Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Институт дополнительного профессионального образования

Программа профессиональной переподготовки

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Пояснительная записка к курсовому проекту

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Слушатель гр. ГРД-14−01

А.А. Хакимов

Руководитель

профессор Л.Е. Ленченкова

Уфа 2014

Содержание

пласт нефть скважина интенсификация

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Условия залегания основных продуктивных пластов

1.3 Коллекторские свойства пласта

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

2. Анализ причин вызывающих снижение продуктивности скважин

3. Характеристика применяемых методов для повышения продуктивности скважин

4. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

5. Методы воздействия на пласты месторождения

6. Паротепловая обработка

7. Рекомендации по совершенству метода интенсификации

8. Расчеты

Литература

Введение

Призабойной зоной скважины называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т. д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по бурению скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т. д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т. д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия — соляно-кислотная обработка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т. д.

В настоящей работе по состоянию изученности на 01. 01. 2010 г. дана характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, приведены основные параметры продуктивных пластов, запасы нефти. Проведен анализ текущего состояния разработки, динамики пластового давления за время эксплуатации скважин и определения эффективности методов интенфикации добычи нефти.

В работе обоснованы технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки, рассмотрены вопросы технологии и методы воздействия на пласты Мордовоозёрского месторождения. Рассмотрены два применяемых, в настоящее время, вида воздействия на пласт:

1. Солянокислотные обработки проведенные на месторождении за один год.

2. Гидроразрыв пласта проведенные подрядной организацией.

Также рассмотрены другие более перспективные методы интенсификации добычи нефти.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Мордовоозерское нефтяное месторождение расположено на территории Димитровградского (Мелекесского) района Ульяновской области в 30 км к юго-юго-востоку от г. Димитровграда.

Месторождение находится в перспективном районе Ульяновской области, в котором к настоящему времени открыто более 25 мелких нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами от 0.2 до 3.0 млн. т. нефти.

В орографическом отношении площадь находится вблизи Куйбышевского водохранилища и рек: Большой Черемшан, Большой Авраль и Малый Авраль. Долины рек местами заболочены.

Ландшафт носит характер слегка волнистой равнины, расчлененной оврагами, переходящими в ложбины. Абсолютные отметки рельефа 120−130 м, минимальные в районе месторождения — 110 м.

Площадь покрыта смешанным лесом, занимающим до 25% общей территории.

Климат района умеренно-континентальный, амплитуда среднетемпературного периода холодного и теплого месяцев достигает 400С. Весенний и осенний периоды года сжаты. Самым теплым является июль — от +200С до + 380С. Наиболее холодным месяцем является январь — от -130С до — 400С. Среднее годовое количество осадков до 520 мм.

Площадь месторождения расположена в обширной промышленной и сельскохозяйственной зоне, где главными транспортными артериями являются: железная дорога, связывающая центральные районы РФ с Сибирью и Уралом, автодороги государственного, областного и местного значения.

Рисунок № 1 Обзорная схема района работ

1.2 Условия залегания основных продуктивных пластов

Залежи в терригенных отложениях бобриковского горизонта.

В бобриковском горизонте выявлены 2 залежи нефти, связанные с продуктивными пластами Б2 и Б1.

Залежь продуктивного пласта Б2. Пласт Б2 приурочен к нижней части бобриковского горизонта и вскрыт 17ю скважинами: в десяти скважинах пласт нефтенасыщен (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 34, 41, 42, 43, 60), в шести — водонасыщен (скв. 25, 32, 51, 52, 54, 62), а в одной скважине (скв. 38) проницаемая часть пласта замещается глинистыми разностями. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1395.6 м (скв. 28) до -1416.7 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1404.0 м.

В подошвенной части пласта прослеживается глинистая пачка, толщина которой по площади месторождения меняется от 2 до 12 м. Проницаемая часть сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. В кровле пласта — еще одна глинистая пачка толщиной 1−3 м, которая является покрышкой для рассматриваемой залежи. Общая толщина пласта меняется от 1.0 м (скв. 54) до 25.9 м (скв. 26). Пласт дифференцирован по глубине и состоит из отдельных пропластков, различных по толщине, пористости и нефтенасыщенности. Количество пропластков меняется от одного (скв. 31, 32, 42, 52, 54, 60, 62) до шести (скв. 27). Коэффициент песчанистости для пласта в среднем составляет 0. 729, а коэффициент расчлененности — 2.1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов показаны в таблице № 1.

Таблица № 1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры

Объекты разработки

Б0+Б1+Б2

А4

А2+А3

Б2

Б1

Б0

А4

А3

А2

Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м

-1404. 0

-1399. 1

-1391. 7

-1058. 5

-1044. 3

-1030. 0

Тип залежи

неполнопластовая, водоплавающая

пластово-сводовая литологически экранированная

пластово-сводовая литологически экранированная

массивная

пластово-сводовая

пластово-сводовая

Тип коллектора

терригенный поровый

терригенный поровый

терригенный поровый

карбонатный

карбонатный

карбонатный

Площадь нефтегазоносности, тыс. м2

1 327. 7

2 495. 7

1 633. 5

18 101. 8

8 935. 2

17 760. 8

Средняя общая толщина, м

13. 5*

2. 6*

4. 6*

35. 3*

7. 5*

8. 8*

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

5. 2

2. 3

5. 4

23. 9

6. 0

6. 8

Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м

7. 0

1. 5

-

4. 2

-

-

Коэффициент пористости, доли ед.

0. 221

0. 219

0. 230

0. 179

0. 174

0. 185

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.

0. 791

0. 837

0. 868

0. 760

0. 655

0. 694

Проницаемость, 10−3 мкм2

3333

1089

376

333

112

556

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0. 729

0. 910

0. 986

0. 749

0. 803

0. 766

Расчлененность

2. 1

1. 2

1. 0

5. 3

1. 5

2. 3

Начальная пластовая температура, оС

39

39

39

37

37

37

Начальное пластовое давление, МПа

15. 5

15. 4

15. 4

11. 9

11. 9

11. 9

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с

149

149

149

125

30

30

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

0. 922

0. 922

0. 922

0. 910

0. 876

0. 876

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0. 937

0. 937

0. 937

0. 922

0. 888

0. 888

Абсолютная отметка ВНК, м

-1407. 0

-1407. 0

-1407. 0

-1092. 0

-1062. 2

-1062. 2

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1. 029

1. 029

1. 029

1. 041

1. 041

1. 041

Содержание серы в нефти, %

4. 32

4. 32

4. 32

4. 04

3. 11

3. 11

Содержание парафина в нефти, %

2. 72

0. 72

2. 72

2. 15

2. 02

2. 02

Давление насыщения нефти газом, Мпа

1. 4

1. 4

1. 4

1. 0

1. 0

1. 0

Газовый фактор, м3/т

3. 3

3. 3

3. 3

3. 8

4

4

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3

1. 016

1. 016

1. 016

1. 016

1. 016

1. 016

Сжимаемость нефти, 1/МПа Ч 10−4

5. 5

5. 5

5. 5

5. 5

5. 5

5. 5

Коэффициент вытеснения, доли ед.

0. 341−0. 365

0. 293

0. 312

* средние значения приведены без учета площади, по скважинным данным

Рисунок № 2 Геологический профиль по линии скважин 50, 51, 52, 30, 27, 26, 41, 43 (линия I-I)

Нефтяная залежь пласта Б2 вскрыта 10ю скважинами (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 34, 41, 42, 43, 60). Размеры залежи составляют 2.1×1. 12 км, высота залежи — 11.4 м. Нефтеносность связана с рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. Эффективная толщина изменяется от 1.0 м (скв. 54) до 21.3 м (скв. 31), составляя в среднем 10.2 м, а эффективная нефтенасыщенная — от 0.6 м (скв. 34) до 10.4 м (скв. 28) составляя в среднем 5.2 м.

Залежь неполнопластовая (водоплавающая).

Пласт Б2 испытан в пяти скважинах (скв. 25, 32, 43, 51, 54) и совместно с пластом Б1 в трех скважинах (скв. 26, 27, 42). Результаты испытания скважин представлены в табл. Дебиты нефти только по пласту Б2 составили 3. 2−4.1 м3/сут, а при совместном испытании с пластом Б1 — 8.6 м3/сут.

Залежь продуктивного пласта Б1. Пласт Б1 приурочен к верхней части бобриковского горизонта и вскрыт 17ю скважинами: в 12ти скважинах пласт нефтенасыщен (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 42, 43, 52, 62), в скв. 51 нефтеводонасыщен, в скв. 54 — водонасыщен, а в скв. 25, 41 и 60 проницаемая часть пласта замещается неколлектором. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1390.3 м (скв. 28) до -1410.0 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1399.1 м.

Пласт Б1 отделен от ниже- (пласт Б2) и вышележащего (пласт Б0) продуктивных пластов глинистыми пачками, толщина которых меняется от 1 до 3 м. Проницаемая часть сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 1.1 м (скв. 60) до 4.8 м (скв. 52), составляя в среднем 2.6 м. Пласт Б1 менее дифференцирован по глубине, чем пласт Б2, и состоит из 1−2 пропластков, разделенных глинистыми прослоями. Коэффициент песчанистости в среднем для пласта составляет 0. 91, коэффициент расчлененности — 1.2.

Нефтяная залежь пласта Б1 вскрыта 13ю скважинами (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 42, 43, 51, 52, 62). Размеры залежи составляют 2. 7×1.2 км, высота залежи — 16.7 м (табл. 3.1.3. 1). Нефтеносность связана с рыхлыми, слабосцементированными песчаниками мелко- и среднезернистого состава. Эффективная толщина изменяется от 1.4 м (скв. 38) до 4.8 м (скв. 52), среднее значение — 2.4 м, а эффективная нефтенасыщенная — от 0.5 м (скв. 51) до 4.8 м (скв. 52), в среднем составляя 2.3 м

Пласт Б1 испытан в четырех скважинах (скв. 30, 32, 51, 52), совместно с Б2 в трех скважинах (скв. 26, 27, 42) и в четырех скважинах (скв. 26, 28, 31, 34) совместно с Б0.

Дебиты безводной нефти только по пласту Б1 составили 5−9 м3/сут. При совместных испытаниях с пластом Б0 дебиты безводной нефти составили 3. 6−21.0 м3/сут, а в скв. 26 — 43.2 м3/сут на 8 мм штуцере. ВНК принят единым с пластом Б2 на абсолютной отметке -1407.0 м.

Залежи в терригенных отложениях тульского горизонта.

В тульском горизонте выделяется одна промышленная залежь, связанная с продуктивным пластом Б0.

Залежь продуктивного пласта Бо. Пласт Б0 залегает в нижней части тульского горизонта и вскрыт 17ю скважинами (скв. 25, 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 41, 42, 43, 51, 52, 54, 60, 62), из них в 8ми скважинах (скв. 26, 28, 31, 34, 41, 43, 52, 60) пласт нефтенасыщен, а в 9ти скважинах (скв. 25, 27, 30, 32, 38, 42, 51, 54, 62) проницаемая часть пласта замещается неколлектором. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1379.9 м (скв. 28) до -1405.0 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1391.7 м.

Пласт Б0 залегает на бобриковских глинистых отложениях толщиной 2−5 м, а в кровельной части перекрыт глинистой пачкой. Проницаемая часть пласта сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками и распространена в присводовой части месторождения, а к периферии замещается на глинистые разности.

Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43), в среднем составляя 4.6 м.

Пласт Б0 практически не расчленен, коэффициент расчлененности составляет 1. 0, среднее значение коэффициента песчанистости — 0. 986.

Нефтяная залежь пласта Б1 вскрыта 8ю скважинами (скв. 26, 28, 31, 34, 41, 43, 52, 60). Размеры залежи составляют 2. 6×0. 5−1.2 км, высота залежи — 27.1 м. Нефтеносность связана с рыхлыми мелко- и среднезернистыми песчаниками. Эффективная толщина меняется от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43), в среднем составляя 5.4 м, а эффективная нефтенасыщенная — от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43) со средним значением 5.4 м.

Пласт Б0 испытан в трех скважинах (скв. 41, 43, 60) и совместно с Б1 в четырех скважинах (скв. 26, 28, 31, 34). Результаты испытания представлены в таблице 2.2.2. Дебиты безводной нефти только по пласту Б0 составили 10−20 мз/сут. При совместных испытаниях с пластом Б1 дебиты безводной нефти составили 3. 6−21.0 мз/сут, а в скв. 26 — 43.2 мз/сут на 8 мм штуцере.

Залежи в карбонатных отложениях башкирского яруса

В башкирском ярусе выделяется одна промышленная залежь, связанная с продуктивным пластом А4.

Залежь продуктивного пласта А4. Пласт А4 вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1043.8 м (скв. 43) до -1069.2 м (скв. 25). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1058.5 м.

Пласт сложен карбонатными породами, представленными пористыми и трещиноватыми органогенно-детритовыми известняками, чередующимися с плотными разностями. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 31.2 м (скв. 38) до 47.0 м (скв. 43), в среднем составляя 35.3 м.

Коэффициент песчанистости составляет 0. 749, а коэффициент расчлененности — 5.3.

Нефтяная залежь пласта А4 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 5.6×4.2 км, высота залежи 49 м. Нефтенасыщенными являются пористые и трещиноватые органогенно-детритовые известняки. Покрышкой залежи служит 10−12-метровая толща верейских глин и аргиллитов.

Эффективная толщина меняется от 10.4 м (скв. 55) до 33.9 м (скв. 41) со средним значением 24.9 м, а эффективная нефтенасыщенная — от 8.6 м (скв. 55) до 33.9 м (скв. 41), составляя в среднем 22.8 м.

Пласт А4 испытан в 15 скважинах (скв. 25, 26, 27, 29, 36, 37, 38, 42, 44, 53, 55, 57, 58, 63, 67). Дебиты безводной нефти составили 5. 1−30.0 мз/сут.

Залежь массивная

Водонефтяной контакт залежи вскрыт 24 скважинами из 30 пробуренных (в 6-и бурение закончено без вскрытия ВНК по конструкции).

По данным ГИС поверхность ВНК имеет характер гофры с абсолютными отметками от 1084.1 до 1103.2 м. Средняя абсолютная отметка -1094. 79 м.

Самыми нижними объектами, которые дали безводную нефть в процессе опробования являются: в скв. 25 — интервал глубин 1209. 0−1220.0 м (-1083. 2−1094. 2) и в скв. 26 — интервал глубин 1194. 8−1204.4 м (-1080. 2−1089. 8). Средняя глубина нижних отверстий перфорации данных объектов составляет -1092 м. Данная глубина сопоставима с данными по ГИС. Таким образом, глубина отметки ВНК при подсчете запасов принята равной -1092.0 м.

Залежи в карбонатных отложениях верейского горизонта

В верейском горизонте выделяются 2 залежи нефти, связанные с продуктивными пластами Аз и А2.

Залежь продуктивного пласта Аз. Пласт А3, приуроченный к нижней части верейского горизонта, вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1031.1 м (скв. 43) до -1056.2 м (скв. 25). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1044.3 м. Пласт сложен терригенно-карбонатными породами. В кровельной и подошвенной части пласт А3 изолируется глинами и аргиллитами толщиной 10−14 м от пластов А2 и А4. Проницаемая часть пласта представлена органогенно-обломочными известняками и известковистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 5.8 м (скв. 36) до 9.9 м (скв. 31), в среднем составляя 7.5 м. Коэффициент песчанистости составляет 0. 803, а коэффициент расчлененности — 1.5.

Нефтяная залежь пласта А3 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 4. 5×2. 85 км, высота залежи 31.5 м. Нефтенасыщенными являются органогенно-обломочные известняки и известковые песчаники. Для пласта А3 эффективная толщина является эффективной нефтенасыщенной и меняется от 3.6 м (скв. 52) до 8.1 м (скв. 60), в среднем составляя 5.9 м.

Пласт А3 испытан в трех скважинах (скв. 25, 37, 51) и совместно с А2 в двух скважинах (скв. 32, 35). Результаты испытания представлены в таблице 2.2.2. Дебиты безводной нефти только по пласту А3 составили 11. 5−23.3 мз/сут. При совместных испытаниях с пластом А2 дебиты безводной нефти составили 11. 2−13.8 мз/сут.

Залежь продуктивного пласта А2. Пласт А2 приурочен к средней части верейского горизонта, вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1016.6 м (скв. 43) до -1042.2 м (скв. 25), средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1029.5 м.

Пласт А2 отделен глинами и аргиллитами толщиной 10−14 м от нижележащего пласта А3. Проницаемая часть представлена органогенно-обломочными известняками и известковистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 6.6 м (скв. 34) до 10.4 м (скв. 26), в среднем составляя 8.6 м.

Коэффициент песчанистости составляет 0. 766, а коэффициент расчлененности — 2.3. Нефтяная залежь пласта А2 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 5. 55×4. 35 км, высота залежи 46.6 м. Нефтенасыщенными являются органогенно-обломочные известняки и известковые песчаники, которые перекрываются мощной 20−25-метровой толщей глин и аргиллитов. Для пласта А2 эффективная толщина является эффективной нефтенасыщенной и меняется от 2.0 м (скв. 43) до 10.4 м (скв. 26), в среднем составляя 6.8 м.

Пласт А2 испытан в шести скважинах (скв. 25, 26, 36, 54, 57, 62) и совместно с А3 в двух скважинах (скв. 32, 35). Дебиты безводной нефти только по пласту А2 составили 1. 54−17.7 мз/сут. При совместных испытаниях с пластом А3 дебиты безводной нефти составили 11. 2−13.8 мз/сут.

Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт также не установлен. Для подсчета запасов нижняя граница залежи (граница подсчета запасов) принята аналогично пласту Аз на отметке -1062.6 м — условный ВНК по нижнему отверстию перфорации в скв. 25.

1.3 Коллекторские свойства пласта

Для физико-литологической характеристики коллекторов продуктивных отложений были использованы макроописания образцов Мордовоозерского месторождения, петрографическое описание шлифов, результаты минералогического анализа и исследований керна.

Бобриковскиий горизонт визейского яруса (пласты Б2, Б1).

Выделяемые в составе бобриковского горизонта пласты Б2 и Б1 имеют сходную литологическую характеристику.

Сложены продуктивные отложения различными песчаниками, преимущественно мелко- и среднезернистыми, часто с примесью крупнопесчаной и гравелитовой фракции. Песчаники часто очень рыхлые, рассланцованные, с редкими аргиллитовыми прослойками. Карбонатный цемент в них отсутствует совсем, а содержание глинистого цемента составляет от 2 до 7,5%. При экстрагировании, даже в керосине, наиболее пористые разности распадаются полностью, очевидно, битум и густая окисленная нефть играет в них роль цементирующего материала. По цвету песчанки бурые, черные и равномерно нефтенасыщенные. Петрографическое изучение этих песчаников позволяет отнести их к классу чисто кварцевых песчаников.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б2 в среднем составляют: пористость — 37,0%, проницаемость — 3067.4 мкм2*10−3, нефтенасыщенность — 88%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 22,1% и 79,1%.

Коллекторские свойства отложений пласта Б1 по керновым данным в среднем составляют: пористость — 32,0%, проницаемость — 1088.5 мкм2*10−3, нефтенасыщенность — 84%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 21,9% и 83,7%.

Тульский горизонт визейский ярус (пласт Б0). Породы тульского горизонта представлены слабо карбонатными сильно алевритистыми мелкозернистыми песчаниками.

Таблица № 2 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Пласт

Вид исследования

Наименование

Параметры

Проницаемость, мкм2*10−3

Пористость, доли ед.

Нефтенасыщенность, доли ед.

А2

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

4

4

4

Количество определений. Шт

46

62

42

Среднее значение

447. 5

0. 168

0. 79

Коэффициент вариации. доли ед.

1. 535

0. 203

0. 118

Интервал изменения

7. 3−2653. 9

0. 095−0. 258

0. 505−0. 989

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

27

27

Количество определений. Шт

111

111

Среднее значение

0. 185

0. 694

Коэффициент вариации. доли ед.

0. 241

0. 129

Интервал изменения

0. 095−0. 27

0. 50−0. 89

Гидродинамические исследования скважин, А2+А3

Количество скважин

Количество определений. Шт

5

Среднее значение

448

Коэффициент вариации. доли ед.

Интервал изменения

49 — 1111

А3

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

3

3

3

Количество определений. Шт

45

55

53

Среднее значение

98. 0

0. 151

0. 753

Коэффициент вариации. доли ед.

1. 460

0. 204

0. 132

Интервал изменения

3. 1−762

0. 095−0. 20

0. 48−0. 89

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

27

27

Количество определений. Шт

85

85

Среднее значение

0. 174

0. 655

Коэффициент вариации. доли ед.

0. 236

0. 118

Интервал изменения

0. 098−0. 25

0. 46−0. 81

А4

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

2

2

2

Количество определений. Шт

59

69

56

Среднее значение

353. 1

0. 158

0. 805

Коэффициент вариации. доли ед.

1. 323

0. 375

0. 151

Интервал изменения

0. 4−2369. 2

0. 095−0. 28

0. 42−0. 94

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

26

26

Количество определений. Шт

300

277

Среднее значение

0. 179

0. 76

Коэффициент вариации. доли ед.

0. 282

0. 113

Интервал изменения

0. 095−0. 28

0. 50−0. 93

Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин

Количество определений. Шт

3

Среднее значение

107. 4

Коэффициент вариации. доли ед.

Интервал изменения

45 — 220

Пласт

Вид исследования

Наименование

Параметры

Проницаемость, мкм2*10−3

Пористость, доли ед.

Нефтенасыщенность, доли ед.

Б0

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

1

2

2

Количество определений. Шт

6

11

14

Среднее значение

375. 9

0. 286

0. 70

Коэффициент вариации. доли ед.

1. 240

0. 232

0. 137

Интервал изменения

9. 35−1264. 0

0. 18−0. 39

0. 56−0. 87

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

8

8

Количество определений. Шт

14

14

Среднее значение

0. 23

0. 868

Коэффициент вариации. доли ед.

0. 119

0. 106

Интервал изменения

0. 175−0. 27

0. 67−0. 97

Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин

Количество определений. Шт

3

Среднее значение

765. 3

Коэффициент вариации. доли ед.

Интервал изменения

92 — 2054

Б1

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

2

3

3

Количество определений. Шт

4

9

6

Среднее значение

1088. 5

0. 32

0. 84

Коэффициент вариации. доли ед.

0. 956

0. 200

0. 101

Интервал изменения

197. 6−2196. 9

0. 25−0. 41

0. 73−0. 94

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

14

14

Количество определений. Шт

19

16

Среднее значение

0. 219

0. 837

Коэффициент вариации. доли ед.

0. 130

0. 104

Интервал изменения

0. 175−0. 25

0. 70−0. 95

Б2

Лабораторные исследования керна

Количество скважин

2

3

3

Количество определений. Шт

22

30

26

Среднее значение

3067. 4

0. 37

0. 88

Коэффициент вариации. доли ед.

0. 551

0. 159

0. 087

Интервал изменения

127. 0−5808

0. 20−0. 44

0. 68−0. 96

Геофизические исследования скважин

Количество скважин

17

17

Количество определений. Шт

81

25

Среднее значение

0. 221

0. 791

Коэффициент вариации. доли ед.

0. 116

0. 136

Интервал изменения

0. 175−0. 27

0. 50−0. 92

Обломочная часть песчаников представлена кварцем (75−93%) и калиевым полевым шпатом (1−12%). Содержание глинистых минералов невелико — от 3 до 6%. В глинистых алевролитах — до 16%. Глинистые минералы представлены исключительно одним каолинитом. Кроме глинистого в образцах присутствует карбонатный цемент, содержание которого не превышает 13% и который имеет чисто кальцитовый состав.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б0 в среднем составляют: пористость — 28,6%, проницаемость — 375,9 мкм2*10−3, нефтенасыщенность — 70% (табл. 2.3. 2, 3.2.1. 1). По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 23,0% и 86,8%.

Башкирский ярус (пласт А4).

Отложения башкирского яруса представлены только одним литологическим типом — известняками.

Основная часть известняков сложена практически одним кальцитом. Встречается небольшое количество образцов с заметным содержанием доломита (до 27−36%). Характерно также присутствие ангидрита, содержание которого достигает 28%. В примесном количестве в некоторых образцах присутствует тонко алевритовая и глинистая примесь, суммарное содержание которых не превышает 6−8%.

Известняки представляют собой различные генетические типы. Собственно органогенно-детритовых не так много. Чаще встречаются комбинированные разновидности органогенно-хемогенного типа, в которых обломки карбонатных раковин различных классов организмов сцементированы хемогенным карбонатным материалом. Встречаются также пеллетовые известняки и чисто хемогенные (мелко- и среднезернистые), которые часто обогащены ангидритом. Реже отмечаются оолитовые известняки. В известняках довольно редко встречается рассеянный и агрегированный пирит, содержание которого иногда достигает 1%.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А4 в среднем составляют: пористость — 15,8%, проницаемость — 353,1 мкм2*10−3, нефтенасыщенность — 80,5%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,9% и 76,0%.

Московский ярус верейский горизонт (пласты А3, А2).

Верейские отложения представлены различными разновидностями известняков, с большим или меньшим содержанием глинистого, алевритистого и песчаного материала. Песчано-алевритовые и глинистые породы присутствуют в подчиненном количестве.

Согласно макроописания, верейские продуктивные отложения представлены известняками биоморфными криноидно-форминиферовыми. Известняки часто рыхлые, участками с пятнистым окремнением, пористые, участками кавернозно-пористые. Характерным является проявление трещиноватости, которая представлена микро- и макротрещинами как горизонтальными, так и вертикальными. На участках интенсивного проявления трещиноватости порода становится плитчатой, некрепкой, легко распадающейся на отдельные кусочки. По цвету известняки бурые, равномерно, слабо или интенсивно нефтенасщенные, встречаются нефтенасыщенные пятнами.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А3 в среднем составляют: пористость — 15,1%, проницаемость — 98,0 мкм2*10−3, нефтенасыщенность — 75,3%.

По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,4% и 65,5%.

Коллекторские свойства отложений пласта А2 по керновым данным в среднем составляют: пористость — 16,8%, проницаемость — 447,5 мкм2*10−3, нефтенасыщенность — 79,0%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 18,5% и 69,4%.

Статистические ряды распределения проницаемости по данным керна для продуктивных пластов приведены в таблице№ 3.

Таблица № 3 Статистические ряды распределения проницаемости (по данным лабораторного изучения керна)

№п/п

Интервал изменения, мкм2*10−3

Число случаев, %

Пласт А2

Пласт А3

Пласт А4

Пласт Б0

Пласт Б1+Б2

1

5−10

9

2

10−50

20

52

21

3

50−100

18

25

2

4

100−500

37

21

42

80

8

5

500−1 000

12

2

17

6

1 000−5 000

13

9

20

70

7

5 000−10 000

22

Всего

100

100

100

100

100

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства пластовых флюидов Мордовоозерского месторождения изучены по 6 поверхностным и 26 глубинным пробам, отобранным в 10 скважинах из верейских, башкирских и бобриковских отложений. Количество отобранных проб приведено в таблице № 4.

Таблица № 4 Свойства пластовой нефти

Наименование параметра

пласт

А2+А3

А4

Б0+Б1+Б2

Пластовое давление, Мпа

11. 9

11. 9

15. 4

Пластовая температура, °С

37

37

39

Давление насыщения, Мпа

1. 0

1. 0

1. 4

Газосодержание, м3/т

4. 04

3. 80

3. 34

Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= 0.4 МПа; t1= 20 °C Р2= 0.0 МПа; t2= 20°С

2. 76

2. 52

2. 58

Плотность в условиях пласта, кг/м3

876. 0

910. 0

922. 0

Вязкость в условиях пласта, мПа с

29. 88

125. 0

149. 3

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10−4

6. 07

5. 5

5. 5

Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °C: — при однократном (стандартном) разгазировании — при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

-

-

-

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С: — при однократном (стандартном) разгазировании — при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

888. 0

922. 0

937. 0

Нефти Мордовоозерского месторождения высоковязкие (от 29. 88 до 149,3 мПа*с), высокозастывающие (+3Со без термообработки), высокосернистые (содержание серы в нефтях — от 3. 11 до 4. 32%), высокосмолистые (от 21 до 25% смол и от 11 до 24% асфальтенов), высокопарафинистые (2−3% твердого парафина). Нефти сравнительно бедные светлыми фракциями и в соответствии с химическим составом относятся к метановому типу.

Таблица № 5 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А2+А3

Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

Плотность при 20 °C, кг/м3

4

18

884. 0−891. 0

888. 0

Вязкость, мПа. с

при 20 °С

1

3

29. 88

при 50 °С

Молярная масса, г/ моль

1

3

242. 5−292. 0

273. 8

Температура застывания, °С

+3

Массовое содержание, %

4

18

серы

3. 11

смол силикагелевых

21. 09

асфальтенов

24. 29

парафинов

2. 02

воды

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

-

-

-

-

Температура начала кипения, °С

1

3

50−63

54. 3

Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)

-

-

-

-

На основании результатов анализов поверхностных проб нефтей, отобранных в 2002 году, приняты следующие значения плотностей по пластам: А2+А3 — 0,888 г/см3, по А4 — 0,922 г/см3, по Б0+Б1+Б2 — 0,937 г/см3. В соответствии с результатами определений, полученные в 2001 г., значение газосодержания составляет для пластов А2+А3 — 4,04 м3/т, А4 — 3,8 м3/т, Б0+Б1+Б2 — 3,34 м3/т.

Таблица № 6 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А4

Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

Плотность при 20 °C, кг/м3

4

17

914. 0−929. 0

922. 0

Вязкость, мПа. с

при 20 °С

1

2

125. 0

при 50 °С

Молярная масса, г/ моль

2

3

294. 9−313. 5

302. 8

Температура застывания, °С

+3

Массовое содержание, %

4

17

серы

4. 04

смол силикагелевых

24. 45

асфальтенов

10. 85

парафинов

2. 15

воды

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

-

-

-

-

Температура начала кипения, °С

1

3

50−70

58. 3

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %

до 100 °С

1

3

2. 0−3. 5

2. 8

до 150 °С

-

-

-

-

до 200 °С

1

3

13. 0−13. 5

13. 3

до 250 °С

-

-

-

-

до 300 °С

1

3

30. 0−35. 5

32. 5

Шифр технологической кссификации (по ГОСТ, ОСТ)

-

-

-

-

Таблица № 7 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б0+Б1+Б2 (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

Плотность при 20 °C, кг/м3

7

31

917. 0−975. 0

937. 0

Вязкость, мПа. с

при 20 °С

1

3

149. 3

при 50 °С

Молярная масса, г/ моль

2

3

328. 9−394. 1

369. 3

Температура застывания, °С

+3

Массовое содержание, %

7

31

серы

4. 32

смол силикагелевых

24. 66

асфальтенов

10. 42

парафинов

2. 72

воды

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

-

-

-

-

Температура начала кипения, °С

2

3

55−75

63. 3

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %

до 100 °С

2

3

2. 4−4. 2

3. 2

до 150 °С

-

-

-

-

до 200 °С

2

3

11. 5−33. 0

18. 8

до 250 °С

-

-

-

-

до 300 °С

2

3

29. 0−30. 0

29. 35

Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)

-

-

-

-

Таблица № 8 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

пластовая нефть

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

пластовая нефть

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

пласт А2+А3

пласт А4

пласт Б0+Б1+Б2

Молярная концентрация компонентов, %

— сероводород

0. 040

0. 100

0. 170

— двуокись углерода

1. 257

0. 533

1. 074

— азот+редкие

15. 05

12. 447

13. 434

в т.ч. гелий

— метан

13. 771

0. 01

60. 395

0. 01

48. 367

0. 01

— этан

17. 235

0. 01

12. 051

0. 01

15. 724

0. 01

— пропан

25. 985

0. 09

9. 947

0. 10

10. 501

0. 04

— изобутан

-

0. 08

-

0. 06

-

0. 02

— норм. бутан

18. 12

0. 36

3. 312

0. 21

6. 5

0. 13

— изопентан

-

0. 53

-

0. 27

-

0. 14

— норм. пентан

6. 814

0. 75

1. 214

0. 29

3. 145

0. 27

— гексаны+высшие

98. 17

99. 05

99. 38

Молекулярная масса

292. 03

299. 91

384. 9

Плотность

— газа, кг/м3

1. 685

1. 024

1. 172

— газа относительная (по воздуху), доли ед.

— нефти, кг/м3

888. 0

876. 0

922. 0

910. 0

937. 0

922. 0

Таблица № 9 Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра

Количество исследованных

Диапазон изменения

Средние значения

Количество исследованных

Диапазон изменения

Средние значениея

скважин

проб

скважин

проб

пласт C2b

пласт C1bb+C1t

Газосодержание, м3/м3

Плотность воды, кг/м3

7

1137−1152

1145

— в стандартных условиях

— в условиях пласта

Вязкость в условиях пласта, мПа. с

Коэффициент сжимаемости,

1/МПа Ч 10−4

Объемный коэффициент, доли ед.

Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л)

Na+ + K+

2

3

940. 7−2897. 6

2076. 2

9

7

984. 4−2910. 9

1344. 5

Ca+2

2

3

208. 2−245. 9

229. 9

9

7

276. 5−400. 8

319. 8

Mg+2

2

3

110. 0−132. 6

120. 9

9

6

137. 6−199. 2

167. 4

Cl —

2

3

3052. 2−3582. 5

3283. 5

9

6

3608. 7−3983. 1

3743. 8

HCO3-

2

3

0. 2−3. 2

1. 8

5

7

0. 1−2. 8

0. 9

CO3−2

SO4−2

2

3

12. 1−14. 7

13. 6

9

6

0. 7−11. 7

7. 9

NH4 +

Br —

249. 4

J —

28. 56

В +3

Li +

Sr +2

Rb +

Cs +

Общая минерализация, г/л

7

209. 2−1137. 0

349. 8

Водородный показатель, рН

Жесткость общая,

(мг-экв/л)

Химический тип воды, преимущественный

(по В.А. Сулину)

Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти и растворенного газа

Сводная таблица запасов попутных компонентов растворенного газа

2. Анализ причин вызывающих снижение продуктивности скважин

До 2005 года разработка месторождения велась на естественном режиме.

В начале 2000 года была сделана попытка организации ППД в скважину № 27. Были проведены работы по монтажу нагнетательного оборудования и увеличению приемистости скважины в бобриковском горизонте. Всего было закачано 2,65 тыс. т. артезианской воды. Так как объем закачки небольшой, эффект оказался незначительным и увеличения дебита и обводненности в добывающих скважинах не отмечено.

За период 1997—1998 гг. г. пластовое давление снизилось из-за отсутствия ППД по всем продуктивным объектам на 10−23% от начального пластового давления, а в 2000 году оно уже снизилось на 25−30%.

На дату анализа (на 01. 01. 2010 г.) пластовое давление продолжает снижаться, и его падение по объектам составило: по пластам А2+А3 71%, по пласту А4 — 66% и по пластам Б0+Б1+Б2 — 58%. Это говорит о том, что разработка месторождения на естественном режиме приведет к дальнейшему падению пластового давления и снижению добычи нефти.

В виду значительного падения пластового давления недропользователем в 2005 году было принято решение о начале организации системы ППД путем перевода одной добывающей скважины под нагнетание (скв. № 55). А в 2006 году с целью реализации рекомендаций ЦКР в нагнетательную скважину № 28 были начаты пробные закачки подогретой воды в разрабатываемые объекты. Закачка осуществляется совместно в пласты А2+А3 и А4. К концу 2006 года одной скважиной закачано 113,8 тыс. м3 воды.

Нефть трех эксплуатационных объектов Мордовоозёрского месторождения имеет высокую вязкость в пластовых условиях (до 149 мПа*с), нефтенасыщенные пласты залегают на глубине до 1200 м.

С учетом геолого-физических характеристик для повышения продуктивности и нефтеотдачи пластов, для всех объектов Мордовоозёрского месторождения помимо закачки горячей воды было рассмотрено применение физико-химических методов и других тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

3. Характеристика применяемых методов для повышения продуктивности скважин

Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами доказывает, что для интенсификации добычи нефти из таких коллекторов целесообразно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП, что позволяет существенно увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением.

К наиболее известным методам применяемых на Мордовоозёрском месторождении относятся солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта.

Соляно-кислотные обработки

Назначения и условия соляно-кислотных обработок

При всех своих достоинствах использование соляной кислоты в качестве рабочего агента имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, высокая скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой приводит к тому, что глубина проникновения солянокислотного раствора в пласт невелика. Во-вторых, в силу своих реологических характеристик маловязкие кислотные растворы проникают в наиболее проницаемые участки пласта, и проведение повторных СКО увеличивает каналы растворения и снижает охват пласта кислотным воздействием. В третьих, постановка солянокислотных ванн может приводить к нарушению крепи скважин и быстрому их обводнению.

При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффективность стимулирования возрастает, если реакция кислотных составов с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. Подобный результат будет достигнут в случае применения кислотных составов с пролонгированной скоростью реакции с карбонатными породами, позволяющей увеличить радиус обработки скважины. На практике для этого применяются добавки ингибиторов реакции в солянокислотные растворы и менее активные неорганические и органические кислоты. С этой целью будет использована технология для обработок скважин, вскрывших карбонатный коллектор, с использованием уксусной кислоты.

Для скважин с низкой приемистостью и продуктивностью, находящихся в длительном простое или консервации, с плотными породами-коллекторами или длительное время не подвергавшихся кислотным обработкам, предусматривается предварительная закачка оторочки 10−12%-ного раствора соляной кислоты и ее продавкой ПАВ Нефтенол К.

Анализ проведения соляно-кислотных обработок на Мордовоозёрском месторождении

С целью интенсификации добычи нефти на Мордовоозёрском месторождении за год проведено 14 скв/опер. (соляно-кислотных обработок на добывающих скважинах).

Дополнительная добыча нефти при этом составила 1399,5 т.

На 1 скв/опер. приходишлось 99,96 т. дополнительно добытой нефти.

Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину составил 6,4 т/сут.

Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2009 году составил 90,2 т/сут.

Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер составила — 16 суток.

Необходимо отметить, что большое количество операций по интенсификации добычи нефти проводилось совместно с другими видами работ (перестрелы, ликвидация аварий и др.)

Проведение гидроразрыва пласта

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

Давших при опробовании слабый приток;

С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

С загрязненной призабойной зоной;

С заниженной продуктивностью;

С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими);

Нагнетательных для расширения интервала поглощения.

Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины — изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин).

Анализ и результаты проведения ГРП на Мордовоозёрском месторождении

С целью увеличение продуктивности скважин на Мордовоозёрском месторождении в 2005 году компанией «Шлюмберже» были проведены работы по гидроразрыву пласта с воздействием на призабойную зону. В технологию проведения ГРП компания «Шлюмберже» сильно подробно не посвещало руководство ЗАО «СП «Нафта-Ульяновс». Работы проводились на технике импортного производства и сотрудниками подрядных организаций. Данные параметров проведения ГРП передавались в ЦИТС. Результаты и переданные данные проведения ГРП приведены ниже в таблицах № 9,10.

Таблица № 9 Результаты проведенных ГРП (ЦИТС)

№№

№№

Пласт

Интервал

Расход HCl, м3

Vобщ. ,

Макс.

До ГТМ

После ГТМ (запускные)

п/п

скв.

Обработки

15%

24%

м3.

давление

Qж,

Q

%

Ндин. ,

Насос

Нсп,

Qж,

Q

%

Ндин. ,

Насос

Нсп,

план

план

план

закачки,

м3/сут.

т/сут.

воды

м.

м.

м3/сут.

т/сут.

воды

м.

м.

факт

факт

факт

атм.

1

2

3

4

5

6

7

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

С2vr

40,0

25,0

79,1

1

54Мо

(А2+А3)

1191,1 — 1211,0

40,0

25,0

80,2

256,6

23,0

20,4

0,0

1172

НН57

1186

19,4

17,2

1,0

1100

НВ44

1119

С2vr+C2b

42,0

26,25

81,2

2

44Мо

(А2+А3+А4)

1216,0 — 1259,0

42,0

26,25

81,2

247,8

32,2

29,0

0,1

1092

НН57

1210

40,0

33,8

7,0

1120

НН57

1220

С2vr+C2b

40,0

25,0

79,1

3

57Мо

(А3+А4)

1199,0 — 1226,0

40,0

25,0

79,1

486,7

24,2

21,6

0,2

1184

НН44

1204

47,0

28,3

6,0

970

НН57

1210

С2vr

4

50Мо

(А3)

1261,2 — 1275,0

37,3

33,1

0,3

967

НН57

1208

№№

№№

Дата

Эффект на

После ГТМ (на дату замера)

Эффект на

п/п

скв.

остановки

запуска

дату запуска

Qж,

Q

%

Ндин. ,

дата

текущую дату

на

на ВНР

Qж,

Q

м3/сут.

т/сут.

воды

м.

замера

Qж,

Q

ГТМ

м3/сут.

т/сут.

м3/сут.

т/сут.

1

2

22

23

25

26

27

28

29

30

31

32

33

44,0

40,0

0,9

1105

21. 10. 05.

21,0

19,6

1

54Мо

5. 10. 05.

13. 10. 05.

-3,6

-3,2

контрольный замер

37,9

33,6

2,6

1073

21. 10. 05.

5,7

4,6

2

44Мо

5. 10. 05.

16. 10. 05.

7,8

4,8

контрольный замер

47,0

41,4

3,2

970

21. 10. 05.

22,8

19,8

3

57Мо

13. 10. 05.

19. 10. 05.

22,8

6,7

контрольный замер

4

50Мо

20. 10. 05.

Таблица № 10 Результаты гидроразрывов пласта за 2005 год по Мордовоозёрскому месторождению из геологического отчёта (исп. «Шлюмберже»)

№ скв.

Месторождение

Пласт

ГРП

до ГРП

3дня/-10/тек.

Эффективность

Пласт

Дата

Гель

Нефть

15% HCl

Р нач. (бар.)

Расход м3/мин.

насос

Q ж.

Q н.

%

Нд.

насос

Q ж.

Q н.

%

Нд.

т/сут.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

44

Мордовоозёрское

А2,А3,А4

А3,А4

14. 10. 2005.

10

тест

12−7.

2,5

НН-57

32

28

0,6

1090

НН-57

40

35

1,4

1090

8

4

2,5

НН-57

40

35

1,4

1080

12

20

2,5

1219 м

кислота с доб.

8

5

2,5

14

19

2,5

в затрубье вода

9

7

2,5

16

25

2,5

44

Мордовоозёрское

А2,А3,А4

А3+А4

07. 11.

10

тест

47−45.

2,5

НН-57

34

30

0,3

1090

НН-57

40

35

2

1070

8

10

50−45.

2,5

1219 м

42

37

1

1070

кислота без доб.

16

16

2,5

40

36

0,4

1114

в затрубье нефть

14

50−45.

2,5

38

34

0,3

1082

6

21

16.5.

2,5

37,4

34

0,2

1150

6

54

Мордовоозёрское

А2,А3

А2+А3

11. 10.

11

тест

70

2,5

НН-57

23

20

0,1

1180

НН-57

35

30

3

1160

+10

7

5−10.

2,5

1179 м

28

24

0,5

1170

кислота с доб.

10

22

2,5

20

18

0,2

1174

8

0

11

2,5

30. 11.

20

18

0,1

1159

-2

в затрубье вода

12.

2,5

13. 12.

21,2

19

0,3

1180

-1

10

15

26

2,5

57

Мордовоозёрское

А2,А3,А4

А3+А4

18. 10.

10

тест

49−56

2

НН-44

24

21

0,3

1190

НН-57

47

40

3

1030

+19

12

46

2

1194

40

34

4

1190

кислота без доб.

18

28

2

36

29

9

1200

13

0

45

2

30. 11.

20

2

15

1180

в затрубье нефть

22

28

2,5

13. 12.

19

16

8

1161

-4

11

39

2,1

61

53

1

1040

Дополнительная добыча нефти при этом проведении ГРП составила 568 т.

На 1 скв/опер. приходишлось 142 т. дополнительно добытой нефти.

Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину составил 7,8 т/сут.

Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2005 году составил 3,2 т/сут.

Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер составила — 21 суток.

Необходимо отметить, что проведение данных операций довольно дорогостоящее мероприятие и не всегда себя оправдывающее.

Данные о предоставленных услугах и затратах показанных в копиях документах на проведение работ по скважине № 57 Мордовоозёрского месторождения.

В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:

1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;

2) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;

3) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т. д.

4. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

Анализ эффективности применяемых методов

Согласно решению ЗАО «СП «Нафта-Ульяновск» на Мордовоозерском месторождении было организовано и осуществлено по временной схеме пробное нагнетание «подогретой» воды в отдельные скважины вскрывшие пласты А2+А3+А4; А3+А4; Б0+Б1+Б2.

Основная цель нагнетания — поиск путей приостановки снижения, а затем поддержания пластового давления, упавшего в последние годы разработки в сводовых частях залежей до предельного уровня.

Закачка агента в пласт для поддержания пластового давления — это четко выраженная цель искусственного восполнения пластовой энергии. Потребность такого восполнения, как правило, связана либо с обеспечением наиболее дешевого — фонтанного способа добычи нефти, либо с недопущением снижения до определенной величины давления насыщения. Только в незначительной степени, этот процесс связывается с увеличением извлечения запасов вязкой и высоковязкой нефти, при условии бесконечно долгой (многократной) промывки водой объемов залежей и с получением высокообводненной продукции.

При этом, во многих геологических условиях, с учетом вязкостных характеристик пластовой нефти, ППД приводит не к увеличению, а к снижению извлечения запасов.

Тепловое же воздействие на пласт путем нагнетания теплоносителя обеспечивает не только повышение выработки запасов нефти, но при этом решаются и проблемы ППД.

В связи с резким снижением пластового давления в разбуренных скважинами сводовых частях всех объектов разработки на месторождении начата пробная закачка «подогретой» воды по следующей временной схеме (Рисунок 4). Вода, из водозаборной скважины 26, насосом подается в теплообменник, в котором нагревается паром, вырабатываемым установкой ППУ. По трубопроводу «нагретая» в теплообменнике вода поступает (закачивается) в скважину с температурой на устье порядка 80єС. Паровой конденсат из теплообменника, через накопительную емкость поступает в ППУ, из которого в виде пара снова подается в теплообменник.

Результаты закачки воды в пласты приведены в таблице № 11. Судя по суммарным объемам и срокам нагнетания скважина имеет высокую приемистость.

Таблица № 11 Показатели пробной закачки воды в продуктивные пласты Мордовоозерского месторождения

№№скв.

Пласт

Интервал перфорации, м

Вскрытая толщина, м

Дата ввода под закачку

Суммарный объем закачки, тыс. м3

Отработано суток

Приемистость, м3/сут.

Рнаг. на устье, МПа

Температура на устье, єС

28

А2+А3+А4

1214,6−1256,6

19,9

05. 06

113,8

539

211

0

80

Рисунок № 4 Схема подготовки (подогрева)и закачки воды в пласт

В связи с осуществляемым в промысловых условиях подогревом нагнетаемой воды, произведена расчетная оценка температурного режима на забое нагнетательной скважины при закачке в нее рабочего агента (воды) с различными температурами и темпами ввода теплоносителя.

Исходные данные:

· Принята типовая конструкция нагнетательной скважины:

— глубина — 1200 м,

— диаметр скважины по долоту — 203 мм,

— диаметр ЭК — 168 мм, диаметр НКТ — 51 мм;

· Темпы нагнетания теплоносителя: 40 т/сут, 60 т/сут, 80 т/сут, 100 т/сут;

· Температура теплоносителя на устье нагнетательной скважины:

— 60 0С, 80 0С, 100 0С, 120 0С;

· Количество тепла (Мкал), вводимого в скважину при режимах:

40 т/сут

60 т/сут

80 т/сут

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой