- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •1. Общая характеристика предприятия и района работ
- •2. Геологическая характеристика гагаринского месторождения
- •2.1. Тектоническое строение
- •2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика
- •2.3. Нефтегазоносность
- •2.4. Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна
- •3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки
- •3.1. Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность
- •3.2. Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа
- •3.3. Состав и свойства пластовой воды
- •3.4. Начальные запасы нефти и газа
- •3.5. Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки
- •4. Анализ состояния разработки залежи
- •4.1. История разработки
- •4.2. Анализ текущего состояния разработки
- •4.3. Анализ энергетического состояния залежи
- •4.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •4.5. Анализ результатов исследований скважин и пластов
- •4.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов
- •4.7. Геолого-гидродинамическая модель
- •4.8. Выводы по анализу состояния разработки объекта
- •5. Анализ эксплуатации скважин
- •5.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин
- •5.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин
- •5.3. Анализ фонда скважин
- •5.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин
- •5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин
- •5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов
- •5.7. Анализ ремонтов скважин
- •5.8. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •5.9. Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле
- •5.10. Выводы по анализу эксплуатации скважин
- •6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи
- •6.1. Анализ плотности остаточных запасов
- •6.2. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения
- •6.3. Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта
- •6.4. Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта
- •6.5. Технология кислотного гидроразрыва пласта
- •6.4.1. Оборудование для проведения кгрп
- •6.4.2. Теория гидроразрыва пласта
- •6.4.3. Свойства технических жидкостей
- •6.4.3. Расчет параметров гидроразрыва пласта
- •19,19 МПа
- •6,7 Мм .
- •6.4.4. Проведение гидроразрыва пласта
- •6.6. Прогнозирование дебита после кгрп
- •6.7. Основные выводы по совершенствованию разработки залежи
- •7. Экономическая оценка рекомендуемого мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта
- •7.1. Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта
- •7.2. Объем необходимых инвестиций
- •7.3. Величина эксплуатационных затрат
- •7.4. Оценка выручки от реализации продукции.
- •7.5. Оценка прибыли от реализации продукции.
- •7.6. Оценка денежного потока от реализации продукции.
- •8. Промышленная безопасность
- •8.1. Введение
- •8.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции
- •8.2.1. Разрушение металлических конструкций
- •8.2.2. Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека
- •8.2.3. Повышенный уровень шума на рабочем месте
- •8.2.4. Повышенный уровень вибрации
- •8.3. Методика оценки безопасности рабочего места
- •8.4. Оценка безопасности работающего по условиям труда
- •8.5. Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода
- •Заключение
- •Список литературы
- •Приложения
2.3. Нефтегазоносность
Гагаринское месторождение нефти расположено в пределах зоны нефтегазонакопления северной части восточного борта Камско-Кинельской системы впадин в Красновишерском нефтегазоносном районе.
В результате проведения поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в разрезе Гагаринского месторождения промышленная нефтеносность установлена в нижнепермских (пласт См), верхневизейско-башкирских (пласт Бш) и верхнедевонско-турнейских (пласт Фм) карбонатных отложениях.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс
Нефтепроявления по керну в пределах комплекса отмечены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. В верхне- и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления.
На Гагаринском месторождении залежь нефти приурочена к рифовому массиву. Стратиграфическое расчленение массивной толщи позволило установить, что формирование ее проходило во франское, фаменское и турнейское время .
Залежь нефти пласта Фм связана с турнейско-фаменскими отложениями. Коллекторами являются известняки водорослево-комковатые, водорослево-сгустковые и сгустковые.
Промышленная нефтеносность залежи установлена результатами перфорации интервалов 1934,0 - 1956,0 м (-1792,3-1814,3) м и 1964,0 – 1968,0 м (-1822,3 -1826,3) в скважине № 162, дебит безводной нефти на 2 мм штуцере составил 4,5 т/сут. При опробовании в колонне вышележащеготурнейско-фаменского объекта 1894,0 – 1924,0 (-1752,4 -1782,4) м приток нефти через 5 мм штуцер составил 62 т/сут.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1880 м, по нижнему отверстию перфорации с учетом проницаемого прослоя в скважине № 71, где при испытании интервала 2110,0 - 2112,0 (-1877,1 -1879,0) м, получена безводная нефть дебитом 21,2 т/сут и газ - 3,8 тыс.м3/сут на 6,8 мм штуцере. Залежь массивного типа, размеры ее в пределах контура нефтеносности 3,9 х 3,6 км, высота 124,3 м. Общая толщина пласта в пределах контура ВНК варьирует от 41,5 до 132,2 м, составляет в среднем 108,3 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,4 до 30,2 м, нефтенасыщенная от 1,3 до 25 м. В пределах нефтяной части выделяется до 29 проницаемых прослоев толщиной от 0,2 до 4,0 м. Коэффициент долевого содержания коллекторов 0,170, коэффициент расчлененности 19,8.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Нефтепроявления и промышленная нефтеносность в пределах данного комплекса установлена в башкирских отложениях (пласт Бш).
При перфорации интервала 1634,0 - 1651,0 (-1420,9 -1436,9) м в башкирских отложениях скважина № 66 получен промышленный приток нефти дебитом 45 т/сут на 5 мм штуцере и газ 10,1 тыс.м3/сут.
Залежь нефти пласта Бш приурочена к башкирским отложениям, где коллекторами являются известняки биоморфно-детритовые, фораминиферо-водорослевые.
Пласт прослеживается по всей территории месторождения. Условный подсчетный уровень на отметке минус 1462 м.
Общая толщина пласта составляет в среднем 53,1 м. Колебания эффективной толщины от 10,9 до 34,7 м, нефтенасыщенной от 1,2 до 26,9 м средневзвешенная 13,9 м. Размеры залежи в пределах принятого УПУ составляют 3,5 х 2,5 км, высота 49,2 м. По типу залежь пластово-массивная.
Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Нефтепроявления комплекса встречены на большинстве месторождений Соликамской депрессии и приурочены, в основном, к отложениям артинского и сакмарского ярусов.
На Гагаринском месторождении нефтепроявления в виде выпотов нефти встречены в керне пяти скважин №№ 66, 68, 71, 72 и 162.
В результате данных исследований в сакмарских отложениях установлена промышленная залежь нефти. Залежь приурочена к органогенно-обломочным, комковато-сгустковым и коралловым известнякам, которые сверху перекрыты более чем 100-метровой толщей плотных известняков верхней части сакмарского и артинского ярусов.
Общая толщина пласта изменяется от 24,2 до 33 м, в среднем составляет 28,2 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 3,6 до 7,7 м, нефтенасыщенная от 1,8 до 5,2 м, средневзвешенная 2,0 м
Условный подсчетный уровень (УПУ) на абсолютной отметке минус 900 м. В пределах принятого УПУ залежь имеет размеры 1,6 км х 0,8 км, высота 10 м. По типу - залежь пластовая сводовая, литологически экранированная.