Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении Мухто

месторождение тектонический нефть грязекислый Нефтегазовое месторождение Мухто расположено в 7 км к западу от Пильтунского залива и в 80 км южнее г. Оха — центра нефтяной и газовой промышленности. Нефть, добываемая на месторождении Мухто, поступает в магистральный нефтепровод, которым связаны все месторождения Северного Сахалина с г. Комсомольск-на-Амуре, где расположен нефтеперерабатывающий завод.

Рисунок 1 — Обзорная карта месторождений северного Сахалина Месторождение Мухто было открыто в 1959 году, с 1959 по 1963 годы находилось в пробной эксплуатации. Промышленная разработка производится с 1963 г.

Месторождение Мухто отличается сложным строением, обусловленным многочисленными разрывными нарушениями различных амплитуд и направлений. На месторождении в поднадвиговой части структуры выявлено 19 продуктивных пластов, содержащих нефтяные и газовые залежи в окобыкайской и нутовской свитах. Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки, в которых сосредоточено 83 залежи. Глубина залегания залежей от 189 до 1713 м. основной режим работы залежей нефти напорный за счет давления растворенного газа.

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ, являются нефтегазовое месторождение Кыдыланьи (протокол № 9976 от 28 мая 1986 года), находящееся в 7,5 км к северу от Мухто и газонефтяное месторождение Паромай (протокол № 9961 от 23 мая 1986 года), расположенное в 6,5 км к югу.

Рельеф местности, к которой приурочено месторождение Мухто, характеризуется полосой холмов, вытянутых почти в меридиональном направлении, которые относятся к восточной гряде Восточно-Сахалинского хребта. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 50 до 100 м над уровнем моря.

1.2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения

Таблица 1 — Литолого — стратиграфический разрез месторождения

B разрезе окобыкайской свиты, который является основной продуктивной толщей месторождения Мухто, выделяется 13 песчано-алевритовых пластов, а 9 из них промышленно нефтегазоносны. Окобыкайская свита, представлена песчаниками, алевролито-песчаниками, хлидолитами с прослоями алевролитов, алевролитоглин и глин.

Характерной особенностью песчано-алевритовых пластов является их резкая литологическая изменчивость, как по площади, так и по разрезу. Пласты, как правило, расчленены на несколько пропластков различными по мощности глинистыми разделами.

I пласт распространен по всей площади, частично глинизируясь на крыльях IVB (скв. 4) и Vе и Vя (скв. 10) блоков, а также в свободой части VIa и VIе блоков, в районе скважин 219 и 180 (прил. 55, 5). Глубина залегания кровли изменяется от 903 м (III блок) до 1574 м (VII6 блок), погружаясь в северном направлении. Представлен песчаником серым, мелкозернистым.

Мощность пласта изменяется от 2 м до 4 м, максимальная в скважине 217 (Vе блок) и составляет 6.5 m.

II пласт развит в южной части площади, участками глинизируясь в северном и северо-восточном направлении. Литологически представлен чередованием песчаных и глинистых прослоев. Песок серый до темно-серого, мелкозернистый, кварцевый, слюдистый, с растительными остатками. Глина темно-серая, алевритовая, слюдистая, оскольчатая, с примесью песка серого, разнозернистого Кровля пласта залегает на глубинах от 862 м 2 блок) до 1402 м (Vе блок), погружаясь в северном направлении. Мощность изменяется от 20 м до 40 м

III пласт вскрыт по всей площади структуры, двумя глинистыми разделами делится на три песчаных части, наиболее мощная находится в подошве. Литологически представлен песками светло-серыми и глинами темно-серыми. Кровля залегает на глубинах от 942 м (2 блок) до 1915 м (VIII блок).

Увеличение мощности наблюдается в западной части складки.

Мощность в пределах блоков изменяется также от свода 43−55 м до 58−79 м на крыльях.

IV пласт развит по всей площади. Литологически представлен тремя песчаными прослоями. Песок светло-серый, мелкозернистый, кварцевый, слюдистый, алевритово-глинистый с прослоями песчаника мелкозернистого, рыхлого. Глины темно-серые, слюдистые, алевритовые, оскольчатые, с примесью песка разнозернистого с редкими растительными остатками и фауной плохой сохранности. Кровля пласта залегает на глубинах от 1085 м (II блок) до 1987 м (VIII блок), погружаясь в северном направлении. Мощность изменяется от 10 до 35 м

VIII пласт развит по всей площади, вскрыт в 7 скважинах. Представлен, в основном, глинистыми породами с прослоями песчаника, к которым приурочены залежи нефти (II блок) и газа (IV блок). Кровля залегает на глубинах 1517 м (III блок) до 1744 м (IV в блок)

1.3 Тектоническое строение месторождения

В структурном отношении месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, которая представляет собой крупную ассиметричную брахиантиклиналь вытянутую почти в меридиональном направлении более чем на 8 км, шириной 2.5−3 км, восточное крыло которой осложнено крупным региональным надвигом. Плоскость его погружается в восточном направлении под различными углами от 30 до 80°.

Складка осложнена многочисленными нарушениями и разбита на ряд блоков, многие из которых содержат самостоятельные залежи нефти и газа.

Надвинутые породы Мухтинской складки осложнены более интенсивной круто падающей мелкой складчатостью и большим числом разрывных нарушений различного характера.

Структурно-тектоническое строение 11 залежей надвинутой части складки не рассматривается, оно приведено по материалам, взятым из отчета «Уточнение геологического строения и анализ запасов газа I, 1а, I6, II горизонтов месторождения Мухто (надвиг)» авт. В. Н. Абдрашитова, 1990 г., выполненного с целью списания запасов газа по надвигу.

Основные промышленные скопления нефти и газа сосредоточены в менее нарушенной поднадвиговой части структуры, описание которой приводится ниже.

По верхним и более глубоким маркирующим пластам наблюдается несовпадение структурного плана.

Южное перпендикулярное окончание складки срезано надвигом. Углы падения пород на восточном и западном крыльях не превышают 3−10°, юго-западного крыла перпендикулярной части -22−40°. В северном и юго-западном направлениях складка погружается под углом 6−12°. Мухтинская брахиантиклиналь подверглась интенсивной тектонической деятельности, в результате чего в пределах структуры выявлено значительное количество разрывных нарушений широтного и диагонального простирания, которые делят складку на ряд блоков. Их поверхности экранируют залежи нефти, приуроченные к этим блокам.

1.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов

Месторождение Мухто многопластовое.

Промышленная нефтеносность установлена в нутовской свите (горизонты А, Г, Д, и Ж) и в окобыкайской свите (горизонты I-IV, VI-VIII).Наибольшую площадь нефтеносности имеет залежь горизонта Д. Он продуктивен в пяти блоках. Залежи других горизонтов продуктивны, как правило, в одном блоке.

I горизонт представлен монолитной песчаной пачкой, которая к востоку глинизируется, и в его разрезе появляются глинистые разделы; IV горизонт содержит три песчаных прослоя; горизонт Д представлен песчано — глинистыми отложениями и делится на три части. Верхняя и нижняя части сложены в основном монолитными песчаными пачками, а средняя — чередованием песчано — алевритовых пород. Пески во всех перечисленных горизонтах мелкозернистые, кварцевые, часто рыхлые, глинистые.

Свойства нефти месторождения Мухто в пластовых условиях определяли по большому числу проб из нескольких горизонтов.

Залежи нефти находятся в условиях пониженных (I, II, Г, Д) и умеренных (16, IV, VII) пластовых давлений и температур. Давления насыщения во всех горизонтах равны пластовым. Нефти разных горизонтов заметно различаются по газосодержанию и вязкости. При этом не наблюдается какой-либо закономерности изменения этих параметров в зависимости от глубины залегания нефтяных горизонтов. Нефти всех горизонтов несущественно отличаются от средней нефти по плотности, коэффициентам усадки и растворимости газа.

Растворенные в нефти газы (горизонты I, IV, Д) сухие, легкие. Их состав типичен для растворимых газов месторождений о. Сахалин: высокое содержание метана (в данном случае до 95%), низкое — количество метана и азота.

Нефти месторождения Мухто в основном (за исключением нефтей горизонтов Г и Д) легкие, малосернистые (класса I), малосмолистые малопарофиновые (вид FIi). Выход светлых фракций высокий. Нефть горизонта Д тяжелая, смолистая, имеет низкий выход светлых фракций. Вязкость нефти горизонта Д значительно выше вязкости других горизонтов месторождения.

1.5 Текущий баланс запасов нефти по месторождению Мухто

Добыча углеводородов за 1999 год составила:

— нефти 59 тыс. тонн

— расстворенного газа 4 млн. м (3)

Текуший коэффициент извлечения нефти составляет — 0.24.

Закачка воды для поддержания пластового давления осуществляется в залежи 4 пластов, остальные залежи работают на естественном режиме. Товарная нефть месторождения Мухто является малосмолистой, малосернистой, малопарофинистой и поэтому является хорошим сырьем для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.

Лицензия на разработку месторождения Мухто принадлежит компании ОАО «Роснефть — Сахалинморнефтегаз «. По степени промышленной освоенности относится к разрабатываемым.

Степень выработанности по нефти — 89.57%, по газу — 40%.

Запасы углеводородов на месторождении Мухто по категории А+В+С1 по состоянию на 01.01.2000 года:

— балансовые запасы нефти составляют 15 527 тыс. тонн.

— извлекаемые запасы нефти составляют 634 тыс. тонн.

— запасы растворенного газа составляют 6 млн. м (3)

— суммарные запасы свободного газа и газа газовой шапки составляют 52 млн. м (3)

Запасы углеводородов на месторождении Мухто по категории С2 по состоянию на 01.01.2000 года:

— балансовые запасы нефти составляют 323 тыс. тонн.

— извлекаемые запасы нефти составляют 48 тыс. тонн.

— запасы растворенного газа составляют 30 млн. м (3)

По состоянию на 1.01.2007 года на месторождении Мухто добыто:

нефти — 5860 тыс. т;

растворённого газа — 642 млн. м3;

свободного газа — 34 млн. м3.

В том числе по пласту Д: нефти — 2559,7 тыс. т;

растворённого газа — 198 млн. м3

По состоянию на 2013 год.

добыча нефти — 21 918 т.

Добыча попутного газа — 1 137,25 тыс. м (3).

Действующий фонд нефтяных скважин — 41.

Закачка воды — 132 490 т.

Действующий фонд нагнетательных скважин — 3.

2. Расчетно-технологическая часть

2.1 Технологические показатели месторождения Мухто

Технологические показатели разработки рассчитаны для каждой залежи, по пласту и месторождению определены путем суммирования.

АБВ пласт

1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Разработка всех пластов на естественном режиме. Проектный фонд — 4 скважины. Динамика добычи нефти типичная для завершающей стадии разработки.

Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 2.6 тыс. т. За проектный период (25 лет) проектируется отобрать:

Нефти — 19 тыс. т Жидкости — 101.6 тыс. т Попутного газа — 1 млн. м3.

С начала разработки отборы составят Нефти — 98.1 тыс. т что составляет 17.4% от начальных балансовых запасов, жидкости — 238.2 тыс. т Попутного газа — 8.8 млн. м3.

2 вариант. Проектный фонд — 6 скважин, граф. прил. 60. Увеличение фонда проектируется осуществить за счет ввода двух скважин из числа простаивающих. Максимальный отбор нефти 2.6 тыс. будет достигнут в 2007 г.

За проектный период (25 лет) будет добыто:

Нефти — 29.2 тыс. т Жидкости — 160,8 тыс. т Попутного газа — 1.3 млн. м3.

С начала разработки будет добыто 108 тыс. т нефти, или 19.2% от НБЗ, 9.1 млн. м3 попутного газа. Обводненность составит 97.2%. Коэффициент извлечения нефти состав 0.192

3 вариант. Проектный фонд — 9 скважин, граф. прил. 60 Дополнительно к варианту 2 предусматривается уплотнение сетки скважин путем бурения двух скважин и зарезки бокового ствола в скв. 58, а также оптимизация технологического режима работы скважин. В 2014 г. будет достигнут максимальный отбор нефти (6,8 тыс. т). За проектный период (25 лет) будет добыто:

Нефти — 74,3 тыс. т Жидкости — 387,7 тыс. т Попутного газа — 2,83 млн. м3.

С начала разработки будет добыто 153.4 тыс. т нефти, или 27,2% от НБЗ, 524 тыс. т жидкости, 10.6 млн. м3 попутного газа. Обводненность составит 97%. Коэффициент извлечения нефти составит 0.272

Г пласт

1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Разработка всех залежей на естественном режиме.

Динамика добычи нефти типичная для завершающей стадии разработки. Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 13.3 тыс. т.

За проектный период (40 лет) планируется отобрать:

Нефти — 170.7 тыс. т Жидкости — 1252,6 тыс. т Попутного газа — 5,6 млн. м3.

С начала разработки отборы составят 492.2 тыс. т нефти, что составляет 18.8% от начальных балансовых запасов, 1995.3 тыс. т жидкости, 29.1 млн. м3 попутного газа. Коэффициент извлечения нефти составит 0.188

2 вариант. Разработка всех залежей на естественном режиме. Проектный фонд — 28 скважин, дополнительно к 1 варианту предусматривается вовлечение в разработку залежи Vд блока, не разрабатываемую с 1995 года, и уплотнение сетки действующих скважин, за счет ввода в работу 5 скважин и бурения 2 новых скважин.

Максимальный отбор нефти 15,8 тыс. т будет достигнуто в 2010 г.

За проектный период (39 лет) будет добыто:

Нефти — 246 тыс. т Жидкости — 1924 тыс. т Попутного газа — 7 млн. м3.

С начала разработки будет добыто:

567,4 тыс. т нефти, или 21.6% от НБЗ,

2666.2 тыс. т жидкости и 30.2 млн. м3 попутного газа.

Обводненность составит 97.8%. Коэффициент извлечения нефти составляет 0.216

Д пласт

1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Таким образом вариант продолжает разработку всех залежей с поддержанием пластового давления, за исключением залежи IV в блока, которая разрабатывается на естественном режиме. Проектный фонд — 22 скважины, из них 4 нагнетательных. Максимальный отбор приходится на 2007 г. и составит 24 тыс. т. За проектный период (40 лет) проектируется отобрать:

Нефти — 374 тыс. т Жидкости — 2816 тыс. т Попутного газа 15 млн. м3

воды закачать 2890 тыс. м3.

С начала разработки отборы составят 2934 тыс. т нефти, что составляет 42% от начальных балансовых запасов, жидкости -7908.9 тыс. т, попутного газа — 31.7 млн. м3.

2 вариант. Проектный фонд — 26 скважин, из них 4 нагнетательные. Увеличение фонда проектируется осуществить за счет бурения одной добывающей скважины и ввода дополнительно пяти скважин в работу, включая восстановление нагнетательной скважины Проектный период разработки — 40 лет.

Максимальный отбор нефти 24,3 тыс. будет достигнут в 2010 г.

За проектный период из залежей будет добыто 402 тыс. т нефти, 8444.6 тыс. т жидкости, 16 млн. м3 попутного газа, закачано 3435 тыс. м3 воды, табл. П. 4.15 — П. 4.16. С начала разработки будет добыто нефти — 2962 тыс. т, или 42.4% от НБЗ, жидкости — 8444.6 тыс. т, попутного газа — 32.7 млн. м3, а так же закачено 11 921 тыс. м3 воды.

Обводненность составит 98%. Коэффициент извлечения нефти 0.424.

Ж+З пласт

1 вариант. Проектный фонд — 7 скважин. Вариантом предусматривается разработка на естественном режиме. Проектный период 40 лет. Максимальный отбор нефти 4 тыс. будет достигнут в 2007 г. Планируется отобрать Нефти — 55,5 тыс. т Жидкости — 446 тыс. т Попутного газа — 1,4 млн. м3.

С начала разработки отборы составят: нефти — 1188,9 тыс. т, или 48,1% от НБЗ, жидкости — 2916 тыс. т, попутного газа — 115,9 млн. м3, обводненность — 98,0%. К концу разработки по плату будет достигнут коэффициент извлечения нефти 0,481.

2 вариант. Проектный фонд — 11 скважин, из них 1 нагнетательная. В отличие от 1 варианта, здесь предусматривается разработка IV в блока с поддержанием пластового давления, путем ввода нагнетательной скважины. Максимальный отбор нефти 7 тыс. т будет достигнут в 2010 г. За проектный период (39 лет) будет добыто:

Нефти — 119 тыс. т Жидкости — 855 тыс. т Попутного газа — 3 млн. м3

Воды — закачано 448 тыс. м3.

И пласт

1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе. Проектный фонд — 4 скважины. Проектный период 40 лет. Максимальный отбор нефти — 3 тыс. т. будет достигнут в 2007 г. Планируется отобрать:

Нефти — 43 тыс. т.

Жидкости — 381 тыс. т Попутного газа — 3.3 млн. м 3

С начала разработки отборы составят 585 тыс. т нефти, или 53.4% от НБЗ, 1358.4 тыс. т жидкости, 33 млн. м3 попутного газа, обводненность — 97.7%. Коэффициент извлечения нефти составит 0,534.

2 вариант. Разработка всех залежей на естественном режиме. Максимальный отбор нефти 4 тыс. т будет достигнут в 2010 г. За проектный период (40 лет) будет добыто нефти — 59 тыс. т, жидкости — 437 тыс. т, попутного газа — 4.6 млн. м3 попутного газа.

Отбор с начала разработки составит 600.6 тыс. т нефти, или 54,8% от НБЗ, жидкости — 1414.6 тыс. т, попутного газа — 34.1 млн. м3. К концу разработки по пласту будет достигнут КИН 0,548.

I пласт

1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе на естественном режиме. Проектный фонд 6 скважин. Максимальный отбор нефти 3 тыс. т будет достигнут в 2007 г. За проектный период (40 лет) будет добыто 29 тыс. т нефти, 170 тыс. т жидкости, 2,2 млн. м3 попутного газа. Накопленные отборы с начала разработки составят 462 тыс. т нефти, 29.3% от НБЗ, 834.9 тыс. т жидкости, 91.4 млн. м3 попутного газа. КИН составит 0.293.

2 вариант. предусматривает разработку залежей на естественном режиме. Проектный фонд — 6 добывающих скважин, в отличие от 1 варианта здесь планируется бурение одной добывающей скважины, табл. П. 3.44, граф. прил. 65. Проектный период 30 лет. Максимальный отбор нефти 2,6 тыс. т будет достигнут в 2007 г. Планируется отобрать 34 тыс. т нефти, 247 тыс. т жидкости, 2,4 млн. м3 попутного газа. С начала разработки из залежей будет добыто 468 тыс. т нефти, или 29.7% от НБЗ, 912.4 тыс. т жидкости, 91.5 млн. м3 попутного газа. Обводненность к концу разработки составит 98.1%. КИН составит 0,297.

II пласт

1 вариант. Предусматривается разработка при сложившейся системе на естественном режиме. Проектный фонд — 5 скважин. Проектный период 36 лет. Максимальный отбор нефти 1.8 тыс. т будет достигнут в 2008 г. Проектируется отобрать 21.5 тыс. т нефти, 63.2 тыс. т жидкости, попутного газа 1.5 млн. м3. С начала разработки отборы составят 140.7 тыс. т нефти, что составляет 12.1% от начальных балансовых запасов, 215.3 тыс. т жидкости, попутного газа 18.9 млн. м3, обводненность к концу разработки составит 96.9%. КИН составит 0.121

2 вариант. Вариантом предусматривается увеличение фонда скважин до 8 единиц за счет бурения одной добывающей скважины и перевода двух скважин с нижележащих пластов. За проектный период (35 лет) будет добыто 72.7 тыс. т нефти, 348 тыс. т жидкости, 4,3 млн. м3 попутного газа. С начала разработки отбор составит 192 тыс. т нефти, или 16.5% от НБЗ, 500 тыс. т жидкости, 21.7 млн. м3 попутного газа. Обводненность составит 97%. К концу разработки по пласту будет достигнут коэффициенты извлечения нефти 0.165.

III пласт

1 вариант. предусматривает разработку залежи при существующей системе на естественном режиме. Проектный фонд — 4 скважин, граф. прил. 67. Максимальный отбор нефти 0,9 тыс. т будет достигнут в 2007 г. За 25 лет проектного периода планируется отобрать 6 тыс. т нефти, 17.4 тыс. т жидкости, 0.5 млн. м3 попутного газа. С начала разработки отборы составят 143 тыс. т нефти, или 15.6% от НБЗ, 179 тыс. т жидкости, 16 млн. м3 попутного газа. Обводненность к концу проектного периода достигнет 98.4%. КИН составит 0.156.

2 вариант. Проектный фонд 6 скважин. Данный вариант предусматривает разработку залежей на естественном режиме, фонд увеличивается за счет ввода из наблюдения скважины № 180 и зарезки второго ствола. Максимальный отбор нефти 1,79 тыс. т будет достигнут в 2015 г. За проектный период (25 лет) будет добыто 17.4 тыс. т нефти, 113.3 тыс. т жидкости, 1 млн. м3 попутного газа. С начала разработки отбор составит 154.7 тыс. т нефти, или 16.9% от НБЗ, 275.3 тыс. т жидкости, 16,4 млн. м3 попутного газа. К концу разработки по пласту будет достигнут коэффициент извлечения нефти 0.169.

IV пласт

1 вариант. Разработка осуществляется при сложившейся системе на залежи IV в блока. Проектный фонд скважин — 1. Максимальный отбор нефти 0,5 тыс. т будет достигнут в 2007 г., За 20 лет проектного периода планируется отобрать 4.6 тыс. т нефти, 54 тыс. т жидкости, 0,5 млн. м3 попутного газа, табл. Обводненность продукции к концу периода составит 97,9%. С начала разработки отборы составят 471 тыс. т нефти, или 16.2% от НБЗ, 701 тыс. т жидкости, 160 млн. м3 попутного газа. КИН составит 0.162.

2 вариант. Проектный фонд 19 скважин, 4 из них нагнетательные. Данный вариант так же как и предыдущий предусматривает возобновление закачки на VII в и VIIб блоках, только уже за счет бурения двух нагнетательных скважин, вывода из наблюдения скважины № 247 и зарезки второго ствола в скважине № 234. Увеличение добывающего фонда будет за счет бурения 7 горизонтальных скважин, вывода 2 скважин из наблюдения и зарезки второго ствола в 6 скважинах, тем самым в разработку привлекаются другие залежи не участвующие в ней с 2000 года. За проектный период (42 года) будет добыто 442 тыс. т нефти, 1813 тыс. т жидкости, 40 млн. м3 попутного газа, закачано — 1059 тыс. м3 воды. Обводненность продукции к концу периода составит 97,3%. С начала разработки отбор составит 909 тыс. т нефти, или 31.3% от НБЗ, 2460 тыс. т жидкости, 199 млн. м3 попутного газа, закачано 2460 тыс. КИН составит 0.313, с учетом категории С2.

Месторождение

1 вариант.

Данный вариант состоит из суммы показателей разработки объектов по варианту 1. Разработка залежей осуществляется при существующей системе. Проектный фонд — 66 скважин, из них 62 добывающих и 4 нагнетательных. Максимальный отбор нефти 54 тыс. т будет достигнут в 2007 г., табл. За проектный период (50 лет) планируется отобрать 736 тыс. т нефти, 5347 тыс. т жидкости, 33,3 млн. м3 попутного газа, закачать 2890 тыс. м3 воды.

С начала разработки отборы составят 6596 тыс. т нефти, или 32% от НБЗ, 16 496 тыс. т жидкости, 644 млн. м3 попутного газа, обводненность — 98%. Закачка воды составит 18 307 тыс. м3. КИН составит 0.320.

2 вариант.

Данный вариант предусматривает вовлечение в разработку запасов категории С2, состоит из суммы показателей разработки объектов по варианту 3 и отличается от варианта 2 тем, что здесь предусматривается бурение 22 новой скважины, из которых 14 горизонтальных, а так же выводом меньшего числа скважин из бездействия. Проектный фонд 124 скважин, в том числе 114 добывающих и 10 нагнетательных. Максимальный отбор нефти 127 тыс. т будет достигнут в 2016 г., табл. За проектный период (42 года) будет добыто 1868 тыс. т нефти, 12 355 тыс. т жидкости, 98 млн. м3 попутного газа.

Закачано будет 5947 тыс. м3воды. Накопленные отборы при этом составят 7728 тыс. т нефти (37.5% от НБЗ), 23 503 тыс. т жидкости, 708 млн. м3 попутного газа. Закачано будет 21 365 тыс. м3 воды. К концу разработки будет достигнут следующий коэффициент извлечения нефти 0.375.

Таблица 2 — Технологические показатели разработки месторождения Мухто

2.2 Причины снижения производительности скважин на месторождении

Определение причин обводнения продукции скважин на месторождении Мухто проводилось по результатам ГИС (технических) и гидродинамического моделирования (подъем ВНК и подъем конуса подошвенной воды). Основными причинами обводнения продукции скважин являются:

— технические причины (заколонная циркуляция воды, негерметичность эксплуатационных колонн и т. д.);

— загрязнение поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и пр.

— подъем ВНК или, другими словами, выработка запасов.

Последствия первой и последней причин имеют необратимый характер. Основные осложнения при разработке месторождения Мухто — это наличие межпластовых перетоков в выше или ниже залегающие пласты и между блоками. Вследствие разных темпов отборов по пластам и распределений давлений между ними, а также, вероятно, негерметичности эксплуатационных колонн, происходили сложные процессы — нефть и газ перетекали из пласта в пласт. Причем направление межпластовых перетоков в процессе разработки менялось, поскольку изменялась разница в пластовых давлениях в залежах.

На протяжении всего времени разработки месторождения Мухто с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения проявляются факторы, уменьшающие продуктивность скважин, т. е. дебиты многих скважин, как правило, не соответствуют их потенциальным возможностям. Можно выделить ряд факторов, основными из которых являются:

— снижение эксплуатационных возможностей скважины в результате изменения динамики разработки месторождения;

— ухудшение гидродинамической связи ствола скважины с продуктивным пластом.

К первой группе можно отнести динамику падения пластового давления (перепада давлений забойного и пластового), изменение приведенного радиуса скважины и радиуса контура ее питания. На практике основным способом снижения эксплуатационных затрат многими нефтегазовыми компаниями является выведение в бездействие скважин, дебит которых не предусмотрен проектом и научно не обоснованное, означает уменьшение плотности сетки скважин, что снижает конечный коэффициент нефтегазоотдачи пластов. Все это приводит к снижению текущей добычи углеводородов и в целом, эффективности разработки месторождений. Трудно извлекаемые запасы нефти и газа требуют усиление контроля и регулирования работы добывающих скважин, без применения которых неизбежно катастрофическое падение добычи углеводородов.

Важным условием полноты извлечения запасов нефти и газа является использование рациональных методов разработки залежей, определение наиболее эффективных объектов для применения технологий интенсификации добычи. Сокращение бездействующего фонда скважин в результате проведения планомерного их ремонта с применением передовых технологий позволяет интенсифицировать процесс разработки, вовлечь в нее запасы, находящиеся в застойных зонах, повысить коэффициент нефтегазоизвлечения.

Ко второй группе можно отнести высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта (ПЗП), которое в общем случае обусловлено фильтрационно-емкостными характеристиками, способом вскрытия, а также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пласта в ПЗП, а также гидродинамическим несовершенством скважин.

2.3 Методы восстановления фильтрационных характеристик призабойной зоны

Дополнительный приток нефти в скважины, а, следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

— химических (кислотные обработки);

— механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов);

— тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10 15%, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25 28%, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта.

Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12−16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 0С и 2−3 ч при забойных температурах 100−150 0С.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1−4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин — применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

2.4 Кислотные обработки скважин

Обработку продуктивных пластов, сложенных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью плавиковой (фтористоводородной) кислоты HF с соляной кислотой. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глино-кислотной Технология кислотной обработки включает в себя приготовление рабочих и буферных растворов и закачку их в скважину в определенной последовательности.

Технология кислотной обработки, с использованием вышеуказанных реагентов, включает в себя приготовление рабочих и буферных растворов и закачку их в скважину в определенной последовательности.

Технология кислотных обработок, проводимых с целью восстановления приемистости нагнетательных скважин, не отличается от технологии, применяемой при освоении. Приведенные материалы показывают что при правильном выборе технологии солянокислот-ные обработки являются эффективным методом освоения и восстановления приемистости нагнетательных скважин.

Технология кислотных обработок призабойных зон скважин с использованием ингибитора СНПХ-6012 выполняется существующим и широко применяемым в нефтепромысловой практике оборудованием, включает в себя известные отработанные технологические операции и соответствует существующим требованиям техники безопасности в нефтедобывающей промышленности.

Технологию кислотной обработки каждой скважины следует выбирать с учетом пластовых условий.

Разработана технология кислотных обработок, основанная на закачке в скважину оторочек композиций химреагентов и газа последовательно. Разработка технологии кислотной обработки нагнетательных скважин с использованием временно закупоривающих материалов.

Промысловые испытания технологии кислотных обработок призабойных зон скважин для высокотемпературных пластов с использованием ингибитора кислотной коррозии СНПХ-6012 проведены на 23-х скважинах Муравленковского, Суторминско-го, Крайнего, Каримовского и Холмогорского месторождений.

В зависимости от назначения технология кислотных обработок может быть различной. Если необходимо очистить поверхность открытого (не закрепленного обсадными трубами) забоя от глинистой корки, цемента и буровой грязи, применяют кислотную ванну. Для этого ствол скважины в зоне пласта от подошвы до кровли заполняется кислотой повышенной концентрации (15 — 20%), которую закачивают по НКТ. Кислоту выдерживают (обычно сутки) для осуществления реакции, а затем скважину пускают в работу. В большинстве же случаев кислотный раствор задавливается в пласт насосами. Для борьбы с проникновением кислоты в пласт по хорошо проницаемым пропласткам используют различные приемы.

При значительной толщине пласта проводят поинтервальные обработки путем отделения обрабатываемого участка от других зон пласта пакерами.

Чтобы снизить поглотительную способность высокопроницаемых пластов, в них предварительно нагнетают водонефтяную эмульсию с повышенной вязкостью.

Ставропольском филиале СевКавНИПИнефть автором проводились комплексные исследования технологии кислотных обработок применительно к освоению и увеличению приемистости нагнетательных скважин, повышению производительности высокотемпературных глубоких скважин, освоению и пуску в эксплуатацию с устойчивыми дебитами газовых скважин, пробуренных на низкопроницаемые, сильноглинистые коллекторы, склонные к обвалам.

Технология этих работ принципиально не отличается от описанной выше технологии кислотной обработки скважины под давлением в процессе освоения.

В этих условиях перспективным направлением является разработка составов и технологий кислотных обработок призабойной зоны на нетрадиционной основе. С целью увеличения эффективности воздействия на призабойную зону пласта авторами проводится работа по изучению возможности применения составов, содержащих кислоту, спирты, широкую фракцию углеводородов (ШФУ) и другие компоненты.

На глубоких скважинах так же, как и на обычных, широкое распределение получила технология кислотной обработки или селективного гидроразрыва агентами временной блокировки (синтетических полимеров или резиновых шаров) для выравнивания профиля продуктивности, когда одновременно опробуются интервалы большой толщины, неоднородные по пористости и проницаемости.

Результаты лабораторных исследований, теоретические разработки, выполненные лабораторией промысловой химии, позволили усовершенствовать технологию кислотной обработки скважин, которая, по выражению Б. Г. Логинова, стала для Ишимбая основным и единственным способом интенсификации добычи нефти.

Таким образом, для повышения эффективности кислотного воздействия на слабопроницаемые пласты с низкой пластовой энергией необходимо совершенствовать технологию кислотных обработок в направлении, обеспечивающем своевременную и наиболее полную очистку обработанной части пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых в пласт жидкостей.

Дан краткий анализ проводимых на промысле кислотных обработок (КО), а также приводятся результаты опытных промысловых работ по отработке технологии целенаправленных кислотных обработок (ЦКО) нагнетательных скважин.

Приведена классификация геолого-технических мероприятий для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Описана технология кислотных обработок скважин, гидроразрыва пласта, тепловых способов воздействия на скважину и призабойную зону, применения поверхностно-активных веществ, борьбы с отложением солей и парафина, приобщения пластов и других способов.

Особое внимание уделено охране труда и противопожарным мероприятиям.

Одна из проблем, выявленная при освоении скважин Оренбургского месторождения, — необходимость вовлечения в разработку всего вскрытого разреза. Ранее применяемая на этом месторождений технологии кислотных обработок приводила к тому, что химическому воздействию подвергалась только нижняя часть призабойной зоны ствола скважины.

В связи с тем, что разрабатываемые месторождения в основном были представлены залежами с терригенными коллекторами различной степени карбонатности, возникла необходимость отработки технологии кислотных обработок применительно к этим условиям.

Массированную кислотную обработку производят с целью воздействия на пласт на значительном расстоянии от скважины. Кислотный состав закачивают в пласт в режиме раскрытия системы трещин. Технология работ при массированной кислотной обработке аналогична технологии стандартной кислотной обработки.

Успешно используются эти методы для изучения геологической неоднородности пластов, определения текущего положения водонефтяного контакта (iBHK) между исследуемыми скважинами, а также для определения нефтенасыщенности пластов и других целей. Кроме того, следует учитывать, что кривые восстановления давления скважин, эксплуатирующих неоднородные участки пласта, в координатах Ар-In t обычно имеют вид ломаных линий. Результаты гидродинамических исследований скважин позволяют более обоснованно выбрать, например, технологию кислотной обработки, поскольку существенное значение при этом имеют тип коллектора, строение и свойства призабойной зоны пласта. Точно так же и состав кислотной смеси необходимо выбирать, кроме всего прочего, с учетом строения и свойств призабойной зоны пласта. Если, например, окажется, что трещиноватый карбонатный коллектор сложен неф-тенасыщенными блоками малой проницаемости и плохо отдающими нефть, то целесообразен состав кислоты, обладающей высокой способностью капиллярного впитывания в блоки и замедленной реакцией взаимодействия с породой. При этом вероятность более глубокого охвата блоков кислотной обработкой возрастает. Однако следует отметить, что необходимо выбирать методы и объем исследований, дающие достаточную и необходимую информацию для обоснованного проектирования технологии избранного метода воздействия на пласт. Например, недостаточно исследовать неоднородное строение пласта методами математической статистики для проектирования форсированного отбора жидкости из пласта с целью увеличения нефтеотдачи обводненного пласта. Как известно, при форсировании отбора жидкости по некоторым избранным скважинам происходит перераспределение пластовоге давления и линий тока жидкостей, сопровождающееся включением в разработку ранее слабо дренированных участков пласта. Остаточная нефть в обводненных пластах залегает в тупиковых зонах, у непроницаемых границ и на участках с уменьшенной проницаемостью пород.

Кислотная ванна проводится для очищения забоя от глинистой корки. Кислотная ванна может проводиться без давления и под давлением. Без давления кислотная ванна проводится следующим образом: скважина тщательно промывается водой, водным раствором ПАВ, конденсатом и т. п., затем кислотный раствор закачивается в интервал вскрытия скважины.

После реакции скважина снова промывается.

Если кислотная ванна производится в заполненной газом скважине, то требуемый объем раствора закачивается в насосно-компрессорные трубы, а затем устье скважины соединяют с затрубным пространством. По окончанию работ скважина продувается на факел. Кислотная ванна под давлением проводится в скважинах, заполненных жидкостью. В этом случае технология аналогична технологии кислотной обработки.

Кислотная ванна проводится для очищения забоя от глинистой корки. Кислотная ванна может быть проведена без давления и под давлением. Без давления кислотная ванна осуществляется следующим образом: скважина тщательно промывается водой, водным раствором ПАВ, конденсатом и т. п., затем кислотный раствор закачивается в интервал вскрытия скважины. После реакции скважина снова промывается. Если кислотная ванна производится в заполненной газом скважине, то требуемый объем раствора закачивается в насосно-компрессорные трубы, а затем устье скважины соединяют с затрубным пространством. По окончании работ скважина продувается на факел. Кислотная ванна под давлением проводится в скважинах, заполненных жидкостью. В этом случае технология проведения кислотной ванны аналогична технологии кислотной обработки.

2.5 Механизм грязекислотной обработки скважин

Для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, сложенные из песчаников с глинистым цементом, применяется смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую кислотную смесь называют грязевой кислотой или глинокислотной. Она не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как при ее воздействии на породу образуется объемистый слизистый осадок фтористого кальция СаР21 способный запечатать поровое пространство пласта.

При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующем порядке. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну.

Кислотные ванны являются первым и обязательным видом кислотного воздействия для всех скважин с открытым стволом продуктивного пласта в процессе освоения.

До производства кислотных ванн в таких скважинах кислотная обработка с задавливанием кислоты в пласт не должна производиться, так как растворенные загрязняющие материалы способны вновь выпасть в осадок после нейтрализации кислоты породой и тем ухудшить результаты обработки.

Кислотная ванна не рекомендуется для скважин, продуктивный пласт которых закреплен обсадной зацементированной колонной.

В отдельных случаях возникает необходимость в проведении кислотных ванн и в условиях с неизвлекаемым оборудованием забоя скважин. Например, когда обсадная колонна, цементируемая с башмаком в кровле продуктивного горизонта, спускается с заранее перфорированным хвостовиком — фильтром, а пространство между фильтром и поверхностью пород забоя не цементируется.

Кроме скважин, вышедших из бурения, кислотная ванна применяется и в эксплуатируемых скважинах, например, для разрыхления материала забойной пробки, для очистки забоя и фильтрующей поверхности его после ремонтных работ.

Во многих случаях скважина начинает эксплуатироваться с нормальной подачей нефти уже после применения кислотной ванны.

Проведение кислотных ванн в основном следует рассматривать как операцию подготовительного характера для обеспечения наиболее эффективного проведения последующих кислотных обработок с задавливанием кислоты в пласт. Перед производством кислотных ванн скважину следует очистить от забойной пробки, если она обнаружена в результате отбивки забоя. При наличии на поверхности открытого ствола скважины значительных масс цементной корки (по данным измерений каверномером или по другим признакам) необходимо добиться максимального удаления ее механическим путем, например проработкой расширителем, уплотненной пулевой или торпедной (но не кумулятивной) перфорацией, взрывом шнуровой торпеды в интервале сплошной корки, гидромониторной (пескоструйной) проработкой этих интервалов. Обрушенный со стенок забоя материал корки извлекается затем желонкой или с помощью помпы.

Механическое удаление основной массы цементной корки необходимо потому, что не только соляная кислота, но и смесь ее с плавиковой (глинокислота) не способны растворить сколько-нибудь значительных сплошных масс цементного камня. Небольшие же остатки цементной корки отделяются от стенок соляной кислотой вследствие растворения граничащей с коркой поверхности карбонатной породы пласта.

При вскрытии продуктивного пласта бурением с применением жидкости на нефтяной основе часть фильтрующей поверхности забоя может оказаться загрязненной битумной основой промывочной жидкости, ограничивающей поверхность контакта породы с кислотой. В таких случаях, после обычных очистных работ перед заливом кислоты для кислотной ванны рекомендуется промывать забой одним из указанных растворителей.

После проведения комплекса очистных работ необходимо определить пластовое давление и статический уровень в скважине для обеспечения необходимых условий проведения кислотной ванны.

В качестве продавочной жидкости следует применять воду, подавая ее через подъемную колонну из мерника заливочного агрегата для обеспечения точного замера ее расхода соответственно плану.

Кислотный раствор по завершении закачки в скважину в течение всего периода реагирования должен находиться только в интервале обработки, т. е. он не должен выходить из зоны реагирования вверх — в обсадную колонну за счет притока жидкости из пласта или из насосно-компрессорных труб, ни уходить в пласт за счет поглощения раствора призабойной зоной пласта.

Если стенки колонны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавляют 1−1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт закачивают 10−15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту-смесь 3−5%-ной плавиковой кислоты с 10−12%-ной соляной кислотой.

Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.

Основным условием применения глинокислоты является отсутствие или минимальное (менее 0,5%) содержание в составе пород карбонатов. Кроме того, при обработках нагнетательных скважин, при наличии на забое и в приствольной части пласта отложений привнесенных продуктов коррозии и взвешенных веществ, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте, перед обработкой глинокислотой желательно провести очистную обработку соляной кислотой.

Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий силикатный материал — аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее, оптимальный объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3−0,4 м³ кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75−1,0 м³ на 1 м мощности.

При обработке глинокислоту лучше приготовлять путем растворения в солянокислотном растворе технического бифторид-фторид-аммония.

При задавливании кислоты в пласт не следует стремиться к достижению максимальных скоростей; надо первые 2−3 м3 задавливать при минимальном давлении на устье, при котором пластом поглощается кислота. Большую же часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.

Кислотный раствор весь задавливается в пласт и выдерживается на реагирование до 8−12 ч.

Время реагирования — от момента прекращения задавливания растворов до пуска скважины в работу — 8−12 ч, при высоких температурах пласта время сокращается до 6−8 ч. При извлечении отработанного раствора из пласта на поверхность он ни в коем случае не должен быть допущен в систему сбора нефти или газа, так как первые его порции (хвостовые — при закачке) должны обладать высокой кислотной активностью. Поэтому он должен быть сброшен в грязевой приямок у скважины или в другое удобное место.

Комбинированные обработки. Под комбинированной обработкой понимается совмещение кислотной обработки с каким-либо другим геолого-техническим мероприятием, увеличивающим производительность скважины.

2.6 Расчет процесса грязекислотной обработки скважины