Оценка работы нагнетательных скважин методом построения графика Холла

КОНКУРС МОЛОДЫХ СПЕЦИАЛИСТОВ

НА  ЛУЧШУЮ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКУЮ РАЗРАБОТКУ

ОЦЕНКА  РАБОТЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 

НА  ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Исполнитель: геолог ЦДНГ-2П                                                      С.Е. Турчин

Руководитель: начальник ОРНГМ                                       М.Р. Дулкарнаев

Когалым 2009

Содержание

Введение                                                                                                                             3

1 Геолого-физическая характеристика

Тевлинско-Русскинского месторождения                                                                      5

1. Общие сведения о месторождении                                                                       5

1.2 Геолого-физическая характеристика пласта БС₁₀^2-3                                                                          6

1.2.1Краткая геологическая характеристика месторождения                                       6

1.2.2 Геолого-промысловая характеристика пласта БС₁₀^2-3                                                                6

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика коллекторов                                    11

1.3.1 Породы, слагающие продуктивные пласты и                                           

их литолого-петрографические характеристики                                                          11

1.3.2 Фильтрационно-емкостные свойства пород по керну                                        12

1.3.3 Фильтрационно-емкостные свойства пород

по результатам интерпретации ГИС                                                                              14

4. Физико-химические свойства пластовых флюидов                                          15

1.3.5 Запасы нефти и растворенного газа месторождения                                          17

2 Динамика и состояние разработки

Тевлинско-Русскинского месторождения                                                                     21

2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом       21                                                                                                                     

3 Анализ работы  системы ППД                                                                                      30

4 Особенности геологического строения объекта БС₁₀^2-3,                                         

определяющие характер выработки  запасов нефти                                                     36

5 Оценка работы нагнетательных скважин методом

построения графика Холла                                                                                             43

6  Экономическая эффективность выполнения  технологического процесса            49

6.1 Расчет годовой дополнительной  добычи нефти                                                     49

6.2 Расчёт себестоимости  дополнительной добычи нефти                                         50

6.2.1 Расчет годового  экономического эффекта                                                           55

Заключение                                                                                                                       59

Список  использованных источников                                                                      61

Введение

Заводнение  нефтяных пластов является и еще  долгие годы будет являться основным способом разработки нефтяных месторождений.

В настоящее  время этот метод воздействия  применяется в отрасли практически  на всех крупных, средних и небольших  месторождениях. Из заводняемых пластов  добывается более 90 % нефти.

Известно, что  развитие методов поддержания пластового давления улучшило технико-экономические  показатели разработки нефтяных месторождений, позволило повысить темпы добычи нефти, увеличить продолжительность  и объем фонтанного периода эксплуатации скважин, а главное – значительно повысить нефтеотдачу по сравнению с нефтеотдачей объектов, разрабатываемых на естественном режиме.

Основным условием рациональной разработки нефтяных месторождений  является технически возможное и  экономически обоснованное полное извлечение содержащейся в пластах нефти. Между тем из залегающих на глубине продуктивных пластов с помощью бурения скважин извлекается только часть геологических запасов.

Объем извлекаемой части  зависит от физических условий строения коллекторов, технологических и технических возможностей, экономических ограничений. Извлекаемая доля запасов нефти определяется  коэффициентом извлечения нефти – КИН (в устной речи «нефтеотдача»).

КИН является важнейшим  показателем эффективности и  рациональности разработки месторождения и базисом при оценке и решении вопросов увеличения нефтеотдачи.

В мировой практике сложился разумный и логичный подход, при  котором для повышения экономической  эффективности, снижения прямых капитальных  вложений и возможности  использования  реинвестиций разработку месторождений осуществляют в три этапа.

На первом этапе разработку месторождений осуществляют на дарованном природой естественном режиме, используя  упругую энергию, энергию растворенного  газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальную энергию гравитационных сил.

На втором этапе реализуются  искусственные методы, дополняющие  естественную пластовую энергию  и механизмы первичной добычи – методы поддержания пластового давления путем заводнения (в различных модификациях). Заметим, что метод ППД с применением заводнения в международной практике справедливо не считают методом увеличения нефтеотдачи. Не случайно его называют «метод поддержания пластового давления».

Третий этап повышения  эффективности разработки месторождений  предполагает применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН), изменяющих природные силы в залежи с целью увеличения конечной нефтеотдачи.

В нашей стране сложившаяся  практика с конца 40-х гг. прошлого    века – в период открытия и ввода крупных нефтяных месторождений Урало-Поволжья – предусматривает с самого начала разработки поддержание пластового давления путем закачки воды. В настоящее время большая часть крупных нефтяных месторождений, разрабатываемых с заводнением, находится в зрелой стадии разработки, которая характеризуется высокой обводнённостью добываемой нефти, закономерным снижением отборов нефти и экономической эффективности добычи. Достигнутые и проектные величины КИН нельзя считать удовлетворительными для современного уровня науки и техники. Поэтому актуальным и своевременным для большинства месторождений является поиск, обоснование и реализация методов увеличения нефтеотдачи.

Цель данной работы – оценка работы нагнетательных скважин на Тевлинско-Русскинском месторождении, обобщение результатов мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, выбор и проектирование рациональной технологии.

1 Геолого-физическая  характеристика 

Тевлинско-Русскинского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Тевлинско-Русскинское месторождение было открыто в 1971 году в результате бурения и опробования скважины № 3.

В административном отношении Тевлинско-Русскинское  месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 88 км к северо-востоку от           г. Сургута и 115 км на юго-запад от г. Ноябрьска.

Лицензия на право пользования недрами Тевлинско-Русскинского месторождения ХМН № 00505 НЭ от 22.04.1997 г. выдана ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» 22.04.1997 г. сроком до 03.06.2013 г.

Восточнее района исследований на расстоянии порядка 50 км проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, в 27 км - трасса газопровода «Холмогорское-Федоровское месторождения» и ряд трасс местного значения.

Ближайшими  разрабатываемыми нефтяными месторождениями  являются Кочевское, Северо-Кочевское, Когалымское, Северо-Когалымское.

Ближайшим населенным пунктом является г. Когалым (население  около 60 тыс. чел.), имеется железнодорожная станция, аэропорт, расположен ряд крупных нефтегазодобывающих предприятий и их основные производственно-технические базы, а также предприятия транспорта.

В 1986 г. месторождение  введено в эксплуатацию.

1.2 Геолого-физическая характеристика пласта БС₁₀^2-3

1.2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

В тектоническом отношении Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в пределах северо-восточного склона Сургутского свода и приурочено к структуре II порядка - Тевлинскому куполовидному поднятию.

Промышленная  нефтеносность месторождения связана  с терригенными отложениями верхней и средней юры (горизонты ЮС₁ и ЮС₂), нижнемеловыми отложениями ачимовской толщи (пласты БС_16-22), горизонтами БС₁₀, БС_11-12). Этаж нефтеносности более - 500 м.

Геологический разрез Тевлинско-Русскинского месторождения  представлен песчано-алевролито-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающего с угловым стратиграфическим несогласием на породах доюрского складчатого фундамента.

Продуктивные  отложения осадочного чехла включают сортымскую (пласты БС₁₀⁰, БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, БС₁₁¹, БС₁₁², БС₁₂, БС₁₆⁰, БС₁₆ , БС₁₇⁰,               БС₁₇,      БС_18-19, БС₂₀, БС_21-22, баженовскую (ЮС₀), васюганскую (ЮС₁¹, ЮС₁²), тюменскую (ЮС₂¹, ЮС₂²) свиты.

Месторождение многопластовое. Всего на месторождении  насчитывается 49 залежей в 17 продуктивных пластах.

  1.2.2 Геолого-промысловая характеристика пласта БС₁₀^2-3

Продуктивный  горизонт БС₁₀ сортымской свиты объединяет продуктивные пласты сверху вниз: пласт БС₁₀⁰; пласт БС₁₀¹; пласт БС₁₀^2-3.

В составе основного  продуктивного горизонта БС₁₀^2-3 в подсчете запасов 1986 года были выделены два продуктивных пласта: БС₁₀² и БС₁₀³. Рисунок 1.2.2 представляет карту совмещенных контуров нефтеносности пластов и границы залежи горизонта согласно современному состоянию изученности (Госбаланс на 1.01.2007 г.).

В пласте БС₁₀^2-3 вся нефть сосредоточена в одной залежи, которая состоит из отдельных песчаных тел, имеющих значительную протяженность и образующих совместно эффективные толщины до нескольких десятков метров.

Пласт вскрыт на глубине от 2396 м, юго-восточная часть залежи,     скв. 3551 - до 2566 м, северо-западная часть залежи, скв. 9822 (абс. отм. минус 2317 - 2429 м).

ВНК вскрыт во многих скважинах на различных отметках. В целом по пласту он принят наклонным: на севере имеет значение минус 2436 м, по западной границе залежи меняется от минус 2429 м до минус 2450 м. При испытании разведочных скважин были получены притоки нефти дебитами от 1,3 м³/сут (скв. 10Т, динамический уровень 419 м) до 235 м³/сут (скв. 7Т, штуцер 10 мм). Притоки были получены с глубин, соответственно, 2526-2582.2 м (абс. отм. минус 2435-2438 м) и 2475-2785 м (абс. отм. минус 2389.9-2399.9 м).

Общая толщина продуктивного пласта БС₁₀^2-3 по скважинам изменяется в пределах 2.3-182.0 м, составляя в среднем 56.4 м. Эффективные толщины продуктивного пласта БС₁₀^2-3 в пробуренных скважинах изменяются в пределах 0.6 м - 52.9 м. Их среднее значение равно 20.4 м.

Эффективная нефтенасыщенная  толщина по скважинам изменяются от 0.5 м  до 52.3 м. В среднем эффективная нефтенасыщенная толщина по пласту составляет 13.6 м.

Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная.

Размеры залежи - 43.5 х 5.9÷23.6 км, высота- 133 м.

Рисунок 1.2.2 Карта совмещенных контуров нефтеносности

Коэффициент песчанистости  продуктивного горизонта составляет 0.32 (от 0.05 до 0.88). Коэффициенты расчлененности по скважинам изменяются от единицы до 39, составляя в среднем 12.6.

Таблица 1.2.2 представляет характеристику толщин и неоднородности пластов  группы БС₁₀, БС_11-12.

В связи с  неоднородным строением и существенной изменчивостью фильтрационных свойств коллекторов пласт характеризуется наличием участков различной продуктивности. Высокопродуктивные коллекторы приурочены к северной части (дебиты нефти в разведочных скважинах в фонтанном режиме достигали 103-133 м³/сут). В южной части пласта развиты коллекторы со средней и низкой продуктивностью, дебиты нефти по скважинам составляли от 3 м³/сут до 29 м³/сут.

ФЕС коллекторов изучены по керну в 84 скважинах.

Открытая пористость (Кп) изменяется от 15.3 до 26.3% при средней 20%, коэффициент проницаемости (Кпр) - от 0.7 до 1288.9 мД при средней 90.7 мД и водоудерживающей способности (Ков) - от 0.12 до 0.78 д. ед. при среднем значении 0.38 Д-ед.

Фильтрационно-емкостные  свойства (ФЕС) пласта БС₁₀^2-3 изучены по данным ГИС 1863 скважин. Пористость коллекторов изменяется от 15.9 до 24.7%, среднее значение по пласту - 20.1%. Проницаемость изменяется от 1.1 до 2424.5 мД при средней 75.3 мД. Нефтенасыщенность имеет значения от 26.5 до 85.9% и в среднем составляет 62.6%.

Таблица 1.2.2 Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов 

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика коллекторов

1.3.1 Породы, слагающие продуктивные пласты и их литолого-петрографические характеристики

По результатам геолого-геофизических исследований в составе горизонта  БС₁₀ выделены следующие пласты: БС₁₀⁰, БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, имеющие близкие литолого-фациальные параметры. По описанию керна и данным лабораторных исследований разрез пластов слагается неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин.

Песчаники средне-мелкозернистые, алевритистые, слюдистые, с горизонтальной и плоско параллельной слоистостью, обусловленной намывами слюдисто-углистого  материала. Содержание обломочного  материала 90-95%, степень сортировки обломков средняя и хорошая, форма полуугловатая, полуокатанная. Средний коэффициент отсоротированности материала (So) составляет 1.87, изменяясь от 1.37 (пласт БС₁₀⁰) до 2.43 (пласт БС₁₀^2-3). Преобладающий размер обломков 0.11-0.2 мм, содержание алевритовой фракции до 30%.

Состав породообразующих минералов: кварц 45-50%, полевые шпаты 40-45%, обломки пород около 15%, слюда  до 5%, практически не меняется по разрезу. Кварц в обломках чистый с нормальным угасанием, полевые шпаты - калиевые разности и плагиоклазы пелитизированные в разной степени. Слюда представлена гидратизированным и слабо карбонатизированным биотитом, реже мусковитом.

Содержание цемента  в песчаниках порядка 15%, тип цемента  порово-пленочный, поровый, состав гидрослюдисто-хлоритовый, реже хлорит-каолинитовый, карбонатный.

Алевролиты представлены крупнозернистыми, песчанистыми, средне отсортированными разностями. Текстура слоистая, линзовидно-слоистая, обусловленная  ориентацией слюдистых и углистых обломков. Содержание кварца и полевого шпата составляет 35-45%, обломков пород не более 15%, слюды – 5-7%. Содержание цемента порядка 12%, тип пленочный, конформно-пленочный, состав хлоритовый и хлорит-гидрослюдистый.

Покрышкой для коллекторов  горизонта БС₁₀ являются глины тонко отмученные, с линзовидной, горизонтальной слоистостью. Основная масса сложена мелкозернистым веществом гидрослюдисто-хлоритового состава.

1.3.2 Фильтрационно-емкостные свойства пород по керну

Оценка параметров ФЕС, характеризующих коллекторы, проводилась  по продуктивным пластам Тевлинско-Русскинского месторождения БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, БС₁₁², БС₁₂, БС₁₆, БС₁₇, БС_18-19, БС_21-22, ЮС₀, ЮС₁¹, ЮС₁², ЮС₂¹, ЮС₂².

Основной объем лабораторных исследований коллекторов группы пластов  БС₁₀ приходится на нефтенасыщенную часть разреза пласта БС₁₀^2-3.

Коллекторы пласта БС₁₀¹ лабораторными определениями ФЕС охарактеризованы недостаточно.

Пласт БС₁₀^2-3 исследовался по образцам керна из 84 скважин. Всего было выполнено 1847 определений пористости, 1136 определений проницаемости и 1485 - связанной воды. Открытая пористость изменяется от 15.3% до 26.3% при средней 20.0%, коэффициент проницаемости – от 0.7*10^-3 мкм² до 1288.9*10^-3 мкм² при средней 90.7*10^-3 мкм² и водоудерживающей способности – от 12.0% до 78.9% при среднем значении 37.8%.

Гистограммы распределения  пористости, проницаемости и водоудерживающей способности для коллекторов  пласта БС₁₀^2-3 приведены на рисунке 1.3.2.

Коллекторы горизонта имеют  достаточно низкие фильтрационные свойства в южной части их области развития, сформированной отложениями

наиболее ранних по времени  образования пластов. Проницаемость  достигает наибольших значений в  центральной и северной частях, снижаясь вблизи границ замещения на западе и выклинивания горизонта на востоке.

 Рисунок 1.3.2 - Графики распределения коэффициентов открытой пористости, проницаемости, водоудерживающей способности пород-коллекторов по керну (Пласт БС₁₀^2-3)

Распределения фильтрационных параметров показывают, что наибольшее количество определений открытой пористости находится в интервале 18-22%, проницаемости – 10-300*10^-3 мкм² и остаточной водонасыщенности до 50%.

По классификации  А.А. Ханина коллекторы горизонта БС₁₀^2-3 относятся к II классу.

1.3.3 Фильтрационно-емкостные свойства пород

по результатам  интерпретации ГИС

Характеристика коллекторских  свойств дается в пределах нефтяных залежей. В скважинах проводился стандартный комплекс геофизических  исследований, утвержденный для Западной Сибири. Статистическая обработка ФЕС по ГИС выполнена для нефтенасыщенной части разреза.

Фильтрационно-емкостные  свойства горизонта БС₁₀^2-3 изучены по данным ГИС 1847 скважин. Пористость коллекторов изменяется от 15.9 до 24.7% при среднем 20.1%, коэффициент проницаемости – от 1.1 до 2421.5*10^-3мкм² при среднем значении 75.3*10^-3мкм². Коэффициент начальной нефтенасыщенности изменяется от 26.5 до 85.9% при среднем 62.7%. Ниже приведены графики распределения коэффициентов открытой пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород-коллекторов горизонта (Ошибка! Источник ссылки не найден.).

Рисунок 1.3.3 - Графики распределения коэффициентов открытой пористости, проницаемости, нефтенасыщенности

пород-коллекторов  по ГИС (Пласт БС₁₀^2-3)

4. Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Тевлинско-Русскинского месторождения изучена на образцах более 100 глубинных проб из 61 скважины и на образцах 94 поверхностных проб нефти из 87 скважин объектов разработки (БС₁₀¹, БС₁₀^2-3, БС₁₁, ачимовская толща, ЮС₁, ЮС₂).

Исследование нефтей и газов проводилось службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологии (на стадии разведки), институтов СибНИИНП, КогалымНИПИнефть (на стадии промышленного  освоения), специализированных НПП «Нефтеком» и «Реагент» (г. Тюмень).

Свойства  пластовой нефти Тевлинско-Русскинского месторождения (по результатам лабораторного  анализа глубинных проб) приведены в таблице 1.3.4.

Характеристика нефти  в пределах пласта БС₁₀^2-3 изучена наиболее полно: исследовано 90 глубинных проб из 41 скважины. По результатам исследования газовый фактор при дифференциальной (ступенчатой) дегазации проб колеблется от 32 до 59 м³/т (в среднем – 47 м³/т). Давление насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления, плотность дегазированной нефти 856 кг/м³, величина объемного коэффициента по всем исследованным пробам изменяется в относительно узком диапазоне от 1.097 до 1.169 при среднем значении 1.128. Растворенный газ относительно сухой (средняя плотность около 0.950 кг/м³). Дегазированная нефть легкая и сравнительно легкая (849 – 889 кг/м³), маловязкая        (8.5 – 14.3 мПа^.с), смолистая (9.5%), парафинистая (2.6%), сернистая (0.99%), с объемным выходом фракций до 300⁰С около 44%.