- •1. Роль и значение менеджмента в отраслях тэк
- •1.1. Основные принципы менеджмента
- •1.2. Управленческие решения
- •1.3. Менеджмент и контроль. Методы и формы
- •1.4. Функции менеджмента
- •1.5. Стратегия менеджмента
- •1.6. Характеристика стилей и методов управления производством
- •1.7. Функции и обязанности руководителя
- •1.8. Характеристика качества руководителя
- •1.9.Проблемы лидерства
- •2.Геолого-промысловая характеристика вуктыльского нгкм
- •2.1.Общие сведения о месторождении
- •2.2.Тектонические особенности месторождения
- •2.3.Строение продуктивной толщи
- •2.4.Нефтегазоносность продуктивной толщи
- •2.5.Выделение эксплуатационных объектов
- •2.6.Физико-химические свойства и составы флюидов
- •3.Анализ текущего состояния разработки
- •3.1.Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •3.2.Состояние фонда скважин
- •4.Экономическое обоснование варианта доразработки Вуктыльского нгкм
- •4.1.Краткие сведения о варианте доразработки Вуктыльского нгкм в режиме хранилища-регулятора
- •4.2.Экономическая оценка эффективности проекта
- •4.2.1.Основные положения
- •4.2.2.Капитальные затраты
- •4.2.3.Производство продукции
- •4.2.4.Выручка от реализации
- •4.2.5.Эксплуатационные затраты
- •4.2.6.Результаты оценки эффективности проекта
- •Библиографический список
2.4.Нефтегазоносность продуктивной толщи
Промышленные притоки газа получены практически во всех опробованных скважинах, вскрывших подошву отложений кунгурского яруса выше ГВК залежи.
Максимальные дебиты газа приурочены к московской части разреза, высокие - к башкирско-серпуховской. Средними дебитами характеризуется бобриковская часть разреза. Пермские объекты в большинстве скважин (кроме скв. 2 и 3) оказались “сухими”, или, в лучшем случае, были получены слабые притоки. Аналогично характеризуется и михайловско-тульская карбонатная и глинисто-карбонатная толща.
Притоки и скопления нефти в разрезе залежи выявлены как в процессе разведки, так и текущей ее разработки. Они рассматриваются как спорадические, приуроченные к приконтактной зоне (скв. 14, 20, 31, 33, 36). Лишь нефтяное скопление, на южной периклинали складки, вскрытое скв. 26 и 49, получило промышленную оценку как нефтяная оторочка. В скв. 14 получен нефтяной фонтан, для остальных скважин характерна низкая продуктивность (дебиты определены в основном по подъему уровня). Скопления нефти в скв. 14, 20 и 31 оцениваются как тектонически изолированные, находящиеся в автохтонной части разреза.
В процессе текущей разработки месторождения притоки нефти и нефтепроявления были установлены в скв. 213,57 и 204 на северной периклинали месторождения, в скв. 187, 188, 192, 195 на северном куполе, в скв. 163, 179, 180, 233 - на среднем и в скв. 56, 79,190 и 231 - на южном куполе.
Нефтепроявление на южной периклинали, классифицированное как нефтяная оторочка, в результате дальнейшего разбуривания получило уточнение. Площадь подтвержденного опробованием нефтенасыщения расширилась на север до скв.190, интервал по вертикали увеличился с 60 м при оценке в работе до 143 м. Продуктивность же скважин остается низкой, практически непромышленной.
Анализ текущих уровней водо-, нефте- и газонасыщения продуктивного разреза месторождения, проведенный в работе, показал, что в нижней (гипсометрически) части залежи между чисто газонасыщенным и чисто водонасыщенным разрезом выделяется так называемая “переходная” зона. В пределах этой зоны некоторые скважины вскрыли нефтяные скопления, другие выявили смешанное насыщение (газоводяное с признаками нефти и смешанное нефтеконденсатное).
На распределение пластовых флюидов в “переходной” зоне оказывало влияние форсированное дренирование газоконденсатной залежи, которое привело к созданию наиболее благоприятных предпосылок для внедрения пластовых вод в залежь по отдельным проницаемым пропласткам, а также к снижению экранирующей способности нефтенасыщенной части разреза.
2.5.Выделение эксплуатационных объектов
Выделение объектов эксплуатации на месторождении предопределено массивно-пластовым характером залежи: отсутствием в разрезе регионально развитых изолирующих прослоев, широко развитой трещиноватостью, объединяющей весь продуктивный массив в единую газодинамическую систему. Это позволило все продуктивные горизонты рассматривать как единый объект эксплуатации, разрабатываемый одной сеткой скважин. В дальнейшем опыт разработки подтвердил правильность такого подхода. На завершающей стадии была проанализирована отработка отдельных горизонтов и частей залежи, кроме пачек, продуктивность и отработка которых не вызывали сомнений (С2m и С2b-С1pr). Анализ показал нецелесообразность разукрупнения объектов эксплуатации, так как в процесс истощения вовлечен практически весь массив.
Изолированная залежь в бобриковких отложениях южного купола являлась самостоятельным объектом эксплуатации, но из-за малых запасов разработка ее велась одной скважиной.
На завершающей стадии разработки залежи методами дистанционных исследований установлены литолого-коллекторские пачки на разных куполах, являющиеся сегодня основными объектами разработки:
-на северном куполе - от московских до веневских карбонатов включительно. Подчиненное значение имеют михайловско-тульские и бобриковские отложения;
-на среднем куполе - основная газоотдача приурочена к отложениям московского яруса. Башкирские карбонаты нижнего карбона обладают газонасыщенным потенциалом лишь в своде купола.
- на южном куполе - в связи с активизацией внедрения пластовых вод в залежь в сводовой части и на северной периклинали купола работают только московские отложения.
Нефтяные скопления на южном куполе, классифицированные как нефтяная оторочка промышленного значения, в процессе длительной эксплуатации газоконденсатной залежи потеряли свое значение как объект разработки на нефть. За это время в залежь внедрилась пластовая вода, которая прорвала оторочку по проницаемой ее части, отжала часть подвижной нефти вверх по разрезу, образовав гипсометрически выше начального ГВК зону смешанного водо- нефте- и газоконденсатного насыщения.