Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти на примере Приобского месторождения

Федеральное агентство по образованию государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Нефти и газа Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к дипломному проекту на тему:

Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти на примере Приобского месторождения Дипломник: Кривова Н.Р.

Руководитель: Стрекалов А.В.

Консультанты: Кугаевская Е.В.

Багабиев Р.Р.

Тюмень, 2013 г

Задание по дипломному проектированию

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

1.2 История освоения района

2. Геологическая часть

2.1 Литолого — стратиграфический разрез

2.2 Тектоническое строение

2.3 Нефтеносность

2.4 Характеристика продуктивных пластов

2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов

2.6 Геолого — физическая характеристика объекта АС10 южной части Приобского месторождения

3. Технологическая часть

3.1 Текущее состояние разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения по состоянию на 01.07.2005 года

3.1 Характеристика фонда скважин и показатели их эксплуатации

3.3 Энергетическое состояние южной части залежи АС10

3.4 Оценка извлекаемых и трудноизвлекаемых запасов

4. Техническая часть

4.1 Конструкции скважин и выбор обсадных колонн

4.2 Устьевое оборудование скважин

4.3 Глубинно — насосное оборудование скважин Приобского месторождения

4.4 Характеристика системы заводнения

4.5 Объекты подготовки

5. Специальная часть

5.1 Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти

5.2 Интерпретация трассерных исследований на объектах АС10 и АС12 южной части Приобского месторождения

5.2.1 Интерпретация результатов закачки трассера тринатрийфосфата от скважины 477Р

5.2.2 Интерпретация результатов закачки трассера роданистого аммония от скважины 12 277

5.2.3 Интерпретация результатов закачки трассера флуоресцеина натрия от скважины 15 994

5.2.4 Интерпретация результатов закачки трассера эозина от скважины 15 994

5.2.5 Интерпретация результатов закачки трассера карбамида от скважины 15 961

5.2.6 Методика интерпретации индикаторных исследований

5.3 Рекомендации по совершенствованию разработки пластов южной части Приобского месторождения на основе трассерных исследований

5.3.1 Технология для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) воды с возможностью регулирования расхода воды по трем объектам (пластам)

5.3.2 Принципы по воздействию на пласт

5.3.3 Обоснование использования методов повышения нефтеотдачи

5.3.4 Технология интенсификации притока нефти из заглинизированных и низкопроницаемых коллекторов

5.3.5 Комплексная технология ограничения водопритока и интенсификации притока нефти

5.4 Обоснование выбора моделей для прогнозирования основных технологических показателей разработки

5.5 Анализ эффективности внедрения технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов

6. Технико — экономические показатели

6.1 Расчет показателей экономической эффективности ОПЗ

6.2 Анализ чувствительности проекта к риску

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Основные законодательные и нормативные акты, регулирующие трудовые отношения, регламентирующие условия труда и безопасность на производстве

7.2 Основные чрезвычайные ситуации техногенного характера

7.2.1 Характеристика наиболее вероятных ЧС техногенного характера возникающих на территории предприятия

7.2.2 Чрезвычайные ситуации, вызванные террористическими актами

7.3. Чрезвычайные ситуации, вызванные природными явлениями

7.4 Мероприятия по предотвращению, ликвидации и снижению последствий чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера

7.4.1 Мероприятия, направленные на предотвращение, ликвидацию и снижение последствий чрезвычайных ситуаций техногенного характера

7.4.2. Мероприятия, направленные на предотвращение, ликвидацию и снижение последствий чрезвычайных ситуаций природного характера

7.5 Влияние технологических процессов ООО «Сибнефть — Хантос» на экологическое состояние прилегающей территории

Заключение

Литература

Введение

месторождение нефть скважина Россия занимает одно из лидирующих в мире мест по объему запасов нефти. Предприятия нефтяного комплекса совместно с другими отраслями топливо-энергетического комплекса составляют основу жизнеобеспечения всех отраслей экономики России и располагают всеми возможностями для устойчивой и высокоэффективной деятельности на принципах самофинансирования. Имеется устойчивая тенденция к снижению объема добычи нефти и нефтепродуктов, что может привести к необратимым изменениям в энергетическом балансе страны.

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений показывает, что при разработке пластов со сложным геологическим строением (неоднородными нефтенасыщенными коллекторами, как по мощности, так и по площади залегания) значительные запасы не вовлекаются в разработку. Сложно-построенные коллектора месторождений неоднородны по проницаемости, разрезу и литологическому составу. Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с запасами нефти, которые при существующей системой разработки полностью в работу не вовлекаются. Неравномерное обводнение продуктивных пластов, вызванное прорывом воды по наиболее высокопроницаемым участкам, является причиной отбора больших объемов попутной воды, которая закачивается через нагнетательные скважины и отбирается через добывающие, не производя при этом полезной работы по нефтевытеснению.

Современные требования к информативности, точности и достоверности получаемых результатов требуют применения способа, позволяющего эффективно решать задачи по контролю за перемещением нагнетаемой в пласт воды, получать информацию о продвижении жидкости не только у забоев скважин, что обеспечивается геофизическими методами, но и в межскважинном пространстве. Такую информацию можно получить

методом прослеживания (трассирования) фильтрации пластовых жидкостей с помощью индикаторов.

Целью дипломного проекта является разработка и внедрение модифицированной технологии трассерных (индикаторных) исследований фильтрационных характеристик залежи и проведение анализа разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения с выдачей рекомендаций по повышению нефтеотдачи данного объекта.

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Лицензионная территория Приобского месторождения («Приобский блок» или «Приобское месторождение»), занимает площадь 5446 км 2 (1,3 миллиона акров) и находится на расстоянии 65 км восточнее Ханты-Мансийска и 100 км западнее города Нефтеюганска. На рис. 1.1. приведена обзорная карта района работ.

Лицензионная территория Приобского месторождения находится в пределах административной юрисдикции Ханты-Мансийского района Ханты-Мансийского автономного округа. Наиболее крупные города вблизи месторождения — Ханты-Мансийск, Нефтеюганск и Сургут. Поселки Баяны, Добрино, Тыюли, Мануйлово и Реполово находятся в пределах Южной лицензионной территории. Вблизи Приобского месторождения расположены следующие крупные месторождения, находящиеся в стадии разработки:

Приразломное (к юго-востоку от Приобского месторождения),

Салымское (в 20 км к востоку),

Правдинское (в 57 км к юго-востоку).

Опытный эксплуатационный участок Приобского месторождения соединен двумя трубопроводами с ЦПП на месторождении Приразломное. Далее по сети трубопроводов нефть подается в трубопроводную систему «ТРАНСНЕФТЬ». Трубопроводов на ЮЛТ не имеется.

Приобское месторождение находится приблизительно на 61° северной широты; климат — резко-континентальный, характеризующийся долгими, холодными и снежными зимами и коротким, но теплым летом. Январь считается наиболее холодным месяцем со средним уровнем температуры минус 19,5°С и низким уровнем, доходящим до минус 52 °C. Июль — это наиболее теплый месяц со среднемесячной температурой на уровне плюс 17 °C и высоким уровнем температуры, доходящим до плюс 33 °C. В среднем за год выпадает 500−550 мм осадков, в основном в летнее, теплое время года. Снег лежит с конца октября по июнь; толщина снежного покрова составляет от 0,7 до 1,5 м и глубина промерзания грунта — от 1 до 1,5 м. Вода стоит на заболоченных участках поймы весной и осенью, а лед, толщина которого является достаточной для перемещения буровых станков, устанавливается к концу января.

На Лицензионной территории Приобского месторождения вечная мерзлота не выходит на поверхность, однако, в близлежащих районах были замечены отдельные линзы вечной мерзлоты на глубинах до 220 м. Считается, что присутствие тонких захороненных линз вечной мерзлоты не потребует внесения изменений в конструкции скважин или в программу буровых работ.

Рис. 1.1. Обзорная карта района работ

1.2 История освоения района

Первые геолого-геофизические работы на Приобском месторождении представляли собой съемки MOB в масштабе 1:50 000. Разведочное бурение началось в 1967 году, хотя первые результаты были отрицательными. Месторождение открыто в 1982 г. скважиной 151, находящейся на расстоянии 60 км к северо-востоку от г. Ханты-Мансийска. При испытании этой скважины-первооткрывательницы на сейсмически выявленной структуре были получены притоки нефти из юрских отложений тюменской свиты (Ю2) с дебитом 14,2 м3/сут при диаметре штуцера 4 мм из интервала 2885−2977 м. С другого интервала неокомских отложений АС11, с интервала глубин 2463−2467 м был получен приток с дебитом 5,9 м /сут.

Это открытие повлекло за собой проведение бурения нескольких дополнительных скважин с целью опоискования юрских и нижнемеловых горизонтов (баженовская, тюменская, ахская и черкашинская свиты). В 1983 г. были пробурены три разведочные скважины: № 175 на юго-западе, № 171 на юго-востоке и № 174 на западе. Хотя результаты скважин №№ 174 и 175 по баженовской свите были отрицательны, скважина № 175 дала приток с дебитом 3,2 м3/сут из горизонта АС10 (интервал 2419−2423 м).

В 1984;1985 годах было подтверждено, что объекты поисково-разведочных работ на Приобском месторождении находятся в основном в интервалах готеривских и барремских пород, в связи с неудачными предыдущими работами на баженовскую свиту. Скважина № 176 дала приток нефти с дебитом 2,37 м3/сут и 5,4 м3/сут из интервалов в пределах АС11 (2603−2618 м). Скважина № 179 определила восточную границу по горизонту АС и путем успешного опробования 2618−2624 м. Она также подтвердила промышленное значение и расширила продуктивную площадь горизонта АС10 путем опробования интервала 2446−2457 м, при котором был получен дебит 13,1 м3/сут.

Разведочные скважины, пробуренные в последующие годы, были в основном оконтуривающими и бурились с целью определения геометрии, пространственного распространения и связи между открытыми неокомскими залежами. В 1985 г. была пробурена и опробована скважина № 180, в результате чего был получен дебит 25,9 м3/сут из горизонта АС10 (интервал 2387−2392 м). Последующие скважины №№ 239 и 230 оконтурили северную и восточную границы этой залежи. Наличие горизонта АС и было установлено в скважинах №№ 180, 185, 230, 248, 243, 236, 234, 232, 239, 244 и 261. В 1986 г. скважина № 243 открыла нефть в горизонте АС7, которая затем была подтверждена скважинами №№ 237 и 251. Позже скважина № 414 открыла нефть в горизонте АС9.

Начальная стадия разведочных работ на Приобском месторождении была успешно завершена, в результате чего получены следующие результаты:

выявлены промышленные залежи нефти в неокомских отложениях (горизонты с АС10 по АС12);

обнаружены залежи нефти в юрских отложениях тюменской свиты;

установлена невысокая перспективность трещиноватого коллектора баженовской свиты в пределах Приобского месторождения.

К 1996 г. на площади Приобского месторождения было пробурено примерно 220 разведочных и свыше 500 эксплуатационных скважин, причем все эксплуатационные скважины находятся на Северной лицензионной территории. На Южной лицензионной территории было пробурено около 90 разведочных скважин и проведено 2000 км 2-мерной сейсмосъемки.

2. Геологическая часть Для района, на котором располагается Приобское месторождение, характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных терасс в основном песчанистые, местами глинистые.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10−15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов °С.

На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140−180 м (Лянторское месторождение). Мощность ММП составляет 15−40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

2.1 Литолого — стратиграфический разрез Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz)

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650 м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450 м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806−2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темно-серыми до черного цвета, участками известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26−38 м.

Меловая система (K)

Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами.

В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.

Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415 м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12.

Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС7, АС9,АС10,АС11,АС12. Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.

Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (K1a), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней — алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240 м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит.

Нижняя — преимущественно глинистая, верхняя — песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.

Ханты-Мансийская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.

Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283−301 м.

Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87−133 м.

Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина — 55−82м.

Палеогеновая система (P2)

Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные — континентальными.

Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125−146 м.

Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200−363 м.

Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160−180 м.

Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50−60 м.

Новомихайловская свита — представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.

Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40−70 м.

Четвертичная система (Q)

Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней — болотными и озерными фациями — илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70−100 м. Литолого — стратиграфический разрез представлен на рисунке 2.1

Рис. 2.1. Стратиграфическая колонка Приобского месторождения

2.2 Тектоническое строение Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района — Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части — Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части — Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скв. 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой — 2280 м. Вблизи скв.606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие.

2.3 Нефтеносность На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС123, АС122, АС112−4, АС111, АС110, АС101−2, АС100, АС9, АС7.

Залежи пластов АС7, АС9 промышленного интереса не представляют.

Геологический профиль представлен на рис. 2.2.

Рис. 2.2. Геологический профиль Приобского месторождения

2.4 Характеристика продуктивных пластов Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300−400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.

По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты БС1−5 были переиндексированы на АС7−12.

При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1−2, АС12/0, АС11/2−4, АС11/1, АС11/0,АС10/2−3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.

Пачка продуктивных пластов АС12 залегает в основании мегакомплекса и является наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В составе выделено три пласта АС12/3, АС12/1−2, АС12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.

Залежи пласта АС12/3 приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины с зонами перехода между ними.

Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620−2755м и является литологически экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную терассовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8 м до 1,4 м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м3/сут, Нд=1239м до 7,5 м3/сут при Нд=1327м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5 км на 7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2640 — 2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4−8,5 м3/сут. Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76 м. Тип литологически экранированный.

Основная залежь АС12/1−2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536−2728 м. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологически экранированной залежи 45 км на 25 км, высота 176 м.

В пласте АС12/1−2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м. Обе залежи литологически экранированного типа.

Пласт АС12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41 на 14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м3/сут при динамических уровнях до 48 м3/сут.

Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС11, в состав которой входят АС11/0, АС11/1, АС11/2, АС11/3, АС11/4. Три последних соединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводным участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до 78,6 м). На юго-востоке этот горизонт представлен лишь пластом АС11/2, в центральной части — пластом АС11/3, на севере — пластом АС11/2−4.

Основная залежь АС11/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС11/1 развит в присводной части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трёх сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48 на 15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м3/сут при динамическом уровне 1195 м до 11,8 м3/сут.

Пласт АС11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 на 5,5 км, вторая 4,7 на 4,1 км. Обе залежи литологически экранированного типа. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м3/сут при динамическом уровне. Горизонт АС10 вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС10/2−3, АС10/1, АС10/0.

Основная залежь АС10/2−3 вскрыта на глубинах 2427−2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи — литологически экранированный, размеры 31 на 11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м.

Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374−2492 м. Размеры залежи 38 на 13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 м3/сут при динамическом уровне 1064 м до 6,4м3/сут.

Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АС10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.

Горизонт АС9 имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фациальных зон, располагающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291−2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9−6,7 м3/сут при динамических уровнях 1359 — 875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 на 8,5 км, высота 91 м.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1−2 (1018 км2), минимальную (10 км2) — залежь в пласте АС10/1.Параметры продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1.

Параметры продуктивных пластов

2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов 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 залежей. 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%.

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

Таблица 2.2.

Сопоставление средних значений пористости и проницаемости коллекторов пластов АС10-АС12 по керну и ГИС

2.6 Геолого — физическая характеристика объекта АС10 южной части Приобского месторождения Основные геолого — физические параметры южной части объекта АС10 Приобского месторождения систематизированы по скважинам и приведены в таблице 2.3.

Пласт АС10 залегает равномерно на глубине абсолютной отметки — 2413,1 м и колеблется в интервале абсолютной отметки — 2330 — 2420 м. Он характеризуется четырьмя небольшими локальными поднятиями в районе скважин 15 978, 12 248, 477Р, 15 962. Толщина пласта варьирует в диапазоне 2,6 — 23,6 м при среднем значении 11,0. На рис. 2.3 показана структурная карта по кровле.

Значение эффективной пористости достаточно высокое и составляет в среднем 17,1% при минимальном и максимальном значениях соответственно 15,5 и 20,1%.

Проницаемость коллектора относительно низкая по сравнению с другими разрабатываемыми объектами месторождений среднего Приобья и составляет в среднем 6,6 мД с существенным разбросом от 1 до 26,5 мД.

Нефтегазонасыщение на уровне 69,7% сопоставим с аналогичными объектами.

Песчанистость прослеживается на уровне 0,24. Среднее число пропластков составляет 11, которое варьируется от 2 до 22. Пласт характеризуется высокой заглинизированностью, которая колеблется от 4,5 до 14% при среднем значении 7,6%.

На рис. 2.4. показана карта эффективных толщин.

Таким образом, пласт АС10 характеризуется ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами коллектора:

низкая проницаемость;

низкая гидропроводность;

высокая степень заглинизированности.

Примечание: Кнг — нефтегазонасыщение;

Nпр — количество пропластков;

Кпесч — коэффициент песчанистости;

Кглин — коэффициент глинистости;

А.О. — абсолютные отметки;

Кгп — коэффициент гидропроводности;

Кнг — нефтегазонасыщение.

Рис. 2.3.

Рис. 2.4.

3. Технологическая часть

3.1 Текущее состояние разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения по состоянию на 01.07.2005 года

Объект АС10 находится в начальной стадии разработки и интенсивно разрабатывается:

происходит нарастание добычи нефти, этот показатель достиг 120,8 тыс. т/ месяц;

низкая обводненность продукции (28,7% на 01.03.05 г., 19,4% на 01.07.05 г.).

По состоянию на 01.07.05 г. из объекта добыто 2189,3 тыс. т нефти и 2549,3 тыс. т жидкости. Закачано 2456,3 тыс. т воды. Компенсация текущая и накопленная составила соответственно 67,9% и 78,5%. Динамика основных технологических показателей разработки представлена рис. 3.1. — 3.3.

Дебиты нефти и жидкости варьируют в довольно широком диапазоне соответственно 2,5 — 72 т/сут и 2,5 — 73,4 т/сут при средних значениях 38 т/сут и 42,5 т/сут.

Темпы отбора нефти (отношение текущей добычи нефти к разнице извлекаемых запасов и накопленной добычи нефти) от начальных извлекаемых и геологических запасов составляют соответственно 0,29% и 0,067%.

Текущее значение коэффициента нефтеизвлечения составляет 1,32%.

На основе промыслового материала построены карты накопленной добычи по скважинам (рис. 3.4).

На рис. 3.5. показано распределение обводненности добывающей продукции по пласту. Не смотря на то, что среднее обводнение пласта достигло 19,4%, прослеживаются высокообводненые зоны, особенно эта тенденция на уровне 80 — 90% отмечается по линии скважин 12 327 — 12 313 — 15 978 -12 298 -16 013 и в районе скважин 15 962 и 12 328. Очевидно, это обводнение сопряжено с фильтрацией закачиваемой воды по каналам НФС, которые образовываются за счет раскрытия динамо — напряженных зон пласта из — за высоких градиентов давления между нагнетательными и добывающими скважинами и массового применения ГРП. При этом отмечается вынос мех. примесей и образование устойчивых водо — нефтяных эмульсий.

Единственным методом снижения влияния каналов НФС на образование эмульсий и стабилизации (снижения) обводнения является тампонирование каналов НФС, т. е. создание в каналах НФС фильтрационного сопротивления.

Этот метод одновременно является способом повышения коэффициентов охвата и, соответственно, нефтеизвлечения.

Несмотряна интнсивное трещинообразование в пласте разработка южной части объекта АС10 ведется в более экономичном режиме, чем по проекту. На рис. 3.6. показана критериальная зависимость коэффициента нефтеизвлечения от обводненности продукции.

Рис. 3.1. Текущие показатели разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения Рис. 3.2. Накопленные показатели разработки объекта АС10

Рис. 3.3. Динамика среднесуточных показателей разработки объекта АС10

Рис. 3.4. Карта накопленной добычи нефти объекта АС10

Рис. 3.5. Карта обводнения объекта АС10

Рис. 3.6. Критериальная зависимость коэффициента нефтеизвлечения от текущей обводненности объекта АС10

3.1 Характеристика фонда скважин и показатели их эксплуатации С начала разработки на объекте АС10 южной части Приобского месторождения было пробурено 164 скважины, из них 109 добывающих и 20 нагнетательных. Динамика эксплуатационного фонда скважин показана на рис. 3.7.

Рис. 3.7. Динамика эксплуатационного фонда скважин объекта АС10

На 1.07.2005 г. фонд добывающих скважин составил 117 единиц, в том числе 109 действующих, из них 2 фонтанных, 107 оборудованы установками электроцентробежных насосов (ЭЦН).

В добывающем фонде на 1.07.2005 г. числятся 117 скважин. Из них 109 действующих, 8 бездействующих, 7 в освоении, 12 ликвидировано, 6 скважин находится в консервации рис. 3.8.

Рис. 3.8. Характеристика добывающего фонда скважин 1.07.2005 г.

В нагнетательном фонде на 1.07.2005 г. числятся 47 скважин. Из них 20 действующих, 3 бездействующих и 4 находятся в освоении (см. рис. 3.9).

Рис. 3.9. Характеристика нагнетательного фонда скважин на 1.07.2005 г.

В нагнетательном фонде на 1.07.2005 г. числятся 47 скважин. Из них 20 действующих, 3 бездействующих и 4 находятся в освоении.

Распределение фонда добывающих скважин по текущим дебитам нефти следующее (рис. 3.10):

менее 10т/сут — 15% (16 скв.); от 10 до 30т/сут — 40% (41 скв.); от 30 до 50т/сут — 25% (26 скв.); от 50 до 100 /сут — 11% (12 скв.), более 100 т/сут — 5% (6 скв.). Средний дебит нефти — 41,6 т/сут.

Рис. 3.10. Распределение действующих добывающих скважин по текущим дебитам жидкости по состоянию на 1.07.2005 г.

Распределение действующих добывающих скважин по обводненности рис. 3.11:

менее 2% - 28% (30 скв.); от 2 до 20% - 50% (59 скв.); от 20 до 50% - 7% (8 скв.); от 50 до 90% - 6% (7 скв.); более 90% - 2% (3 скв.). Средняя обводненность скважин составляет 19,4%.

Рис. 3.11. Распределение действующих добывающих скважин по обводненности по состоянию на 1.07.2005 г.

Таким образом, на 01.07.2005 г. на южной части Приобского месторождения пробурено 164 скважины, из них действующий фонд: 109 добывающих и 20 нагнетательных скважин. Средний дебит скважин по нефти составляет 41,6 т/сут, средний дебит скважин по жидкости — 51,7 т/сут. Средняя обводненность продукции составляет 19,4%.

3.3 Энергетическое состояние южной части залежи АС10

С апреля 2002 г. залежь разрабатывалась на естественном режиме. С июня 2003 года для поддержания пластового давления в пласт закачивается сеноманская вода. Система заводнения — пятиточечная.

Для разработки продуктивных пластов Южной лицензионной территории Приобского месторождения выбран метод заводнения с целью достижения наиболее высоких уровней добычи нефти и коэффициента нефтеотдачи. Метод заводнения зарекомендовал себя особенно хорошо при разработке коллекторов с низкой проницаемостью, соответствующей диапазонам изменения проницаемостей, характерным для коллекторов Приобского месторождения. Используется пятиточечная схема расположения скважин, максимальная депрессия на забоях эксплуатационных скважин, закачка под давлением ниже или немного превышающим давление разрыва пласта, закачка обработанной воды, свойства которой совместимы с характеристиками пласта.

Не смотря на то, что месячная текущая компенсация колеблется от 77 до 114%, накопленная компенсация достигла всего лишь 79,3%. Вследствие этого произошло существенное снижение пластового давления с 26,0 МПа до 20,3 МПа. Если в зоне нагнетания пластовое давление в среднем составляет 36,0 МПа, то в зоне отбора оно составляет 15,7 МПа. Распределение пластового давления приведено на рис. 3.12.

Необходимо отметить, что в ряде скважин забойное и пластовое давление снизилось до критического (8,9 МПа) и ниже (скважины 12 268, 12 314, 16 044). Снижение пластового и забойного давлений может привести к ряду осложнений:

разгазировании нефти в ПЗП, и соответственно, к её охлаждению за счет эффекта Джоуля — Томсона (дроссельный — эффект);

охлаждение ПЗП может привести к выпадению в ПЗП и стволе скважины тяжелых фракций нефти (смолы, асфальтены, высокотемпературокипящие парафины и т. д.);

выпадение в ПЗП тяжелых фракций нефти приводит к сужению каналов фильтрационных потоков и повышению турбулентности движущихся потоков нефти и воды, что в свою очередь обуславливает образование устойчивых эмульсий в ПЗП;

разгазирование нефти в ПЗП может привести к «срыву подачи» насосного оборудования и, соответственно, к уменьшению межремонтного периода насосного оборудования.

Рис. 3.12. Карта изобар объекта АС10 на 01.07.2005 г.

3.4 Оценка извлекаемых и трудноизвлекаемых запасов Геологические запасы на объекте АС10 южной части Приобского месторождения оцениваются в размере 185 450 тыс. т. Проектный КИН составляет 0,24, начальные извлекаемые запасы нефти оцениваются в размере 44 440.

В работе произведена оценка начальных извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения Казакова А. А. (УQн=A+C· (УQж)^D, где А, С, D определяемые параметры) [2], Леонова В. А. (УQн= А + В (Qж+C)^D +E (Qж+F)^G, где: А, В, С, D, E, F, G — коэффициенты, определяемые по накопленным статистическим данным методом наименьших квадратов) и Вашуркина — Ревенко на основе фактических показателей разработки. На рис. 3.13. приведены характеристики вытеснения (построенные по фактическим данным) и фактическая добыча нефти.

По характеристике вытеснения Казакова КИН оценивается в размере 0,152 (НИЗ = 28 033 тыс. т, абсолютная погрешность при расчетах составила 5,7%), по характеристике Леонова КИН = 0,137 (НИЗ = 25 697 тыс. т, абсолютная погрешность при расчетах составила 1%). Таким образом, проектный коэффициент нефтеотдачи в размере 0,24 не будет достигнут при существующей системе разработки и не превысит 0,14. При этом существенная часть извлекаемых запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых (14 874 тыс. т).

Проектные и расчетные параметры по КИН приведены в таблице 3.1, из которых можно сделать вывод, что проектные показатели могут быть не достигнуты и 9% от проектных начальных извлекаемых запасов перейдут в категорию трудно извлекаемых.

На рис. 3.14 приведено сравнение структуры запасов по проекту и по фактическим показателям разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения.

Таблица 3.1.

Основные параметры по оценке запасов нефти объекта АС10 Приобского месторождения

Рис. 3.13. Характеристики вытеснения объекта АС10 южной части Приобского месторождения Проект

Геологические запасы — 184 450 тыс. т НИЗ — 44 440 тыс. т КИН — 0,24

Рис. 3.14. Структура запасов объекта АС10 южной части Приобского месторождения

Выводы Объект АС10 южной части Приобского месторождения находится в начальной стадии разработки;

По состоянию на 01.07.05 г. из объекта АС10 добыто 2189,3 тыс. т нефти и 2549,3 тыс. т жидкости;

Закачано 2456,3 тыс. т воды;

Компенсация текущая и накопленная составила соответственно 67,9% и 78,5%.

Обводненность продукции составила 19,4%.

Текущее значение коэффициента нефтеизвлечения составляет 1,32%;

На месторождения пробурено 164 скважины, из них действующий фонд: 109 добывающих и 20 нагнетательных скважин. Средний дебит скважин по нефти составляет 41,6 т/сут, средний дебит скважин по жидкости — 51,7 т/сут.

Пластовое давление с начала разработки залежи снизилось с 26,0 МПа до 20,3 МПа. В зоне нагнетания пластовое давление в среднем составляет 36,0 МПа, в зоне отбора оно составляет 15,7 МПа.

Оценка извлекаемых запасов показала, что 9% от НИЗ перейдут в категорию трудноизвлекаемых запасов, что свидетельствует о необходимости применения геолого — технических мероприятий.

4. Техническая часть

4.1 Конструкции скважин и выбор обсадных колонн

Основные технические характеристики и глубины спуска обсадных колонн в эксплуатационные скважины, бурение которых производится на Лицензионной территории Приобского месторождения:

* Направление диаметром 340 мм (13 3/8″) устанавливается с применением забивного метода (его башмак располагается на глубине 15−30 м) в целях предотвращения размывов рыхлых пород под основанием буровой, а также для обеспечения поступления восходящего потока бурового раствора в систему замкнутой циркуляции при бурении интервала под кондуктор.

* Кондуктор диаметром 245 мм (9 5/8″), глубина установки которого составляет примерно 800 м, предназначен для изоляции и предохранения залегающих на незначительной глубине водоносных горизонтов, являющихся источниками пресной воды, а также для использования в качестве основания для подвески обсадных колонн меньшего диаметра и НКТ. Кондуктор также служит для монтажа компоновки противовыбросового превентора.

* Спуск эксплуатационной колонны диаметром 178 мм (7″) осуществляется на полную фактическую глубину скважины.

Определение нагрузок, действующих на обсадные колонны при строительстве и эксплуатации скважин, производиться в соответствии с действующей в России «Инструкцией по расчету нагрузок на обсадные колонны для нефтяных и газовых скважин» (РД-39−7/1−0001−89).

Расчет, выбор конструкции и испытания устьевого оборудования скважин и фонтанной арматуры выполнены применительно к арктическим условиям (наиболее низкая наружная температура принимается равной -60°С).

Конструкция скважин графически представлена на рис. 4.1.

На рис. 4.2. приводится схема компоновки скважин (при наличии двух эксплуатационных объектов). После проведения перфорации предусматривается осуществление воздействия на оба пласта с применением метода гидроразрыва и последующей отработкой в свободном режиме для очистки призабойной зоны. Затем производится глушение скважины с применением чистого раствора, совместимого с пластовым флюидом, после чего осуществляется подъем перфораторов и извлекаемого пакера и спуск погружного центробежного электронасоса (ЭЦН).

Предусматривается, что в качестве водонагнетательных используются переведенные на этот режим добывающие скважины после периода эксплуатации продолжительностью от одного года до двух лет для получения преимуществ высокодебитной добычи, характерной для вновь пробуренных скважин. На рис. 4.3. отражена типовая схема подземной компоновки одновременно — раздельной закачки нагнетательной скважины № 15 961 куст 7 Приобского месторождения. Для разобщения горизонтов АС11 и АС10 устанавливается пакер. С целью создания большего по сравнению с горизонтом АС10 давления нагнетания в горизонте АС11 применяется (в случае необходимости) вариант заканчивания скважин в двух горизонтах. Если оценка месторождения подтвердит, что отсутствует необходимость использования более высокого давления нагнетания в пласт АС11, указанные интервалы в нагнетательных скважинах будут совмещены. При использовании нагнетания через межтрубное пространство в течение всего срока службы скважины будут применяться профилактические меры и проводиться испытания, необходимые для контроля состояния и обеспечения целостности обсадных колонн.