- •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
10.4 Геофизические (гис) и геолого-технологические исследования (гти) в процессе строительства скважин
В процессе строительства скважин проводятся геофизические исследования согласно РД153-39.0-109-01 [55].В эксплуатационных скважинах для решения геологических и технических задач предусмотреть проведение комплексов исследований в открытом стволе, приведенных в таблице 10.5.Рекомендуемый комплекс ГТИ при бурении приведен в таблице 10.6.
Таблица 10.5 – Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах
Структура комплекса |
Методы ГИРС |
|
1 |
2 |
3 |
Обязательные исследования
|
Общие исследования (по всему разрезу скважин) |
ГТИ*, ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК*, ГК, НК, АК*, ГГК-П*, профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия МКЗ, ГМ |
Детальные исследования (в продуктивных интервалах) |
ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ГК, МК (БМК), профилеметрия, ГК-С*, НК, АК, ГГК-ПЧ, ГГК-Л*’ ** |
|
Дополнительные исследования |
При наличии в продуктивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) |
ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК |
Для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей насыщенности и пластовых давлений в продуктивных интервалах |
ГДК, ОПК, ИПТ, ЯМК, ИНК, АКЦ-АКТАШ |
|
При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в продуктивных интервалах разреза |
ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой технических условий в скважине |
|
Для обеспечения моделирования залежей и при проведении сейсморазведки ЗД |
ВСП, наклонометрия |
|
Примечания:* – при кустовом бурении - в одной из скважин куста,
** – в разрезах с карбонатными коллекторами.
Таблица 10.6 – Комплекс ГТИ
Основные задачи |
Виды работ и исследований |
Ожидаемые результаты |
1 |
2 |
3 |
1.Уточнение геологического строения месторождений |
Газовый каротаж |
Выявления интервалов повышенных газопоказаний. |
2. Получение гидродинамических параметров пласта |
Исследования проводятся на трех режимах прямого хода (пробные откачки). Время работы на каждом 12 часов. В процессе исследования определить : - дебит нефти ; - газосодержание; - обводненность; - забойное и пластовой давление; - температуры забоя, устья и устьевого оборудования |
Определение коэффициента продуктивности. Для фонтанирующих скважин – методом установившихся отборов. Для не фонтанирующих скважин – методом прослеживания уровня. |
3. Выявление энергетической характеристики залежи |
Кривая восстановления забойного давления записывается после проведения каждого режима методом установившихся режимов. Время стояния на восстановлении давления не менее 72 час. |
Уточнение и оптимизация режимов работ скважины |
4. Изучение физико- химических свойств пластовых жидкостей |
Глубинные пробы нефти. Работы выполнять по ОСТ – 153-39.2-048-2003 «Нефть, типовые исследования пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и форма представления результатов». Отбор проб произвести проотборником на глубине 3−4 м выше башмака НКТ. |
Определить физические свойства и состав пластовых нефтей. Отобрать три пробы после отработки скважины на штуцере 1,5–2 мм. |
Продолжение таблицы 10.6
1 |
2 |
3 |
5. Отбор поверхностных проб нефти, попутного газа и воды. |
Отбор поверхностных проб продуктивного горизонта |
При анализе нефти определить : - фракционный состав; - содержание смол; - асфальтенов; - парафина; - серы; - коээфициента вязкости; -плотность; - поверхностное натяжение по воздуху. При наличии в пробе газа определить: - компонентный состав; - влажность; - содержание сероводорода; - СО2; - удельный вес. При наличии в продукции скважины пластовой воды определить: - плотность; - химический состав; - физические свойства. |
Продолжение таблицы 10.6
6. Контроль параметров при бурении и испытании. |
Измерение и определение технологических параметров: - глубина скважины и механическая скорость проходки; - вес на крюке и нагрузка на долото; - давление бурового раствора на стояке манифольда и в затрубье; - число ходов насоса; - расход или поток бурового раствора на выходе из скважины; - уровень и объем бурового раствора в емкостях; - скорость спуска и подъема бурильного инструмента; - плотность бурового раствора на входе и на выходе из скважины; - скорость вращения ротора; - крутящий момент на роторе; - температура раствора на входе и на выходе из скважины. Исследование бурового раствора: - определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора; - дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа, извлеченного из бурового раствора; - периодическая термовакуумная дегазация проб раствора и др. |
Комплекс датчиков геолого-технологической и геохимической информации должен состоять из следующих датчиков: - датчик веса; - датчик оборота лебедки; - датчик давления; - датчик температуры; - комплексный датчик плотности, уровня и температуры - уровнемер поплавковый бесштанговый «УПБ-2М»; - индикатор расхода; - датчик контроля частоты вращения ротора и числа ходов насоса; - датчик «Момент»; - табло бурильщика; -желобной дегазатор; - хромограф «Геопласт-04»; - суммарный газоанализатор СГА-02; - геологический модуль в составе: - люминоскоп; - аппаратура для определения плотности и пористости образцов; - карбонатометр; - термовакумный дегазатор; - набор фракционных сит; - сушильный шкаф; - бинокулярный микроскоп; - набор лабораторной посуды и химреагентов. |