Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Институт дополнительного профессионального образования

Программа профессиональной переподготовки

"Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Пояснительная записка к курсовому проекту

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Слушатель гр. ГРД-14-01

А.А. Хакимов

Руководитель

профессор Л.Е. Ленченкова

Уфа 2014

Содержание

пласт нефть скважина интенсификация

Введение

Рисунок №2 Геологический профиль по линии скважин 50, 51, 52, 30, 27, 26, 41, 43 (линия I-I)

Нефтяная залежь пласта Б2 вскрыта 10ю скважинами (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 34, 41, 42, 43, 60). Размеры залежи составляют 2.1 х 1.12 км, высота залежи - 11.4 м. Нефтеносность связана с рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. Эффективная толщина изменяется от 1.0 м (скв.54) до 21.3 м (скв. 31), составляя в среднем 10.2 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 0.6 м (скв. 34) до 10.4 м (скв. 28) составляя в среднем 5.2 м.

Залежь неполнопластовая (водоплавающая).

Пласт Б2 испытан в пяти скважинах (скв. 25, 32, 43, 51, 54) и совместно с пластом Б1 в трех скважинах (скв. 26, 27, 42). Результаты испытания скважин представлены в табл. Дебиты нефти только по пласту Б2 составили 3.2-4.1 м³/сут, а при совместном испытании с пластом Б1 - 8.6 м³/сут..

Залежь продуктивного пласта Б1. Пласт Б1 приурочен к верхней части бобриковского горизонта и вскрыт 17ю скважинами: в 12ти скважинах пласт нефтенасыщен (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 42, 43, 52, 62), в скв.51 нефтеводонасыщен, в скв.54 - водонасыщен, а в скв.25, 41 и 60 проницаемая часть пласта замещается неколлектором. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1390.3 м (скв. 28) до -1410.0 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1399.1 м.

Пласт Б1 отделен от ниже- (пласт Б2) и вышележащего (пласт Б0) продуктивных пластов глинистыми пачками, толщина которых меняется от 1 до 3 м. Проницаемая часть сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 1.1 м (скв. 60) до 4.8 м (скв. 52), составляя в среднем 2.6 м. Пласт Б1 менее дифференцирован по глубине, чем пласт Б2, и состоит из 1-2 пропластков, разделенных глинистыми прослоями. Коэффициент песчанистости в среднем для пласта составляет 0.91, коэффициент расчлененности - 1.2.

Нефтяная залежь пласта Б1 вскрыта 13ю скважинами (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 42, 43, 51, 52, 62). Размеры залежи составляют 2.7х1.2 км, высота залежи - 16.7 м (табл. 3.1.3.1). Нефтеносность связана с рыхлыми, слабосцементированными песчаниками мелко- и среднезернистого состава. Эффективная толщина изменяется от 1.4 м (скв.38) до 4.8 м (скв. 52), среднее значение - 2.4 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 0.5 м (скв. 51) до 4.8 м (скв. 52) , в среднем составляя 2.3 м

Пласт Б1 испытан в четырех скважинах (скв. 30, 32, 51, 52), совместно с Б2 в трех скважинах (скв. 26, 27, 42) и в четырех скважинах (скв. 26, 28, 31, 34) совместно с Б0.

Дебиты безводной нефти только по пласту Б1 составили 5-9 м³/сут. При совместных испытаниях с пластом Б0 дебиты безводной нефти составили 3.6-21.0 м³/сут, а в скв.26 - 43.2 м³/сут на 8 мм штуцере. ВНК принят единым с пластом Б2 на абсолютной отметке -1407.0 м.

Залежи в терригенных отложениях тульского горизонта.

В тульском горизонте выделяется одна промышленная залежь, связанная с продуктивным пластом Б0.

Залежь продуктивного пласта Бо. Пласт Б0 залегает в нижней части тульского горизонта и вскрыт 17ю скважинами (скв. 25, 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 41, 42, 43, 51, 52, 54, 60, 62), из них в 8ми скважинах (скв. 26, 28, 31, 34, 41, 43, 52, 60) пласт нефтенасыщен, а в 9ти скважинах (скв. 25, 27, 30, 32, 38, 42, 51, 54, 62) проницаемая часть пласта замещается неколлектором. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1379.9 м (скв. 28) до -1405.0 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1391.7 м.

Пласт Б0 залегает на бобриковских глинистых отложениях толщиной 2-5 м, а в кровельной части перекрыт глинистой пачкой. Проницаемая часть пласта сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками и распространена в присводовой части месторождения, а к периферии замещается на глинистые разности.

Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43), в среднем составляя 4.6 м.

Пласт Б0 практически не расчленен, коэффициент расчлененности составляет 1.0, среднее значение коэффициента песчанистости - 0.986 .

Нефтяная залежь пласта Б1 вскрыта 8ю скважинами (скв. 26, 28, 31, 34, 41, 43, 52, 60). Размеры залежи составляют 2.6х0.5-1.2 км, высота залежи - 27.1 м. Нефтеносность связана с рыхлыми мелко- и среднезернистыми песчаниками. Эффективная толщина меняется от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43), в среднем составляя 5.4 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43) со средним значением 5.4 м.

Пласт Б0 испытан в трех скважинах (скв. 41, 43, 60) и совместно с Б1 в четырех скважинах (скв. 26, 28, 31, 34). Результаты испытания представлены в таблице 2.2.2. Дебиты безводной нефти только по пласту Б0 составили 10-20 м^з/сут. При совместных испытаниях с пластом Б1 дебиты безводной нефти составили 3.6-21.0 м^з/сут, а в скв.26 - 43.2 м^з/сут на 8 мм штуцере.

Залежи в карбонатных отложениях башкирского яруса

В башкирском ярусе выделяется одна промышленная залежь, связанная с продуктивным пластом А4.

Залежь продуктивного пласта А4. Пласт А4 вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1043.8 м (скв. 43) до -1069.2 м (скв. 25). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1058.5 м.

Пласт сложен карбонатными породами, представленными пористыми и трещиноватыми органогенно-детритовыми известняками, чередующимися с плотными разностями. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 31.2 м (скв. 38) до 47.0 м (скв. 43), в среднем составляя 35.3 м.

Коэффициент песчанистости составляет 0.749, а коэффициент расчлененности - 5.3.

Нефтяная залежь пласта А4 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 5.6 х 4.2 км, высота залежи 49 м. Нефтенасыщенными являются пористые и трещиноватые органогенно-детритовые известняки. Покрышкой залежи служит 10-12-метровая толща верейских глин и аргиллитов.

Эффективная толщина меняется от 10.4 м (скв. 55) до 33.9 м (скв. 41) со средним значением 24.9 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 8.6 м (скв. 55) до 33.9 м (скв. 41), составляя в среднем 22.8 м.

Пласт А4 испытан в 15 скважинах (скв.25, 26, 27, 29, 36, 37, 38, 42, 44, 53, 55, 57, 58, 63, 67). Дебиты безводной нефти составили 5.1-30.0 м^з/сут.

Залежь массивная

Водонефтяной контакт залежи вскрыт 24 скважинами из 30 пробуренных (в 6-и бурение закончено без вскрытия ВНК по конструкции).

По данным ГИС поверхность ВНК имеет характер гофры с абсолютными отметками от 1084.1 до 1103.2 м. Средняя абсолютная отметка -1094.79 м.

Самыми нижними объектами, которые дали безводную нефть в процессе опробования являются: в скв. 25 - интервал глубин 1209.0-1220.0 м (-1083.2-1094.2) и в скв. 26 - интервал глубин 1194.8-1204.4 м (-1080.2-1089.8). Средняя глубина нижних отверстий перфорации данных объектов составляет -1092 м. Данная глубина сопоставима с данными по ГИС. Таким образом, глубина отметки ВНК при подсчете запасов принята равной -1092.0 м.

Залежи в карбонатных отложениях верейского горизонта

В верейском горизонте выделяются 2 залежи нефти, связанные с продуктивными пластами Аз и А2.

Залежь продуктивного пласта Аз. Пласт А3, приуроченный к нижней части верейского горизонта, вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1031.1 м (скв. 43) до -1056.2 м (скв. 25). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1044.3 м. Пласт сложен терригенно-карбонатными породами. В кровельной и подошвенной части пласт А3 изолируется глинами и аргиллитами толщиной 10-14 м от пластов А2 и А4. Проницаемая часть пласта представлена органогенно-обломочными известняками и известковистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 5.8 м (скв. 36) до 9.9 м (скв. 31), в среднем составляя 7.5 м. Коэффициент песчанистости составляет 0.803, а коэффициент расчлененности - 1.5.

Нефтяная залежь пласта А3 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 4.5х2.85 км, высота залежи 31.5 м. Нефтенасыщенными являются органогенно-обломочные известняки и известковые песчаники. Для пласта А3 эффективная толщина является эффективной нефтенасыщенной и меняется от 3.6 м (скв.52) до 8.1 м (скв.60), в среднем составляя 5.9 м.

Пласт А3 испытан в трех скважинах (скв.25, 37, 51) и совместно с А2 в двух скважинах (скв. 32, 35). Результаты испытания представлены в таблице 2.2.2. Дебиты безводной нефти только по пласту А3 составили 11.5-23.3 м^з/сут. При совместных испытаниях с пластом А2 дебиты безводной нефти составили 11.2-13.8 м^з/сут.

Залежь продуктивного пласта А2. Пласт А2 приурочен к средней части верейского горизонта, вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1016.6 м (скв. 43) до -1042.2 м (скв. 25) , средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1029.5 м.

Пласт А2 отделен глинами и аргиллитами толщиной 10-14 м от нижележащего пласта А3. Проницаемая часть представлена органогенно-обломочными известняками и известковистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 6.6 м (скв. 34) до 10.4 м (скв. 26), в среднем составляя 8.6 м.

Коэффициент песчанистости составляет 0.766, а коэффициент расчлененности - 2.3. Нефтяная залежь пласта А2 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 5.55 х 4.35 км, высота залежи 46.6 м. Нефтенасыщенными являются органогенно-обломочные известняки и известковые песчаники, которые перекрываются мощной 20-25-метровой толщей глин и аргиллитов. Для пласта А2 эффективная толщина является эффективной нефтенасыщенной и меняется от 2.0 м (скв. 43) до 10.4 м (скв. 26), в среднем составляя 6.8 м.

Пласт А2 испытан в шести скважинах (скв. 25, 26, 36, 54, 57, 62) и совместно с А3 в двух скважинах (скв. 32, 35). Дебиты безводной нефти только по пласту А2 составили 1.54-17.7 м^з/сут. При совместных испытаниях с пластом А3 дебиты безводной нефти составили 11.2-13.8 мз/сут.

Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт также не установлен. Для подсчета запасов нижняя граница залежи (граница подсчета запасов) принята аналогично пласту Аз на отметке -1062.6 м - условный ВНК по нижнему отверстию перфорации в скв.25.

1.3 Коллекторские свойства пласта

Для физико-литологической характеристики коллекторов продуктивных отложений были использованы макроописания образцов Мордовоозерского месторождения, петрографическое описание шлифов, результаты минералогического анализа и исследований керна.

Бобриковскиий горизонт визейского яруса (пласты Б2, Б1).

Выделяемые в составе бобриковского горизонта пласты Б2 и Б1 имеют сходную литологическую характеристику.

Сложены продуктивные отложения различными песчаниками, преимущественно мелко- и среднезернистыми, часто с примесью крупнопесчаной и гравелитовой фракции. Песчаники часто очень рыхлые, рассланцованные, с редкими аргиллитовыми прослойками. Карбонатный цемент в них отсутствует совсем, а содержание глинистого цемента составляет от 2 до 7,5%. При экстрагировании, даже в керосине, наиболее пористые разности распадаются полностью, очевидно, битум и густая окисленная нефть играет в них роль цементирующего материала. По цвету песчанки бурые, черные и равномерно нефтенасыщенные. Петрографическое изучение этих песчаников позволяет отнести их к классу чисто кварцевых песчаников.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б2 в среднем составляют: пористость - 37,0%, проницаемость - 3067.4 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 88%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 22,1% и 79,1%.

Коллекторские свойства отложений пласта Б1 по керновым данным в среднем составляют: пористость - 32,0%, проницаемость - 1088.5 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 84%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 21,9% и 83,7%.

Тульский горизонт визейский ярус (пласт Б0). Породы тульского горизонта представлены слабо карбонатными сильно алевритистыми мелкозернистыми песчаниками.

Таблица №2 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Обломочная часть песчаников представлена кварцем (75-93%) и калиевым полевым шпатом (1-12%). Содержание глинистых минералов невелико - от 3 до 6%. В глинистых алевролитах - до 16%. Глинистые минералы представлены исключительно одним каолинитом. Кроме глинистого в образцах присутствует карбонатный цемент, содержание которого не превышает 13% и который имеет чисто кальцитовый состав.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б0 в среднем составляют: пористость - 28,6%, проницаемость - 375,9 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 70% (табл. 2.3.2, 3.2.1.1). По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 23,0% и 86,8%.

Башкирский ярус (пласт А4).

Отложения башкирского яруса представлены только одним литологическим типом - известняками.

Основная часть известняков сложена практически одним кальцитом. Встречается небольшое количество образцов с заметным содержанием доломита (до 27-36%). Характерно также присутствие ангидрита, содержание которого достигает 28%. В примесном количестве в некоторых образцах присутствует тонко алевритовая и глинистая примесь, суммарное содержание которых не превышает 6-8%.

Известняки представляют собой различные генетические типы. Собственно органогенно-детритовых не так много. Чаще встречаются комбинированные разновидности органогенно-хемогенного типа, в которых обломки карбонатных раковин различных классов организмов сцементированы хемогенным карбонатным материалом. Встречаются также пеллетовые известняки и чисто хемогенные (мелко- и среднезернистые), которые часто обогащены ангидритом. Реже отмечаются оолитовые известняки. В известняках довольно редко встречается рассеянный и агрегированный пирит, содержание которого иногда достигает 1%.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А4 в среднем составляют: пористость - 15,8%, проницаемость - 353,1 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 80,5%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,9% и 76,0%.

Московский ярус верейский горизонт (пласты А3, А2).

Верейские отложения представлены различными разновидностями известняков, с большим или меньшим содержанием глинистого, алевритистого и песчаного материала. Песчано-алевритовые и глинистые породы присутствуют в подчиненном количестве.

Согласно макроописания, верейские продуктивные отложения представлены известняками биоморфными криноидно-форминиферовыми. Известняки часто рыхлые, участками с пятнистым окремнением, пористые, участками кавернозно-пористые. Характерным является проявление трещиноватости, которая представлена микро- и макротрещинами как горизонтальными, так и вертикальными. На участках интенсивного проявления трещиноватости порода становится плитчатой, некрепкой, легко распадающейся на отдельные кусочки. По цвету известняки бурые, равномерно, слабо или интенсивно нефтенасщенные, встречаются нефтенасыщенные пятнами.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А3 в среднем составляют: пористость - 15,1%, проницаемость - 98,0 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 75,3%.

По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,4% и 65,5%.

Коллекторские свойства отложений пласта А2 по керновым данным в среднем составляют: пористость - 16,8%, проницаемость - 447,5 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 79,0%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 18,5% и 69,4%.

Статистические ряды распределения проницаемости по данным керна для продуктивных пластов приведены в таблице№3.

Таблица № 3 Статистические ряды распределения проницаемости (по данным лабораторного изучения керна)

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства пластовых флюидов Мордовоозерского месторождения изучены по 6 поверхностным и 26 глубинным пробам, отобранным в 10 скважинах из верейских, башкирских и бобриковских отложений. Количество отобранных проб приведено в таблице №4.

Таблица №4 Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	пласт
	А2+А3	А4	Б0+Б1+Б2
Пластовое давление, Мпа	11.9	11.9	15.4
Пластовая температура, °С	37	37	39
Давление насыщения, Мпа	1.0	1.0	1.4
Газосодержание, м3/т	4.04	3.80	3.34
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= 0.4 МПа; t1= 20°С Р2= 0.0 МПа; t2= 20°С	2.76	2.52	2.58
Плотность в условиях пласта, кг/м3	876.0	910.0	922.0
Вязкость в условиях пласта, мПа с	29.88	125.0	149.3
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	6.07	5.5	5.5
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20 °C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	-	-
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20 °С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
	888.0	922.0	937.0

Нефти Мордовоозерского месторождения высоковязкие (от 29.88 до 149,3 мПа*с), высокозастывающие (+3Со без термообработки), высокосернистые (содержание серы в нефтях - от 3.11 до 4.32%), высокосмолистые (от 21 до 25% смол и от 11 до 24% асфальтенов), высокопарафинистые (2-3% твердого парафина). Нефти сравнительно бедные светлыми фракциями и в соответствии с химическим составом относятся к метановому типу.

Таблица №5 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А2+А3

Наименование параметра	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность при 20°С, кг/м3	4	18	884.0-891.0	888.0
Вязкость, мПа.с
при 20 °С	1	3		29.88
при 50 °С
Молярная масса, г/ моль	1	3	242.5-292.0	273.8
Температура застывания, °С				+3
Массовое содержание, %	4	18
серы				3.11
смол силикагелевых				21.09
асфальтенов				24.29
парафинов				2.02
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-	-
Температура начала кипения, °С	1	3	50-63	54.3
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)	-	-	-	-

На основании результатов анализов поверхностных проб нефтей, отобранных в 2002 году, приняты следующие значения плотностей по пластам: А2+А3 - 0,888 г/см³, по А4 - 0,922 г/см³, по Б0+Б1+Б2 - 0,937 г/см³. В соответствии с результатами определений, полученные в 2001 г., значение газосодержания составляет для пластов А2+А3 - 4,04 м³/т, А4 - 3,8 м³/т, Б0+Б1+Б2 - 3,34 м³/т.

Таблица №6 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А4

Наименование параметра	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность при 20°С, кг/м3	4	17	914.0-929.0	922.0
Вязкость, мПа.с
при 20 °С	1	2		125.0
при 50 °С
Молярная масса, г/ моль	2	3	294.9-313.5	302.8
Температура застывания, °С				+3
Массовое содержание, %	4	17
серы				4.04
смол силикагелевых				24.45
асфальтенов				10.85
парафинов				2.15
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-	-
Температура начала кипения, °С	1	3	50-70	58.3
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100 °С	1	3	2.0-3.5	2.8
до 150 °С	-	-	-	-
до 200 °С	1	3	13.0-13.5	13.3
до 250 °С	-	-	-	-
до 300 °С	1	3	30.0-35.5	32.5
Шифр технологической кссификации (по ГОСТ, ОСТ)	-	-	-	-

Таблица №7 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б0+Б1+Б2 (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность при 20°С, кг/м3	7	31	917.0-975.0	937.0
Вязкость, мПа.с
при 20 °С	1	3		149.3
при 50 °С
Молярная масса, г/ моль	2	3	328.9-394.1	369.3
Температура застывания, °С				+3
Массовое содержание, %	7	31
серы				4.32
смол силикагелевых				24.66
асфальтенов				10.42
парафинов				2.72
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-	-
Температура начала кипения, °С	2	3	55-75	63.3
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100 °С	2	3	2.4-4.2	3.2
до 150 °С	-	-	-	-
до 200 °С	2	3	11.5-33.0	18.8
до 250 °С	-	-	-	-
до 300 °С	2	3	29.0-30.0	29.35
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)	-	-	-	-

Таблица №8 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть		выделившийся газ	нефть		выделившийся газ	нефть
	пласт А2+А3	пласт А4	пласт Б0+Б1+Б2
Молярная концентрация компонентов, %
- сероводород	0.040			0.100			0.170
- двуокись углерода	1.257			0.533			1.074
- азот+редкие	15.05			12.447			13.434
в т.ч. гелий
- метан	13.771	0.01		60.395	0.01		48.367	0.01
- этан	17.235	0.01		12.051	0.01		15.724	0.01
- пропан	25.985	0.09		9.947	0.10		10.501	0.04
- изобутан	-	0.08		-	0.06		-	0.02
- норм. бутан	18.12	0.36		3.312	0.21		6.5	0.13
- изопентан	-	0.53		-	0.27		-	0.14
- норм. пентан	6.814	0.75		1.214	0.29		3.145	0.27
- гексаны+высшие		98.17			99.05			99.38
Молекулярная масса		292.03			299.91			384.9
Плотность
- газа, кг/м3	1.685			1.024			1.172
- газа относительная (по воздуху), доли ед.
- нефти, кг/м3		888.0	876.0		922.0	910.0		937.0	922.0

Таблица №9 Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон изменения	Средние значения	Количество исследованных	Диапазон изменения	Средние значениея
	скважин	проб			скважин	проб
	пласт C2b	пласт C1bb+C1t
Газосодержание, м3/м3
Плотность воды, кг/м3						7	1137-1152	1145
- в стандартных условиях
- в условиях пласта
Вязкость в условиях пласта, мПа.с
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа Ч 10-4
Объемный коэффициент, доли ед.
Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л)
Na+ + K+	2	3	940.7-2897.6	2076.2	9	7	984.4-2910.9	1344.5
Ca+2	2	3	208.2-245.9	229.9	9	7	276.5-400.8	319.8
Mg+2	2	3	110.0-132.6	120.9	9	6	137.6-199.2	167.4
Cl -	2	3	3052.2-3582.5	3283.5	9	6	3608.7-3983.1	3743.8
HCO3-	2	3	0.2-3.2	1.8	5	7	0.1-2.8	0.9
CO3-2
SO4-2	2	3	12.1-14.7	13.6	9	6	0.7-11.7	7.9
NH4 +
Br -								249.4
J -								28.56
В +3
Li +
Sr +2
Rb +
Cs +
Общая минерализация, г/л						7	209.2-1137.0	349.8
Водородный показатель, рН
Жесткость общая, (мг-экв/л)
Химический тип воды, преимущественный (по В.А.Сулину)

Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти и растворенного газа



Сводная таблица запасов попутных компонентов растворенного газа

2. Анализ причин вызывающих снижение продуктивности скважин

До 2005 года разработка месторождения велась на естественном режиме.

В начале 2000 года была сделана попытка организации ППД в скважину №27. Были проведены работы по монтажу нагнетательного оборудования и увеличению приемистости скважины в бобриковском горизонте. Всего было закачано 2,65 тыс. т. артезианской воды. Так как объем закачки небольшой, эффект оказался незначительным и увеличения дебита и обводненности в добывающих скважинах не отмечено.

За период 1997-1998 г.г. пластовое давление снизилось из-за отсутствия ППД по всем продуктивным объектам на 10-23% от начального пластового давления, а в 2000 году оно уже снизилось на 25-30%.

На дату анализа (на 01.01.2010 г.) пластовое давление продолжает снижаться, и его падение по объектам составило: по пластам А2+А3 71%, по пласту А4 - 66% и по пластам Б0+Б1+Б2 - 58%. Это говорит о том, что разработка месторождения на естественном режиме приведет к дальнейшему падению пластового давления и снижению добычи нефти.

В виду значительного падения пластового давления недропользователем в 2005 году было принято решение о начале организации системы ППД путем перевода одной добывающей скважины под нагнетание (скв. №55). А в 2006 году с целью реализации рекомендаций ЦКР в нагнетательную скважину №28 были начаты пробные закачки подогретой воды в разрабатываемые объекты. Закачка осуществляется совместно в пласты А2+А3 и А4. К концу 2006 года одной скважиной закачано 113,8 тыс. м³ воды.

Нефть трех эксплуатационных объектов Мордовоозёрского месторождения имеет высокую вязкость в пластовых условиях (до 149 мПа*с), нефтенасыщенные пласты залегают на глубине до 1200 м.

С учетом геолого-физических характеристик для повышения продуктивности и нефтеотдачи пластов, для всех объектов Мордовоозёрского месторождения помимо закачки горячей воды было рассмотрено применение физико-химических методов и других тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

3. Характеристика применяемых методов для повышения продуктивности скважин

Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами доказывает, что для интенсификации добычи нефти из таких коллекторов целесообразно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП, что позволяет существенно увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением.

К наиболее известным методам применяемых на Мордовоозёрском месторождении относятся солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта.

Соляно-кислотные обработки

Назначения и условия соляно-кислотных обработок

При всех своих достоинствах использование соляной кислоты в качестве рабочего агента имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, высокая скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой приводит к тому, что глубина проникновения солянокислотного раствора в пласт невелика. Во-вторых, в силу своих реологических характеристик маловязкие кислотные растворы проникают в наиболее проницаемые участки пласта, и проведение повторных СКО увеличивает каналы растворения и снижает охват пласта кислотным воздействием. В третьих, постановка солянокислотных ванн может приводить к нарушению крепи скважин и быстрому их обводнению.

При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффективность стимулирования возрастает, если реакция кислотных составов с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. Подобный результат будет достигнут в случае применения кислотных составов с пролонгированной скоростью реакции с карбонатными породами, позволяющей увеличить радиус обработки скважины. На практике для этого применяются добавки ингибиторов реакции в солянокислотные растворы и менее активные неорганические и органические кислоты. С этой целью будет использована технология для обработок скважин, вскрывших карбонатный коллектор, с использованием уксусной кислоты.

Для скважин с низкой приемистостью и продуктивностью, находящихся в длительном простое или консервации, с плотными породами-коллекторами или длительное время не подвергавшихся кислотным обработкам, предусматривается предварительная закачка оторочки 10-12%-ного раствора соляной кислоты и ее продавкой ПАВ Нефтенол К.

Анализ проведения соляно-кислотных обработок на Мордовоозёрском месторождении

С целью интенсификации добычи нефти на Мордовоозёрском месторождении за год проведено 14 скв/опер. (соляно-кислотных обработок на добывающих скважинах).

Дополнительная добыча нефти при этом составила 1399,5 т.

На 1 скв/опер. приходишлось 99,96 т. дополнительно добытой нефти.

Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину составил 6,4 т/сут.

Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2009 году составил 90,2 т/сут.

Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер составила - 16 суток.

Необходимо отметить, что большое количество операций по интенсификации добычи нефти проводилось совместно с другими видами работ (перестрелы, ликвидация аварий и др.)

Проведение гидроразрыва пласта

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

Давших при опробовании слабый приток;

С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

С загрязненной призабойной зоной;

С заниженной продуктивностью;

С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими);

Нагнетательных для расширения интервала поглощения.

Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины - изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин).

Анализ и результаты проведения ГРП на Мордовоозёрском месторождении

С целью увеличение продуктивности скважин на Мордовоозёрском месторождении в 2005 году компанией "Шлюмберже" были проведены работы по гидроразрыву пласта с воздействием на призабойную зону. В технологию проведения ГРП компания "Шлюмберже" сильно подробно не посвещало руководство ЗАО "СП "Нафта-Ульяновс". Работы проводились на технике импортного производства и сотрудниками подрядных организаций. Данные параметров проведения ГРП передавались в ЦИТС. Результаты и переданные данные проведения ГРП приведены ниже в таблицах №9,10.

Таблица № 9 Результаты проведенных ГРП (ЦИТС)

№№	№№	Пласт	Интервал	Расход HCl,м3	Vобщ.,	Макс.	До ГТМ	После ГТМ (запускные)
п/п	скв.		Обработки	15%	24%	м3.	давление	Qж,	Q	%	Ндин.,	Насос	Нсп,	Qж,	Q	%	Ндин.,	Насос	Нсп,
				план	план	план	закачки,	м3/сут.	т/сут.	воды	м.		м.	м3/сут.	т/сут.	воды	м.		м.
				факт	факт	факт	атм.
1	2	3	4	5	6	7	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
		С2vr		40,0	25,0	79,1
1	54Мо	(А2+А3)	1191,1 - 1211,0	40,0	25,0	80,2	256,6	23,0	20,4	0,0	1172	НН57	1186	19,4	17,2	1,0	1100	НВ44	1119
		С2vr+C2b		42,0	26,25	81,2
2	44Мо	(А2+А3+А4)	1216,0 - 1259,0	42,0	26,25	81,2	247,8	32,2	29,0	0,1	1092	НН57	1210	40,0	33,8	7,0	1120	НН57	1220
		С2vr+C2b		40,0	25,0	79,1
3	57Мо	(А3+А4)	1199,0 - 1226,0	40,0	25,0	79,1	486,7	24,2	21,6	0,2	1184	НН44	1204	47,0	28,3	6,0	970	НН57	1210
		С2vr
4	50Мо	(А3)	1261,2 - 1275,0					37,3	33,1	0,3	967	НН57	1208

№№	№№	Дата	Эффект на	После ГТМ (на дату замера)	Эффект на
п/п	скв.	остановки	запуска	дату запуска	Qж,	Q	%	Ндин.,	дата	текущую дату
		на	на ВНР	Qж,	Q	м3/сут.	т/сут.	воды	м.	замера	Qж,	Q
		ГТМ		м3/сут.	т/сут.						м3/сут.	т/сут.
1	2	22	23	25	26	27	28	29	30	31	32	33
						44,0	40,0	0,9	1105	21.10.05.	21,0	19,6
1	54Мо	5.10.05.	13.10.05.	-3,6	-3,2	контрольный замер
						37,9	33,6	2,6	1073	21.10.05.	5,7	4,6
2	44Мо	5.10.05.	16.10.05.	7,8	4,8	контрольный замер
						47,0	41,4	3,2	970	21.10.05.	22,8	19,8
3	57Мо	13.10.05.	19.10.05.	22,8	6,7	контрольный замер
4	50Мо	20.10.05.

Таблица №10 Результаты гидроразрывов пласта за 2005 год по Мордовоозёрскому месторождению из геологического отчёта (исп. "Шлюмберже")

№ скв.	Месторождение	Пласт	ГРП	до ГРП	3дня/-10/тек.	Эффективность
			Пласт	Дата	Гель	Нефть	15% HCl	Р нач.(бар.)	Расход м3/мин.	насос	Q ж.	Q н.	%	Нд.	насос	Q ж.	Q н.	%	Нд.	т/сут.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
44	Мордовоозёрское	А2,А3,А4	А3,А4	14.10.2005.	10	тест		12-7.	2,5	НН-57	32	28	0,6	1090	НН-57	40	35	1,4	1090
					8			4	2,5						НН-57	40	35	1,4	1080
							12	20	2,5						1219м
			кислота с доб.	8			5	2,5
							14	19	2,5
			в затрубье вода	9			7	2,5
							16	25	2,5
44	Мордовоозёрское	А2,А3,А4	А3+А4	07.11.		10	тест	47-45.	2,5	НН-57	34	30	0,3	1090	НН-57	40	35	2	1070	8
						10		50-45.	2,5						1219м	42	37	1	1070
			кислота без доб.			16	16	2,5							40	36	0,4	1114
			в затрубье нефть		14		50-45.	2,5							38	34	0,3	1082	6
							21	16.5.	2,5							37,4	34	0,2	1150	6
54	Мордовоозёрское	А2,А3	А2+А3	11.10.	11	тест	70	2,5	НН-57	23	20	0,1	1180	НН-57	35	30	3	1160	+10
					7			5-10.	2,5						1179м	28	24	0,5	1170
			кислота с доб.			10	22	2,5							20	18	0,2	1174
				8		0	11	2,5						30.11.	20	18	0,1	1159	-2
			в затрубье вода				12.	2,5						13.12.	21,2	19	0,3	1180	-1
				10		15	26	2,5
57	Мордовоозёрское	А2,А3,А4	А3+А4	18.10.		10	тест	49-56	2	НН-44	24	21	0,3	1190	НН-57	47	40	3	1030	+19
						12		46	2						1194	40	34	4	1190
			кислота без доб.			18	28	2							36	29	9	1200
					13	0	45	2						30.11.	20	2	15	1180
			в затрубье нефть			22	28	2,5						13.12.	19	16	8	1161	-4
						11		39	2,1							61	53	1	1040

Дополнительная добыча нефти при этом проведении ГРП составила 568 т.

На 1 скв/опер. приходишлось 142 т. дополнительно добытой нефти.

Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину составил 7,8 т/сут.

Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2005 году составил 3,2 т/сут.

Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер составила - 21 суток.

Необходимо отметить, что проведение данных операций довольно дорогостоящее мероприятие и не всегда себя оправдывающее.

Данные о предоставленных услугах и затратах показанных в копиях документах на проведение работ по скважине №57 Мордовоозёрского месторождения.

В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:

1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;

2) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;

3) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т.д.

4. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

Анализ эффективности применяемых методов

Согласно решению ЗАО "СП "Нафта-Ульяновск" на Мордовоозерском месторождении было организовано и осуществлено по временной схеме пробное нагнетание "подогретой" воды в отдельные скважины вскрывшие пласты А2+А3+А4; А3+А4; Б0+Б1+Б2.

Основная цель нагнетания - поиск путей приостановки снижения, а затем поддержания пластового давления, упавшего в последние годы разработки в сводовых частях залежей до предельного уровня.

Закачка агента в пласт для поддержания пластового давления - это четко выраженная цель искусственного восполнения пластовой энергии. Потребность такого восполнения, как правило, связана либо с обеспечением наиболее дешевого - фонтанного способа добычи нефти, либо с недопущением снижения до определенной величины давления насыщения. Только в незначительной степени, этот процесс связывается с увеличением извлечения запасов вязкой и высоковязкой нефти, при условии бесконечно долгой (многократной) промывки водой объемов залежей и с получением высокообводненной продукции.

При этом, во многих геологических условиях, с учетом вязкостных характеристик пластовой нефти, ППД приводит не к увеличению, а к снижению извлечения запасов.

Тепловое же воздействие на пласт путем нагнетания теплоносителя обеспечивает не только повышение выработки запасов нефти, но при этом решаются и проблемы ППД.

В связи с резким снижением пластового давления в разбуренных скважинами сводовых частях всех объектов разработки на месторождении начата пробная закачка "подогретой" воды по следующей временной схеме (Рисунок 4). Вода, из водозаборной скважины 26, насосом подается в теплообменник, в котором нагревается паром, вырабатываемым установкой ППУ. По трубопроводу "нагретая" в теплообменнике вода поступает (закачивается) в скважину с температурой на устье порядка 80єС. Паровой конденсат из теплообменника, через накопительную емкость поступает в ППУ, из которого в виде пара снова подается в теплообменник.

Результаты закачки воды в пласты приведены в таблице №11. Судя по суммарным объемам и срокам нагнетания скважина имеет высокую приемистость.

Таблица №11 Показатели пробной закачки воды в продуктивные пласты Мордовоозерского месторождения

№№скв.	Пласт	Интервал перфорации, м	Вскрытая толщина, м	Дата ввода под закачку	Суммарный объем закачки, тыс.м3	Отработано суток	Приемистость, м3/сут.	Рнаг. на устье, МПа	Температура на устье, єС
28	А2+А3+А4	1214,6-1256,6	19,9	05.06	113,8	539	211	0	80

Рисунок №4 Схема подготовки (подогрева)и закачки воды в пласт

В связи с осуществляемым в промысловых условиях подогревом нагнетаемой воды, произведена расчетная оценка температурного режима на забое нагнетательной скважины при закачке в нее рабочего агента (воды) с различными температурами и темпами ввода теплоносителя.

Исходные данные: · Принята типовая конструкция нагнетательной скважины: - глубина - 1200 м, - диаметр скважины по долоту - 203 мм, - диаметр ЭК - 168 мм, диаметр НКТ - 51 мм; · Темпы нагнетания теплоносителя: 40 т/сут, 60 т/сут, 80 т/сут, 100 т/сут; · Температура теплоносителя на устье нагнетательной скважины: - 60 0С, 80 0С, 100 0С, 120 0С; · Количество тепла (Мкал), вводимого в скважину при режимах:
	40 т/сут	60 т/сут	80 т/сут

Страница:

•  1 
•  2 

курсовая работа "Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения" скачать

Подобные документы

• Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 06.09.2014
  

• Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов

  Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
  
  курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014
  

• Анализ методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях объекта АВ1 Самотлорского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.06.2014
  

• Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

  Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008
  

• Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

  Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин. Устьевое и подземное оборудование. Подсчет балансовых запасов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 01.03.2016
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

  Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 22.04.2013
  

• Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов Карсовайского месторождения

  Внедрение технологии интенсификации добычи нефти на верейско-башкирском объекте Карсовайского месторождения при помощи изменения конструкции скважин с наклонно-направленных на горизонтальные. Применение большеобъемной обработки призабойной зоны.
  
  дипломная работа [4,5 M], добавлен 26.10.2014
  

• Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

  Характеристика геологического строения месторождения Жетыбай, системы его разработки. Техника и технология добычи нефти и газа. Изучение правил промывки скважин для удаления песчаных пробок. Сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 08.02.2015
  

• Скважинная плазменно-импульсная технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений

  Краткая характеристика Приобского нефтяного месторождения, геологическое строение данного района и описание продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа. Комплексные геофизические исследования: выбор и обоснование методов проведения полевых работ.
  
  дипломная работа [560,6 K], добавлен 17.12.2012
  

Другие документы, подобные "Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам