Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине:

Технология и техника методов повышения нефтеотдачи

На тему:

Движение жидкостей и газов в природных пластах



CОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Физико-географическая и экономическая характеристика района

1.2 Стратиграфия Восточно-Елового месторождения

1.3 Тектоника

1.4 Оценка продуктивных пластов

1.5 Характеристика энергетического состояния месторождения

1.6 Геологический очерк района

1.7 Гидрогеология

1.8 Характеристика коллектора (по пластам)

2. Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1 Выбор профиля скважины

2.1.1 Обоснование метода вхождения в пласт

2.2 Стадии разработки месторождений

2.3 Показатели разработки месторождения

2.4 Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

3. Анализ методов увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно-Еловом месторождении

3.1 Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

3.2 Тепловые методы повышения нефтеотдачи

3.3 Вытеснение нефти перегретым паром

3.4 Внутрипластовое горение

4. Методы контроля и регулирования разработки месторождения

4.1 Методы регулирования месторождения и оценка их эффективности

4.2 Сущность изобретения

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр.

Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США - 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М.Макет считает, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали, что она может быть решена в ближайшем будущем.

Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Физико-географическая и экономическая характеристика района

В административном отношении Восточно-Елового месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

На 01.01.14 г. ОАО «Сургутнефтегаз» залицензировало 32 месторождения, из которых 23 находятся в разработке, 3 подготовлено к разработке, 6 находятся в разведке. Накопленная добыча к 2013 году составила свыше 1 млрд. т. Распределение накопленной добычи по группам месторождений следующее:

На уникальное по своим запасам Восточно-Еловое месторождение приходится 43,4% суммарно накопленной добычи, соответственно на 13 крупных - 52,3 средних -35 и 6 мелких -1%.

Восточно-Еловое нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 30 километрах северо-восточнее г. Сургут. Рядом расположены крупные месторождения: Восточно-Сургутское и Родниковое. Через г. Сургут проходит железная дорога, в г. Сургут расположен крупный порт Обь-Иртышского пароходства, большой аэропорт, крупнейшая в Сибири ГРЭС.

Район месторождения представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к северу широту течения реки Оби, которая судоходна в течение всей навигации: со второй половины мая до конца октября. Гидрографическая сеть представлена судоходной рекой Тромъеган, много озер.

Грунтовые воды на территории месторождения встречаются на глубине от 4 до 15 м.

Толщина торфяного слоя доходит до 5 м, растительного покрова 0,3-0,5 м. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных деревьев и тальниковых кустарников.

Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура колеблется от -3,20С до -2,60С. Среднее количество осадков достигает 500-550 мм в год. Толщина снегового покрова в среднем 0,6 м, но в низких местах и в лесу достигает 1,0-1,5 м. Толщина льда на реках и озерах 0,35-0,75 м.

В результате поисково-разведочных работ на строительные материалы в Сургутском районе открыты месторождения керамзитовых и кирпичных глин, строительных песков, песчано-гравийные смеси. Кроме того, здесь имеются большие запасы торфа, гравия, песка, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, в промышленном и гражданском строительстве. Важным строительным материалом является лес.

В качестве основного источника для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения служат подземные воды отложений атлым-новомихайловского водоносного горизонта палеогенового возраста. Залегающего на глубине 200-300 м: эффективная толщина горизонта 60 м, величина напора над кровлей - 160 м. Для поддержания пластового давления при эксплуатации месторождения используются воды горизонтов сеном-альб-аптского водоносного комплекса.

Восточно-Еловое месторождение введено в эксплуатацию в 1992 году. Объектами разработки являются продуктивные пласты ЮС1 и южная залежь пласта БС12 Родникового месторождения, которая в плане совпадает с залежью ЮС1 Восточно-Елового месторождения. Согласно технологической схеме разработки предусматривается:

выделение двух эксплуатационных объектов - БС12 и ЮС1;

применение трехрядной системы размещения скважин по сетке 400ґ400 в разбуренной части месторождения по сетке 500ґ500 м в районе разведочной скважины 91-р;

общий фонд скважин - 219, в т. ч.

добывающих - 154;

нагнетательных - 61;

водозаборных - 4;

проектные уровни: добыча нефти - 168 тыс. т

жидкости - 485 тыс. т

растворенного газа - 13 млн. м3

закачки воды - 695 тыс. м3

способ эксплуатации - механизированный - ШГН, ШВН;

закачиваемый агент - апт-альб сеноманская вода.

За 2013 год по месторождению добыто 184 тыс. т нефти. Что выше проектного уровня на 21 тыс. т. Превышение проектного уровня достигнуто за счет увеличения фонда добывающих скважин, пробуренной в восточной части месторождения, где коллекторские свойства пласта значительно лучше.

Фонд добывающих скважин составил 154 при проектном 125, нагнетательных - 61 при проектном 44. средний дебит по нефти составил 3,5 т/сут при проектном 4,6 т/сут, по жидкости 6,5 т/сут при проектной 13,6 т/сут.

Отобрано с начала разработки 673 тыс. т нефти или 25% от начальных извлекаемых запасов.

Введено из бурения 10 скважин, средний дебит из новых скважин 8,8 т/сут.

Из бездействующего фонда скважин предприятие "Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин" ОАО "Сургутнефтегаз" проводит бурение боковых стволов с целью интенсификации добычи нефти. Средний дебит составляет 60 т/сут, а дебит скважин с двумя или тремя боковыми стволами составляет 100ё150 т/сут.



1.2 Стратиграфия Восточно-Елового месторождения

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.

В пределах месторождения отложения девонского возраста вскрыты ограниченным числом скважин. В центральной платформенной части массива породы представлены сгустково-сферовыми, сгустково-комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В склоновой части развиты: водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно глубоководные отложены слагают подножие карбонатного массива. Вскрытая толщина девонских отложений от 25 м (Т-53) до 615 м (Т-47).

Карбон представлен отложениями сибирского и московского ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подьяруса, представленные красноиолянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы. В верхней части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120 м. В платформенной части массива нижнесибирского отложения представлены оолитовыми известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди которых выделяются прослои микросгустково-пеллетовых водорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито - и биокластовыми пакстоунами и рудстонами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.

Каменноугольные отложения перекрыты нижнепермскими породами, которые делятся на две части: нижнюю - подсолевую и верхнюю - соленосную (кунгурскую). В сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой части структуры, а также в пределах верхнего склона толщины этих отложений минимальны, их значения составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений увеличивается до 100-380 м. В литологическом отношении эти отложения представлены глинисто-карбонатным разрезом. Толщина соленосной толщи изменяется от 480 до 2100 м. Представлена эта толща сульфатно-галогенными породами. В объеме верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина верхнепермских отложений сокращается от 863 до 0 м. Литологически сложены серыми, пестроцветными песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями с прослоями известняков, ангидритов, гипсов, доломитов, каменной соли.

Триасовая система выделена в объеме нижнего и верхнего отделов. Толщина триасовых отложений составляет порядка 500 м. Триасовые отложения сложены пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников, алевролитов, реже мергелей.

Юрская система представлена в объеме трех отделов. Нижне - и среднеюрские отложения сложены терригенными породами с включением угля. Толщина их порядка 1200 м. Верхний отдел выделяется в составе четырех ярусов: келловейского, оксфордского, кимериджского и волжского.

Меловая система представлена верхним и нижним отделами. Толщина неокомских, антских, альбских отложений, составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчаниками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманский ярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, среди которых есть прослои писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихтский ярус) белым писчим мелом с редкими прослоями мергелей. Толщина 975 м.

Палеогеновая система представлена палеоценом, Эоценом, олигоценом. Литологически палеогеновые отложения сложены мергелями с прослоями известняков, глин и глинами с прослоями песков. Толщина 240 м.

1.3 Тектоника

В настоящее время, благодаря широкому внедрению сейсморазведки 3D, на значительной части Западной Сибири, преимущественно в северных ее районах, выявлен особый тип разломов и деформаций осадочного чехла, связанный с проявлением малоамплитудных сдвигов фундамента. С такими структурами сдвига связаны многочисленные месторождения нефти и газа. В связи с этим изучение разрывных деформаций на исследуемой нами территории представляет определенный интерес.

Для выделения и трассирования тектонических нарушений на изученной площади использовались вертикальные временные разрезы, карты градиентов наклонов и азимутов, горизонтальные стратиграфические и временные срезы по кубу когерентности и структурные карты. Выделение разломов на временных разрезах проводилось по смещению осей синфазности отражающих горизонтов. Выявлены следующие особенности проявления тектонических нарушений в геологическом разрезе:

Отчетливо наблюдается приуроченность проявления разрывов к трем уровням геологического разреза:

1) к фундаменту и нижней части чехла;

2) к верхней части фроловской и викуловской свит нижнего отдела мела (к району отражающих горизонтов М и М1);

3) к верхней части чехла (талицкая, люлинворская и тавдинская свиты палеогена - район отражающих горизонтов С1 и Э).

Между этими уровнями проявления разрывов визуально наблюдаются ненарушенные (нет смещений осей синфазности) слои геологических толщ (рис.1-4). Лишь в редких случаях можно наблюдать проникновение разломов от фундамента до низов ханты-мансийской свиты раннего мела (рис.1).

Рис. 1. Выделение тектонических нарушений на временном разрезе 331

Восточно-Еловая карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти, имеет трапециевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 22ґ23км по изогипсе минус 5000м, этаж нефтеносности достигает 1400м.

Область распространения карбонатного резервуара ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто-карбонатными) отложениями бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального флюидоупора.

Роль покрышки для залежи нефти выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто-карбонатные отложения артинско-московского возраста и сульфатно-галогенные породы кунгурского яруса толщиной 465-1655м.

По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе карбонатного массива выделены три основные части: платформенная, бортовая (рим, марджин) и крыльевая (склон).

Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы: объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:

чрезвычайно большой эффективной мощностью;

наличием туфов и карбонатно-глинистых вулканических отложений толщиной 40-50м, изолирующих башкирско-серпуховско-окскую часть коллектора в пределах платформы от нижневизейско-турнейской;

резко различными свойствами в различных интервалах коллектора;

различиями в проницаемости и пористости коллекторов в разных объектах.

Объект I включает отложения башкирско-серпуховско-окского возраста и, как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейско-турнейский комплекс пород, выделенных в объект II. Объект III составляют девонские отложения.

В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему, чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с коллекторами I и II объектов, разделенных в пределах платформы "вулкаником. Об этом свидетельствует единый характер падения пластового давления в процессе разработки залежи в разных её частях: на платформе, на борту и на склонах, включая самую отдалённую погруженную северо-восточную часть месторождения в районе скважины Т-10, где нефть добывается из девонских отложений.

Структура Восточно-Елового по поверхности сибирских отложений (по кровле I объекта) высокоамплитудной изометричной формы. По оконтуривающей изогипсе минус 5000м размеры поднятия составляют 22x23 км. Свод поднятия плоский, имеет отметки 4,1-4,2 км и под углом порядка одного градуса наклонен в юго-западном направлении. Крылья структуры достаточно крутые, углы наклона достигают 20-250. Вблизи начала крутого склона свод поднятия осложнён цепочкой локальных поднятий, амплитудой 100 - 200м, образующих рим. Цепочка локальных поднятий рима охватывает северо-западную, северную и северо-восточную части свода, в то время как на юге и юго-западе рим выражен гораздо меньше. Наименьшие отметки в области рима отмечены в северной части свода и составляют 3900-4000 м. Максимальная амплитуда поднятия по кровле башкира достигает 1100м.

В результате сейсмостратиграфической интерпретации установлены рамки площадного распространения карбонатного коллектора, т.е. установлена ограничивающая линия, где карбонаты полностью замещаются на карбонатно-глинистый разрез, не являющийся коллектором. Граница области распространения коллектора I объекта залегает на глубинах 5000-5300м в восточной части структуры и 5200-5500м в западной.

Достаточно сложным является распределение толщин карбонатного коллектора. В пределах плоского свода суммарная толщина окско-башкирских отложений составляет в среднем 400-500 м. В северной и восточной части рима и склона толщина карбонатных образований I объекта резко возрастает до 650-800 м, главным образом за счёт фаций баундстоуна серпуховского возраста. Здесь откартирована целая серия вздутий, расположенных параллельно линии распространения карбонатного коллектора и связанных, возможно, не только с баундстоунами серпуховского возраста, но и с некоторым увеличением толщин башкирских отложений в обломочных фациях подножия.

Структурная карта по поверхности II нефтегеологического объекта имеет структуру, подобную первому объекту. По оконтуривающей изогипсе минус 5300 м, размеры составляют 24х21км. Однако в ней нет чётко выраженной полукольцевой цепочки поднятий в своде, т.е. рима. Плоский свод имеет отметку минус 4600м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с глубинами залегания нижневизейских отложений 4500-4400 м. Максимальная амплитуда составляет 900 м. На отметках 5200-5300м залегают преимущественно глинистые сейсмофации подножия, которые являются разделом между II и III объектами.

Распределение толщин во II объекте намного проще, чем для окско-башкирского комплекса. Наибольшая толщина отмечается в области плоского свода - 650-700 м, а к периферии толщина резервуара уменьшается до 300-200 и даже 100 м.

При данной степени изученности можно однозначно сказать, что водо-нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.

На данном этапе геологической изученности девонской части разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, нижняя граница нефтенасыщения принята условно на отметке минус 5450 м за исключением районов скважин Т-47, Т-6337.

Положение зоны раздела нефть-вода будет уточнено после реализации разработанной программы до изучения девонской части продуктивной толщи.

1.4 Оценка продуктивных пластов

Оценка состояния прискважинных зон продуктивных пластов - одна из основных задач, решаемых при обработке данных гидродинамических исследований скважин. Достоверная оценка гидродинамического состояния ПЗП позволяет принимать обоснованные решения по проведению геолого-технических мероприятий, направленных на восстановление и увеличение продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов. На практике оценку состояния ПЗП выполняют при обработке индикаторных диаграмм (ИД) и кривых восстановления давления (КВД) с использованием различных методов. При этом результаты обработки зачастую не соответствуют фактическому состоянию ПЗП. Нередкой является ситуация, когда полученные при обработке данных исследований значения скин-фактора принимают большие отрицательные значения (ниже -3) без явных на то ч оснований (проведение ГТМ и т.д.). Значительная часть КВД, получаемых при исследованиях скважин при разработке нефтяных месторождений Пермского края, не соответствует требованиям, при которых может быть проведена их однозначная обработка.

Определение условий достоверного применения, совершенствование методов обработки КВД, а также разработка методики комплексной оценки фильтрационных характеристик ПЗП является актуальной проблемой, требующей детального рассмотрения. Цель работы

Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин и достижения проектных показателей разработки нефтяных залежей. Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов оценки состояния прискважинных зон по КВД.

2. Анализ данных исследований нефтедобывающих скважин в различных геолого-физических условиях.

3. Обоснование условий достоверного определения скин-фактора при оценке состояния прискважинных зон пласта по КВД.

4. Обоснование условий применения метода детерминированных моментов давления при обработке КВД.

5. Разработка и промысловая апробация методики комплексной оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов, основанной на применении различных методов обработки данных ГДИ; оценка достоверности результатов ее применения при обработке КВД.

Объект и предмет исследования:

Объектом исследования являются результаты гидродинамических исследований добывающих скважин при неустановившихся режимах в виде кривых восстановления давления, предметом - состояние прискважинных зон продуктивных пластов, определяемое при анализе КВД.

1.5 Характеристика энергетического состояния месторождения

Уточнение энергетической характеристики месторождения производится, как правило, по результатам его пробной эксплуатации, однако вследствие, как это часто бывает, недостаточного срока такой эксплуатации уточнение энергетической характеристики проводится и при анализе разработки месторождения. При анализе разработки для выполнения этой работы исследователи располагают большим количеством замеров давлений, динамикой давлений, новыми данными о взаимодействии зоны отбора с газовой шапкой, законтурной областью и с зоной нагнетания, дополнительными материалами о взаимодействии отдельных площадей и пластов и т.д., полученных в процессе разработки месторождения.

В понятие энергетической характеристики входят режим залежи, запасы и расход ее энергетических сил, динамика и текущее состояние пластовых и забойных давлений.

Режим нефтяной залежи, как правило, устанавливается при проектировании разработки и определяется природными условиями залегания нефти, физическими свойствами коллекторов нефти, газа и пластовой воды, строением пласта в законтурной области. На эксплуатируемых месторождениях режим зависит также от созданных в результате внедрения проекта условий выработки нефти.

При разработке залежей нефти различают следующие режимы: водонапорный, упруго-водонапорный, смешанный, гравитационный.

Проявление режима сказывается во взаимосвязи между отбором нефти и пластовым давлением, в изменении величины газового фактора, в характере обводнения продукции и т.д.

Как известно, большинство нефтяных и газонефтяных залежей разрабатываются при режиме вытеснения нефти водой, создаваемом путем различных видов нагнетания (законтурное, внутриконтурное, площадное, избирательное, очаговое и их комбинации). Газонефтяные залежи разрабатываются обычно также при закачке воды, где кроме законтурного или какой-либо разновидности внутриконтурного нагнетания создается еще барьерное заводнение, а иногда наряду с закачкой воды используется режим газовой шапки (при наклонном пласте и на первых стадиях разработки).

В связи с этим одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко.

При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруго-водонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта:

Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом.

В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему.

Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки.

Влияние разработки соседних месторождений устанавливается по изменению пластового давления и смещению водонефтяного контакта, а иногда отмечается и перемещение залежи нефти. Легче установить это до начала разработки рассматриваемого месторождения по аномально низкому по сравнению с соседними залежами начальному пластовому давлению. В процессе работы влияние соседних залежей устанавливается расчетным путем методом компьютерного моделирования.

Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область.

Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения. Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором жидкости.

Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний) при условии представления залежи в виде укрупненной скважины.

Залежь нефти месторождения Тенгиз характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение начального пластового давления над гидростатическим давлением, или коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между пластовым давлением и давлением насыщения.

Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м составляет 82,35 МПа, давление насыщения нефти газом - 25,6 МПа. На текущую дату разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение забойного давления ниже давления насыщения.

Проектом ОПР предусмотрено выделение двух эксплуатационных объектов:

I объект - отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов,

II объект - отложения от тульского до девонского стратиграфических комплексов.

Залежь во всех рассмотренных вариантах разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г., а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки.

В соответствии с технологической схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.

Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме, при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению давления в залежи.

Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены карты изобар на разные даты, что позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый, пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих текущее состояние выработки запасов нефти.

Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.

Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.



1.6 Геологический очерк района

По геологическому строению разрабатываемые месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» делятся на две основные группы: нефтегазовые и нефтяные.

Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасышенных горизонтов, залегающих на глубинах от 1230 м до 2300 м и существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

По своему строению большинство залежей нефти и газа относятся к типу пластовых, сводовых. Ряд залежей являются частично или полностью литологически ограниченными.

Коллектора практически всех выявленных залежей представлены песчаниками и алевролитами и относятся к поровому типу. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне - от 3 мД до 570 мД. Наилучшие коллектора связаны с пластами АС₄ - АС₁₀, БС₁-БС₂, другие пласты группы АС и пласты БС_10-11 имеют более низкую проницаемость.

Состав и свойства нефти выявленных залежей изменяются в широком диапазоне. В большой степени эти свойства зависят от пластовых условий, в которых находятся скопления нефти. Пластовые температуры изменяются от 55⁰С до 105⁰С, а пластовые давления - от 18,8 МПа до 45 МПа. Как правило, с увеличением глубины, давления и температуры увеличивается газосодержащие нефтей и уменьшается вязкость и плотность их в пластовых условиях.

Горизонта БС₁₀ (прибрежно-морские осадки), на Восточно-Еловом месторождении представлены аллювиальными отложениями. Как показали палеогеографические исследования, они формировались при активном меандрировании русел рек по площади и с нередкой взаимно сменой русловых и пойменных отложений по разрезу. При этом пойменные (преимущественно глинистые) осадки в той или иной степени перемывались и сносились вниз по течению на запад, к неокомскому палеобассейну. Более того, при значительной скорости частично смывались и русловые отложения. Степень русловых врезов по площади была разная, поэтому выделить границы каждого пласта затруднительно. Глинистые прослои здесь регионально не выдержаны, в них нередко имеются зоны опесчанивания.

Таблица 1

Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Возраст отложений	Литологические отложения	Интервал, м	Мощность м
система	отдел	Ярус, свита	пачка	Состав пород	от	до
1	2	3	4	5	6	7	1
четвертичная	Пески, глина, песок с галькой	0	50	50
палеогеновая	олигоценовый	Верхний, средний	новомихайовская	глины, пески	50	200	150
		нижний	алтымская	алевролит, пески, глины	200	288	88
			чеганская	глины, алевролит, глинистые известняки	288	458	170
	эоценовый	Верхний, средний, нижний	люлинворская	глины, глинистые известняки, опоки, опоковидные глины	458	690	232
	палеоцен	Верхний, нижний	талицкая	глины, алевролиты глинистые известняки	690	804	114
меловая	верхний	мастрихский	ганькинская	глины	804	907	103
		кампанский
			березовская	глины, глинистые известняки, опоки глинистые	907	1033	126
		коньях
		туронский
			кузнецовская	глины	1033	1400	23
		сеноман	покурская	Пески, глины, алевролит, глинистый песок, песчаники водоносные, алевролит	1400	1720	877
	нижний	альбский
		аптский
			алымская	Глины, аргиллиты	1720	2064	131
		барремский	вартовская	Верхняя	Глины, песчаники серые, мелко-зернистые, аргиллиты, алевролиты	2064	2505	441
		готеривский		Средняя
				Нижняя
		Валандинский		Пимская
				Усть-Балыкская
				Теповская
			мегионская	Чеускинская	Глинистый песок, Глины, нефтеносный песчаник, глинистый алевролит	2505	2699	194

Рис. 1. Геологический разрез отложений пластов группы АС Сургутского района (верхняя подсвита, варстовская свита)

1 - песчаники массивные

2 - переслаивание глин и песчаников с преобладанием последних

3 - переслаивание песчаников и глин с преобладанием последних

4 - алевролиты

5 - глины

6 - переслаивание алевролитов и глин,

7 - фациальное замещение

8 - скважина и ее номер

1.7 Гидрогеология

Направление движения пластовых флюидов в разрезе и на площади определялось нами при анализе карт приведенных давлений.

На рис. 3 представлена такая карта для пласта БС₁₀ Восточно-Елового месторождения (Сургутский нефтегазоносный район). Приведенные пластовые давления изменяются от 24 до 23 МПа, причем их наибольшие значения отмечены в зонах прогибов, окружающих поднятие, особенно в западной части Восточно-Елового куполовидного поднятия, на удалении от ВНК до 3,5 км. К своду поднятия приведенные пластовые давления уменьшаются и в присводовых частях имеют наименьшее значение. Простирание изолиний приведенных пластовых давлений субмеридиональное. Подобное распределение приведенных пластовых давлений по площади пласта БС₁₀ свидетельствует о том, что в настоящее время продолжается поступление в него подземных вод с юго-западной стороны. В этом направлении пласт БСю глинизируется.

Рис. 2. Фрагмент карты идентифицированной гидропроводности пласта БС10 Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения



Рис. 3. Карта переведенных пластовых давлений пласта БС10 Федоровского месторождения

1.8 Характеристика коллектора (по пластам)

Средняя глубина залегания нефтеносных пластов: 1880-2293 м.

Представленные типы залежей: пластово-сводовые с газовыми шапками, литологически-экранированные, пластово-сводовые.

Средняя нефтенасыщенная толщина кат. В+С₁/С₂: 3,1-10,2 м.

Площадь нефтеносности кат. В+С₁: 36124-893221 м².

Коэффициент пористости: 24-27%.

Коэффициент проницаемости: 0,219-0,532 дарси.

Коэффициент расчлененности: 4,1-4,6 долей ед.

Начальная пластовая температура: 58-66⁰С.

Начальное пластовое давление: 18,8-23,1 МПа.

Вязкость нефти в пластовых условиях: 1,4-9,45 мПа*с.

Плотность нефти в пластовых условиях: 751-872 кг/м³.

Плотность нефти в поверхностных условиях: 845-913 кг/м³.

Объемный коэффициент нефти: 1,036-1,12 долей ед.

Содержание серы в нефти: 1,07-1,92%.

Содержание парафина в нефти: 2,3-3,8%.

Давление насыщения нефти газом: 6,2-15,3 МПа.

Газосодержание нефти: 25-91 м³/т.



2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Выбор профиля скважины

Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины.

Данная скважина бурится в породах средней степени твердости, и на небольшую глубину (2280 м), кроме того продуктивный горизонт имеет небольшую мощность, вследствие этого, затраты на бурение наклонной скважины не оправдывают себя. Поэтому ведется бурение вертикальной скважины.

2.1.1 Обоснование метода вхождения в пласт

Так как тип залежи устойчивый и неоднородный будет применена следующая схема вхождения в продуктивный пласт. Скважина проходится до кровли пласта коллектора (2262 м), устанавливается эксплуатационная колонна и цементируется до устья. Далее производится переход на меньший диаметр бурения, меняется плотность бурового раствора на более тяжелый и вскрывается продуктивный пласт на всю длину. В пласт коллектор устанавливается фильтр с высотой верхней части 150 м над башмаком предыдущей колонны и цементируется на всю длину. Далее для связи продуктивного пласта со скважиной производится перфорирование фильтра и цементного камня.

2.2 Стадии разработки месторождений

Стадия - это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др. По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 2.1).

Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 2.1 Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн, жидкости Tдж и обводненности продукции в n при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:



1 - освоение эксплуатационного объекта; 2 - поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 - значительное снижение добычи нефти; 4 - завершающая

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

· интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 2% в год от балансовых запасов);

· быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 0,8 от максимального;

· резким снижением пластового давления;

· небольшой обводненностью продукции (обводненность продукции достигает 3 4% при вязкости нефти не более 5 мПас и 35 % при повышенной вязкости);

· достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (около 10 %).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

· более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 17%) в течение 3 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 2 года - при повышенной вязкости;

· ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

· нарастанием обводненности продукции (ежегодный рост обводненности составляет 2 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

· отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

· текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30 50%, а для месторождений с "пиком" добычи - 10 15%.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

· снижением добычи нефти (в среднем на 1020% в год при маловязких нефтях и на 3 10% при нефтях повышенной вязкости);

· темпом отбора нефти на конец стадии 12,5%;

· уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

· прогрессирующим обводнением продукции до 8085% при среднем росте обводненности 78% в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

· повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на конец стадии до 5060% для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПас и до 2030% для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

· суммарным отбором жидкости 0,51 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 510 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности .

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 8090% извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

· малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1%);

· большими темпами отбора жидкости (водонефтяные факторы достигают 0,77 м³/м³);

· высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

· более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,40,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

· отбором за период стадии 1020% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 1520 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т.е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

2.3 Показатели разработки месторождения

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды. Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели -- дебит скважин, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень добычи нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин -- извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки). Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др. В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в CCCP применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением. Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение. Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м.

После обоснования расчетных вариантов определяется изменение во времени показателей разработки месторождения и обустройства промысла по каждому из рассматриваемых вариантов. К основным показателям систем разработки и обустройства относятся следующие:

1. Изменение во времени пластовых, забойных, устьевых давлений и температур на пути движения газа от забоя до приема магистрального газопровода.

2. Изменение во времени средних (и max) дебитов скважин или дебитов отдельных скважин.

3. Изменение во времени необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин. Очередность ввода скважин в эксплуатацию.

4. Темпы продвижения пластовых вод по площади и мощности газоносности. Перечисленные показатели разработки определяются для рассматриваемого варианта отбора газа из месторождения, но для различных вариантов конструкции и диаметров скважин, числа эксплуатационных объектов и т.д.

5. Число и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа.

6. Диаметры и протяженность газосборных шлейфов и коллекторов.

7. Ступени сепарации; тип сепарационных аппаратов; площади и конструкции теплообменных аппаратов; расходы ингибитора гидратобразования.

8. Параметры системы осушки газа.

9. Периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. Сроки ввода в эксплуатацию и мощности ступеней ДКС и т.д.

10. Экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

2.4 Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водо-нагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие вопросы:

- определяют местоположение водонагнетательных скважин;

- определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

- рассчитывают число водонагнетательных скважин;

- устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождении нашли применение следующие системы заводнения. Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 2.2). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых парападах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности ВНК залежь нефти «запечатана» продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

Рис. 2.2

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура нефтеносности.

Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами.

Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3-4 ряда нефтедобывающих скважин, располагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами.

При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую.

По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнета-тельной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать также, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну».

В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор.

По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин.