Дополнение к ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ разработки
ГРЕМИХИНСКОГО нефтяного месторождения
Удмуртской республики
(в 2-х книгах)
Книга 1. Текст отчета
Директор ЗАО «ИННЦ», к.т.н. А. В. Берлин
Ижевск 2013
СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ
| Руководитель работ, начальник отдела проектирования разработки «Юг» | А.Е. Сапожников | |
| Отв. исполнитель, главный специалист отдела проектирования разработки «Север» | С.А. Кочанова | |
| Ведущий инженер отдела проектирования разработки «Север» | Р.Ш. Саматова | |
| Ведущий инженер отдела геологии и подсчета запасов | Е.А. Вальтер | |
| Начальник отдела технологической поддержки | И.А. Игумнов | |
| Ведущий инженер отдела технологической поддержки | В.Г. Васильев | |
| Главный специалист отдела проектирования разработки «Юг» | В.В. Карманова | |
| Инженер II категории отдела проектирования разработки «Север» | Т.А. Кузьмина | |
| Инженер 1 категории отдела анализа систем инфраструктуры | Я.Е. Сапожников | |
| Ведущий инженер отдела технологической поддержки | Е.В. Коробейникова | |
| Начальник отдела охраны природной среды | С.М.Сутыгин | |
| Инженер отдела проектирования разработки «Север» | А.Ф. Захарова | |
| Инженер I категории отдела моделирования технологий и автоматизации | Н.А. Штин | |
| Инженер I категории отдела моделирования технологий и автоматизации | С.А. Шишков | |
| Инженер отдела проектирования разработки «Юг» | Т.А.Милютинская |
Отчет отпечатан в 3 экз.
Разослан:1 экз. – г. Ижевск, ЦКР Роснедра
2 экз. – г. Ижевск, ОАО «Удмуртнефть»
3 экз. – г. Ижевск, ЗАО «ИННЦ»
содержание
Книга 1
содержание.. 3
сПИСОК таблиц.. 8
список рисунков.. 14
список табличных приложений.. 21
список графических приложений.. 25
1 введение.. 29
2 Общие сведения о месторождении И Участке недр, предоставлЕННом в пользование.. 30
3 Геолого-физическая характеристика МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 32
3.1 Геологическое строение месторождения и залежей. 32
3.1.1 Нефтяные залежи верейского горизонта. 42
3.1.2 Нефтяная залежь башкирского яруса. 43
3.1.3 Нефтяные залежи визейского яруса. 44
3.1.4 Нефтяные залежи турнейского яруса. 46
3.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна. 47
3.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов. 51
3.3.1 Литологическая характеристика пластов. 51
3.3.2 Коллекторские свойства пластов. 53
3.3.3 Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород. 66
3.3.4 Физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти. 67
3.3.5 Теплофизические параметры пород и пластовых флюидов. 81
3.4 Свойства и состав пластовых флюидов. 86
3.4.1 Объём исследований нефти и газа. 86
3.4.2 Свойства нефти в пластовых условиях. 87
3.4.3 Свойства нефти в поверхностных условиях. 88
3.4.4 Свойства пластовых вод. 88
3.4.5 Растворенный в нефти газ. 89
3.5 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. 98
3.6 Запасы нефти. 100
3.7 Оценка исходной информации для проектирования. 108
4 ЦИФРОВЫЕ МОДЕЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.. 118
4.1 Цифровые геологические модели месторождения. 118
4.1.1Обоснование объемных сеток и параметров модели. 118
4.1.2 Построение структурных моделей залежей. 119
4.1.3 Построение литологических моделей залежей и распределение фильтрационно-емкостных свойств пластов. 121
4.1.4 Построение моделей насыщения пластов флюидами. 124
4.1.5 Оценка достоверности геологической модели. 124
4.2 Цифровые фильтрационные модели. 128
4.2.1 Математические модели расчета фильтрационных процессов на месторождении. 128
4.2.2 Исходные данные для построения цифровых фильтрационных моделей. 129
4.2.3 Создание фильтрационных моделей. 130
4.2.4 Уточнение параметров (адаптация) фильтрационных моделей на основе анализа истории разработки. 142
5 состояние разработки месторождения.. 156
5.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения. 156
5.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом.. 158
5.2.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки. 158
5.2.2 Состояние реализации проектного фонда, анализ работы скважин. 166
5.3 Текущее состояния разработки эксплуатационных объектов. 171
5.3.1 Верейский объект. 171
5.3.2 Башкирский объект. 191
5.3.3 Визейский объект. 220
5.3.4 Турнейский объект. 241
5.4 Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа. 245
5.5 Анализ выполнения программы исследовательских работ. 249
6 проектирование разработки месторождения.. 253
6.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов. 253
6.2 Обоснование вариантов разработки. 257
6.3 Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления. 263
6.4 Обоснование выбора системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин. 264
6.5 Технологические показатели разработки по вариантам.. 265
7. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ.. 291
7.1 Анализ эффективности применяемых методов. 291
7.2 Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов. 315
7.3Программа применения методов на проектный период. 352
7.4 Опытно-промышленные работы.. 358
8 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ вариантов разработки.. 361
8.1 Экономические показатели. 361
8.2 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат. 363
8.3 Налоговая система. 365
9 Технико-экономический анализ вариантов разработки.. 366
9.1 Обоснование коэффициентов извлечения углеводородов. 366
9.2 Технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта. 373
9.3 Анализ чувствительности. 375
10 КОНСТРУКЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН, МЕТОДЫ ВСКРЫТИЯ И ОСВОЕНИЯ ПЛАСТОВ.. 377
10.1 Пространственное профилирование стволов скважин. 377
10.1.1 Пространственное профилирование стволов наклонно-направленных скважин. 377
10.1.2 Пространственное профилирование стволов многозабойных горизонтальных скважин. 379
10.1.3 Проектирование профилей боковых стволов (БС) 381
10.2 Конструкция и крепление скважин. 383
10.2.1 Конструкция и крепление наклонно-направленных скважин. 383
10.2.2 Конструкция и крепление многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями. 393
10.2.3 Конструкция и крепление боковых стволов. 396
10.3 Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам.. 398
10.3.1 Требования к технологии бурения. 398
10.3.2 Требования к буровым растворам.. 407
10.4 Геофизические (ГИС) и геолого-технологические исследования (ГТИ) в процессе строительства скважин. 410
10.5 Методы вскрытия продуктивных пластов. 416
10.5.1 Первичное вскрытие продуктивных пластов. 416
10.5.2 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов. 419
10.6 Освоение скважин. 422
11 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ.. 426
11.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования. 426
11.1.1Анализ способов и режимов эксплуатации скважин. 426
11.1.2 Выбор способов механизированной эксплуатации скважин. 431
11.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями. 436
11.2.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с АСПО.. 436
11.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями. 438
11.2.3 Мероприятия по предупреждению образования стойких нефтяных эмульсий. 439
11.2.4 Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией. 440
11.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин. 441
11.4 Требования и рекомендации к системе ППД.. 467
11.5 Использование попутного нефтяного газа. 480
11.6 Годовая производительность, объемы добычи. 481
11.7 Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод. 482
12. Контроль и регулИрование разработки месторождения.. 495
12.1 Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин. 495
12.2 Состав и объем исследовательских работ по контролю за разработкой. 495
12.3 Рекомендации по регулированию разработки. 499
13 Программа доразведки и исследовательских работ. 501
13.1 Доразведка месторождения. 501
13.2 Отбор и исследования керна. 502
13.3 Промыслово-геофизические исследования скважин. 503
13.4 Промыслово-гидродинамические исследования скважин. 503
13.5 Физико-химические исследования пластовых флюидов. 503
13.6 Индикаторные (трассерные) исследования. 504
14 МАРКШЕЙДЕРСКО-ГЕОДЕЗИЧЕСКИЕ РАБОТЫ... 505
15 Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами.. 516
16 МЕРОПРИЯТИЯ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ И ОХРАНЕ НЕДР. 520
16.1 Характеристика основных источников воздействия на недра и мероприятия по охране недр при бурении скважин. 521
16.2 Характеристика основных источников воздействия на недра и мероприятия по охране недр при эксплуатации месторождения. 527
16.3 Мероприятия по устранению осложнений в процессе ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах. 531
17 Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами.. 533
18 СРОКИ И УСЛОВИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ ПО КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН, ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ, А ТАКЖЕ РЕКУЛЬТИВАЦИИ ЗЕМЕЛЬ. 541
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 547
список использованных источников.. 551
СПИСОК таблиц
Таблица 3.1 – Характеристика залежей нефти. 39
Таблица 3.2 – Характеристика толщины пластов. 40
Таблица 3.3 – Статистические показатели характеристик неоднородности пластов. 42
Таблица 3.4 – Сопоставление индексации пластов визейского яруса. 44
Таблица 3.5 – Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений. 53
Таблица 3.6–Статистические ряды распределения значений пористости по данным лабораторного изучения керна из верейских продуктивных отложений. 56
Таблица 3.7 ‑ Статистические ряды распределения значений пористости по данным лабораторного изучения керна из башкирских продуктивных отложений. 57
Таблица 3.8– Статистические ряды распределения значений пористости по данным лабораторного изучения керна из визейских продуктивных отложений. 57
Таблица 3.9– Статистические ряды распределения значений пористости по данным лабораторного изучения керна из продуктивных отложений турнейского яруса. 58
Таблица 3.10– Статистические ряды распределения значений проницаемости по данным лабораторного изучения керна из верейских продуктивных отложений. 58
Таблица 3.11– Статистические ряды распределения значений проницаемости по данным лабораторного изучения керна из башкирских продуктивных отложений. 59
Таблица 3.12– Статистические ряды распределения значений проницаемости по данным лабораторного изучения керна из визейских продуктивных отложений. 59
Таблица 3.13– Статистические ряды распределения значений проницаемости по данным лабораторного изучения керна из продуктивных отложений турнейского яруса. 59
Таблица 3.14– Статистические ряды распределения значений нефтенасыщенности по данным лабораторного изучения керна из верейских продуктивных отложений. 60
Таблица 3.15– Статистические ряды распределения значений нефтенасыщенности по данным лабораторного изучения керна из башкирских продуктивных отложений. 60
Таблица 3.16 – Статистические ряды распределения значений нефтенасыщенности по данным лабораторного изучения керна из визейских продуктивных отложений. 60
Таблица 3.17 – Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации горных пород по лабораторным данным.. 67
Таблица 3.18 – Сравнение экспериментальных и расчетных значений коэффициента вытеснения 68
Таблица 3.19 – Диапазоны изменения параметров. 68
Таблица 3.20 – Результаты экспериментальных исследований вытеснения нефти водой пород башкирского яруса Гремихинского месторождения и дополнительно привлечённых для анализа месторождений. 69
Таблица 3.21 ‑ Характеристики вытеснения нефти водой. 72
Таблица 3.22 – Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов карбонатных отложений верейского горизонта для пластовой температуры.. 73
Таблица 3.23 ‑Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов карбонатных отложений верейского горизонта для температуры 50°С.. 74
Таблица 3.24 ‑Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов карбонатных отложений верейского горизонта для температуры 80°С.. 75
Таблица 3.25 ‑Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов карбонатных отложений башкирского яруса для пластовой температуры.. 76
Таблица 3.26 ‑Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов карбонатных отложений башкирского яруса для температуры 50°С.. 77
Таблица 3.27 ‑Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов карбонатных отложений башкирского яруса для температуры 80°С.. 78
Таблица 3.28 ‑Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов карбонатных отложений визейского яруса для пластовой температуры.. 79
Таблица 3.29 ‑Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов карбонатных отложений турнейского яруса для пластовой температуры.. 80
Таблица 3.30 – Характеристики пластовой нефти. 81
Таблица 3.31 – Основные характеристики пластовых вод. 81
Таблица 3.32 ‑Зависимость динамической вязкости пластовой нефти от температуры.. 82
Таблица 3.33 ‑Сводная таблица теплофизических параметров пород и пластовых флюидов верейского и башкирского объектов. 86
Таблица 3.34– Состояние изученности нефти и газа. 86
Таблица 3.35– Свойства пластовой нефти верейских отложений. 89
Таблица 3.36– Свойства пластовой нефти башкирских отложений. 90
Таблица 3.37– Свойства пластовой нефти визейских отложений. 91
Таблица 3.38– Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти верейских отложений. 92
Таблица 3.39– Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти башкирских отложений. 93
Таблица 3.40– Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти визейских отложений. 94
Таблица 3.41 – Свойства и состав пластовых вод Гремихинского месторождения. 95
Таблица 3.42 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти верейских отложений. 96
Таблица 3.43– Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти башкирских отложений. 97
Таблица 3.44 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти визейских отложений. 98
Таблица 3.45 – Геолого-физическая характеристика объектов разработки. 99
Таблица 3.46 – Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти, утвержденных ГКЗ. 101
Таблица 3.47 – Состояние запасов нефти на 01.01.2013 г. 107
Таблица 3.48‑Освещенность продуктивных пластов керном.. 110
Таблица 3.49‑ Стандартные исследования керна из разведочных скважин. 112
Таблица 3.50– Состояние изученности нефти и газа. 113
Таблица 3.51– Выполнение комплекса ГИС в отложениях среднего карбона в разведочных скважинах 115
Таблица 3.52– Выполнение комплекса ГИС в отложениях нижнего карбона в разведочных скважинах 115
Таблица 3.53– Выполнение комплекса ГИС в скважинах эксплуатационного фонда в отложениях среднего и нижнего карбона. 116
Таблица 4.1 — Характеристика сетки геологических моделей. 119
Таблица 4.2 – Петрофизические зависимости для расчета проницаемости. 123
Таблица 4.3 – Соотношение литотипов по скважинам и кубу литологии. 125
Таблица 4.4 – Статистические показатели пористости по скважинам и кубу пористости. 126
Таблица 4.5 – Статистические показатели нефтенасыщенности по скважинам и кубу нефтенасыщенности. 126
Таблица 4.6 – Сопоставление подсчетных параметров и запасов нефти, подсчитанных по результатам 2D моделирования, с подсчитанными на основе трехмерной (3D) геологической модели 127
Таблица 4.7 – Зависимости, применяемые при масштабировании концевых точек относительных фазовых проницаемостей. 133
Таблица 4.8 – Модифицированные относительные фазовые проницаемости в системе вода-нефть 136
Таблица 4.9 – Основные свойства пластовых жидкостей и характеристики коллекторов верейского, башкирского и визейского объектов, использованные при моделировании. 137
Таблица 4.10 – Параметры регионов уравновешивания в модели верейского объекта. 139
Таблица 4.11 – Параметры регионов уравновешивания в модели башкирского объекта. 139
Таблица 4.12 – Параметры регионов уравновешивания в модели визейского объекта. 140
Таблица 4.13 – Параметры регионов уравновешивания в модели турнейского объекта. 141
Таблица 4.14 – Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ФМ... 142
Таблица 4.15 – Сводная таблица информационного обеспечения фильтрационных моделей объектов 143
Таблица 4.16 – Результаты адаптации фильтрационной модели по верейскому объекту. 146
Таблица 4.17 – Результаты адаптации фильтрационной модели по башкирскому объекту. 147
Таблица 4.18 – Результаты адаптации фильтрационной модели по визейскому объекту. 148
Таблица 4.19 – Результаты адаптации фильтрационной модели по турнейскому объекту. 149
Таблица 4.20 – Результаты адаптации фильтрационных моделей. 155
Таблица 4.21 – Результаты адаптации фильтрационных моделей. 155
Таблица 5.1 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения в целом.. 162
Таблица 5.2 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2013 г. 167
Таблица 5.3 – Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2013 г. 170
Таблица 5.4 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки верейского объекта 173
Таблица 5.5 – Распределение фонда скважин верейского объекта по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г. 178
Таблица 5.6 – Распределение фонда скважин верейского объекта по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г. 179
Таблица 5.7 – Параметры скважин, переведенным на верейский объект в 2011-2012 г.г. 181
Таблица 5.8 – Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2013 г. (верейский объект) 188
Таблица 5.9 – Выработка запасов по состоянию на 01.01.2013 г. (верейский объект) 190
Таблица 5.10 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки башкирского объекта 194
Таблица 5.11 – Параметры скважин, введенных в добычу на башкирском объекте в 2011-2012 г.г. 198
Таблица 5.12 – Распределение фонда скважин башкирского объекта по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г. 200
Таблица 5.13 – Распределение фонда скважин башкирского объекта по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г. 200
Таблица 5.14 – Объемы исследований по определению профилей приемистости. 202
Таблица 5.15 – Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2013 г. (башкирский объект) 214
Таблица 5.16 – Выработка запасов по состоянию на 01.01.2013 г. (башкирский объект) 217
Таблица 5.17 – Сравнение проектных и фактических показателей разработки визейского объекта 222
Таблица 5.18 – Распределение фонда скважин визейского объекта по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г. 226
Таблица 5.19 – Распределение фонда скважин визейского объекта по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г. 227
Таблица 5.20 – Динамика количества скважин по дебитам нефти и обводненности. 228
Таблица 5.21 – Динамика процента добычи по низко- и высокодебитным и обводненным скважинам 229
Таблица 5.22 – Параметры работы новых скважин (БГС) визейского объекта в 2012 г. 232
Таблица 5.23– Охват пластов перфорацией по состоянию на 01.01.2013 г. (визейский объект) 238
Таблица 5.24 – Выработка запасов по состоянию на 01.01.2013 г. (визейский объект) 239
Таблица 5.25 – Основные показатели разработки турнейского объекта. 242
Таблица 5.26 – Состояние выполнения проектных решений. 248
Таблица 5.27 – Выполнение плана гидродинамических исследований. 249
Таблица 5.28 – Выполнение промысловых исследований. 250
Таблица 5.29– Объем проведенных ПГИС по контролю за разработкой (2011-2012 г.г.) 251
Таблица 5.30 – Результаты гидродинамических исследованийэксплуатационных скважин за период 2008-2012 г.г. 251
Таблица 6.1 – Характеристика ФЕС пластов среднего карбона. 255
Таблица 6.2 – Выработка запасов пластов башкирского яруса. 256
Таблица 6.3 – Геолого-физическая характеристика предлагаемых объектов разработки. 257
Таблица 6.4 – Основные исходные данные для расчета технологических показателей разработки 262
Таблица 6.5 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейскому обекту (вариант 1) 268
Таблица 6.6 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейскому объекту (вариант 2) 269
Таблица 6.7 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейскому объекту (вариант 2А) 270
Таблица 6.8 – Основные расчетные технологические показатели разработки по башкирскому объекту (вариант 1) 272
Таблица 6.9 – Основные расчетные технологические показатели разработки по башкирскому объекту (вариант 2) 273
Таблица 6.10 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейско-башкирскому объекту (вариант 1) 277
Таблица 6.11 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейско-башкирскому объекту (вариант 2) 278
Таблица 6.12 – Основные расчетные технологические показатели разработки по верейско-башкирскому объекту (вариант 2А) 279
Таблица 6.13 – Основные расчетные технологические показатели разработки по визейскому объекту(вариант 1) 282
Таблица 6.14 – Основные расчетные технологические показатели разработки по визейскому объекту (вариант 2) 283
Таблица 6.15 – Основные расчетные технологические показатели разработки по турнейскому объекту (вариант 1) 285
Таблица 6.16 – Основные расчетные технологические показатели разработки по турнейскому объекту (вариант 2) 286
Таблица 6.17 – Основные расчетные технологические показатели разработки по месторождению в целом (вариант 1) 288
Таблица 6.18 – Основные расчетные технологические показатели разработки по месторождению в целом (вариант 2) 289
Таблица 6.19 – Основные расчетные технологические показатели разработки по месторождению в целом (вариант 2А) 290
Таблица 7.1 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде в целом по месторождению 293
Таблица 7.2 – Виды и показатели эффективности ГТМ... 294
Таблица 7.3 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде. Верейский объект. 302
Таблица 7.4 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде. Башкирский объект. 304
Таблица 7.5 – Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде. Визейский объект. 308
Таблица 7.6 – Зависимость КИН от объема закачки теплоносителя. 312
Таблица 7.7–Распределение количества ОПЗ по объектам разработки. 316
Таблица 7.8 – Виды и показатели эффективности ОПЗ. 316
Таблица 7.9 – Виды и показатели эффективности перфорационных работ. 321
Таблица 7.10 – Сведения по допустимой депрессии по объектам.. 324
Таблица 7.11 – Показатели работы скважин, на которых проведены ГРП.. 326
Таблица 7.12 – Показатели работы БС.. 334
Таблица 7.13 – Показатели работы скважин с ОРЭ.. 337
Таблица 7.14– Эффективность ГТМ на нагнетательном фонде. 343
Таблица 7.15 – Виды ВПП на нагнетательных скважинах. 346
Таблица 7.16 – Виды ВПП и их эффективность. 347
Таблица 7.17 – Динамика видов и количество обработок забоя. 350
Таблица 7.18– Сравнительная эффективность применения ГТМ... 352
Таблица 7.19 – Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения. 357
Таблица 7.20–Фильтрационно-емкостные характеристики пластов верейского горизонта и башкирского яруса. 359
Таблица 8.1–Исходные данные для расчёта экономических показателей. 362
Таблица 8.2–Структура капитальных вложений для реализации рекомендуемого варианта и Концепции развития инфраструктуры месторождения. 364
Таблица 8.3 – Нормативы капитальных вложений. 365
Таблица 8.4 – Ставки налогов и отчислений. 365
Таблица 9.1 – Основные технико-экономические показатели вариантов разработки Гремихинского месторождения. 374
Таблица 9.2 – Анализ чувствительности проекта. 376
Таблица 10.1 – Конструкция наклонно-направленной скважины.. 385
Таблица 10.2 – Крепление скважин. 391
Таблица 10.3 – Конструкция многозабойной скважины.. 393
Таблица 10.4 – Конструкция скважины.. 396
Таблица 10.5 – Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах. 410
Таблица 10.6 – Комплекс ГТИ.. 411
Таблица 10.7 – Объем и порядок предоставления геолого-геофизической информации при реализации бурения МЗГС.. 414
Таблица 10.8 – Состав и свойства бурового раствора для первичного вскрытия продуктивного горизонта. 418
Таблица 10.9– Ориентировочная рецептура перфорационной среды.. 420
Таблица 11.1 – Скважинное оборудование и параметры его эксплуатации. 426
Таблица 11.2 – Условия эксплуатации скважинного оборудования. 429
Таблица 11.3 – Перечень оборудования для эксплуатации скважин ШГН.. 432
Таблица 11.4 – Перечень оборудования для эксплуатации скважин ЭЦН.. 433
Таблица 11.5 – Перечень оборудования для эксплуатации скважин ШВН.. 434
Таблица 11.6 – Технологическое оборудование ДНС-15. 443
Таблица 11.7 – Технологическое оборудование ДНС-27 с УПСВ и КНС-27. 447
Таблица 11.8 – Технологическое оборудование УПН "Гремиха" и КНС-10. 450
Таблица 11.9 – Проектные объемы добычи жидкости на период 2013-2032 г.г. 454
Таблица 11.10– Результаты гидравлического расчета системы нефтесбора ДНС-15. 458
Таблица 11.11– Результаты гидравлического расчета системы нефтесбора ДНС-27 с УПСВ.. 459
Таблица 11.12– Результаты гидравлического расчета системы нефтесбора УПН "Гремиха". 460
Таблица 11.13 – Фактические сроки эксплуатации и протяженность нефтепроводов Гремихинского месторождения. 461
Таблица 11.14 – Основные показатели состояния нефтесборных трубопроводов Гремихинского месторождения. 462
Таблица 11.15– Перечень существующего и вновь вводимого энергетического оборудования. 466
Таблица 11.16– Результаты гидравлического расчета водоводов КНС-10 и КНС-27. 473
Таблица 11.17 – Показатели основных водоводов Гремихинского месторождения. 475
Таблица 11.18 - Физико-химические свойства ПНГ. 480
Таблица 11.19 – Объемы добычи попутного нефтяного газа Гремихинского месторождения. 481
Таблица 11.20 – Годовые объемы добычи. 482
Таблица 11.21– Годовые и накопленные объемы закачки в поглощающие скважины.. 484
Таблица 11.22–Прогноз объемов захоронения на период 2013-2018 г.г. 485
Таблица 11.23– Планируемые мероприятия в 2013 году на поглощающих скважинах Гремихинского участка. 488
Таблица 11.24– Периодичность наблюдений. 489
Таблица 11.25– Виды и объемы выполненных работ по поглощающему фонду за период 2009-2012 г.г. 492
Таблица 11.26 – Конструкция поглощающих скважин. 493
Таблица 12.1 – Программа исследовательских и опытных работ. 498
Таблица 13.1 – Программа гидродинамических исследований. 503
Таблица 13.2 – Программа доразведки. 504
Таблица 14.1 – Комплекс геолого-маркшейдерских, геодезических и топографических работ, выполняемых в ОАО «Удмуртнефть» по Гремихинскому нефтяному месторождению 508
Список рисунков
Рисунок 2.1 – Обзорная карта. 31
Рисунок 3.1 – Тектоническая схема района работ. 37
Рисунок 3.2– Распределение значений открытой пористости верейских продуктивных пластов 61
Рисунок 3.3– Распределение значений открытой пористости башкирских продуктивных пластов 61
Рисунок 3.4– Распределение значений открытой пористости визейских продуктивных пластов 62
Рисунок 3.5 – Распределение значений открытой пористости продуктивных пластов турнейского яруса (пласт Ct-II) 62
Рисунок 3.6 – Распределение значений проницаемости верейских продуктивных пластов. 63
Рисунок 3.7– Распределение значений проницаемости башкирских продуктивных пластов. 63
Рисунок 3.8– Распределение значений проницаемости визейских продуктивных пластов. 64
Рисунок 3.9– Распределение значений проницаемости продуктивных пластов турнейского яруса (пласт Ct-II) 64
Рисунок 3.10 – Распределения значений нефтенасыщенности верейских продуктивных пластов 65
Рисунок 3.11 – Распределения значений нефтенасыщенности башкирских продуктивных пластов 65
Рисунок 3.12– Распределение значений нефтенасыщенностивизейских продуктивных пластов 66
Рисунок3.13– Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов верейского горизонта (Кпр=0,341 мкм2; mн=78,7 мПа∙с) для пластовой температуры.. 73
Рисунок 3.14– Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов верейского горизонта для температуры 50°С (Кпр=0,341 мкм2; mн=30,41 мПа∙с) 74
Рисунок 3.15– Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов верейского горизонта для температуры 80°С (Кпр=0,341 мкм2; mн=10,66 мПа∙с) 75
Рисунок 3.16– Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов башкирского яруса для пластовой температуры (Кпр=0,415мкм2; mн= 142 мПа∙с) 76
Рисунок3.17– Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов башкирского яруса для температуры 50°С (Кпр=0,415мкм2; mн= 42,45 мПа∙с) 77
Рисунок3.18– Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов башкирского яруса Гремихинского месторождения для температуры 80°С (Кпр=0,415мкм2; mн= 13,62 мПа∙с) 78
Рисунок 3.19– Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов визейского яруса для пластовой температуры (Кпр=0,658мкм2; mн= 55,9 мПа∙с) 79
Рисунок 3.20– Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды, нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных пластов турнейского яруса для пластовой температуры (Кпр=0,152 мкм2; mн= 300 мПа∙с) 80
Рисунок 3.21– Динамическая вязкость пластовой нефти в зависимости от температуры.. 83
Рисунок 3.22 – Динамическая вязкость пластовой воды башкирского яруса в зависимости от температуры.. 83
Рисунок 3.23 – Динамическая вязкость пластовой воды верейского горизонта в зависимости от температуры.. 84
Рисунок 4.1 –Структурная модель отложений среднего карбона. 120
Рисунок 4.2 –Структурная модель отложений визейского объекта. 121
Рисунок 4.3 –Вертикальный срез куба литологии (верейский+башкирский объект) 122
Рисунок 4.4 –Вертикальный срез куба литологии (визейский объект) 122
Рисунок 4.5 –Вертикальный срез куба пористости (визейский объект) 123
Рисунок 4.6 –Вертикальный срез куба проницаемости (визейский объект) 123
Рисунок 4.7 –Вертикальный срез куба нефтенасыщенности (визейский объект) 124
Рисунок 4.8 –Сравнение ГСР по скважинам и модели (верейский+башкирский объекты) 125
Рисунок 4.9 –Модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей в системе вода-нефть для верейского объекта. 134
Рисунок 4.10 –Модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей в системе вода-нефть для башкирского объекта. 134
Рисунок 4.11 –Модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей в системе вода-нефть для визейского объекта. 135
Рисунок 4.12 –Модифицированные зависимости нормированных относительных фазовых проницаемостей в системе вода-нефть для турнейского объекта. 135
Рисунок 4.13 – Зависимость изменения множителей для вязкостей пластовых жидкостей от температуры.. 138
Рисунок 4.14 – Зависимость изменения множителя для остаточной нефти от температуры.. 138
Рисунок 4.15 – Начальное распределение нефтенасыщенности по верхним прослоям моделиверейского объекта. 139
Рисунок 4.16 – Распределение нефтена- сыщенности по верхним прослоям модели верейского объекта на 01.01.2013 г. 139
Рисунок 4.17 – Начальное распределение нефтенасыщенности по верхним прослоям модели башкирского объекта. 139
Рисунок 4.18 – Распределение нефтена-сыщенности по верхним прослоям модели башкирского объекта на 01.01.2013 г. 139
Рисунок 4.19 – Начальное распределение нефтенасыщенности по верхним прослоям моделивизейского объекта. 140
Рисунок 4.20 – Распределение нефтена- сыщенности по верхним прослоям модели визейского объекта на 01.01.2013 г. 140
Рисунок 4.21 – Начальное распределение нефтенасыщенности по верхним прослоям моделитурнейского объекта. 141
Рисунок 4.22 — Распределение нефтена- сыщенности по верхним прослоям модели турнейского объекта на 01.01.2013 г. 141
Рисунок 4.23 – Гистограмма распределения отклонений расчётных температур от фактических замеров. 145
Рисунок 4.24 – Сравнение расчетной и фактической среднесуточной добычи нефти по результатам адаптации модели верейского объекта. 149
Рисунок 4.25 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателей добычи нефти по результатам адаптации модели верейского объекта. 149
Рисунок 4.26 – Сравнение накопленных расчетных и фактических показателей добычи жидкости по результатам адаптацииодели верейского объекта. 149
Рисунок 4.27 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателей закачки по результатам адаптации модели верейского объекта. 149
Рисунок 4.28 – Сравнение расчетной и фактическойобводнённости продукции по результатам адаптации модели верейского объекта. 150
Рисунок 4.29 – Кроссплот накопленныхрасчетных и фактических показателей добычи нефти по скважинам по результатам адаптациимодели верейского объекта. 150
Рисунок 4.30 – Сравнение расчетной и фактическойсуточной добычи нефти по результатам адаптации модели башкирского объекта. 150
Рисунок 4.31 – Сравнение накопленных расчетных и фактических показателей добычи нефти по результатам адаптации модели башкирского объекта. 150
Рисунок 4.32 – Сравнение накопленныхрасчетных и фактических показателей добычи жидкости по результатам адаптации модели башкирскогообъекта. 151
Рисунок 4.33 – Сравнение накопленных расчетных и фактических показателей закачки по результатам адаптации модели башкирскогообъекта. 151
Рисунок 4.34 –Сравнение расчетной и фактической обводнённости продукции по результатам адаптации модели башкирского объекта. 151
Рисунок 4.35 –Кроссплот накопленных расчетных и фактических показателей добычи нефти по скважинам по результатам адаптации модели башкирског