Обоснование технологической эффективности бурения боковых стволов с целью довыработки запасов нефти из обводненных скважин Сосновского месторождения

ВВЕДЕНИЕ 9
ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЧЕРНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
13
1.1 Общие сведения о месторождении 13
1.2 Геолого-физическая характеристика 14
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
21
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 24
1.5 Анализ запасов флюидов 27
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на месторождении
31
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1 31
ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЧЕРНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
33
2.1 Общие сведения о разработке месторождения 33
2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения 34
2.2.1 Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки 35
2.2.2 Анализ состояния фонда скважин 37
2.2.3 Исследование примененных методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификации добычи нефти, на турнейском объекте Черновского месторождения

39
2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки 42
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2 44
ГЛАВА 3 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЗАРЕЗКИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
46
3.1 Обоснование выбора технологии зарезки БГС для увеличения извлечения нефти из пластов на Черновском месторождении
46
3.2 Определение критериев подбора объектов для бурения БГС 49
3.3 Выбор перспективных участков и скважин для зарезки боковых стволов на Черновском месторождении
55
3.4 Требования к конструкции боковых стволов скважин
с горизонтальным окончанием
63
3.5 Требования к технологии строительства боковых стволов 72
3.6 Оборудование для зарезки и проводки БГС 74
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3 87
ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ БГС
88
4.1 Определение технологической эффективности при реализации технического решения
88
4.1.1 Исходные данные определения технологической эффективности зарезки БГС
88
4.1.2 Выбор метода определения технологической эффективности 88
4.1.3 Расчет технологической эффективности реализации БГС 94
4.1.4 Сравнение технологических показателей проектируемого технологического решения с базовым вариантом
102
4.2 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого решения
103
4.2.1 Исходные данные для расчета экономических показателей 103
4.2.2 Расчет экономических показателей 104
4.3 Экономическое обоснование технологического решения 108
ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4 109
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 111
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 113
ПРИЛОЖЕНИЯ 120

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность диссертации
Нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологическое строение, пласты-коллекторы характеризуются низкой проницаемостью и пористостью. Объекты разработки нефтяных месторождений многопластовые, с высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены чередованием в основном маломощных низкопроницаемых пропластков.
Продуктивные пласты-коллекторы относятся к поровому и порово- трещинному типу, более 80 % запасов нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Глубина залегания продуктивных пластов 800-2300 м, нефтенасыщенные толщины пластов незначительные (1,0-10,0 м). Большинство нефтяных объектов имеют газовые шапки и обширные водонефтяные зоны. Около 70 % запасов относятся к трудноизвлекаемым, и это обусловлено следующими факторами: высокой вязкостью нефти; низкой проницаемостью коллекторов, а также их высокой послойной и зональной неоднородностью; малой эффективной толщиной пластов коллекторов; наличием подгазовых зон и маломощных нефтяных оторочек.
Основные разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации уже более 20 лет, поэтому имеют высокую выработанность запасов (44,3%) и более [31], высокую обводнённость (до 85 %) и находятся в стадии падающей добычи нефти. Структура остаточных запасов крайне неблагоприятная. На долю активных, находящихся в разработке запасов приходится 37 %, а остальные
63 % относятся к категории трудноизвлекаемых. Эффективная довыработка остаточных трудноизвлекаемых запасов требует внедрения принципиально новых технологий. Внедряемые в промышленных масштабах новые технологии нефтеотдачи, связанные с тепловыми и физико-химическими методами воздействия на продуктивные пласты, а также гидродинамические методы регулирования разработки, не решают в полной мере задачи повышения эффективности добычи нефти из высокообводненных скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

Весь текст будет доступен после покупки

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
ЧЕРНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Черновское нефтяное месторождение находится на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики, в 15 км северо- западнее г. Воткинска и в 60 км северо-восточнее г. Ижевска (рисунок 1.1).
На территории месторождения находится жилой поселок Черновского лесоучастка. Ближайшие населенные пункты: Пашур-Вишур – в 1,5 км к северу, Заречный Вишур – в 2 км к западу, Верхняя Талица – в 6 км к югу.
Месторождение обустроено: подготовленная к переработке нефть подается в нефтепровод Ножовка – Набережные Челны, расположенный в
9 км к северу от пункта сбора.
В орогидрографическом отношении – это слабохолмистая местность, расчлененная оврагами и долинами небольших речек. Площадь месторождения находится в бассейне мелководных рек Вотка и Шарканка. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +140 м – на юге до +250 м – на севере. Площадь месторождения занята, в основном, хвойными лесами и сельскохозяйственными угодьями. Почвы преимущественно дерновые среднеподзолистые низкопродуктивные.
Климат района умеренно-континентальный с продолжительной
(до 6 месяцев) зимой и коротким (2,5 месяца) теплым летом, с хорошо выраженным переходными временами года – весной и осенью.
Основной водной артерией рассматриваемого района является
р. Вотка - правый приток р. Сивы. Протяженность реки 52 км, течет в юго-восточном направлении.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Рябкова Л.В. и др. Высокоразрешающая стратиграфия нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири. / Г.Г. Шемин, А.Ю. Нехаев, Л.В. Рябкова,
Б.Н. Шурыгин, А.Т. Бейзель, М.А. Левчук, А.М. Брехунцов, В.С. Бочкарев,
Н.П. Дещеня // Геология геофизика – 2001. – Т. 42. – №5. – С.749 – 765.
2. Уайт Дж. Э. Возбуждение и распространение сейсмических волн.
Пер. с англ. О.В. Павловой и С.В. Гольдина. Редактор пер. Н.Н. Пузырев. – М.: Недра, 1986. – 261 с.
3. П.З. Мамедов. «Модели седиментации в ЮКМБ и их сейсмостратиграфические характеристики», Стратиграфия и седименталогия нефтегазоносных бассейнов Международный научный журнал НАНА, Отделение наук о Земле. 2009.
4. Н.Я. Кунин. «Модели седиментации и понятия сейсмостратиграфии». Бюл. мос. общества спасателей природы отд., 1989.
5. Муслимов Р.Х. «Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности». – Учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фэн» Академия наук РТ, 2005. – 688с.
6. Тазиев М.З., Закиров А. Ф., Гумаров Н.Ф., Таипова В.И. «О текущем состоянии и перспективе разработки нефтяных залежей» НГДУ «Альметьев- нефть». Нефтепромысловое дело. – М.:ВНИИОЭНГ – 2007 – №5 – С.6–9.
7. Фахруллин Р.А., Гумаров Н.Ф., Миннуллин Р.М. «О результатах применения технологий БС и БГС» НГДУ «Альметьевнефть».
8. Хисамов Р.С. «Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений». – Учебное пособие. – Казань: Изд- во «Мониторинг», 1996. – 288с.
9. Волков А.М. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. – М.: Недра, 1988. – 221 с.
10. Поздеев Ж. А. О достоверности определения текущей нефтенасыщенности по данным C/O-каротажа. // НТВ «Каротажник» № 12–13, выпуск 125–126. Издательство «АИС» – г. Тверь, 2004 г.
11. Kyrgyzstan: Environment and Natural Resources for Sustainable Development. – B. 2006. – 85 p.

Весь текст будет доступен после покупки