Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область) - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

Геолого-физическая характеристика месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов. Особенности выработки запасов нефти. Конструкция скважин. Испытание на герметичность. Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА СОВЕТСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)
В настоящее время большая часть добываемой нефти в России извлекается из низкопроницаемых коллекторов, которые характеризуются высокой степенью неоднородности. Следовательно, на месторождениях наблюдается низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) и высокая обводненность, на многих месторождениях продолжается эксплуатация добывающих скважин и с обводненостью 98-99%, что является экономически нерентабельным. Многие крупные месторождения, вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся истощения запасов и падающей добычей. Практически большая часть нефтяных скважин переведена с фонтанного на механизированный способ добычи.
Месторождения ОАО «Томскнефть ВНК» характеризуются низкими дебитами. С первых дней эксплуатации требуется механизированный способ добычи в связи с наличием низкопродуктивных коллекторов. Предприятие работает в условиях падающей добычи нефти, характеризующихся возрастанием фонда скважин, эксплуатируемых с применением УЭЦН.
В данной выпускной квалификационной работе была поставлена задача провести анализ эффективности подземного ремонта скважин. Объектом исследования выбрано Советское месторождение горизонт АВ1.
Советское нефтяное месторождение открыто в августе 1962 года. Оно расположено в северо-западной части Александровского района Томской области (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 Обзорная карта нефтедобывающего района
Месторождение находится в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, выделяемого в восточной части Среднеобской нефтеносной области. Это крупное многопластовое месторождение было введено в разработку в 1966 году. Первые два года велась пробная, а с 1968 года промышленная эксплуатация.
В настоящее время разработку месторождения осуществляет ОАО «Томскнефть» ВНК. Следует отметить, что Советское месторождение в данный момент времени находится на третьей стадии разработки со стабилизирующимся уровнем добычи и по-прежнему обладает значительными запасами, большая часть которых сосредоточена в объекте АВ1 и является самым крупным объектом Советского месторождения (89% остаточных извлекаемых запасов всего месторождения). Начальные извлекаемые запасы нефти 232847 тыс. тонн по категориям А+В+С 1 и 9625 тыс. тонн по категории С 2 . Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 154504,9 тыс. тонн (на 1.01.2003год) степень выработки - 66,4%. В 25 километрах от месторождения расположен город Стрежевой.
Текущий коэффициент извлечения нефти пласта АВ1 равен 0,282 (конечный 0,395) при средней обводненности продукции скважин 88%. Пропластки АВ 1 2б , АВ 1 3 и АВ 1 4 практически выработаны и имеют обводненность 98%, превышающую темпы отбора запасов. Общее число добывающих скважин по пласту АВ 1 в целом составляет 770, нагнетательных - 229 (таблица 1.1). Однако действующий фонд скважин значительно отличается от общего (663 добывающих и 194 нагнетательных скважины) - процент бездействующего фонда составляет 14,2%. Этот факт может быть объяснен длительностью истории разработки месторождения (50 лет) и старением фонда - многие скважины имеют заколонные перетоки. [1]
Таблица 1.1 - Фонд скважин пласта АВ 1
2. Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1 Краткая стратиграфическая характеристика разреза
В геологическом строении месторождения принимают участие доюрские образования складчатого фундамента и мезозойско-кайнозойские отложения платформенного чехла. Геологический профиль продуктивного горизонта АВ1 представлен на рисунке 2.1.
Диапазон нефтеносности составляет около 1100м и охватывает толщу пород от аптского яруса нижнего мела до коры выветривания палеозойских отложений. В разрезе палеозойских пород трещиноватые известняки, черные сланцы и плотные аргиллиты, эффузивные породы, а также плотные песчаники. Возраст отложений определяется неоднозначно от силура до турнейского яруса каменноугольного периода, максимальная вскрытая толщина отложений - 100м. На породах палеозоя несогласно залегают отложения юрского возраста (тюменская, васюганская и баженовская свиты). В верхней части нижнеюрских отложений (тюменская свита, нижний калювий) залегает песчаный пласт ЮВ2 линзовидного строения. Вскрытая толщина континентальных отложений тюменской свиты (160-175м).
Выше согласно залегают прибрежно-морские отложения васюганской свиты, представленные в нижней части аргиллитами и в верхней преимущественно песчаниками и алевролитами, выделяемыми в продуктивный горизонт ЮВ1. В верхней части выделяется песчаный пласт ЮВ01. Вскрытая толщина свиты составляет 50-60м. Выше залегают глубоководно - морские отложения баженовской свиты, сложенные плотными битуминозными аргиллитами, являющихся региональным водоупором и покрышкой для залежей углеводородов. Толщина свиты 15-20м. Общая толщина юрских отложений 225-260м. Юрские отложения перекрываются меловыми, подразделяемыми на мегионскую, вартовскую, алымскую, попурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.
Продуктивными являются песчаные пласты мегионской (БВ8), вартовской (АВ2, АВ3, АВ4, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0+1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6) и алымской (АВ1) свит. Отложения продуктивных свит представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина продуктивной толщи 760-880м. Остальные свиты представлены преимущественно глинистыми породами общей толщиной 230-325м. Меловые отложения согласно перекрываются отложениями четвертичной системы. Породы свит (пески, глины, алевриты).
Рисунок 2.1 Геологический профиль (продольный) продуктивного горизонта АВ1
2.2 Основные особенности тектонического строения месторождения
В пределах Западно - Сибирской низменности многие исследователями выделяется три структурно - тектонических этажа.
Нижний - геосинклинальный образует складчатый фундамент допалеозоя и палеозоя.
Средний или промежуточный объединяет переходные и платформенные группы формаций в палеозойское или раннемезозойское время.
Верхний - платформенный мезозойско - кайнозойского времени формировался в условиях длительного погружения фундамента.
По мезозойско-кайнозойским отложениям Советское месторождение расположено в юго-восточной части Нижневартовского свода, который имеет вытянутую в меридиальном направлении форму с изрезанными контурами. В северной части ширина свода достигает 160 километров, к югу резко сужается. Длина свода 250 километров. По оконтуривающей изогипсе 2650 метров по горизонту “Б” (кровля баженовской свиты) амплитуда достигает на юге 300 метров, на севере 500 метров.
В пределах Нижневартовского свода сейсморазведочными работами выделено более 30 структур, среди них Соснинско - Советская, Медведевская, к которым и приурочено Советское месторождение.
Три структуры третьего порядка: Соснинская, Советская и Медведевская приурочены к подошве баженовской свиты. Позже были выделены еще некоторые структуры. На структурной карте по горизонту “Б” вырисовывался район, примыкающий к Соснинскому поднятию, эта структура получила название Юго-Западная. В северной части месторождения имеет место приподнятая зона, получившая название Северное поднятие. Так же были выделены такие поднятия как Северо-восточное и Западное.
Каждое из поднятий оконтуривается сейсмоизогипсой 2400-2425 м. Все вышеуказанные поднятия за исключением Медведевского, объединены сейсмоизогипсой минус 2425м. На юго-востоке через прогиб с амплитудой до 80 метров к этой группе поднятий примыкает Медведевская структура третьего порядка.
В процессе доразведки большинство поднятий было оценено бурением скважин. Полученные результаты указывают на отсутствие залежей нефти в пластах группы ЮВ. Единственная структура, на которой имеют место залежи в этих пластах, это Медведевская структура третьего порядка. В связи с этим на участке, прилегающем к ней с юга, названном Южно-Медведевской структурой, перспективы обнаружения залежи нефти в юрских отложениях довольно высоки.
Промышленная нефтегазоносность Советского месторождения по пластам, установленная в процессе разработки: М, ЮВ2, ЮВ1, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4, БВ3, БВ2, БВ(0-1), АВ8, АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Запасы нефти, сосредоточенные в пластах БВ8 и АВ1, составляли 97,5% от всех запасов месторождения.
Наиболее крупный сложно построенный объект меловых отложений АВ1, является основным эксплуатационным объектом на месторождении. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Абсолютная отметка горизонта 1592-1659м. Горизонт АВ1 не выдержан как по площади, так и по разрезу, в поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды. Горизонт АВ1 характеризуется повышенной неоднородностью и расчлененностью коллектора, а также пониженными ФЕС верхней части разреза (таблица 2.1). [1]
Месторождение обладает 25% ОИЗ месторождений, разрабатываемых ОАО «Томскнефть» ВНК (рисунок 2.2), а по объекту АВ1 - 89,0 % (рисунок 2.3). [3] Объект АВ1 представленным 5 нефтеносными пластами (АВ 1 1 , АВ 1 2а , АВ 1 2б , АВ 1 3 и АВ 1 4 ), для которого характерны повышенные мезо- и макро неоднородности, понижение ФЕС верхней половины разреза (рисунок 2.4). [2]
Таблица 2.1 - Геолого-физическая характеристика объекта АВ1
Рисунок 2.2 Распределение ОИЗ по месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК
Рисунок 2.3 Распределение ОИЗ по объектам Советского месторождения
Рисунок 2.4 Расположение пластов объекта АВ1
Положение ВНК изменяется в довольно широких пределах от минус 1638м до 1656м. Залежь горизонта АВ1 является единой для Советского и Нижневартовского месторождений. Однако следует отметить, что на Нижневартовском месторождении ВНК выше на 10-12м и поэтому нефтенасыщен там только пласт АВ 1 1 .
Начальные дебиты нефти из пласта АВ 1 3 изменяются от 0,6 - 42т/сут на штуцерах 8 - 12мм.
Пласт АВ 1 2б расположен по всей площади. Количество песчаных пропластков иногда достигает восьми, но чаще всего составляет 4-6. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,6 (скв. №215) до 13,8 (скв.№864) и в среднем по пласту составляет 6м.
Дебиты из пласта АВ 1 (1+2а) “рябчик” в большинстве скважин не превышают 15-20 т/сут и только в редких случаях достигают 40 т/сут (скв №751).
Эффективная суммарная толщина его изменяется от 0 до 9,3м (скв№758) и в среднем по месторождению составляет 5,2м.
В связи с особенностями геолого-физического строения:
1) Выработка запасов из верхней половины разреза АВ 1 идет менее интенсивно.
2) Обводненность превышает темпы отбора запасов.
3) Разработка осложнена техническим старением фонда скважин, заколонными перетоками и образованием техногенных трещин, что ведет к снижению охвата объекта воздействием.
4) Комплекс ГТМ не способствует активному вовлечению в разработку верхней части разреза АВ 1 . [3]
2.4 Особенности геологического строения залежи горизонта АВ1
Горизонт АВ1 является основным промышленным объектом Советского месторождения.
Формирование горизонта проходило в условиях мелководья в период начавшейся трансгрессии аптского моря, вследствие этого в целом наблюдается определенная закономерность в распределении терригенного материала по разрезу горизонта. Наблюдается глинизация коллекторов снизу вверх, при этом увеличивается как послойная, так и рассеянная глинистость. В этом же направлении наблюдается и ухудшение коллекторских свойств песчаников. В поровом пространстве коллекторов присутствует определенное количество свободной воды.
Абсолютная отметка горизонта 1592,0-1659м. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Начальное пластовое давление составляло 16,39-17,23 МПа, пластовая температура 55-56С. Большая разница в коллекторских свойствах различных частей разреза и сложная картина его нефтенасыщенности явилась причиной деления горизонта АВ1 на три пласта АВ11, АВ12, АВ13.
2.4.1 Литологическая характеристика коллекторов продуктивного горизонта АВ1
Пласт АВ 1 4 представлен одним иногда двумя песчаными пропластками, разделенными глиной или алевролитами. Песчаники средне-мелкозернистые. Преобладающей фракцией являются с размером зерен 0,1 - 0,25мм. Содержание среднепесчанной фракции 0,25 - 0,50мм иногда достигает 35 - 45%. Содержание цемента не превышает 10%. Тип цементации пленочный и поровый. Алевролиты крупно и мелко зернистые, песчанистые средней плотности. Породообразующими минералами песчаников горизонта АВ1 являются кварц и полевые шпаты с преобладанием первого (45 - 50%) над вторым (35 - 40%).
Необходимо отметить, что на территории месторождения имеются отдельные зоны, в разрезе которых полностью отсутствуют глинистые и алевролитовые пропластки в пластах АВ 1 3 и АВ 1 2 б песчаники этих пластов сливаются в один пласт. В этих случаях песчаники, как правило, представлены средне и редкозернистыми разностями с массивной текстурой.
Пласт АВ 1 2 б чаще всего состоит из 4-5 песчаных прослоев, разделенных алевролитами и глинами. Песчаники мелкозернистые, но в основном с однородной текстурой. Преимущественный размер зерен 0,15 - 0,25мм (70 - 95%). Количество алевролитового материала 3 - 20%. Количество цемента не превышает 15%. Состав цемента хлоритовый и каолинитовый. Тип цементации чаще всего поровый. Алевролиты серые мелкозернистые, однородные. Прослои глинистого материала в них встречаются реже, чем в пласте АВ 1 (1+2а) . Глины темно серые до черных, плотные с песчано-плевритовой примесью, обуславливающей слоистость.
Пласт АВ 1 (1+2а) представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин. Толщина пропластков изменяется от 0,01 до 0,5м. Пласт характеризуется повышенной слоистостью и рассеянной глинистостью. Песчаники серые, мелко и тонкозернистые с содержанием цемента до 25%. Текстура песчаников гнездовидно-линзовидная. Ведущей фракцией в них является 0,25 - 0,1мм (55 - 75%) с преобладанием зерен до 0,12 - 0,15мм. Песчаники по своему составу близки к алевролитам. Цемент песчаников по составу хлоритовый каолинитовый (20 - 25%), иногда кальцитовый. Тип цементации поровый, базальтный. Алевролиты серые, темно-серые мелкозернистые, средней плотности, с прослоями темно-серого глинистого материала, а участками очень крепкого, известковистые. Глины темно-серые, некрепкие, слабослюдистые с прослойками и линзочками светло-серого алевролитного материала.
2.4.2 Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов
Коллекторские свойства пластов горизонта АВ1 находятся в прямой зависимости от литологического и гранулометрического состава пород и от содержания в них глинистого материала.
Физические свойства пород изучались по большому количеству кернового материала. Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах. Диапазон ее изменения увеличивается по пластам снизу вверх. Если в пласте АВ 1 3 он составляет 18,2 - 30,1%, то в АВ 1 (1+2а) возрастает до 12,8 - 31,8%. А средние значения пористости уменьшаются снизу вверх (АВ 1 4 - 27%, АВ 1 3 - 25,7%, АВ 1 2б - 24,9%, АВ 1 (1+2б) - 24,4%). Средние значения проницаемости уменьшаются снизу вверх от пласта к пласту в два и более раз (365, 141, 70, 13). Средние значения параметров горизонта АВ1 при стационарных режимах фильтрации.
- коэффициент продуктивности - 27,6 т/(сут.•МПа)
- удельный коэффициент продуктивности - 2,294 т/(сут.•МПа)
- гидропроводность - 61,18 см/(мПа•с)
Средние значения параметров горизонта АВ1 при нестационарных режимах фильтрации.
- гидропроводность - 65,29 см/(мПа•с)
- пьезопроводность - 3548 м 2 /с•10 -3
2.4.3 Особенности нефтенасыщенности залежи горизонта АВ1
Залежь нефти горизонта АВ1 в большинстве своем является недонасыщенной. В поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды, не связанной.
При этом на величину нефтенасыщенности, в основном, влияют два фактора - это гипсометрической положение коллекторов в залежи и их фильтрационные свойства. При одинаковых коллекторских свойствах песчаники сводовых частей имеют большую нефтенасыщенность, чем в крыльевых зонах. А коллекторы, расположены на одном гипсометрическом уровне, имеют большую величину нефтенасыщенности в зонах с улучшенными коллекторскими свойствами.
Нефтенасыщенность пласта АВ 1 4 - 0,503-0,366 (коэффициент нефтенасыщенности.). По пласту АВ 1 3 нефтенасыщенность изменяется от 7,3 до 43,6% в скв. №1679 и от 35,7 до 84,5% в скв. №64.
Средние значения, определенные по двум пропласкам в скв. №64 равны 52%, а в скв. №1679 по пяти пропласткам изменяются в пределах по скв. №64 от 34,2 до 80,8%, по скв. №320бис 26,6 - 67,5%, а по скв. №1679 от 7,8 до 58,5%. Большие диапазоны изменения величины нефтенасыщенности обусловлены литологической неоднородностью пласта АВ 1 (1+2а) . Коллекторы с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами имеют большую величину нефтенасыщенности.
Средневзвешенное по толщине значение нефтенасыщенности плата АВ 1 (1+2а) в скв. №320бис равно 47%, в скв. №64 составляет 63%, по скв. №1679 нефтенасыщенность определялась по четырем песчаным пропласткам, входящих в пласт АВ 1 (1+2а) , и среднее значения по пропласткам изменяются от 27,6 до 41,3% и в целом по пласту равно 42,2%. [1]
2.4.4 Физико-химическая характеристика нефти горизонта АВ1
Нефть продуктивного пласта АВ1 является легкой, плотность нефти в поверхностных условиях составляет 847,56 кг/м 3 , сравнительно маловязкой, вязкость нефти при температуре 20 о С - 7,58 мм 2 /с, при 50 о С - 3,67 мм 2 /с. Содержание серы 0,75% весовых, асфальтенов - 2,0%, селикагеливых смол-8,83%. Количество парафинов в нефти не велико и составляет 2,23%. Нефть пласта АВ1 характеризуется высоким выходом светлых фракций: отгон до 200 о С составляет 31%, выход фракций до 300 о С - 52%. Бензиновые фракции нефти пласта АВ1 характеризуется низким содержанием ароматических углеводородов 7 - 20% и высоким содержанием парафиновых 58 - 63%. Нефть характеризуется следующими параметрами:
- плотность сепарированной нефти 851,95 кг/м3;
- плотность пластовой нефти 777,7 кг/м3;
- объемный коэффициент 1,182 м 3 /м 3 ;
- вязкость пластовой нефти 1,66 МПа•с;
Компонентный состав газа в процентах молярной концентрации составляет: метана 77,37%, этана 5,76%, углекислого газа 0,29%, удельный вес газа 0,944кг/м 3 .
Следует сделать вывод: нефть горизонта АВ1 сернистая, малосмолистая, относится к метаново-нафтеновому типу по классификации Добрянского. Нефть характеризуется преобладанием пропановой фракции над этаном. [4]
Таблица 2.2 - Компонентный состав нефтяного газа
Рисунок 2.5 Компонентный состав нефтяного газа
2.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения
Советское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах рассматриваемого района в разрезе верхней части фундамента и осадочного чехла выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных между собой выдержанными водоупорами.
Первый водоносный комплекс включает в себя трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и отложения тюменской свиты. Второй водоносный комплекс - верхняя часть васюганской свиты (верхняя юра). Третий водоносный комплекс - мегионская свита и нижняя часть васюганской свиты. Четвертый водоносный комплекс - верхняя часть вартовской и алымской свит. Пятый водоносный комплекс - покурская свита. Шестой водоносный комплекс охватывает палеогеновые и четвертичные отложения.
Первый водоносный комплекс выдержан на месторождении и сложен песчаными пластами линзовидного строения. Толщина комплекса 200 - 350 м. Температура пластовых вод 90 о С. Воды данного комплекса напорные.
Второй водоносный комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, толщина его 70 - 80 м. Температура пластовой воды 80 о С. Воды хлоркальциевые. Водоупорной толщей для второго комплекса являются плотные битуминозные аргиллиты георгиевской и баженовской свит. Толщина водоупорных отложений 25 - 30 м.
Третий водоносный комплекс литологически представлен чередованием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина водоносного комплекса 280 - 330 м. В разрезе этого комплекса выделяются горизонты БВ8, БВ6, БВ4, БВ3, БВ1. Воды высоконапорные, самоизливающиеся. Пластовое давление, в зависимости от глубины залегания горизонта, составляет 21,5 - 22,9 МПа, пластовая температура 71 - 74 о С.
Четвертый водоносный комплекс включает отложения верхней части вартовской и алымской свит, имеет широкое распространение и вскрыт всеми разведочными и эксплуатационными скважинами. Отложения представлены чередованием песчаных, алевролитовых и аргиллито-глинистых пород. Толщина комплекса 200 - 250 м. В разрезе этого комплекса выделяют горизонты АВ8, АВ6, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Воды напорные. Пластовое давление колеблется в пределах 16 - 17,8 МПа, температура 52 - 54 о С.
Пятый водоносный комплекс представлен слабосцементированными до рыхлых песками, песчаниками, алевролитами и глинами апт-альб-сеноманского возраста. Толщина комплекса 700 - 800 м и залегает на глубинах 900-970м.
Воды комплекса используются для поддержания пластового давления при разработке месторождения. Плотность воды в стандартных условиях 1010 кг/м 3 , тип воды хлоркальциевый.
Шестой водоносный комплекс представлен отложениями палеоген-четвертичного возраста и практически не изучен. Воды этого комплекса пресные, гидрокарбонатонатриевые, используются для питьевых целей.
В результате анализа данных, приведенных в таблице 1 видно, что по химической характеристике пластовые воды Советского месторождения по классификации В.А. Сулина хлоркальциевого типа, жесткие, бессульфатные, слабой минерализации, которая с глубиной увеличивается от 18,3 кг/м 3 (покурская свита) до 38,6 кг/м 3 (пласт ЮВ1 Васюганской свиты).
Воды основных комплексов по гидрогеологическим данным носят застойный характер. Согласно общих гидрогеологических предпосылок, а также гидродинамических исследований, можно сделать вывод, что режим залежей Советского месторождения - упруговодонапорный.
Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи.
Таблица 2.3 - Характеристика пластовой и закачиваемой воды
3. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1
3.1 Анализ текущего состояния разработки продуктивного горизонта АВ1
В 1967 году начато эксплуатационное разбуривание основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.
В процессе последующего промышленного освоения и доразведки месторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели технологической схемы 1968 г., что нашло отражение в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978, 1982, 1990 гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.
Для изучения промысловых характеристик в первой технологической схеме ИКР Миннефтепрома решено реализовать трехрядную систему размещения скважин по сетке 700х700 м, из-за низкого начального нефтенасыщения и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1. В дальнейшем в связи со сложностями ее быстрого разделения с одновременным обеспечением высоких темпов отбора нефти, принято решение о переходе на площадную систему разработки; при этом как расстановка, так и соотношение нагнетательных и добывающих скважин определились близкими к обращенной девятиточечной. Внедрение этой системы обеспечило только интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне фактические возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти.
В связи с этим в проекте разработки 1990 года принято решение по формированию трехрядных замкнуто-блочных систем с уплотнением сетки в центре ячеек, для исключения негативных факторов площадной системы. И в итоге плотность сетки составит 230 тыс. м 2 /скв. при сохранении высокой интенсивности системы; соотношение нагнетательных и добывающих скважин составит 1:2,8.
В целом по месторождению утвержденный проектный - основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 76% относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7%) основного фонда и добыто 154,504 млн.т нефти, что составляет 66,4% от извлекаемых запасов категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,282, обводненность продукции 88%. [4]
Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора 3,1%) по Советскому месторождению достигнут в 1977-78 гг.
На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1% от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ 1 (1+2а) с относительно ухудшенными коллекторскими свойствами.
С начала разработки объекта АВ1 отобрано 74666,58 тыс.т или 51,2% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,195, обводненность продукции 83,8%. По залежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается, как по организационным причинам, так и из-за ограниченности материально-технических средств. Максимальный отбор нефти 3709 тыс. т (темп отбора 2,6%) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г. при обводненности продукции 43,7%. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блочно-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интервалов.
Существуют определенные сложности по вовлечению в работу низкопроницаемого пласта АВ 1 (1+2а) при его эксплуатации единым фильтром с более продуктивными нижними пластами АВ 1 2б+3+4 . По данным электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних пластов АВ 1 2б+3+4 , хотя по данным потокометрии (РГТ) охват воздействием составляет в среднем 0,38. При этом возможно некоторое завышение указанного коэффициента за счет не герметичности цементного кольца заколонного пространства нагнетательных скважин.
График динамики добычи нефти объекта является характерным для крупных низкопродуктивных пластов с длительным периодом освоения. Текущая среднесуточная добыча жидкости по пласту АВ1 составляет 36 тыс. тонн в день из которых всего 6,4 тыс. т в сутки - добыча нефти. Столь низкий уровень добычи нефти сопровождается второй проблемой - высокой обводненностью добываемого флюида. Эти две основных проблемы системы разработки обусловлены следующими причинами:
1. Сложное геологическое строение пласта АВ1: Чрезвычайно низкая продуктивность верхнего пропластка АВ 1 (1+2a) в сравнении с нижележащими AВ 1 3-4 .
2. Недонасыщенность пласта АВ 1 (1+2a) нефтью (наличие подвижной воды) обусловливает 20% начальную обводненность во вновь пробуренных скважинах.
3. Заколонные перетоки в нагнетательных скважинах вызывают снижение эффективности системы поддержания пластового давления. Нагнетаемая вода закачивается в нижележащие высокоприемистые пропластки AВ 1 3-4 которые на настоящий момент истощены и имеют обводненность 98%. Как следствие происходит уменьшение нефтеотдачи пласта АВ1 в целом. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 0,96% в год.
4. Использование технологии гидроразрыва пласта на добывающих скважинах приводит к вовлечению нижних высокообводненных пропластков AВ 1 3-4 в процесс разработки в 70% случаев. Кроме того, скважины с ГРП исключают последующее проведение на них ремонтно-изоляционных работ.
Рисунок 3.1 График динамики добычи нефти и жидкости
Рисунок 3.2 Показатели разработки продуктивного горизонта АВ1
Рисунок 3.3 Динамика изменения фонда скважин пласта АВ1
Таблица 3.1 - Показатели разработки Советского месторождения за период с 2002 по 2005 года
Таблица 3.2 - Показатели разработки пласта АВ1 Советского месторождения за период с 2002 по 2005 года
3.2 Особенности выработки запасов нефти пласта АВ 1 (1+2а)
Начальные извлекаемые запасы продуктивного горизонта АВ1 составляют 148 млн. тонн нефти. Накопленная добыча нефти составила 74,66 млн. тонн, причем 29 млн. тонн (40%) этих запасов приходится на пласт АВ 1 (1 +2а ) “рябчик”, который в разработку практически не вовлечен. Сначала разработки (1966г) из этого пласта было добыто не более 3 млн. тонн нефти. Такое состояние разработки обусловлено рядом факторов:
- сложность геологического строения и низкая проницаемость пласта АВ 1 (1+2а) ;
- пласт АВ 1 (1+2а) “рябчик” представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин, толщина пропластков изменяется от 1 до 50 см.
Суммарная эффективная толщина его изменяется от 0 до 9,3 м. и в среднем по месторождению составляет 5,2 м. Пласт характеризуется повышенной слоистой и рассеянной глинистостью. Текстура песчаников гнездовидно-линзовидная. Коэффициент пористости 24,4%. Коэффициент проницаемости от 20 до 60 мД.
В поровом пространстве коллекторов помимо остаточной воды и нефти присутствуют определенное количество воды. Значение нефтенасыщенности по пропласткам изменяется от 38 до 80%.
Толщина глинистого раздела пластов АВ 1 (1 +2а ) и АВ 1 (2 б ) небольшая (1-4м) и, как следствие, проблематична их надежная изоляция в условиях необходимости создания больших перепадов давления.
Система разработки была принята в целом по продуктивному горизонту АВ1, дифференцированное воздействие на пласт АВ 1 (1+2а) практически отсутствует. Неоднократные промывки, преимущественно, подвергаются интервалы пластов АВ 1 (2б-4) более высокой проницаемости.
Применяемые трехрядная и площадная система разработки не позволи
Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область) дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Интернет-трейдинг: виртуальный рынок ценных бумаг
Курсовая работа: Экономика, организация и планирование опытно-конструкторских работ в приборостроении
Сочинение На Тему Любимая Книга 9 Класс
Дипломная работа по теме PR и реклама в продвижении брендов
Сочинение Про Учителя Русского Языка
Реферат по теме Издательское дело в эмиграции
Контрольная Работа На Тему Экономика Страхования
Реферат: Анализ кредитоспособности заёмщика 3
Астрономия 11 Класс Контрольная Работа 1
Реферат: Научно – техническая революция. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная работа по теме Афазии и их формы
Реферат: История и устройство микрофонов
Реферат: Принципы, факторы и общие условия размещения производств
Реферат по теме Билеты по географии за 11 класс
Административная Контрольная Работа По Геометрии 7 Класс
Доклад: "На берегу пустынных волн...", или, когда был основан Петербург?
Курсовая работа: Анализ учета затрат на производство продукции
Реферат: Brutus Vs Antony Essay Research Paper Brutus
Реферат по теме Генетический контроль иммунного ответа. Апоптоз. Главный комплекс гистосовместимости
Международные Валютно Финансовые Кризисы Реферат
Теоретичні та правові засади обліку та контролю в бюджетних установах - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Бухгалтерская отчетность предприятия - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Астана – новая столица Республики Казахстан - География и экономическая география презентация