
60 |
63 |
67 |
61 |
72 |
72 |
41 |
65 |
39 |
Примечание: Выполненный комплекс ГИС рассматривался в 920 скважинах