- •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
- •3.1.2 Нефтяная залежь башкирского яруса
- •3.1.1 Нефтяные залежи верейского горизонта
- •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
- •Переход на новый горизонт
- •Ввод из бездействия и других категорий
- •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
Геолого-геофизические исследования в процессе строительства многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями в продуктивном горизонте
При реализации бурения МЗГС необходимо строго соблюдать порядок и объемпредоставления геолого-геофизической информации, являющейся критической припринятии решений в процессе бурения и заканчивания скважин.
Ответственность за качество и оперативность поступления исходной информации несутнепосредственные исполнители (подрядчики по бурению, ГИС, ГК и ГТК). Ответственностьсо стороны Заказчика за организацию информационных потоков несет начальник отделасопровождения горизонтального бурения геологической службы дочернего общества (ДО).
В случае отсутствия связи с буровой бригадой и подрядчиками, все заинтересованныеслужбы должны организовать поступление данных в необходимом объеме и в требуемыесроки.
Объем и порядок предоставления геолого-геофизической информации при реализации бурения МЗГС сведены в таблицу 10.7.
Таблица 10.7 – Объем и порядок предоставления геолого-геофизической информации при реализации бурения МЗГС
Исполнитель |
Необходимая информация |
Срок исполнения |
Подрядчик по бурению (телеметрия, каротаж во время бурения (MWD/LWD)) |
Замеры инклинометрии в цифровом формате (xls, doc, txt): - глубина изменения, м; - зенитный угол, град.; - азимут магнитный, град.; - вертикальная отметка, (TVD), м; - абсолютная отметка, (TVDSS), м; - смещение забоя ствола от устья в направлении «север-юг» (dY или NS), м; - смещение забоя ствола от устья в направлении «запад-восток» (dX или EW), м; - интенсивность (DLS), град/30м.
|
В реальном времени или при каждом втором замере инклинометрии (но не больше чем через 30 метров по стволу), а также по запросу служб ДО или ЦА ОАО «НК «Роснефть» |
Запись гамма-каротажа, средней механической скорости бурения и сопротивлений пласта (если предусмотрено) в цифровом (las, dlis) и графическом (pdf, bmp, jpeg и т.п.) форматах. В графическом формате каротаж должен быть привязан к глубине по стволу (MD) и к вертикали (TVD) |
В реальном времени или при каждом втором замере инклинометрии (но не больше чем через 30 метров по стволу), а также по запросу служб ДО или ЦА ОАО «НК «Роснефть» |
|
Замеры гамма-каротажа и сопротивлений в режиме записи в цифровом (las, dlis) и графическом (pdf, bmp, jpeg и т.п.) форматах |
В течение 6 часов после окончания каждого рейса (долбления) |
Продолжение таблицы 10.7
Подрядчик по газовому каротажу (ГК) и геолого- техническому каротажу (ГТК) |
Данные геолого-технических исследований в цифровом и/или в графическом виде: • описание шлама; • люминесцентный анализ шлама; • газовый каротаж. |
Через каждые 10 метров по стволу), а также по запросу служб ДО или ЦА ОАО «НК «Роснефть» |
Подрядчик по ГИС |
Предварительная и окончательная интерпретация данных ГИС в следующих форматах: • цифровом (las, dlis); • графическом (bmp, jpeg, pdf и т.п.) – планшеты ГИС с результатами интерпретации (по стволу и в проекции на вертикаль); • табличном (pdf, doc, xls). |
Предварительная – в течение 2-х часов после записи каротажа. Окончательная – в течение 6-ти часов после записи каротажа. |
Исходный каротаж в цифровом (las, dlis) и графическом (pdf, bmp, jpeg и т.п.) форматах. В графическом формате каротаж должен быть привязан к глубине по стволу (MD) и к вертикали (TVD) |
Вместе с окончательной интерпретацией |
|
Замеры инклинометрии в цифровом формате (xls, txt) |
Вместе с окончательной интерпретацией |
При строительстве боковых стволов рекомендуется проведение следующего комплекса ГИС.
При установке клина – отклонителя произвести привязку меры бурильного инструмента с применением ГК, ЛМ.
Для качественной проводки бокового ствола должны применяться забойные телеметрические системы.
С целью уточнения литологии разреза должен проводиться промежуточный привязочный каротаж: РК (ГК, НГК), ИОН (ИММН). На глубине перехода с промывки техводой на промывку безглинистым минерализованным раствором рекомендуется провести промежуточный замер инклинометрии ИОН с ГК.
При достижении проектного забоя в открытом стволе провести окончательный каротаж: радиоактивный (ГК, НГК), инклинометр, электрический (КС, ПС).
После спуска и крепления «хвостовика» с целью определения качества цементирования провести АКЦ (ФКД), МЛМ и ГК (для привязки).
На протяжении всего процесса бурения требуется проводить корреляцию фактических данных каротажных исследований с полученными ранее данными для определения расхождений в глубинах залегания пластов на разных стадиях бурения и, соответственно, корректировки траектории ствола в соответствии с проектными данными.
Любая потенциально полезная информация, такая как литология обломков пород, скорость проходки, изменения параметров бурения, интерпретация каротажных данных, должна своевременно передаваться заинтересованным сторонам для успешного строительства бокового ствола.