Обоснование выбора эффективных систем разработки каширо-подольских отложений Арланского месторождения

• Автор: Князев, Владимир Ильич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 151 с. : ил.

1. Особенности геологического строения отложений среднего карбона площадей Арланского нефтяного месторождения
1.1. Геологическое строение залежей нефти кашироподольских отложений Арланского месторождения.
1.2. Литолого коллекторская характеристика продуктивных горизонтов
1.3. Фильтрационные свойства и корреляционная связь проницаемости и пористости
1.4. Геолого физическая характеристика продуктивных пластов.
1.5. Остаточная водо и нефтенасыщенность и коэффициенты извлечения нефти
1.6. Динамика структуры запасов.
Выводы по главе 1.
2. Состояние разработки залежей нефти каширо подольских отложений.
2.1. Анализ технологических показателей и запроектированных систем разработки.
2.2. Анализ состояния заводнения коллекторов, выработки запасов нефти и энергетического состояния залежей.
2.3. Сравнительная оценка показателей разработки площадей Арланского месторождения
2.4. Промыслово геофизические методы контроля за состоянием разработки
Выводы по главе 2.
3. Опытно промышленные работы по выработке эффективных технологий разработки каширо подольских отложений.
3.1. Анализ эксплуатации опытных полей
3.2. Опыт применения интенсивных систем воздействия на участках с различной плотностью сетки скважин
3.3. Анализ эффективности систем разработки с применением горизонтальных скважин.
3.4. Эксперимент по разукрупнению объекта разработки и уплотнению сетки скважин на кашироподольских отложениях Вятской площади
3.5. Анализ эффективности применения методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи
Выводы по главе 3.
4. Основные мероприятия по совершенствованию разработки трудноизвлекаемых запасов каширо подольских отложений.
4.1. Разукрупнение объекта разработки и создание самостоятельных систем воздействия на различные пачки каширо подольских отложений.
4.2. Внедрение элементов разработки с горизонтальными скважинами
4.3. Внедрение мероприятий по ускоренному вводу в разработку залежей с применением интенсивных технологий разбуривания и совершентствования технологии заканчивания скважин
4.4. Экономическая эффективность предлагаемых мероприятий.
Выводы по главе 4.
Выводы и рекомендации.
Список использованных источников


Водонефтяной контакт н границы залежей нефти. Нефтеносность отложений среднего карбона изучалась по скважинам, бурившимся на основной продуктивный горизонт в терригенных отложениях нижнего карбона, путем отбора керна и образцов пород боковым грунтоносом, промысловогеофизическими исследованиями, опробованием на приток и эксплуатацией скважин, специально пробуренных на средний карбон. По данным описания керна и фунтов на Арланской и НиколоБерезовской площадях нефтенасыщение продуктивных пластов колеблется в широких пределах с абсолютными отметками от 0 до 0м. Какойлибо закономерности его изменения по площади не наблюдается. Однако наибольшее количество скважин более имеют отметки нижней фаницы нефтенасыщения до 5м . На основании данных промысловогеофизических исследований установлено, что по многим скважинам в разрезе продуктивных пластов Пз и К1 пористопроницаемые прослои отсутствуют. В части скважин встречаются лишь таких прослоя. Но имеются скважины, в которых количество маломощных 0,8 1,2м прослоев достигает и более. Такие прослои оказываются нсфтенасыщены лишь в тех скважинах, в которых они залегают, в основном, выше отметок 5м. В ряде скважин в пределах пористопроницаемых прослоев непосредственно отбивается ВНК. В большинстве же скважин ВНК может быть определен по соотношению отметок подошвы нефтенасыщенных и кровли водоносных прослоев. Рассмотрение всех этих материалов показывает, что ВНК для пластов Пз и К1 на Арланской и НиколоБерезовской площадях является единым и проходит, в основном, в пределах от 0 до 5м.