- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.2.2. Толщина пластов
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
2.2.2. Толщина пластов
Как уже было отмечено, основным пластом, в котором сосредоточено более половины всех запасов является пласт Д0. Толщина его изменяется от 0 (зона отсутствия коллекторов) до 6 м. Глинистый раздел между пластом коллектора Д0 кыновского горизонта и пластом «а» пашийского горизонта является самым выдержанным по площади. Средняя толщина его 12,4 м (изменяется в пределах 6,4 – 21,6 м).
Общая толщина горизонта Д1 колеблется от 19,8 до 48,4 м (в среднем 30,0 м). В горизонте Д1 выделяются 6 пластов. Разделы между пластами сложены в основном глинистыми алевролитами с тонкими прослоями
аргиллитов. Разделы маломощны (1 – 3 м), пласты часто сливаются друг с другом (пласт «б» в каждой второй скважине). Наиболее надежен раздел между пластом «б3» и «в». Лишь 9,7% скважин, где присутствуют оба пласта, отмечается их слияние. Между горизонтами Д0 и Д1 глинистый раздел выдержан по площади.
Толщина его от 2 до 10 м и более. Слияние пласта «гд» с Д1 встречается лишь в единичных скважинах.
Толщины пластов горизонтов Д0 и Д1 приводятся в табл. 2.4.
Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
Таблица 2.4.
Толщина пласта |
Наименование |
Зона пласта (горизонта) |
По пласту в целом |
|
нефтяная |
водонефтяная |
|||
Общая |
Средневзвешенная толщина, м |
13,3 |
7,4 |
30,0 |
Коэффициент вариации, д.ед. |
0,51 |
0,66 |
0,18 |
|
Интервал изменения, м |
1,0-34,4 |
1,8-21,4 |
19,8-48,4 |
|
Нефтенасыщенная |
Средневзвешенная толщина, м |
6,5 |
2,8 |
6,4 |
Коэффициент вариации, д.ед. |
0,77 |
0,68 |
0,97 |
|
Интервал изменения, м |
1,0-11,8 |
1,0-16,3 |
1,0-16,3 |
|
Эффективная |
Средневзвешенная толщина, м |
6,5 |
7,4 |
10,6 |
Коэффициент вариации, д.ед. |
0,77 |
0,66 |
0,94 |
|
Интервал изменения, м |
1,0-11,8 |
3,0-21,4 |
3,0-21,4 |
|
2.2.3. Показатели неоднородности пластов
Приведенные в табл. 2.5. показатели характеристик неоднородности отражают такие особенности строения эксплуатационного объекта, как наличие в разрезе значительного количества пластов, изменение их
коллекторской характеристики.
Коэффициент песчанистости показывает долю коллекторов в разрезе горизонта. Эта величина по скважинам меняется в довольно широких пределах: от 0,2 до 0,84 (это скважины, где все пласты сливаются в единый монолитный пласт).
Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
Таблица 2.5.
Горизонт |
Количество скважин, используемых для определения показателей |
Коэффициент песчанистости, Кп, д.ед. |
Коэффициент расчлененности, Кр, д.ед. |
||
Среднее значение |
Коэффициент вариации |
Среднее значение |
Коэффициент вариации |
||
Д0 |
258 |
0,5 |
0,58 |
3,9 |
0,4 |
Д1 |
125 |
0,81 |
0,11 |
1,2 |
0,34 |
Д0+Д1 |
383 |
0,6 |
- |
3,0 |
- |
Горизонт Д1 расчленяется на 6 пластов, но в разрезе скважин число пластов колеблется от 2 до 6 (в среднем 3,9). Наиболее прерывистый характер имеют пласты «б». Площадное распространение имеют пласт «в» и «гд», которые встречаются во всех скважинах, вскрывших полный разрез.
Все вышесказанное говорит о довольно неоднородном строении эксплуатационного объекта, хотя по сравнению с центральными площадями Ромашкинского месторождения на Березовской площади показатели неоднородности имеют лучшую характеристику.