Анализ эффективности теплового воздействия на пласт месторождения Катангли

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Реферат

Выпускная квалификационная работа: 61 страниц, 6 рисунков, 9 таблиц.

Тема: Анализ эффективности паротеплового воздействия на II пласт II блока месторождения Катангли.

В работе приводится анализ существующего состояния разработки, основные показатели добычи нефти.

Описание применяемых методов повышения нефтеотдачи на месторождении, анализ применения паротепловой обработки скважины.

Расчет экономической эффективности применения теплового метода на месторождении в целом.

В результате проведенной работы был произведен анализ эффективности теплового воздействия на пласт месторождения Катангли, рассчитаны различные способы повышения эффективности теплового воздействия, а также возможность снижения себестоимости при проведении теплового воздействия.

Введение

Обеспечение высоких коэффициентов нефтеотдачи и поддержание высоких темпов добычи нефти невозможно без разработки новых, более современных методов воздействия на нефтяной пласт и призабойную зону скважин.

В настоящее время во многих нефтедобывающих странах разработаны и получили широкое практическое применение методы повышения нефтеотдачи пластов, позволяющие достичь наиболее полного нефтеизвлечения, чем при обычном заводнении.

Для извлечения высоковязкой нефти, залегающей на небольших глубинах, получили широкое распространение тепловые методы воздействия на нефтяные пласты (закачка перегретого пара, горячей воды, внутрипластовое горение). Наиболее изученным и внедренным в нефтяную практику является метод закачки пара.

Существенным недостатком паротеплового воздействия на нефтяной пласт является высокая энергоёмкость этого метода. Поскольку топливно-энергетические затраты в основном определяются геолого-техническими условиями месторождений, основной резерв в снижении себестоимости дополнительно извлекаемой нефти может заключаться в разработке методов интенсификации паротеплового воздействия.

Значительная часть нефти месторождения Катангли обладает большой плотностью и вязкостью, что сильно сказывается на режиме разработки данного месторождения. Долгие годы разработка месторождения шла на естественном режиме.

В 1968—1969 гг. на месторождениях Сахалина были начаты работы по опытно-промышленному внедрению паротепловых методов воздействия на пласты в сочетании с заводнением. Внедрение нового метода разработки дало возможность существенно увеличить извлекаемые запасы нефти. С 1969 года производится закачка пара, а с 1984 года под тепловое воздействие задействованы залежи нефти II блока, наибольшая нефтеотдача на данный момент 32,9%.

В ВКР содержится анализ эффективности разработки паротепловым воздействием на II пласт II блока на месторождении Катангли: выбор оптимального размера закачки пара по скважинам, анализ и наблюдение за степенью вытеснения нефти из пласта.

Также предлагается применить новый метод на исследуемом объекте — закачка карбамида в паронагнетательные скважины, с целью увеличения нефтеотдачи пласта.

В ходе проведения работы были использованы материалы геологического строения месторождения Катангли и годовой геологический отчет НГДУ «Катанглинефтегаз», а также годовой отчет технико-экономических показателей НГДУ «Катанглинефтегаз».

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Нефтяное месторождение Катангли расположено на восточном побережье Северного Сахалина в 250 км к югу от г. Охи — центра нефтяной и газовой промышленности острова. В административном отношении оно входит в Ногликский район Сахалинской области.

Ноглики является крупным поселком городского типа, имеющим районное значение.

Ближайший от месторождения населенный пункт — поселок Катангли, расположенный в 7 км к западу от Набильского залива и в 18 км к юго-востоку от районного центра поселка Ноглики.

Ближайшими месторождениями являются: нефтяное месторождение Уйглекуты, примыкающее с севера непосредственно к Катанглийскому; нефтегазовое месторождение Набиль, расположенное в 20 км к юго-востоку; нефтегазоконденсатное месторождение Монги, находящееся в 60 км севернее и газонефтяное месторождение Восточное Даги, расположенное в 70 км к северо-западу. Обзорная карта размещения месторождений северного Сахалина и шельфа приведена на рис. 1.

Рассматриваемый район представляет собой полого всхолмленную местность, ограниченную с запада северо-восточным склоном Набильского хребта, с северо-запада рекой Тымь, с востока берегом Охотского моря. Климат района обычный для Северного Сахалина короткое лето и продолжительная суровая зима с частыми снегопадами и буранами.

Энергоснабжение нефтяного промысла и поселка Катангли осуществляется с помощью газотурбинной станции, мощности которой хватает для производственных и потребительских целей.

Рисунок 1 Обзорная карта размещения месторождений северного Сахалина и шельфа

Вблизи месторождения Катангли имеются необходимые строительные материалы, такие как песок, гравий, глина, которые используются на местные нужды при отсыпке дорог, приготовления бетона и глинистых растворов.

Катанглийское месторождение приурочено к одноименной Катанглийской антиклинальной складке, входящей в состав Ногликско-Катанглийской зоны.

Ногликско-Катанглийская антиклинальная зона расположена на южном периклинальном окончании Дагинского поднятия и имеет протяженность с юга на север 16 — 17 км. Антиклинальная зона простирается в северо-северо-западном направлении вдоль крупного разрыва, осложняющего ее западное крыло.

В состав Ногликско-Катанглийской антиклинальной зоны условно выделяются три антиклинальные складки (с севера на юг): Ногликская, Уйглекутская и Катанглийская, общей особенностью которых является наличие у каждой из них хорошо выраженной южной периклинали и полное отсутствие северной.

Рисунок 2. Геологический разрез по линии скважин №№ 151−217

Рисунок 3 Геологический разрез по линии скважин №№ 168−366

1.2 Стратиграфия

Непосредственно, в пределах Катанглийского месторождения вскрыты отложения мелового, палеогенового и неогенового возраста.

Меловая система

Отложения мела вскрыты на глубине 2695 м, вскрытая толщина их 710 м и представлены породами верхнего мела.

Верхний отдел (К2)

Отложения верхнего мела вскрыты скважиной № 700 толщина 710 м. По литологической характеристике подразделяются на две толщи: нижняя — толща 470 м и верхняя — 250 м.

Нижняя толщина представлена чередованием алевролитов, аргиллитов и песчаников, при подчиненном значении последних. Аргиллиты темно-серые до черных, иногда с зеленоватым оттенком, крупные, оскольчатые. Алевролиты зеленовато-серые, темно-серые, сильно песчанистые с трещинами, выполненными кальцитом.

Верхняя толщина сложена преимущественно сильно песчанистыми алевролитами. Алевролиты темно-серые с зеленоватым оттенком и слабо выраженной косой слоистостью. Почти все разности пород разбиты трещинами, выполненными кальцитом.

Палеогеновая система

Отложения палеогенового возраста представлены породами верхнего отдела (олигоцен).

Олигоцен (Р3)

Отложения олигоцена представлены породами мачигарской свиты.

Мачигарская свита (Р3 mg)

Отложения мачигарской свиты со стратиграфическим и, возможно, небольшим угловым несогласием, ложатся на эродированную поверхность мела.

Свита, представлена неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и конгломератов. Конгломераты серые и темно-серые, массивные, мелкогалечные, участками переходящие в гравелиты с включениями мелкой гальки. По своему составу конгломераты полимиктовые. В них преобладают изверженные породы — андезиты, базальты, диориты и осадочные породы (песчаники и алевролиты), весьма сходные с подстилающими меловыми образованиями. Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, массивные, иногда косослоистые с включением гравия, мелкой угловатой гальки, стяжений пирита и крупных скоплений углефицированных растительных остатков. Толщина прослоев песчаников более 2,5 м. Аргиллиты светло-серые с желтоватым оттенком, кремнистые, крепкие, иногда чередуются с алевролитами, образуя темную слойку. Из фаунистических остатков в породах свиты, обнаружены только фораминиферы. Толщина свиты составляет 131 м.

Неогеновая система

Эти отложения представлены породами миоценового возраста (N1). Вскрытый скважинами разрез подразделяется на даехуриинскую, уйнинскую, дагинскую и окобыкайскую свиты. Толщина вскрытых отложений около 2620 м. В целом разрез неогена слагают терригенные породы песчано-глинистого состава.

Даехуриинская свита (N1 dh)

Нижняя граница свиты, выражена отчетливо и характеризуется сменой песчаных отложений мачигарской на глинистые даехуриинской свиты. Отложения свиты, представлены неравномерным чередованием алевритистых аргиллитов и глинистых алевролитов при преобладании последних. Аргиллиты и алевролиты серые, темно-серые, иногда с буроватым оттенком, крепкие, сцементированные слюдисто-глинистым материалом с примесью кремнистого вещества. Толщина эта исключительно монотонная, лишь изредка в ней встречаются мергелистые конкреции, стяжения пирита и мелкий углефицированный растительный детрит. Толщина отложений 180 м.

Уйнинская свита (N1 un)

Свита условно подразделяется на две толщи: нижнюю и верхнюю.

Нижняя толщина сложена однообразными, массивными, неяснослоистыми, темно-серыми, почти черными аргиллитами и глинистыми алевролитами с включениями мелкого углефицированного растительного детритуса, мелких конкреций сидерита, стяжений пирита. Трещины обычно выполнены кальцитом.

Верхняя толщина представлена неравномерным переслаиванием серых мелкозернистых, алевритистых песчаников, песчаных алевролитов, темных оскольчатых глин и аргиллитов.

Аргиллиты темно-серые до черных, алевролитистые и песчанистые, тонкослоистые, плотные. Содержат довольно мелкий углефицированный детритус. Алевролиты темно-серые, песчанистые, глинистые, плотные, тонкослоистые и массивные, часто с включениями обуглившихся растительных остатков. Песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, залегают в виде тонких прослоев в чередовании с аргиллитами и алевролитами. Среди пород верхней толщины имеются прослои глин, а также отмечаются стяжения пирита, конкреции сидерита. Общая толщина свиты 751 м.

Дагинская свита (N1 dg)

Непосредственно нефтесодержащими являются отложения дагинской свиты. Дагинская свита, представлена чередованием песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов, с прослоями угля в средней части. Общая толщина отложений 1676 м. В разрезе свиты выделяется двадцать песчаных и песчано-алевритовых пластов, разделенных пластами глин и аргиллитов.

Разрез дагинской свиты разделяется, на три подсвиты (снизу вверх): подугленосную — толщиной 840 м, включающую в себя XI-XX пласты; угленосную — толщиной 560 м, включающую IV-X пласты; надугленосную — толщиной 140 м, включающую I-III пласты.

Подугленосная, подсвита, с подстилающими отложениями уйнинской свиты, связана постепенным переходом. Отложения, подсвиты, представлены неравномерным переслаиванием глинисто-алевролитовых и песчаных пластов. Имеются мелкие маломощные прослои бурого и каменного угля и гравелитов.

Угленосная подсвита характеризуется наличием пластов бурых и каменных углей. Отложения, подсвиты, представлены неравномерным чередованием песков, песчаников, алевролитов и глин.

Надугленосная подсвита представлена песками и слабоуплотненными песчаниками неяснослоистыми, мелкозернистыми, слюдистыми и глинистыми, с редкой галькой и гравием. Пески иногда содержат маломощные глинистые разделы, а иногда прослои бурого угля. На Катанглийском месторождении к песчаным пластам надугленосной подсвиты приурочены промышленные скопления нефти. В подсвите выделяются три песчаных пласта I, II, III. Общей закономерностью всех трех пластов является постепенное увеличение толщины от присводовой части складки к крыльям.

I, II, III. представлен песками темно-серого и серого цвета, тонкозернистыми и мелкозернистыми, алевритистыми, рыхлыми, с тонкими прослоями песчаников мелкозернистых, алевритистых, с редкими прослоями глин.

Толщина пласта изменяется в пределах от 0 до 29 м. уменьшение толщины пласта до 0 связано с размывом пласта в наиболее приподнятой части складки, а также с размывом на западном крыле III блока.

Окобыкайская свита (N1 ok)

Нижняя граница окобыкайской свиты проводится по подошве конгломератов, лежащих в основании глинистой толщины.

Окобыкайская свита перекрывает с размывом подстилающие отложения, что подтверждается наличием конгломератов на контакте этих свит в обнажениях и поднятом керне, а также отсутствием I, II, III пластов дагинской свиты в сводовых частях отдельных блоков. Во всех изученных разрезах свита представлена глинами синевато-темно-серого цвета, плохо отсортированными, песчаниками, содержащими скопления и отдельные зерна гравия, и рассеянную гальку. В северной части свиты число и толщина прослоев песчаников и алевролитов возрастает. Вскрытая толщина окобыкайской свиты около 200 м.

Геолого-промысловая характеристика пластов.

Таблица 1 — Типы залежей месторождения Катангли

Пласт

Блок

Глубина Залегания пласта в своде (абс. отм.), м

Высотное Положение ВНК (абс. отм.), м

Размеры залежей

Тип залежи

длина, м

ширина м

высота, м

I

I

13

102

1845

1060

89

Пластовая, тектонически экранированная, частично стратиграфически ограниченная

II

52

160

1445

760

108

Пластовая, тектонически экранированная, частично стратиграфически ограниченная

IIa

54

113

170

505

59

Пластовая, тектонически экранированная

III

40

160

1455

655

120

Пластовая, тектонически экранированная, частично стратиграфически ограниченная

II

I

22

51

485

460

29

Массивно-пластовая, тектонически экранированная

Iб

31

51

295

415

20

Пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

II

65

143

810

520

78

Массивно-пластовая, тектонически экранированная

IIа

84

125

150

435

41

Массивно-пластовая, тектонически экранированная

III

50

143

995

510

93

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, частично стратиграфически ограниченная

III

I

46

51

240

165

5

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

II

87

143

685

355

56

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

IIа

110

125

120

385

15

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

III

80

143

720

415

53

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

1.3 Тектоника

Месторождение Катангли антиклинальная складка представляет собой асимметричную брахиантиклиналь протяженностью 6,5 км. Ось складки простирается в северо-западном направлении.

Восточное крыло относительно пологое (8−10є), западное более крутое с углами падения до 20є-30є, осложненное взбросом I северо-западного простирания. Альтитуда взброса изменяется от 60 до 140 м, плоскость сместителя падает на северо-восток под 60о на юге и 40є на севере.

Другими, наиболее крупными разрывами, являются сброс I и взброс 2 и которые делят месторождение на три основных блока — I, II и III.

Плоскость сместителя сброса I падает на северо-запад под углом 70−80є. Альтитуда сброса изменяется от 70−80 м (у регионального взброса I) до 20 м (на восточном крыле).

Взброс 2 западно-северо-западного простирания. Альтитуда его составляет 20−50 м. поверхность смесителя падает под углом ~ 40є.

Кроме того в I блоке (сводовая часть складки) зафиксировано четыре мелких разрыва взбросового характера Iа, Iб, Iв и Iг, которые затухают к поверхности и в восточном направлении. Все сбросы подсечены скважинами.

Сброс Iа подсечен в скважине № 272 на глубине 159 м, альтитуда его 20 м.

Сброс Iб подсечен в скважине № 651 на глубине 131 м, альтитуда его 30 м.

Сброс Iв подсечен в скважине № 326 на глубине 64 м, альтитуда его 10 м.

Сброс Iг, ограничивающий I блок, подсечен скважиной № 294 на глубине 115 м, альтитуда его 30 м.

Во II блоке также зафиксировано два сброса — 2а и 2б. Падение плоскости сместителя сброса 2а на юго-восток, альтитуда его 50 м.

Сброс 2б скважинами не подсечен и проведен на основании структурных построений, а также по отсутствию продукции во II пласте.

Таким образом, на месторождении установлено наличие нарушений сбросового и взбросового характера. Мелкие разрывные нарушения, как правило, оперяют более крупные.

1.4 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

На месторождении Катангли высоты залежей изменяются в пределах 5−20 м до 120 м. Максимальная высота в II блоке по всем горизонтам (II пласт — 93 м). Также максимальные высоты отмечены в залежах I пласта. Скопления углеводородов относятся к типу пластовых, массивно-пластовых, тектонически-экранированных и частично стратиграфически ограниченных. Глубина залегания залежей (включая газовые) 30−700 м. Роль покрышки выполняет толща глинистых и песчано-глинистых пород окобыкайской свиты. Нефть насыщает поры в рыхлых песках и слабосцементированных песчаниках дагинского возраста, коллекторские свойства которых очень высоки.

При подсчете запасов Катанглийского месторождения взяты средние величины пористости, полученные при интерпретации промыслово-геофизического материала. Средняя величина открытой пористости определена для пласта I пласта — 0,31, для II пласта — 0,35, для III пласта — 0,38. Нефтенасыщенность определялась как средневзвешенная по промыслово-геофизическим данным скважин. Средняя величина нефтенасыщенности принята в расчетах для I пласта — 0,72, для II пласта — 0,68, для III пласта — 0,71.

Проницаемость коллекторов определялась по лабораторным и промысловым данным. Средняя величина проницаемости определена для 1 пласта — 0,649 мкм2, для II пласта — 0,758 мкм2, для III пласта — 0,845 мкм2.

Говоря о фильтрационных свойствах пород нужно заметить, что преобладающая часть отложений продуктивного комплекса в районе отличается хорошими коллекторскими свойствами. По классификации Г. И. Теодоровича песчаные пласты относятся преимущественно к классу хорошо проницаемых коллекторов. Открытая пористость составляет 18−33%, проницаемость чаще варьирует в пределах 1 мкм2.

В результате разведочных и эксплуатационных работ на месторождении установлена нефтеносность трёх пластов в отложениях дагинской свиты — I, II и III, залегающих на глубинах от 30 до 240 м. Характерной особенностью продуктивных пластов является их монотонность и относительная выдержанность по площади и разрезу, за исключением зон, где II пласт размыт.

Залежи II пласта имеют нефтяную и водонефтяную зоны. Водонефтяные зоны в залежах II пласта занимают от 28 до 70 общей площади пласта (одну третью пласта). На месторождении вскрыт полностью разрез отложений, с которыми связаны перспективы нефтегазоносности, но кроме I, II и III пластов в отложениях дагинской свиты и нижележащих отложениях признаков нефтегазоносности не обнаружено.

Свойства поверхностных месторождений нефти по разрезу и по площади весьма близки между собой и являются тяжелыми, вязкими, высокосмолистыми, малосернистыми, малопарафинистыми. Удельный вес нефти определялся как средняя арифметическая величина по результатам анализов поверхностных проб.

Удельный вес нефти I пласта определялся по 35 пробам сепарированной нефти из 29 скважин, II — по 9 пробам из 7 скважин, III — по 10 из 9 скважин. Средняя величина по этим пробам для I пласта равна 936 кг/м3, для II — 938 кг/м3, для III пласта — 935 кг/м3.

Количество смолисто-асфальтеновых веществ в нефти I пласта довольно значительно. В нефти II и III пластов несколько занижено содержание асфальтенов, что не характерно для тяжелых нефтей. В нефти полностью отсутствуют бензиновые фракции, температура начала кипения в среднем 236 °C, выход фракций до 300 °C в среднем составляет 22%.

Вязкость Катанглийской нефти очень высокая и при 20 °C нефть только капает. Содержание серы низкое и изменяется в пределах 0,46% - 0,65%, составляя в среднем 0,53%, содержание акцизных смол высокое от 38% до 44,5%, составляя в среднем 41%. Температура вспышки катанглийских нефтей 108−116 °С.

Объемный коэффициент пластовой нефти, в связи с тем, что глубинные пробы не отбирались, определялся по методике М. И. Максимова, при этом принималось, что на начало разработки залежи, нефть не содержала растворенного газа. По соответствующим графикам определялись поправки к плотности при среднем пластовом давлении и температуре пласта. Пересчетный коэффициент определялся делением единицы на объемный коэффициент. Таким образом, пересчетный коэффициент для нефтей месторождения Катангли практически равен единице. В связи с отсутствием замеров начального давления в залежах, среднее пластовое принималось равным гидростатическому.

Температура застывания нефтей ниже -20 °С. По групповому составу нефти относятся к нафтеноароматическому типу.

Нефти I, II и III пластов по своему химическому составу близки между собой и являются тяжелыми, высокосмолистым, малосернистыми и беспарафиновыми.

Средний удельный вес нефти II пласта составляет — 0,937 кг/см3.

Вязкость Катанглийской нефти очень высокая и при 20 єС по Энглеру нефть только капает. Среднее содержание в среднем: серы — 0,53, акцизных смол — 41%, температура вспышки — 108−116 оС.

В нефтеносных пластах I, II и III содержится законтурная вода. Низкие значения минерализации по II пласту объясняются, вероятно, тем, что в пробах пластовой воды содержаться примеси фильтрата бурового раствора. Значение минерализации очень близки по каждому пласту и в среднем колеблется от 28 до 15 мгэкв/100 г. Состав вод преимущественно хлоридный, натриевый, гидрокарбонатно-натриевого и хлоридно-кальциевого типов.

Таблица 2 — Физико-химическая характеристика воды

Плотность, кг/м3

Содержание ионов, мгэкв/л

Общая минерализация 0,15%

Cl-

SO-4

HCO-3

Ca++

Mg++

Na+ + K+

II пласт

1001,1

84,2

0,3

16,2

1,8

0,3

93,6

13

Коэффициент открытой пористости определен как по материалам промысловой геофизики, так и в лаборатории. Пористость по скважинам рассчитывалась как средневзвешенная величина по интервалам интерпретации. Средняя величина открытой пористости для II пласта — 31,5%.

Коэффициент нефтенасыщенности определялся также по промыслово-геофизическим данным. В качестве расчетных данных приняты среднеарифметические значения из средневзвешенных величин. Средняя величина для II пласта — 0,71.

Проницаемость определялась в лаборатории. Средняя величина проницаемости по II пласту — 0,554 мкм2.

Толщина пласта увеличивается от сводовой части складки к крыльям. Общая толщина пласта 0−29 м, толщина нефтенасыщения до 26 м, водонефтяная — 11,7 м. От вышележащего I пласта он отделен глинистым прослоем толщиной 5−6 м, от III нижележащего пласта — 2−3 м. [2]

Таблица 3 — Теплофизические свойства пород

Наименование

Горные породы

коллектор

окружающие

Средняя плотность, кг/м3

2500

2400

Коэффициент температуропроводности, м2/час

0,0038

0,0024

Коэффициент теплопроводности, кВт/м

2,5

2,9

Удельная теплоемкость, 1 кДж/ г

0,966

0,966

Запасы II пласта II блока

По II пласту II блока месторождения Катангли числится балансовых запасов нефти категорий В+С1 на 01. 01. 2005 года в количестве 4080 тыс. т, извлеченных — 1796 тыс.т. Остаточные запасы категорий В+С1 составляют 1040 тыс. т, коэффициент использования запасов — 0,421, коэффициент нефтеотдачи — 0,185. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,32, планируемый конечный коэффициент нефтеотдачи составит 0,012 — 0,09.

Таблица 4 — Состояние запасов на 01. 01. 2005 г.

Балансовые, тыс.т.

Извлекаемые, тыс. т

Накопленная, тыс. т

П ласт II, блок II

Начальные запасы, тыс. т

Добыча нефти, тыс. т

Коэффициент нефти

Остаточные запасы, тыс. т

Темп отбора, %

Текущее извл. запасов, тыс. т

II-II

4080

1796

755,971

46,548

0,185

0,421

1086

1040

2,59

4,28

Показатели разработки II пласта — II блока

По залежи имеется 385,209 т. остаточных извлекаемых запасов нефти. Разрабатывается с 12. 02. 51 г. (скв. № 358). С тех пор добыто 299,791 т. т нефти. Использовано 43,8% извлекаемых запасов. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов составляет 5,93%.

В 2004 году наблюдался небольшой рост темпов отбора, нефти, что связано с вводом в эксплуатацию новой скважины № 755 (+2305 т) и увеличением отборов нефти в северной присводовой части залежи.

Этот объект (в присводовой части) еще в середине 80-х стал реагирующим на закачку пара в нижележащую залежь 3−2. Все приросты в добыче нефти по залежи до сих пор обусловлены, главным образом, отмеченным фактором. В 2004 году только по трем элементам (№№ 747, 777, 792) наблюдался рост реагирования по скважинам. Одним из решающих факторов недостаточной эффективности закачки пара по объекту является низкий межремонтный период (МРП) добывающего фонда. Мизерные отборы жидкости не способствуют осуществлению нормального баланса «закачка — отборы». Наблюдается снижение добычи нефти в сводовой части залежи в районе скв. № 227, 774. Здесь необходимо в срочном порядке обустроить и ввести под закачку пара скв. № 775. Нагнетательный фонд скважин составлял 8 скважин, из них в действующем фонде — 6 скважин.

По-прежнему неустойчиво работает основной фонд скважин, расположенный в пределах теплового поля. По сути, данные скважины по-настоящему не освоены, по ним высока частота подземных ремонтов и весьма низкий межремонтный период. Меры, предпринимаемые НГДУ «Катанглинефтегаз» — увеличение числа бригад ПРС и, соответственно, числа самих ПРС, пока не привели к нормальному результату. Не улучшили ситуацию и мероприятия по спуску внутрискважинных фильтров лазерной нарезки. Необходим тщательный анализ причин. Анализ фракционного состава песка показывает, что основные фракции все же проходят через большие (0,7 мм) щели фильтра.

Эксплуатационный фонд составляет 39 скважин, в т. ч.: действующих — 38, в бездействии — 1, в консервации — 3. Под нагнетанием находятся скважины №№ 720, 747, 777, 792 — всего закачано пара в нагнетательные скважины — 43,459 тыс.т.

2. Технологическая часть

2.1 Методы теплового воздействия на пласт

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязкой нефти и нефти с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем — к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязкой нефти и битумов. Различают следующие основные виды тепловых методов:

А. Закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).

Б. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

В. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Если первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, то последний имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных — вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу

С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды, вследствие меньшей вязкости пара.

При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости.

2.2 Состояние разработки месторождения Катангли

Разработка месторождения долгое время осуществлялась без опоры на какой-либо проектный документ. К настоящему моменту по этому месторождению имеется, как минимум, 4 проекта разработки. Слабым звеном в реализации всех схем является неудовлетворительное пароснабжение системы нагнетания. Наиболее эффективным и более применяемым методом была паротепловая обработка призабойной зоны пластов.

Паротепловое воздействие на пласт: основной способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт представляет собой закачку расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой холодной водой.

Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего рабочего агента основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу.

В качестве рабочего агента применяются преимущественно водяной пар и горячая вода. Они характеризуются высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями.

Нефтяной пласт, в процессе закачки пара нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, распространяясь по первому пространству, конденсируется. Дальнейший прогрев пласта осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, в результате чего последний охлаждается до начальной температуры пласта.

При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарение углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеотдачи.

При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три характерные зоны: зона вытеснения нефти паром; зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях, и зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние. Увеличение нефтеотдачи при тепловом воздействии, по сравнению с извлечением нефти путем закачки холодной воды, объясняется действием трех основных факторов: улучшением подвижности нефти и воды, улучшением проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте и тепловым расширением пластовых систем. Фактическая дополнительная нефтеотдача за счет перегонки паром будет определяться составом нефти.

Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием, за счет расширения нефти, перегонки ее паром и эстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20−80 °С. Так как дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10−30 раз и более.

Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при начальном увеличении температуры. При достижении определенной температуры снижение вязкости замедляется. Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи.

Снижение вязкости нефти при ее подогреве ведет к увеличению коэффициента подвижности нефти, что оказывает существенное влияние на коэффициент охвата пласта вытесняющим агентом, как по толщине пласта, так и по площади.

В процессе закачки пара, нефть в зависимости от состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей. При вытеснении легкоиспаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции нефти переходят в паровую фазу, т. е., возможна перегонка нефти. В более холодной зоне пласта эти фракции конденсируются, образуя впереди паровой зоны вал растворителя или смешивающийся вал. Увеличению нефтеотдачи при ПТВ могут способствовать эффект газонапорного режима, изменение относительных проницаемостей и подвижностей и др. Влияние отдельных факторов на нефтеотдачу при вытеснении нефти паром оценивается следующим образом: за счет снижения вязкости нефти, эффекта термического расширения, эффекта дистилляции, эффекта газонапорного режима, эффекта увеличения подвижностей.

С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла (после создания тепловой оторочки, составляющей 0,6−0,8 порового объема пласта) оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины.

Как заводнение процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам.

Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителем зависит от термодинамических условий пласта, свойства пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии и других факторов и может изменяться в широких пределах.

На механизм вытеснения жидкости существенно влияют поверхностные свойства системы нефть — вода — порода. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, в результате чего проницаемость пласта для нефти увеличивается.

Основой для развернувшихся в середине 80-х годов работ по внедрению тепловых методов в промышленных масштабах была уточненная Технологическая схема разработки месторождения 1985 г. Согласно этому документу предполагалось охватить ТМВП 8 эксплуатационных объектов в I-III тектонических блоках, причем приоритет отдается двум блокам, разрабатывавшимся на режиме истощения — II и III. Предусматривается создание паровой оторочки в 0,7 от поровых объемов с последующей прокачкой ненагретой воды. При этом спустя 65 лет после начала процесса закачки пара предполагалось достижение нефтеотдачи в 0,598. Основные показатели:

— максимум добычи нефти на 35-м году — 240 тыс. т,

— максимум закачки пара на 34-м году — 871 тыс. т

— максимум закачки воды на 43-м году — 2245 тыс. т,

За весь период разработки добыча нефти составит 7238 тыс.т. Суммарная закачка пара за 35 лет — 19 210 тыс.т. Максимальный дебит 1 скважины достигается на 11-й год и составит 1,66 т/сут. Темп нагнетания принимается 40 т/сут. при сухости пара на забое нагнетательной скважины 0,5. Годовой объем закачки в среднем составит 650 тыс.т. В качестве источника пара планировалось использование парогенераторов УППГ — 9/120. При условии, что плотности сетки составит 500 м2/скв., предполагалось бурение 296 скважин, в том числе 42 — нагнетательные.

Если бурение скважин проходило достаточно слаженно и планомерно, то объемы применения и эффективность тепловых методов оставляют желать лучшего. С 1990 г. началось падение нефтедобычи, после заметного роста во второй половине 80-х годов. Первопричина — отсутствие надежного источника пара. Поэтому тех схема 1985 г. была в 1991 году пересмотрена и выработан новый документ.

В нем предусматривалось, если принять во внимание II вариант, обеспечить достижение максимальной закачки пара в объеме 626 тыс.т. на 15-й год, начиная с 1992 г., причем средний уровень в 620 тыс.т. достигается уже на второй год. Темп закачки — 80 т/сут. при сухости пара 0,3.

В 1992 году удалось приостановить падение в нефтедобыче из залежей месторождения Катангли. Уровни добычи нефти стабилизировались на отметке 73−75 тыс. т (рис. 3)

Как уже упоминалось, уровни добычи нефти и закачки, пара предусмотренные Технологической схемой не выполняются. Согласно последнего проектного документа, в 1995 г. необходимо было извлечь 109 тыс. т нефти при закачке пара в объеме 620 (max) тыс.т. от УПГ-50. Фактические уровни оказались значительно меньшими. Причина известна — нехватка пара.

Рост добычи нефти в 2001 году по залежи II пласта III блока обусловлен вводом новых пробуренных скважин и вводом под тепловое воздействие новых элементов нагнетания пара. Удалось увеличить добычу нефти по I пласту I и II блоков, II пласту II блока за счет перевода паронагнетательных скважин под закачку воды для продвижения паровой оторочки, увеличились отборы жидкости, по залежам наблюдается избыточное давление.

По месторождению Катангли в 2002 году удалось достичь уровня добычи нефти -162,613 тыс.т. (суточная добыча нефти — 445 т/сут.), что составляет выше планового на 5,663 тыс.т. Прирост добычи нефти от теплового воздействия на пласт и закачки воды для продвижения паровой оторочки составил — 94,606 тыс.т., что выше планового на 1,606 тыс.т.

В 2003 году по месторождению достигнутый, уровень добыче нефти составил 173,795 тыс.т. (суточная добыча нефти — 476 т/сут.), прирост от воздействия на пласт составил 98,211 тыс. т., что выше планового на 2,911 тыс. т.

Всего за период 2004 года объем добытой нефти составил 188,224 тыс. т, что более чем на 14,429. тыс. т больше уровня 2003 года. С 2002 года по 2004 год годовая закачка пара составляла 844,0 тыс.т.

Обводненность добываемой продукции увеличилась до 87.6% (2003 г.) и в 2004 году составила — 87,9%. На постепенный рост процента обводненности сказывается внедрение процесса проталкивания паровой оторочки закачкой подтоварной воды по четырем объектам (I пласт I и II блоков, II пласт II блока и III пласт II блока).

Рисунок 4. Динамика добычи нефти по месторождению Катангли

Рисунок 5. Распределение запасов нефти по залежам месторождения Катангли на 1 января 2004 года

В 2004 году на баланс была принята из бурения 1 скважина, после проведения ПТО по определению герметичности заколонного пространства. Обустроено и введено в эксплуатацию 11 новых нефтяных скважин, из них 1 скважина из наблюдательного фонда, две скважины из поглотительного фонда, 6 скважин — из консервации (ранее пробуренный фонд). В нагнетательном фонде изменения произошли за счет перевода в нагнетательный фонд 1 скважины из нефтяного фонда. Динамика действующего фонда скважин приведена на рис. 6.

Однако в разработке месторождения по-прежнему не устранены существенные проблемы. К разряду хронологическим уже можно отнести вопрос обеспечения необходимой сухости пара. Коэффициент сухости остается низким, не выше 0,45, по сути, ведется нагнетание агента, близкого по своим параметрам горячей воде. Это не только снижает эффективность процесса, но создает угрозу гидроразрыва пластов и, при перекомпенсации закачкой отборов, не исключает возможность выбросов.

Рисунок 6 Динамика действующего и эксплуатационного фонда скважин месторождения Катангли (на конец 2004 года)

По всем объектам, за исключением I блока, хотя и в разной степени, происходит рост пластового давления (статических уровней, избыточного давления на устье скважины), отмечены случаи переливов скважин жидкостью. Особенно эти процессы интенсифицировались, по полям нагнетания I, II и III пластов II блока, где перешли на проталкивание паровой оторочки закачкой воды, по I пласту III блока. При этом отборы жидкости по элементам нагнетания отстают от оптимально необходимых уровней.

Следующей проблемой остается значительное число простаивающих, включая бездействие, скважин. Основная причина — низкий МРП из-за интенсивного образования песчаных пробок.

Таким образом, на момент начала 2005 г. эксплуатационный фонд скважин составляет 415 скважины. Из них в действующем фонде (табл. 5) [4]:

дающие нефть — 393 скважины;

простаивающие — 14 скважин,

бездействующий фонд — 8 скважин;

наблюдательный фонд — 10 скважин;

поглотительный фонд — 12 скважин;

— скважины, находящиеся в консервации — 61 скважин;

— скважины, находящиеся в ожидании ликвидации — 6 скважин;

— ликвидированные скважины — 243 скважины;

— всего фонд нефтяных скважин — 753 скважины;

— нагнетательный фонд — 113 скважин, из них:

— всего общий фонд скважин составляет — 866 скважин.

Таблица 5 — Динамика фонда скважин по месторождению Катангли

Фонд скважин

на 01. 01. 97 г.

на 01. 01. 98 г.

на 01. 01. 99 г.

на 01. 01. 00 г.

на 01. 01. 01 г.

На 01. 01. 02 г.

На 01. 01. 03 г.

На 01. 01. 04 г.

На 01. 01. 05 г.

Эксплуатационный

285

298

323

366

377

406

393

422

415

Действующие

211

204

267

308

344

393

373

407

407

Дающие продукцию

185

162

240

290

328

385

343

392

393

Простаивающие

26

42

27

18

16

8

30

15

14

Бездействующие

74

92

53

52

32

11

20

15

8

В ожидании освоения

0

2

3

6

16

0

0

0

0

В консервации

118

125

122

108

108

80

86

60

61

В данный момент под закачкой пара находятся 59 скважин, как правило, воздействие скважин находящихся под ПТО приходится на весь куст: 1 нагнетательная скважина и 3−5 эксплуатационных. Также для поддержания пластового давления используют нагнетательные скважины под закачку технической пластовой воды — 23 скважины. Средняя обводненность месторождения составляет 86−89%, а на некоторых скважинах и 99%.

Т.к. месторождение находится на последней стадии разработки, то скважины эксплуатируются искусственным способом, а именно глубинными штанговыми насосами (ШГН) и винтовыми насосами. По состоянию на начало 2005 года скважины эксплуатирующиеся способом ШГН насчитывается в количестве 378 шт., винтовыми насосами в количестве 21 шт. На скважинах, способ эксплуатации которых ШГН, используют насосы типа НН2Б-57 и НН2Б-44, в зависимости на каком режиме работает скважина, и на устье скважин используются станки качалки типа СКД-3. Т.к. на месторождении добываемая продукция вязкая нефть, то на нем был внедрен и способ эксплуатации винтовыми насосами, т.к. винтовые насосы лучше работают в условиях вязких нефтей, на устье устанавливается редуктор типа РВВ-200−20 или ПСРЦВ-200−20 с электродвигателем. Существуют также и трудности при извлечении продукции из скважин. В основном это песконесучесть скважин, что приводит к образованию песчаных пробок в стволе скважин и уменьшению межремонтного периода скважин. Винтовые насосы намного лучше выносят песок из скважины, но т.к. на скважинах данного месторождения маленькие глубины (100−200 м), то песчаные пробки образуются быстрее, чем на скважинах эксплуатирующихся способом ШГН.

Также для борьбы с пескопроявлениями на скважинах производят крепление призабойной зоны цементно-алюминевой стружкой (ЦАС) и карбамидной смолой (Крепитель-М). Данные методы являются наиболее дорогостоящими и производятся в основном в летний период.

2.3 Обоснование, применения метода повышения нефтеотдачи пласта

Месторождение Катангли характеризуется относительно мощными нефтяными пластами (18−35 м), залегающими на сравнительно небольшой глубине 80−150 м и насыщенными тяжелой высоковязкой нефть. Месторождение разрабатывалось длительное время в режиме истощения. Попытки интенсифицировать разработку путем заводнения оказались неэффективными вследствие быстрых прорывов воды. Наличие высоковязкой нефти, незначительная глубина залегания и небольшая мощность пластов обусловили возможность успешного применения на месторождении тепловых методов воздействия, которые основаны на благоприятном изменении физических свойств, пластовых флюидов и коллектора при введении в пласт тепловой энергии и увеличении температуры.

Далее будут рассмотрены основные характеристики по месторождению, и в частности по II пласту II блока, для подтверждения необходимости применения данного метода.

Характеристика тепловых метода повышения нефтеотдачи пластов

Тепловое воздействие на пласт связано с вводом в пласт тепловой энергии, повышением температуры и улучшением условий перемещения нефти, что в конечном итоге должно привести к увеличению степени извлечения нефти. Существенной особенностью процесса является то, что теплоперенос и массоперенос в нефтяном пласте происходит с разными скоростями, что тепловой фронт обычно отстает от фронта вытеснения.

Указанные особенности требуют рассчитывать изменения температурного поля в пласте, учитывать его влияние на фильтрационные характеристики флюидов и на характер вытеснения нефти из пористой среды. При расчете процесса необходимо также учитывать теплопотери в стволе и в самом нефтяном пласте.

Необходимость учета теплопотерь при движении теплоносителя по стволу скважины выдвигает требования ограничения глубины залегания объекта. На месторождении Катангли глубина залегания II пласта II блока — до 150 м.

Следовательно, использование тепловой энергии при нагнетании в пласт теплоносителей улучшается с сокращением путей фильтрации и с увеличением толщины самого пласта. Это накладывает дополнительные требования к толщине объекта и влияет на выбор системы расположения и плотности размещения нефтяных скважин.

В процессе нагнетания теплоносителя в пласт образуется 2 зоны: зона, охваченная тепловым воздействием и зона, неохваченная тепловым воздействием. Температурная обстановка в пласте оказывает решающее значение на механизм вытеснения нефти. Так, в зоне, не охваченной тепловым воздействием, реализуется механизм вытеснения нефти водой в изотермических условиях. В зоне горячего конденсата реализуется механизм вытеснения нефти в неизотермических условиях при изменении температуры от температуры насыщенного пара до, начальной пластовой зоны. В зоне пара реализуется механизм вытеснения нефти паром. Процессы в каждом из указанных выше зон взаимосвязаны. Увеличение нефтеотдачи при тепловом воздействии, по сравнению с извлечением нефти путем закачки холодной воды, объясняется действием трех основных факторов: улучшением отношения подвижностей нефти и воды, улучшением проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте и тепловым расширением пластовых систем.

На механизм извлечения нефти оказывают влияние процессы, происходящие в зоне пара. В этой зоне главным дополнительным фактором является перегонка нефти паром, заключающаяся в дистилляции относительно легких компонентов оставшейся в этой зоне нефти. Фактическая дополнительная нефтеотдача за счет перегонения паром будет определяться составом нефти.

Эффективность вытеснения нефти паром определяется величиной остаточной нефтенасыщенности в зоне пара. Величина остаточной нефтенасыщенности в зоне пара определяется термическими и дистилляционными свойствами нефти, а также температурой пара (величиной остаточной нефтенасыщенности для Катангли — 17%.

Технология добычи нефти с помощью термического метода можно разделить на два этапа: 1 — создание тепловой оторочки, 2 — перемещение по пласту паровой оторочки.

Определяющим значением эффективности метода является необходимый размер тепловой оторочки, то есть первоначальный прогрев пласта.

Характеристика агентов для применения метода.

Для осуществления закачки пара и воды в необходимых объемах на месторождении Катангли, кроме существующих парогенерирующих 2 установок (В-4000), построено УПГ-9/120 с общей производительностью 780 тыс. т.

Таблица 6 — Характеристика ЦПГ-60

Показатели

УПГ

Паропроизводительность, т/ч

9

Давление рабочее, кгс/см2,(Мпа)

60−120 (5,88−11,8)

Температура насыщения пара, оС

324

Степень сухости пара

0,8

Вид топлива

Газ

Расход топлива, нм3/час

750

Мощность электродвигателей, кВт

200

С целью продвижения тепловой оторочки используется подтоварная вода. Подтоварная вода не содержит примесей и компонентов, отрицательно влияющих на промысловое оборудование, состояние нефтяного пласта и окружающей среды.

2.4 Обоснование метода для месторождения Катангли

При определении пригодности залежи для успешной разработки рассматриваемым методом необходимо учитывать: свойства пластовых жидкостей, глубину залегания, толщину нефтяного пласта и неоднородность, свойства нефтесодержащего коллектора и окружающих пород, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, особенности геологического строения.

Таблица 7 — Сравнительная таблица для ПТО [1, 2]

Параметры

Рекомендуемые

Фактические по месторождению Катангли

II пласт II блок

Глубина залегания, м

до 700−1000

50−250

150

Мощность пласта, м

более 6−10

16−25

24,4

Пористость, %

более 18

30−33

32

Проницаемость, мД

более 100

более 950

588

Вязкость пластовой нефти, мПа*с

более 50

1500−3600

1650

Плотность пластовой нефти, г/см3

более 0,880

0,936

0,937

Нефтенасыщенность к началу процесса, %

более 40

54,6−65,7

64

Угол наклона, град.

не ограничен

10

10

Как видно из таблицы № 6 геологические параметры отвечают критериям выбора объекта (II пласта II блока) для применения тепловых методов.

Таблица 8 — Исходные геолого-физические характеристики II пласта месторождения Катангли [1, 2, 4]

Параметры

II пласт

Средняя глубина залегания, м

22−84

Тип залежи

массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

Площадь нефтеносности, тыс. м2

1248

Средняя нефтенасыщенная толща, м

11−26

Пористость, доли ед.

0,31

Средняя нефтенасыщенность, доли ед.

0,63−0,72

Проницаемость, мкм2

0,554

Пластовая температура расчетная, 0С

3−9,5

Пластовое давление расчетное, МПа

2,4−16,4

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с

313

Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3

0,936−0,937

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,01

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа•с

1,32−1,62

Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3

1,000−1,0040

Учитывая высокую вязкость, было рекомендовано внутриконтурное нагнетание теплоносителя.

Отечественный опыт применения метода нагнетания пара показывает, что метод осуществляется повсеместно по системе площадного размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин. Площадное нагнетание обосновывается необходимостью рассредоточения теплового воздействия на возможно большой объем залежи высоковязкой нефти с целью интенсификации разработки.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой