Нестационарное заводнение в условиях Лянторского месторождения

Введение

2.3 Уровень разработанности и проблемы в практике

Список использованной литературы

Введение

Обзорная карта месторождений ОАО "Сургутнефтегаз"

В период истощения основных запасов нефти на "старых" месторождениях России за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов, все большее количество остаточных запасов переходят в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными. В связи с этим интерес специалистов и производственников к этой проблеме, вызванный необходимостью разработки кардинально новых направлений увеличения эффективности выработки остаточных запасов чрезвычайно высок.

В настоящее время основным способом разработки Лянторского месторождения является заводнение нефтяных пластов. Эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При благоприятных геолого-физических условиях при заводнении конечная нефтеотдача не превышает 50…60 % от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях - 30…40%. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением из-за неоднородности коллектора. Для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов возможно увеличение текущего коэффициента охвата пласта заводнением за счет внедрения вытесняющего агента в малопроницаемые нефтенасыщенные участки. Такими возможностями обладает упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение).

Упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа. При этом в нефтяных пластах возникают условия для непрерывного проявления упругих сил пластовой системы. В неоднородных пластах между участками с неодинаковыми свойствами возникают градиенты гидродинамических давлений, за счет которых могут происходить перетоки жидкостей из одних зон в другие. Не все специалисты по заводнению правильно понимают, какую огромную энергию таит метод инициирования и изменения упругих свойств пласта и флюидов за счет переменных полей давлений. Но методы создания изменяющихся энергетических уровней пласта различны.

Использование технологий нестационарного заводнения (НЗ) на ряде месторождений России дало значительный эффект. Однако, как показывает практика, длительное применение одной и той же технологии НЗ на Лянторском месторождении приводит к снижению ее эффективности. Поэтому применяемые технологии нефтеизвлечения претерпевают постоянные изменения в плане их совершенствования. Вместе с тем, следует отметить, что достаточно эффективной технологии выработки трудноизвлекаемых запасов нефти нефтяная промышленность России пока не имеет. В связи с этим многие производственные предприятия по добыче нефти в рамках своей научно-производственной деятельности углубляют объемы исследований по совершенствованию нестационарных систем заводнения водой и другими нефтевытесняющими агентами для вовлечення и интенсификации отбора трудноизвлекаемых запасов, например сочетанием физико-химических и газовых методов. Но идут разными путями, в большинстве случаев не обеспечивая высокую эффективность от базы но ранее известным технологиям НЗ.

Поэтому накопленный на сегодня опыт теоретических, экспериментальных и внедренческих работ нуждается в обобщении и дальнейшем развитии. Новые технологии с использованием НЗ на Лянторском месторождении должны быть направлены на его совершенствование и повышение эффективности нефтевытеснения, что связано, прежде всего, с тем, что по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти. Попытки отдельных нефтяных компаний к интенсификации отбора нефти совместным использованием и расширением области применения физико-химических методов не дали желаемого результата ввиду постоянного роста цен на химреагенты. А газовые методы, имеющие наибольшую ожидаемую эффективность и перспективу, сдерживаются от массового внедрения из-за отсутствия надежного оборудования.

Таким образом, технологии нестационарного заводнения имеют большую перспективу на Лянторе и методические приемы определения эффективности применения технологий НЗ, задачи дальнейшего совершенствования существующих технологий НЗ и создание новых технологий нестационарного нефтеизвлечения являются актуальными проблемами современной нефтедобычи, так как эти технологии сегодня обладают более высокой эффективностью. В настоящее время разработаны и запрограммированы различные разновидности расчета технологических показателей нестационарного заводнения, в том числе: 1 - площадного; 2 - рядного; 3 - углового; 4 - кругового; 5 - шахматного; 6 - синусоидального.

Попытки самостоятельного формирования технологиями нестационарного заводнения специалистами нефтедобывающих предприятий не всегда давали желаемые результаты ввиду того, что программы расчета достаточно трудоемки и с другой требуют повышенной квалификации разработчиков.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе месторождения

Лянторское месторождение нефтегазоконденсатное расположено в Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области, принадлежит Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Открыто в 1966 году. Залежи располагаются на глубине 2 км. Начальный дебит нефти в скважинах 20-150 мі/сутки. Начальные запасы газа свыше 250 млрд.мі.

В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45 метров (южная часть) до +80 метров (северная часть).

Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера: Майкетлор, Тктуридор, Вэнтымлор и другие.

Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.

Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод четвертичных и палеогеновых отложений, а так же минерализованных и высокотемпературных вод апт-альб-саломанского водоносного комплекса.

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1 км², коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти.

В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80 км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск проходит в 75 км к юго-востоку от месторождения.

1.2 Стратиграфия и тектоника

Тюменская свита, охарактеризована неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты, приурочен нефтенасыщенный пласт 2ЮС1. Вскрытая мощность свиты варьирует от 52 до 131 м.

Васюганская свита имеет двухслойное строение. Разрез нижней части свиты преимущественно глинистый и сложен темно-серыми аргиллитами, тогда как разрез верхней части представлен алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. В разрезе васюганской свиты выявлен нефтеносный горизонт ЮС1, который представляет собой пачку переслаивающих пропластков мелко- и среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями алевритистых аргиллитов. Доля алевритистых аргиллитов в составе горизонта ЮС1 составляет порядка 25-30 %. В песчаниках преобладает кварц. Отсортированность обломочного материала хорошая и средняя. Цемент глинистый и его содержание в песчаниках и алевролитах соответственно составляет 5-10% и 15-20%. Нефтеносный горизонт ЮС1 представлен двумя продуктивными пластами: 1ЮС1 и 1ЮС2 (основной). Общая толщина свиты изменяется от 53 до 75 м. Баженовская свита, выражена битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и характеризуется повсеместным распространением, выдержанностью по площади и по разрезу и поэтому является надежным региональным репером при расчленении и сопоставлении разрезов скважин. Меловая система представлена осадками нижнего и верхнего отделов. В составе нижнего отдела выделяются отложения мегионской, вартовской, алымской свит, а также нижней части покурской свиты. Мегионская свита залегает в основании нижнемелового комплекса и расчленяется на пять пачек. Отложения подошвенной части образуют подачимовскую пачку, сложенную темно-серыми аргиллитами, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод, фораминифер, характеризующих берриасский ярус. Подачимовская пачка отличается хорошей выдержанностью в пределах всего Широтного Приобья. Толщина пачки 40-50 м. Ачимовская пачка охарактеризована преимущественно глинистыми породами серыми, светло-серыми, известковистыми, в нижней и верхней части пачки с прослоями песчаников различной степени глинистости и алевролитами. Песчано-алевролитовые прослои являются продуктивными и индексируются в нижней части как пласты БС21-22 и БС18-19, а в верхней части - пласты БС17, БС16 и 0БС16. Для продуктивных пластов верхней части Ачимовской пачки характерно линзовидное залегание. Толщина пачки варьирует от 60 до 167м. Третья пачка мегионовкой свиты - глинистая - глинистая, образована аргиллитоподобными глинами темно-серыми, местами с тонкими прослоями с светло-серого песчаного материала. Четвертая пачка сложена чередованием прослоев песчаников и алевролитов с пропластками аргиллитов и аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Именно с разрезом этой пачки связаны продуктивные пласты БС12, БС11 и БС10.

Коллектора продуктивных пластов БС10-12 в пределах района исследований развиты в виде меридионально вы- тянутых полос, расширяющихся в северном направлении. Отдельные продуктивные пласты, вернее их песчаные разности нередко к западу и востоку выклиниваются и замещаются плохо проницаемыми разностями пород. Местами между песчано-алевролитовыми породами пластов БС12 и БС11, БС11 и БС10 прослои глинистых разделов отсутствуют и они сливаются воедино. В таких случаях границы между этими пластами проводятся условно. Разрез мегионской свиты завершается пачкой темно-серых аргиллитов плотных слабоалевритистых. Эта пачка характеризуется широким распространением по территории региона и известна в стратиграфической схеме разреза осадочной толщи Западной Сибири как чеускинская. Толщина мегионской свиты с 400м запада (скв. 25) возрастает до 506м на востоке (скв.103). Четвертичные отложения представлены аллювиальными и озерно-аллювиальными образованьями - песками, супесями, суглинками и глинами общей толщиной порядка 15-30м. В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу. Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту " " представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров. Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями. Согласно тектонической карты мезазойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антиклизы в северозападной части Сургутского свода. Здесь выделяют положительные структуры второго порядка: Востокинский и Лянторский валы. Пимский вал по отражающему горизонту "Б" оконтуривается сейсмоизогипсой -2700 метров, в пределах которой его размеры составляют 20х190 километров. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 22х55 километров. Он осложнен поднятиями третьего порядка.

Два южных из них Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту "Б" изогипсой -2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров.

Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту "Б", ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделение здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.

В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.

В тектоническом отношении Лянторское месторождение приурочено к нескольким локальным поднятием 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка - Савуйского структурного носа и Лянторского куполовидного поднятия. Последние осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода. В северной части месторождения Тевлинская, Западно-Тевлинская и Когалымская положительные структуры 3-го порядка формируют Тевлинское куполовидное поднятие.

Геологический разрез Лянторского месторождения представлен образованиями двух структурных элементов - палеозойского складчатого фундамента и мезокайнозойского платформенного осадочного чехла. Нефть подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. (см. рис. 1)

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

Основные запасы нефти Лянторского месторождения, 99,7%, приурочены к терригенным пластам АС9-АС11, выделенным верхней части вартовской свиты готеривбарремского возраста. Продуктивные пласты АС9, АС10, АС11, представленные песчаниками и алевролитами, отделяются друг от друга глинистыми перемычками толщиной от 2 до 8 метров между пластами АС9 и АС10 и от 0,6 до 3 метров между АС10 и АС11 (см. рис. 2)

Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС₇ и AC₈, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных максимальных толщин пласта АС₉ к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13, 14.

Залежи пласта АС₉ характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44м.

Проницаемая часть пласта АС₉ представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24%)

Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10^-3 мкм² и изменяется от 1,1*10^-3 до 1830*10^-3 мкм². Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100*10^-3 - 500*10^-3 мкм², проницаемость более 500*10^-3 мкм² характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10^-3 до 495*10^-3 мкм². Участки с проницаемостью более 500*10^-3 мкм² отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10^-3 до 100*10^-3 мкм² выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.

Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости- 432*10^-3 мкм². В пласте АС10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Эффективные толщины пласта АС₁₀ в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом.

Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры. Характер изменения песчанности пласта АС₁₀, очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2-1.0.

Газонефтяные залежи пласта АС₁₀ являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи пласта АС₁₀ были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщен-ная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.

Залежи пласта АС₁₀ отделяются от вышележащего пласта АС₉ глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.

Проницаемая часть пласта АС₁₀ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезерни-стых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АС₁₀ изучены по 88 скважинам.

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28% Проницаемость изменяется от 1,3*10^-3 до 2735*10^-3 мкм². По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100*10^-3 до 500*10^-3 мкм . Участки с проницаемостью менее 100*10^-3 мкм² тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.

Коллекторские свойства пласта АС₁₀ определялись также по данным ГИС. Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1*10^-3 до 1493*10^-3 мкм² при среднем значении 590*10^-3 мкм². Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые, с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса нефти высокая -162.

Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской, Январской и Востокинской структур).

Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6). Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.

Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5 % (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водо-насыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2*10^-3 до 698*10^-3 мкм² при среднем значении 266*10^-3 мкм², по нефтенасыщенной части -258*10^-3 мкм², по водо-насыщенной -276*10^-3 мкм². Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10^-3 до 316*10^-3 мкм².

Коллекторские свойства пласта АС и определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 536*10^-3 мкм² при вариациях 1*10^-3 - 1493*10^-3 мкм².

От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо-восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники (см. рис.3)

Рис. 2 Зональные карты пласта АС9 (а) и АС10 (б): 1,2 - контуры газоносности внешний и внутренний; 3,4 - контуры нефтеносности внешний, внутренний; 5,6,7,8,9 - зоны насыщения соответственно газовая, газонефтяная, чистонефтяная, газоводонефтяная, водонефтяная.

1.4 Характеристика пластовых флюидов

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры. Основная характеристика продуктивных горизонтов приведена в таблице 1.

В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11; - нефтяные - в пластах БС8, БС8І, БС16…17, БС18 и другие.

По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей продуктивных, основных пластов АС9…11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложно построенным.

Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пласт продуктивен в присводовых частях Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22,5 м при среднем значении 6,3 м. Проницаемая часть пласта представлена мелкозернистыми песчаниками с прослоями крупно-, среднезернистых алевролитов. Разрез пласта более или менее однородный.

Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%). Нефть в пласте залегается в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Проницаемая часть пласта представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. В крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30…44 метров. Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта.

Пластовые флюиды объектов БС₈ и ачимовской толщи по имеющейся информации несколько отличаются от вышележащих пластов в сторону меньших значений- газонасыщенности (44-37 м³/т) и плотности дегазированной нефти (876-873 кг/м³). Пластовые нефти объектов БС₈ и ачимовской толщи характеризуются более высокой концентрацией гомологов метана группы С₂ - С₅ (до 10-16%), что связано с относительно низкой плотностью жидкой фазы. Физико-химическая характеристика пластовых нефтей исследована на образцах 116 глубинных проб из 71 скважины и на образцах 160 поверхностных проб из 131 скважины. Нефти пластов АС_9-11 близки по своим свойствам. Основные характеристики пластовых нефтей представлены в таблице 2.

Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса высокая - 162. По содержанию компонентов нефти пласты АС9, АС10, АС11 близки между собой. Молярная доля метана в составе пластовых газонасыщенных нефтей около 37% для нефтяной зоны и около 53% для газонефтяной зоны. Дегазированные нефти пластов АС9, АС10, АС11 тяжелые, вязкие, сернистые, парафинистые, смолистые. Пласт АС9 - средней плотности. Нефть пласта АС11 малосмолистая, остальных пластов - смолистые. Характеристика продукции скважин, вскрывших газовую шапку, изучена на материалах исследований 10 скважин пласта АС9 и 13 скважин пласта АС10. Нефтяной газ ярко _ыраженного метанового типа с молярной концентрацией метана более 90%, содержание неуглеводородных компонентов (азот, диоксид углерода) невелико и в сумме не превышает 2,2 %. Характеристика газа и конденсата газовых шапок приведена в таблице 3

Выход сырого конденсата по пластам АС₉,, АС₁₀ составляет 62 см³/м³ и 63,5 см³/м³ соответственно, выход стабильного конденсата - 53 см³/м³. Плотность стабильного конденсата в среднем равна 745 кг/м³.

Пластовые воды насыщенны газом метанового состава. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,6-2,9 м³/м³. Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно - натриевого типа (ГКН), лишь в восточной части месторождения - хлоркальциевого (скважины № 18, 52, 54, 62, 77) и хлормагниевого (скважины № 66, 69, 70, 78). Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия, калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. Сульфаты отсутствуют, либо их концентрация незначительна.

В качестве микрокомпонентов присутствуют аммоний, бром, йод, бор, которые приведены в таблице 4.

Таблица 1. Характеристика продуктивных горизонтов.

Таблица 2. Характеристика пластовых нефтей пластов АС9-11 Лянторского месторождения.

Таблица 3. Свойства и состав нефтяного газа Лянторского месторождения.

Таблица 4. Основные физические свойства пластовых вод Лянторского месторождения.

1.5 Состояние разработки месторождения

Лянторское месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазоносные пласты АС9, АС10, АС11, объединенные в один объект АС, нефтенасыщенные - БС8І, БС18.

Разработка месторождения велась согласно "Технологической схеме разработки Лянторского месторождения", составленной в 1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и "Анализа разработки Лянторского месторождения", выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:

§ Выделение одного объекта разработки АС9-11;

§ Размещение добывающих и нагнетательных скважин по обрашенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв.

В настоящее время разработка месторождения ведётся на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в 1985 году.

Месторождение находится в начальной стадии падения добычи нефти.

Проектный уровень добычи нефти (10 млн т) на месторождении был достигнут в 1989 году, максимальный уровень в 1990 году составил 10,35 млн т.

По состоянию на 01.01.1995 г. на балансе НГДУ числится 5030 скважин, то есть реализовано 75,8% проектного фонда. С начала разработки на месторождении отобрано 99,7 млн т нефти, текущий КИН утвержденных запасов составил 0,098 при текущей обводненности 81,6%.

С 1991 года эксплуатационное бурение было перенесено из краевых зон в центральную часть месторождения, которая представлена преимущественно газонефтяной и водогазонефтяной зонами. Объемы эксплуатационного бурения снизились в 1991 году до 846,7 тыс.м, в 1993 - до 671,1 тыс.м при проектных на 1990-1995гг. - 1100 тыс.м в год.

Перенос бурения в центральную часть привел к резкому росту объемов добычи природного газа. В сложившейся обстановке эксплуатация скважин с высоким газовым фактором затруднена, добывающие скважины переводятся в другие категории или в бездействие, консервацию.

Так, в 1991-1992 гг. из добывающего фонда скважин было переведено в фонд газовых 300 скважин. Скважины находятся в обширных подгазовых зонах с незначительными нефтенасыщенными толщинами при отсутствии или незначительных толщинах глинистых разделов на уровне газонефтяного контакта.

Таким образом, основной причиной, осложняющей разработку месторождения, являются прорывы к забоям добывающих скважин природного газа. Суммарный газовый фактор (с учетом отбора природного газа) за последний период увеличился с 556,6 мі/т в 1990г. до 746,2 мі/т в 1994 г., что связано с разбуриванием газонефтяных и газоводонефтяных зон.

Таким образом, эффективность добычи нефти на Лянторском месторождении низкая в связи со значительными отборами природного газа и пластовой воды. За 2003 год добыто 8397,099 тысяч тонн нефти при плане 8090 (на 139,349 тысяч тонн больше чем в 2002 году), что составляет 83,98% максимального годового уровня добычи нефти. Темп отбора от начальных извлекаемыз запасов составил 3,7%. Уровень добычи жидкости на 2003 год составил 1147735,166 тысяч тонн при плане 116557. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год составил 6,7 т/сут, по жидкости - 92,2 т/сут, при средней обводненности 92,68%, снижение по отношению к 2002 году составило 0,02%. Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2003 год с учетом эффективности прошлых лет составил 2186,808 тысяч тонн нефти, ГРП провели в 8 добывающих скважинах и 1 нагнетательной, дополнительная добыча составила 80,152 тысячи тонн, ГПП - в 8 добывающих скважинах, дополнительная добыча составила 12,717 тысяч тонн.

Кроме того, провели гидромеханическую шелевую перфорацию в 13 добывающих скважинах и 2 нагнетательных, дополнительно добыто 23,855 тысяч тонн нефти. В течение 2003 года провели работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 19 добывающих и 16 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидации межпластовых перетоков в 20 добывающих и 52 нагнетательных скважинах, по снижению обводненности продукции - в 39 добывающих, с целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 6 нагнетательных скважинах, в 7 - ликвидацию негерметичности забоя. В 2003 году введены в разработку 64 новые добывающие скважины, добыча по которым составила 211,1 тысяч тонн нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 19,3 т/сут при среднегодовой обводненности - 58,56%. Всего за 2003 год введено под закачку 18 скважин, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин под конец года составил 1303, действующих - 1165 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 330,5 мі/сут. Для оценки выработки запасов и определения текущей газонасыщенности за 2003 год проведены исследования углеродкислородным каротажем в 29 контрольных скважинах с неперфорированной эксплуатационной колонной. Ко

В 2003 году планируемый объем промыслово-гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно "Регламенту по исследованию скважин" составлял 4910 добывающих и нагнетательных скважин, фактически исследовано 4898 скважин.

Охват от действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин составил 100%. Физико-химические исследования жидкости проведены в 3648 скважинах, что также составили 100% охвата от действующего фонда.

По состоянию на 1.01.2004 года на месторождении пробурено всего 5821 скважина, что составляет 96,1% проектного фонда. Отобрано 173029,316 тысяч тонн нефти с начала разработки (77,1% от начальных извлекаемых запасов). Фонтанный фонд составил всего 112 скважин, дающих - 38, со средним дебитов. Контроль и наблюдение ведется в 150 скважинах. Добыча нефти по скважинам составила 73,982 тысяч тонн - 0,9% от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи - 97,9% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8217,740 тысяч тонн).

Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2004 года составил 3360 - со средним дебитом нефти, 1,6 т/сут, добыча за 2003 год добывающих скважин составила 105,377 тысяч тонн (1,2%). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2004 года по месторождению составил 359 скважин, добывные возможности которых на конец года составили 803,9 т/сут.

Извлечение нефти на месторождении сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Практически все скважин работают с водой, с обводненностью до 50% работает 151 скважина (4,5% действующего фонда), с обводненностью от 50 до 90% работают 706 скважин (20,9%).

Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90% (2516 скважин - 74,6%), из них 286 скважин работают обводненностью более 98% (8,5%), добыча из них составляет 434,9 т/сут нефти и 30888,6 т/сут жидкости.

Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением боковых стволов 63 скважины. Это, в основном, скважины со слабым притоком (2/3 от общего количества), высокообводненные и аварийные скважины.

Горизонтальные стволы пробурены в 43 скважинах, пологих - в 19, и один неориентированный ствол. Средний дебит нефти новых боковых стволов составил 14,2 т/сут. Добыто новыми боковыми стволами в 2003 году 159,275 тысяч тонн нефти, с начала внедрения мероприятия - 1460,620 тысяч тонн нефти.

Эффективно бурение боковых стволов в скважинах, не имеющих в разрезе газа, или имеющих небольшой этаж газоносности. Скважины с таким типом разреза располагаются в приконтурных областях месторождения (районы ДНС-6, 8, 19) или на Тайбинской структуре (район ДНС - 18).

По состоянию на 01.01.2004 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 51 скважину, 9 - в неработающем фонде, из них 4 скважины из-за прекращения фонтанирования.

· Состояние разработки пласта АС9.

Пласт разрабатывается с 1980 года по площадной девятиточечной системе с плотностью сетки 16га/СКВ. В 1994 году разработка пласта перешла на стадию снижающейся добычи нефти. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1990 году и составил 3562 тыс.т. На 01.01.1995г. из пласта было добыто 30362 тыс.т нефти, 85393 тыс.т жидкости. В целом по пласту при обводненности 77% коэффициент нефтеотдачи составил 0,088. Процесс вытеснения нефти из коллекторов характеризуется низкой эффективностью, утвержденный коэффициент нефтеотдачи 0,369 достигнут не будет. Основной способ эксплуатации скважин пласта АС9 - ЭЦН (77% добывающего фонда), ШГН (13% добывающего фонда), в незначительном количестве - фонтанный способ. Следует отметить низкий коэффициент использования добывающего фонда скважин пласта. На 01.01.1995г. в добывающем фонде превышало 1443 скважин, из них 380 находились в бездействии.

Согласно проведенному анализу геофизических исследований добывающих скважин пласта АС9, коэффициент работающей толщины изменяется по скважинам от 0,15 до 1,0 и в среднем равен 0,95. Приток не по всей эффективной перфорированной толщине отмечен в 19 скважинах. Во-первых, пласт не включается в работу полностью в скважинах, где перфорацией вскрыты интервалы с различным насыщением (нефть, вода). Фильтрация флюида происходит, в основном, по подошвенной и средней части пласта. Запасы нефти в кровельной части вырабатываются слабо и требуют больших объемов прокачки. Во-вторых, отсутствие притока в отдельных интервалах обусловлено различием фильтрационно-емкостных характеристик в разрезе пласта.

В 7 исследованных скважинах отмечена затрубная циркуляция воды из нижних водонасыщенных пропластков пластов АС9 и АС10.

Закачиваемую воду пласт принимает практически по всей эффективной перфорированной толщине. Коэффициент работающей толщины изменяется от 0,22 до 1,0 и в среднем равен 0,96.

При совместной эксплуатации пластов АС9-10 в добывающих и нагнетательных скважинах коэффициент работающей толщины ниже, чем для самостоятельных скважин и составляет для добывающих скважин - 0,85, для нагнетательных - 0,87.

· Состояние разработки пласта АС10.

За прошедший период разработки добыча нефти месторождения определялась добычей из пласта АС10, содержащего 57,4% балансовых запасов нефти категорий В+С1. Разработка пласта находится на стадии снижающейся добычи нефти, максимальный уровень был достигнут в 1990 году и составил 6220 тыс.т.

В целом по пласту при обводненности 83,7% коэффициент нефтеотдачи составил 0,100 утвержденных извлекаемых запасов нефти, что свидетельствует о низкой эффективности выработки запасов нефти пласта АС10.

По состоянию на 01.01.1995г. на балансе НГДУ числилось 1968 добывающих скважин, эксплуатирующих пласт АС10, из них 446 находилось в бездействии. Основным способом эксплуатации является ЭЦН - 85,7% действующего фонда скважин.

Результаты геофизических исследований по контролю за состоянием разработки свидетельствуют о том, что коэффициент работающих толщин по самостоятельным добывающим скважинам пласта АС10 равен 0,95, в то время как по скважинам, работающим совместно с пластом АС9, он равен 0,85, с пластом АС11 - 0,7. Основным источником обводнения является закачиваемая вода. При эксплуатации водонефтяной зоны происходит также подтягивание пластовой воды снизу, либо затрубная циркуляция воды в интервале перфорации вследствие малой расчлененности и отсутствия глинистых разделов на уровне ВНК пласта АС10. Наличие затрубной циркуляции в интервале перфорации пласта АС10 отмечается в 53 скважинах, т.е. в 28% исследованных скважин самостоятельного фонда.

По скважинам, эксплуатирующим совместно пласты АС9, АС10, основной приток происходит из нефтеводонасыщенных интервалов пласта АС10. Так, в 7 скважинах приток из пласта АС9 не отмечается вообще, а в 4 скважинах пласт АС9 отдает флюид не по всей перфорированной толщине. Основным источником обводнения являются перетоки пластовой воды пласта АС10, а также прохождение фронта нагнетаемой воды по пласту АС9.

Фонд нагнетательных скважин на 01.01.1995 г. составил 614 единиц, из них действующих 480 скважин. В бездействии находится 126 скважин. Фонд совместных скважин составляет 87, из них совместных с пластом АС9 - 61, с пластом АС11 - 26.

Геофизическими исследованиями также установлено, что лучшие показатели работы имеют самостоятельные скважины пласта АС10. Коэффициенты принимающей толщины в них составляют 0,97, в скважинах, совместных с пластом АС9, - 0,87. В 6 скважинах из 17 исследованных совместных с пластом АС11 принимает только пласт АС11, в 3 скважинах - только пласт АС10, в остальных 8 скважинах воду принимают оба пласта. Отмечено, что при перфорации газонасыщенных интервалов вода уходит вверх в газонасыщенную часть пластов. При перфорации нефте- и водонасыщенных интервалов вода продвигается, в основном, не фронтально, а уходит в водонасыщенную часть пластов. Вследствие этого происходит подъем ВНК и подтягивание конуса воды в добывающих скважинах, при этом вырабатываются нижние пропластки, а выработка кровли значительно отстает. Из-за поднятия ВНК и поглощения воды газонасыщенными попластками в ряде скважин произошло замещение нефти и газа на воду и нефть с водой.

· Состояние разработки пласта АС11.

Максимальный уровень добычи нефти по пласту АС11 был достигнут в 1986 году и составил 792 тыс.т. В настоящее время разработка пласта находится в стадии падающей добычи нефти. На 01.01.1995 г. из пласта отобрано 7626 тыс. т. Нефти, 28679 тыс. т. Жидкости, закачано 66166 тыс. мі воды. Среднегодовая обводненность продукции пласта АС11 в 1994 г. составила 84,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,122.

На 01.01.1995 г. на балансе НГДУ по пласту АС11 числится 236,5 скважин, в том числе добывающих - 151, нагнетательных - 62. Основным способом эксплуатации является ЭЦН (58%). Действующий добывающий фонд составил 116 скважин, действующий нагнетательный фонд - 39 скважин.

Пласт АС11 перфорирован совместно с пластом АС10 в 84 скважинах, в том числе в 59 добывающих и 25 нагнетательных.

2. Теоретическая часть

2.1 История вопроса

Современное состояние сырьевой базы нефтяной отрасли России характеризуется ухудшением структуры и качества запасов. Это обусловлено, во-первых, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, а во-вторых, ростом числа небольших месторождений, доля которых за последние годы в структуре текущих запасов нефти значительно возросла. Разработка таких объектов по обычным технологиям малоэффективна. Закачка различных химических реагентов и их композиций для повышения нефтеотдачи пластов связана с большими затратами. Кроме того, их применение имеет свои ограничения, а результаты не всегда убедительны.

Данные теоретических исследований, экспериментальных и промысловых испытаний свидетельствуют об эффективности физического воздействия на пласт с применением вибросейсмического и виброволнового методов.

Нестационарное заводнение включает периодические изменения режимов работы нагнетательных, а в общем случае - части добывающих скважин. В комплексе с упругими колебаниями оно способствует снижению необходимых для достижения порогового уровня мощностей забойных волновых генераторов, так как создает фоновое знакопеременное поле давления, в котором породы пласта в межскважинном пространстве испытывают чередующиеся сжатие - растяжение. Воздействие упругими колебаниями с относительно малой интенсивностью в поле нестационарного заводнения может служить своеобразным "спусковым крючком", влияющим на изменение фильтрационных процессов в пористых средах, структурно-механического состояния породы пласта и насыщающих его компонентов. В результате присущие циклическому заводнению эффекты капиллярной пропитки и изменения направления фильтрационных потоков интенсифицируются и дополняются включением через активизированные зоны деструкции и трещины в процесс фильтрации слабодренируемых и застойных, а также гидродинамически изолированных ранее полей, что обеспечивает синергетический эффект. Хорошо известно, что при периодической работе скважины в неоднородных по проницаемости и послойно заводненных пластах создастся упругий режим фильтрации жидкости, при котором на поверхности контакта незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопроницаемых пластов возникают гидродинамический градиент давления, направленный по нормали к поверхности контакта, а также капиллярные силы, направленные на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных слоях. При остановке добывающей скважины в высокопроницаемых заводненных пластах процесс восстановления пластового давления протекает быстрее, чем в незаводненных низкопроницаемых пластах.

Переток воды в низкопроницаемый пласт т высокопроницаемого пласта существует до тех пор, пока пластовое давление в них не уравняется.

Пластовое давление во всех пластах становится одинаковым и равным давлению на контуре питания тогда, когда завершится процесс восстановления давления в низкопроницаемом пласте. Этот период времени от момента остановки скважины до восстановления давления в низкопроницаемом пласте и является временем простоя скважины при работе ее в периодическом режиме эксплуатации.

При спуске скважины в эксплуатацию процесс снижения пластового давления протекает быстрее в высокопроницаемых пластах, чем в низкопроницаемых, в связи с чем возникает переток жидкости (нефти) из низкопроницаемых пластов в смежные высокопроницаемые, который продолжается до перехода работы пластов с упругого на установившейся стационарный режим фильтрации жидкости, при котором давления в пластах одинаковы. Установившийся стационарный режим фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости пластах достигается тогда, когда расширяющаяся депрессионная воронка по низкопроницаемому пласту достигает контура питания.