Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

1082

1111

1238

1139

837

1091

1174

1117

835

1092

1113

1099

1070

1081

1064

1060

1053

829

5301

1063

всего

9

5

12

9

7

0

0

2

общее количество ГРП по пласту

44

На рисунках 4.2-4.5 представлены показатели работы некоторых скважин до и после проведения ГРП.

Рис.4.2 Показатели работы скважины 2311 до и после проведения ГРП

Рис.4.3 Показатели работы скважины 1206 до и после проведения ГРП

Рис.4.4 Показатели работы скважины 1322 до и после проведения ГРП

Рис.4.5 Показатели работы скважины 684 до и после проведения ГРП

Всего за 2003-2010г.г. операция ГРП была проведена в 160 скважинах, что составляет около 60% от всего добывающего фонда. Согласно основным положениям проектного документа к 2017 году этот показатель планируется увеличить до 90%. Это объясняется тем, что метод гидравлического разрыва на Тагринском месторождении показал кратковременный эффект. Это отражено на рисунках 4.6-4.9.

Рис.4.6 Динамика работы скважины 2311 за 2005-2007г.г.

Рис.4.7 Динамика работы скважины 12106 за 2005-2008г.г

Рис.4.8 Динамика работы скважины 1322 за 2003-2010г.г

Рис.4.9 Динамика работы скважины 684 за 2004-2009 г.г

Таким образом, можно сделать вывод, что метод ГРП оказался достаточно эффективным для увеличения показателей добычи, однако его активное применение неизбежно за короткий срок приведет к истощению запасов месторождения и высокой обводненности продукции скважин.

Также в начале 2012 года на Тагринском месторождении были пробурены четыре скважины с горизонтальными участками длиной около 300 м (скв. 50081, 50080, 50075, 5003). В течение примерно 6 месяцев средний дебит горизонтальных скважин был в 2,2 - 2,5 раза больше среднего дебита обычных скважин. Примерно во столько же раз была больше и добыча. К сожалению, в последние полгода ситуация изменилась - дебиты горизонтальных и вертикальных скважин практически сравнялись (прил.9).

Согласно фактическим данным о затратах, стоимость горизонтальной скважины превышает стоимость обычной в 1,8 раза. В результате достигается фактически одинаковый результат в смысле получаемого дебита на единицу капитальных затрат. Кроме того, существует неясность в вопросах долговечности горизонтальных участков, обслуживания и ремонта таких скважин. Эксплуатация этих горизонтальных скважин заставила сделать вывод о нецелесообразности возобновления бурения таких скважин на Тагринском месторождении.

В последние 2 года проведен значительный объем работ позакачке химических реагентов в пласты. Однако оценить объем дополнительной добычи нефти от данного вида ГТМ не подставляется возможным, поскольку данный вид работ не проводился как самостоятельное мероприятие, а входил в качестве вспомогательного в при проведении ГРП, переводе скважин на механизированную добычу, либо во время ремонтов.

Таким образом, систематическое проведение на Тагринском месторожении работ по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов в последнее десятилетие дает стабильные результаты. Ежемесячная фактическая добыча на 30-45% превышает плановые показатели и в настоящее время составляет 3050 т/сут. Однако следует отметить, что при продолжении проведения масштабных работ по увеличению нефтеотдачи пластов, запасы месторождения быстро истощатся. Из этого следует необходимость финансирования работ по восстановлению минерально-сырьевой базы, доразведке, созданию и применению более эффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

5. ИСТОЧНИКИ И ОБЪЕКТЫ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Специфической особенностью большинства объектов нефтегазовой промышленности является наличие значительного объёма нефти и газа, что обуславливает возможность возникновение опасного поражения местности и атмосферы сильнодействующими ядовитыми веществами.

Чаще других в атмосферу выбрасываются легкие углеводороды, концентрации которых нередко превышают установленные предельные допустимые (ПДК).

Установлено, что большая часть выделяемых углеводородов - 75% поступает в атмосферу, 20% - в воду, 5% - в почву. Таким образом, основными загрязнителями атмосферы в районах добычи нефти служат углеводороды, окислы серы, азота, углерода и твердые частицы.

Результаты исследований, гигиены и профзаболеваний, подтверждают, что наиболее агрессивным загрязнителем является сероводород, а среди углеводородных компонентов - пентан.

Главным источником загрязнения водоемов являются сточные воды. Минеральные загрязнители представлены в сточных водах нефтью и нефтепродуктами. Наибольшую опасность для водной среды представляют нефть, нефтепродукты и конденсат. Покрывая тончайшей пленкой огромные участки водной поверхности, нефть нарушает кислородный, углекислотный и другие формы биологически значимого газового обмена в поверхностных слоях воды и пагубно воздействует на планктон, речную, озерную фауну и флору.

Опасность отравления нефтью возрастает с ростом ее концентрации. Токсичность в водной среде появляется при ее концентрации 1 мг/м3. Содержание нефти в воде выше 100 мг/м3 придает мясу рыбы специфический запах и привкус, неустранимый ни при какой технологической обработке.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов при повреждении больших площадей возможно при фонтанировании нефти.

За счет загрязнения нефтью в почве резко возрастает соотношение между углеродом и азотом, что ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. Кроме того, нефть, попадая на поверхность земли и впитываясь в грунт, сильно загрязняет подземные воды и почву, в результате чего плодородный слой земли не восстанавливается в течении длительного периода времени. Объясняется это тем, что из грунта вытесняется кислород, необходимый для жизнедеятельности растений и микроорганизмов.

Не малый ущерб растительному покрову и поверхностному слою почвы наносится и при перетаскивании тракторами буровых вышек на новые точки.

Вредное действие нефти на почву и растительность усиливается наличием в ней высокоминерализованных пластовых вод. Пластовые и сточные воды нефтяных промыслов, отличающиеся физико-химическими свойствами и содержание различные вредные вещества, из-за своей токсичности крайне отрицательно воздействуют на живые организмы и растительный мир. Основываясь на практике разработки месторождений, оказалось, что при разливе высокоминерализованных вод на плодородный слой земли вероятный период восстановления почвы составит около 20 лет.

Исследованиями установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтяных месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика завод нения пластов на некоторых нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов.

Развитие биохимических процессов в нефтяной залежи, в свою очередь, увеличивает содержание сероводорода в нефти, пластовых водах и газе и способствует снижению проницаемости пластов. Установлено, что биогенная сульфатредукция в пласте особенно быстро развивается в случаях, когда для заводнения пластов пользуются пресными или маломинерализованными водами, имеющими в своем составе сульфаты, а не редко и сульфатовосстанавливающие бактерии, для развития которых присутствие сульфатов необходимо, так как они используют их для окисления органических соединений или водорода. Продукты окислительных реакций вода и сероводород.

Наиболее существенные нарушения экологического равновесия недр связаны с распространением сульфатовосстанавливающих бактерий.

Поверхностно-активные вещества. В нефтяной промышленности ПАВ широко применяются при различных технологических процессах бурения, добычи и подготовки нефти. В тоже время ПАВ при определенных условиях могут отрицательно влиять на качество подземных питьевых вод, самоочищающую способность водоемов и организм человека.

Одна из характерных особенностей ПАВ - способность их в зависимости от концентарции изменять свойства раствора и образовывать устойчивые пены, что приводит к нарушению кислородного режима водоемов и крайне отрицательно влияет на развитие флоры и фауны.

Эти загрязнения могут быть вызваны в результате следующего :

-розлива промысловых сточных и пластовых вод

-сброс сточных вод на поля испарения

-попадание стоков нефтепромыслов в наземные воды в период дождей и таяния снегов

-попадание сточных вод в пресноводные горизонты

-переток высокоминерализованных вод глубоко залегающих горизонтов в пресноводные пласты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение является многопластовым, содержащим, в общей сложности, 72 залежи, из которых 2 газовых, 1 газоконденсатная, 4 газонефтяных, 7 нефтегазоконденсатных, 58 нефтяных. Продуктивные пласты приурочены к отложениям от юрского до нижнемелового возрастов. Ловушки преимущественно пластовые сводовые и литологически экранированные.

На месторождении применялись следующие методы повышения нефтеотдачи пласта:

- гидравлический разрыв пласта

-физико-химическое воздействие на пласт

-бурение горизонтальных скважин

Общим, среди проведенных работ явилось то, что примененные методы дали существенный, но кратковременный прирост добычи. Поэтому на Тагринском месторождении целесообразно проведение следующих мероприятий:

-Обработка призабойных зон поверхностно-активными веществами, позволяющих снизить вязкость нефти

- Прекратить эксплуатацию обводняющихся скважин и оставить их под накопление для гравитационной дифференциации нефти

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Опубликованные

1.Гогоненков Г.Н., Лаврик А.С., Эльманович С.С. Зарождающиеся горизонтальные сдвиги в тектонике северной части Западной Сибири. Ж. Геофизика, спец. выпуск "Технологии сейсморазведки", ЕАГО, 2002, с.54-61.

2.Токарев М.А., Денисламов И.З., Ахмерова Э.Р. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки. Учебное пособие. Уфа. УГНТУ, 2000, 61 c.

Неопубликованные

3.Винниковская О.С. Отчет: "Специальная обработка и интерпретация материалов 3-х мерных сейсморазведочных работ МОГТ 2002 г. С целью изучения геологического строения западной части Тагринского месторождения" в масштабе 1:25000. Приложение №3, 2005.

4.Винниковская О.С. Отчет: "Специальная обработка и интерпретация материалов 3-х мерных сейсморазведочных работ МОГТ 2002 г. С целью изучения геологического строения западной части Тагринского месторождения" в масштабе 1:25000. Приложение №5, 2005.

Интернет-ресурсы

5.http://plate-tectonic.narod.ru/sibirkratonphotoalbum.html (Plate Tectonic & northern Pacific)

6.http://www.bestreferat.ru/referat-178934.html (Банк рефератов)

7.http://www.russneft.ru/mays/news_30754.stm (компания "РуссНефть")

8.http://www.brandpedia.ru/index.php?name=Encyclopedia&op=content&tid=996 (История брендов)

9.http://www.neftyaniki.ru/publ/russian_oilfields/khanty_mansijskij_ao/tagrinskoe/6-1-0-565 (справочник "Нефтяники")

10.http://www.tegaz.ru/pressa/metody-povysheniya-nefteotdachi-plasta/#3.4 (промышленная группа Тегас)

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Рис.3.1.1 Литолого-стратиграфическая колонка

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рис.3.2.2 Фрагмент тектонической схемы Западной Сибири [1]

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Рис. 3.2.3 Схема Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна [5]

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Рис.3.3.1 Геологический разрез Тагринского месторождения

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Рис.3.3.1 Структурная карта по отражающему горизонту ЮВ1 (кровля песчаного пласта ЮВ1/1а) [3]

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Рис.3.3.1 Структурная карта по горизонту Ач2 (ачимовские отложения)

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Таблица 3.3.1 Физико-химические свойства нефтей Тагринского месторождения

Показатели	Пласты
	Б4	Б5	Б5	Б7	Б08	Б18
Плотность при 20 ° С, кг/м3	842	846	820	812	815	815
Вязкость нефти, мПа-с, в поверхностных условиях	6,4	6,8	5,3	5,4	5,8	5,8
Вязкость нефти, мПа-с, в пластовых условиях	0,91	1,07	0,7	0,7	0,7	0,7
Газовый фактор, м3/т	131	151	189	257	280	280
Давление насыщения, МПа	17,6	16,4	15	15	15	15
Содержание, %:
серы	0,3	0,4	0,4	0,4	0,3	0,3
смол	5,5	5,6	4,7	5	5,6	5,6
асфальтенов	0,3	0,7	0,6	0,8	1,1	1,1
парафинов	3,4	3,7	3,4	3,7	3,3	3,3
Показатели	Пласты
	Б28	Б9	Б10	Ю11	Ю21	Ю2
Плотность при 20 ° С, кг/м3	815	797	797	806	790	809
Вязкость нефти, мПа-с, в поверхностных условиях	4,8	3,3	3,3	5,2	--	--
Вязкость нефти, мПа-с, в пластовых условиях	0,74	0,61	0,6	0,6	0,3	--
Газовый фактор, м3/т	264	353	347	502	431	346
Давление насыщения, МПа	16	15,5	14	17	18	18
Содержание, %:
серы	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
смол	4,3	3,8	4,6	4	4	4
асфальтенов	0,7	0,4	0,3	0,8	0,8	0,8
парафинов	3,6	3	3	2,7	2,7	2,7

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Таблица 3.3.3 Состав и свойства газов Тагринского месторождения

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

Рис.4.10 Средний показатель работы горизонтальных скважин 50081, 50080, 50075, 5003 Тагринского месторождения за период 19.05.2012-25.09.2012

Размещено на Allbest.ru