- •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
3.1.1 Нефтяные залежи верейского горизонта
Пласт B-II состоит из одного, реже двух, иногда трех-четырех проницаемых пропластков, разделенных перемычкой толщиной 0,1-1,2 м. Средняя толщина перемычек, разделяющих коллекторы, составляет 0,5 м. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 5,4 м до 8,4 м, в среднем составляет 6,8 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,6 м до4,0 м, в среднем 2,7 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта –2,6 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность –74 %.
Залежь пласта В-II пластовая сводовая. Размеры залежи – 7,8×3,5 км, амплитуда –64 м.
Пласт B-III состоит из одного-двух, реже трех, иногда четырех проницаемых пропластков. Средняя толщина непроницаемых разделов составляет 2,5 м, изменяясь в диапазоне 0,2-4,5 м. Общая толщина пласта изменяется от 5,6 м до 9,0 м, в среднем составляет 7,4 м. Общая эффективная толщина варьирует от 0,3 м до 4,0 м, составляя в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам –1,6 м. В 15 скважинах (скв. 15, 349, 364, 394, 406, 420, 644, 655, 693, 862, 863, 896, 989, 990, 996) коллектор пласта замещен плотными глинистыми известняками. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 16%, нефтенасыщенность – 66%.
В значительном количестве скважин по ГИС выделены коллекторы с неясным характером насыщения. Такие коллекторы, расположенные гипсометрически выше принятого ВНК, условно отнесены к нефтяным, ниже ВНК – к водонасыщенным.
Залежь пласта В-III пластовая сводовая. Размеры залежи – 7,7×3,2 км, амплитуда –58 м.
Карта суммарных нефтенасыщенных толщин верейского горизонта представлена на графическом приложении 8.
3.1.2 Нефтяная залежь башкирского яруса
Башкирская залежь является основным объектом разработки, в ней сосредоточено основная часть (83%) геологических запасов нефти месторождения. Продуктивные отложения башкирского яруса представлены, в основном, известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются разнозернистые и пелитоморфные разности. Нефтесодержащими коллекторами являются известняки серые и светло-серые, массивные.
Отложения неоднородны по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований керна, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин. Согласно стратиграфической схеме, принятой в 1985 году для среднего и верхнего палеозоя Русской платформы, в башкирском ярусе выделяются пласты: А4-0+1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6, А4-7. Каждый пласт характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделен от выше- и нижележащих непроницаемыми плотными перемычками. На отдельных локальных участках эти перемычки практически исчезают (не выделяются по ГИС), образуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность залежи.
Продуктивные пласты башкирского яруса (А4-0+1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6, А4-7) объединены в единый подсчетный объект, далее описываемый как залежь пласта A4.
Башкирская залежь пласта A4 состоит из 7-26 проницаемых пропластков, толщиной от 0,4 до 25,6 м. Общая толщина пласта изменяется от 64 м до 82 м и составляет в среднем 71,2 м. Средняя вскрытая нефтенасыщенная толщина по скважинам –29,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность – 86%.
По результатам интерпретации ГИС водонефтяной контакт вскрыт в 60 скважинах на отметках (-997,7)÷(-1006,2) м. Уровень ВНК условно прининят на абс.отметке минус 1002±4 м, как среднее значение водонефтяных контактов, выделенных по ГИС, с учетом результатов испытания в колонне скважин 481, 566, 114Р. Водонефтяной контакт продуктивных отложений башкирского яруса представляет собой сложную неровную поверхность. Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что башкирские пласты составляют единую залежь нефти.
Башкирская залежь почти повсеместно подстилается подошвенной водой. Тип залежи пластово-массивный. Размеры залежи 8,2×4,0 км, амплитуда 77 м.
Карта суммарных нефтенасыщенных толщин башкирского яруса представлена на графическом приложении 9.