Обоснование мероприятий по повышению нефтеотдачи для пластов AC10, АС11 и АС12

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Санкт-Петербургский  государственный горный институт

им. Г.В. Плеханова 

(технический  университет) 
 
 
 

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений 
 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ 
 

По дисциплине  _______________________________________________________

________________________________________________________________________

^{(наименование  учебной дисциплины  согласно учебному  плану)} 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА 

Тема: ___________________________________________________________________

________________________________________________________________________ 

Автор: студент гр. _______    ____________________     /______________/

                                        ^{(подпись)   (Ф.И.О.)} 
 

ОЦЕНКА: _____________ 
 

Дата: ___________________ 
 

ПРОВЕРИЛ 

Руководитель     ________       ________________        /_____________/

                      ^{(должность)                           (подпись)                                  (Ф.И.О.)} 
 
 
 
 
 

Санкт-Петербург

2008 
 
 

СОДЕРЖАНИЕ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ

     Составной частью геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности  использования эксплуатационного фонда скважин, являются методы воздействия на призабойную зону пласта, целью применения которых является увеличение нефтеотдачи добывающих скважин.

     Применение  их обусловлено тем, что процессы вскрытия и освоения пластов, мероприятия, связанные с ремонтом скважин, выполняются с использованием водных растворов на глинистой основе или водных растворов солей. Это приводит к кальматации порового пространства коллектора твердой фазой растворов, проникновению фильтрата в прискваженную зону, набуханию глинистых составляющих коллектора, образованию стойких малоподвижных систем «нефть-вода» с высоким градиентом сдвига. Следствием названных изменений, происходящих в призабойной зоне пласта, является снижение продуктивности скважин, а в ряде случаев невозможность вызова притока нефти, уменьшение действующей толщины пласта. Сокращение периода фонтанной эксплуатации скважин, снижение технико-экономических показателей механизированных способов добычи нефти.

     Среди используемых методов воздействия  доминирующее положение занимают физико-химические методы, в частности, кислотные обработки. К преимуществам кислотных обработок следует отнести простоту технологических решений, доступностью используемых материалов, низкие эксплуатационные затраты на проведение работ.

     Проведен  значительный объем работ по совершенствованию  кислотных композиций и технологии их применения в нашей стране и за рубежом. В результате проведенных исследований разработан широкий перечень кислотных композиций и технологических приемов их использования.

     Многообразие  видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения в значительной степени зависит от того, насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения.

     На  промыслах Западно-Сибирского комплекса кислотные обработки призабойной зоны пласта получили широкое применение и составляют более 80% от всего объема работ по воздействию на призабойную зону пласта. Эффективность их применения, несмотря на значительный накопленный опыт, остается низкой.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1. Общие сведения.

     ООО «Юганскнефтегаз» – одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий России, дочернее предприятие нефтяной компании «РОСНЕФТЬ», входящей в десятку самых мощных нефтяных компаний России, которое было создано на базе 4 НГДУ ООО "Юганскнефтегаз" (НГДУ "Мамонтовнефть", НГДУ "Юганскнефть", НГДУ "Майскнефть", НГДУ "Правдинскнефть") в 2004 году.

     Приобское месторождение ЦДНГ-12, являющееся собственностью ООО «Юганскнефтегаз», открыто в 1982 г., введено в разработку в 1988 году. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска (рисунок 1). В непосредственной близости к Приобскому расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 км восточнее), Правдинское (57 км на юго-восток).

     Месторождение относится к чрезвычайно сложным  для освоения как с точки зрения разработки недр, так и работы на поверхности. Сложность в освоении  месторождения заключается также и в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.

     Левобережная  зона охватывает южную часть лицензионного  участка СЛТ. В пределах коренного левого берега, начиная с 1988 г., ведется разработка горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂.

     На  сегодняшний день эксплуатационное бурение ведется в пределах пойменного участка. Всего на 01.01.2005 года пробурено 1081 эксплуатационных скважин.

     Правобережная зона занимает северную часть лицензионной территории месторождения. Начиная  с 1999 года, ведется эксплуатация правобережного участка, разбуривание приостровной части.

     Накопленная добыча нефти по месторождению на 01.01.2003 составила 28531 тыс.т., годовая добыча – 11883 тыс.т.

     Месторождение по площади и разрезу изучено  с разной степенью детальности. Сейсморазведочные  работы на площади их проведения позволили  выделить области распространения  песчаных тел, их толщины, и тем самым  увеличить степень достоверности прогнозов. Наименее разведан северный и северо-западный участок, занимающие территорию Горшковской площади, где пробурены единичные разведочные скважины и по редкой сети отработаны сейсмические профили МОГТ. 

Рис. 1.1. Месторождения ООО Юганскнефтегаз 
 
 
 

1.2. Состав и свойства  пород-коллекоров.

      Продуктивные  отложения на территории Приобского месторождения  сформированы в позднеюрское и меловое время. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС. По данным геофизических исследований, испытаний пластов наличие свободной воды не установлено. Залежи нефти представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью. Отложения генетически связаны с двумя основными типами литофаций: турбидитные и шельфовые осадки. Литологический состав пород представлен промежуточными разностями между песчаниками и алевролитами.

      Продуктивными  пластами  на  Приобском  месторождении  являются пласты группы "АС":  АС₇, АС₉,  АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂.  В стратиграфическом плане данные пласты  относятся к меловым отложениям верхнеевартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием  аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые,  серые с зеленоватым оттенком,  алевритистые, слюдистые.  Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые.  Среди аргиллитов  и песчаников  встречаются  прослои  глинистых  известняков,    конкреции сидерита.

      Горизонт  АС₁₀. Основной пласт-коллектор на левой части месторождения. Подразделяется на пласты АС₁₀⁰, АС₁₀¹, АС₁₀^2-3. Имеет место увеличение зернистости вверх по разрезу, что свидетельствует об условиях бокового наращивания (фация авандельты). На месторождении горизонт АС₁₀ представлен глубоководными фациями конуса выноса и дельтовыми отложениями на шельфовой части горизонта АС₁₁. Эта глубоководная часть, которая в соответствии с кодировкой пластов называется АС₁₀^2-3, формировалась в западной части, вниз по падению, клиноформы горизонта АС₁₀. При низком уровне моря шельф горизонта АС₁₀¹ был эродирован и осадки снесены в более глубокие части через подводные каньоны, прорезанные в склоне шельфа горизонта АС₁₀¹. По каротажным и керновым данным пласт имеет слоистое строение. Детальная корреляция скважин эксплуатационных участков по продуктивному горизонту АС₁₀ показала, пласт представляет собой единое песчаное тело. На левом берегу имеет место плавный переход от шельфовых отложений к склоновым. При этом пласт имеет двучленное строение с увеличенной мощностью.

      Горизонт  АС₁₁. На Приобском месторождении это основной коллектор, который имеет лучшие коллекторские свойства и высокие дебиты при опробовании. Песчаник АС₁₁ имеет схожее строение с пластом АС₁₀, и он также формировался в процессе бокового наращивания. Пласт АС₁₁ имеет зону большой мощности, которая параллельна палеобереговой линии, где имеет место постепенный переход песчаников в глины в западном направлении, вниз по падению клиноформ. Пласт легко коррелируется и имеет наибольшую степень выдержанности. По условиям осадконакопления это либо серия прибрежно-морского бара, параллельного палеобереговой линии, либо песчаник авандельты (берегового склона). Наибольшей мощностью пласт характеризуется на восточной части лицензионного участка.

      Горизонт  АС₁₂. Пласт АС₁₂ содержит более 50% начальных балансовых запасов на лицензионной территории. Песчаники мелкозернистые и интерпретируются как глубоководные осадки, представляющие собой конусы выноса склона или дна бассейна, переотложенные при эрозии шельфа горизонта АС₁₂ при низком уровне моря.

      Песчаный  коллектор распространяется в области конуса выноса, где он характеризуется наибольшей мощностью. В конфигурации границ распространения пласта преобладают элементы меридионального простирания. Выделяются две области распространения пласта АС₁₂. Одна из них занимает Горшковскую площадь, другая Селияровскую и Приобскую.

      В целом породы пластов АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ имеют достаточно близкие литологические и структурно-текстурные признаки. Структура порового пространства коллекторов в значительной степени сформировалась под влиянием постседиментационных процессов растворения и регенерации.

      Коллекторы  содержат в основном субкапиллярные и микрокапиллярные поры, доля капиллярных пор незначительна. Фильтрационно-емкостные свойства определяются составом глинисто-карбонатного цемента и формами его распределения. На месторождении выделяются два типа коллекторов: коллектор с рассеянной глинистостью и карбонатностью и микронеоднородный коллектор, представленный тонким переслаиванием песчаников или алевролитов с глинистыми или глинисто-карбонатными прослоями.

      Таблица 1

Сводная таблица параметров продуктивных пластов  в пределах эксплуатационного участка.        

1.3. Состав и свойства  пластовых флюидов.

    Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных  нефтей изучались на образцах проб, отобранных из горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂. Исследование нефтей и газов выполнено специализированными подразделениями СибНИИНП и объединения «Юганскнефтегаз».

     Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

     Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

     Нефти  пластов АС10, АС11, и АС12 близки между  собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С₂Н₆ -С₅Н₁₂  - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

     Количество  лёгких углеводородов СН₄  - С₅Н₁₂ , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

     Нефтяной  газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С₂Н₆ /С₃Н₈ равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С₆Н₁₄ + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

     Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

     Нефть пласта АС10 средней вязкости , с содержанием  фракций до 350 С  больше 55%, нефти  пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием  фракций до 350 С от 45% до 54,9%.

     Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II   Т1П2, пластов АС11 и АС12- II  Т2П2.

     Оценка  параметров, обусловленных индивидуальными  характеристиками нефтей и газов, выполнена  в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. 

          Значения физико-химических параметров нефти основных продуктивных пластов Приобского месторождения приведены в таблицах  2, 3, 4.  

    Таблица 2

Свойства  нефти. Пласт АС₁₀

      Таблица 3

Свойства  нефти. Пласт АС₁₁

      Таблица 4

Свойства  нефти. Пласт АС₁₂

1.4. Состояние разработки  и фонда скважин.

     Состояние фонда скважин на 01.01.2003 г выглядит следующим образом:

- на левом берегу насчитывается 579 скважин,

- на  правом – 357,

     Общий фонд скважин:

- 936 скважин, из них 7 разведочных;

- эксплуатационный фонд добывающих и нагнетательных скважин - 879,             

- действующий - 762 скважины.

     Согласно  утвержденному проекту разработки к 2021 году на Приобском месторождении планируется пробурить 4214 скважин эксплуатационного фонда. Таким образом, на данный момент месторождение разбурено на 21%.

     Общий фонд добывающих скважин на левобережном участке составляет 401 скважину, эксплуатационный – 397 скважин, действующий – 349 скважин. Всего в добыче на левом берегу перебывало 560 скважин. Доля скважин с дебитами нефти и жидкости менее 5 т/сут составляет 23% и 20% соответственно; доля скважин, дающих более 50 т нефти в сутки – 9%, жидкости – 17%. Обводненность продукции менее 5 % всего у 21% скважин, обводненность выше 30% также у 21% действующего фонда скважин. Средние дебиты по нефти и жидкости на 01.01.2003г составляют 20 и 26 т/сут соответственно; средняя обводненность скважин – 19%. При этом отношение суммарной добычи воды к добыче жидкости составляет 26%.

      На  правом берегу нефть давали 337 скважин, из них 257 составляют общий фонд добывающих скважин. Из них в эксплуатации находятся 255 скважина, а в действующем фонде – 255 скважин.

      Таблица 5

Состояние фонда скважин Приобского месторождения (На 01.01.2003г)

     Распределение действующего фонда по дебитам нефти  и жидкости и обводненности продукции  на 01.01.2003г приведено на рисунках 7 и 8. Средние дебиты на правобережном участке в несколько раз выше, чем на левобережном: 170 т/сут по нефти и 182 т/сут по жидкости. Обводненность в среднем также значительно ниже: 6%. При этом подавляющее большинство скважин (82%) обводнено менее чем на 5%. Дебит менее 100 т/сут по нефти и жидкости имеют, соответственно, лишь 24% и 20% скважин. Около половины добывающих скважин действующего фонда имеют дебит по нефти выше среднего, в отличие от левого берега, где охарактеризовать таким образом можно лишь треть скважин.  
 
 
 
 
 
 
 

Выводы  к 1-му разделу.

     Таким образом, Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных пластов и высокой степенью их неоднородности. Сложность в освоении  месторождения заключается в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.

     Кроме того, месторождение находится еще в начальной стадии разработки, однако достаточно значительный накопленный отбор нефти отмечался лишь по нескольким скважинам из общего количества отслеживаемых.

     Наиболее  благоприятно с работой добывающих скважин дела обстоят по горизонту  АС₁₀. По этому горизонту в целом отмечается хорошее соответствие результатов эксплуатации скважин геолого-физическим свойствам. Низкая степень корреляции для двух других объектов эксплуатации свидетельствует о том, что для значительного количества скважин результаты их эксплуатации неадекватны исходным природным свойствам пластов в них, что позволяет говорить об определенном потенциале в эксплуатации многих скважин.

     Одним из способов, направленных на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и, тем самым,  на увеличение технико-экономических показателей по добычи нефти являются методы воздействия на призабойную зону пласта, доминирующее положение из которых занимают физико-химические методы, в частности, кислотные обработки.

      Выбор метода воздействия на призабойную  зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах, также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества, что соответствует условиям Приобского месторождения.