Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Югомашевском месторождении - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Югомашевском месторождении

Геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Применение соляно-кислотных обработок (СКО) призабойной зоны пласта. Безопасность и охрана окружающей среды при проведении СКО. Регрессионный анализ параметров соляно-кислотного воздействия.


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.

Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение
Высшего Профессионального Образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
о научно-исследовательской практике студента
Басыровой Регины Фанусовны группы МГР12-11-01
Руководитель: профессор Гафаров Ш.А.
1. Геолого-промысловая характеристика месторождения
1.1 Характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений северной части Башкортостана
1.3 Геологическое строение месторождения и залежей
2. Применение соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта
2.1 Причины снижения проницаемости ПЗП
2.2 Цели и задачи кислотной обработки ПЗП
2.3 Общие требования к проведению кислотных обработок
3. Регрессионный анализ параметров соляно-кислотного воздействия
3.1 Основные положения теории статистики при прогнозе ГТМ
3.2 Результаты определения уровня влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность проведения соляно-кислотного воздействия в НГДУ «Краснохолмскнефть»
4. Требование безопасности и охрана окружающей среды при проведении СКО
4.2. Охрана недр и окружающей среды
На протяжении последнего десятилетия происходит непрерывное ухудшение качества запасов сырьевой базы страны. Это объясняется в первую очередь стремлением многих нефтедобывающих компаний вести первоочередную выработку наиболее продуктивных объектов и сокращением объемов геологоразведочных работ. Дальнейший прирост извлекаемых запасов может происходить только за счет увеличения нефтеотдачи пластов.
В условиях снижения объемов добычи нефти в мире реальным выходом из такого кризисного состояния являются скорейшее техническое и технологическое перевооружение отрасли, обеспечение ее новыми техническими реагентами и составами, использующимися на всех этапах строительства и эксплуатации нефтяных скважин.
Эффективным методом увеличения дебитов скважин является обработка их призабойных зон как наиболее уязвимого места в системе пласт-скважина.
Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин. Превалирующим видом обработки являются кислотные обработки. Наибольшее распространение на промыслах получили соляно-кислотные технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов.
Целью данной работы является анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Югомашевском месторождении.
В качестве источников написания работы послужили специализированные учебные пособия Кабирова М. М., Куцына У.З., А.И., Мищенко И.Т., Ефомова М.Г., а так же материалы интернет
1. Геолого-промысловая характеристика месторождения
1. 1 Характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений северной части Башкортостана
Значительные промышленные запасы нефти центральной и северо-восточной части Волго-Уральской провинции расположены в пределах Пермско-Башкирского свода (ПБС). В общем объеме указанного региона, доля начальных геологических и извлекаемых запасов ПБС составляет, соответственно, 16 % и 14 %. В пределах границ рассматриваемого структурно-тектонического элемента разрабатывается 81нефтяное, нефтегазовое и газовое месторождения, в том числе такие крупные, как Кокуйское, Красноярско-Куединское, Павловское, Четырманское, Шагиртско-Гожанское, Югомашевское.
Крупные месторождения Пермско-Башкирского свода характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. Большинство залежей приурочено к терригенной толще нижнего карбона. Остаточные запасы в таких залежах относятся к категории трудноизвлекаемых и сосредоточены в «ловушках», приуроченных к кровельной части локальных поднятий высокопродуктивных горизонтов и линз.
Кроме того, большинство залежей нефти среднего и нижнего карбона имеют обширную водонефтяную зону.
Анализ структуры запасов нефти Пермско-Башкирского свода показал, что больше половины запасов в терригенных коллекторах -56% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) отнесены к трудноизвлекаемым (таблица 1). Около 55% трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) сосредоточено в пластах с нефтенасыщенной толщиной менее 2м. В низкопроницаемых коллекторах содержится 31% НИЗ от всех ТрИЗ. Нефти с вязкостью более 30 мПа*с составляют четвертую часть трудноизвлекаемых запасов в группе начальных геологических. Выработанность начальных геологических запасов (НГЗ) и начальных извлекаемых запасов составляет 50% и 41% от ТрИЗ, соответственно. Трудноизвлекаемые запасы, приуроченные к карбонатным коллекторам, имеют значительную долю (68 % от НГЗ и72 % от НИЗ) в структуре общих запасов. Практически все ТрИЗ содержатся в пластах с толщиной менее 2 м, также значительна доля ТрИЗ в низкопроницаемых коллекторах (46 %). Запасы высоковязких нефтей составляют 12 % от НГЗ и 8 % от НИЗ. Около 48 % ТрИЗ -это запасы объектов, по которым отобрано нефти более 70 % (от НИЗ). В пределах Пермско-Башкирского свода встречаются залежи нефти, которые характеризуются нефтенасыщенностью менее 55 %, пористостью менее 8 % и пластовой температурой менее 20 °С.
Таблица 1 - Структура и степень выработанности запасов месторождений Пермско-Башкирского свода
Продуктивные отложения в терригенных коллекторах
Коллектора с эффективной нефтенасыщенной толщиной < 2 м
Коллектора с проницаемостью < 0,03 мкм2
Коллектора с вязкостью нефти > 30 мПа·с
Продуктивные отложения в карбонатных коллекторах
Коллектора с эффективной нефтенасыщенной толщиной < 4 м
Коллектора с коэффициентом нефтенасыщенности < 55 %
Коллектора с проницаемостью < 0,03 мкм2
Коллектора с вязкостью нефти > 30 мПа·с
Таким образом, основную долю трудноизвлекаемых запасов по Пермско-Башкирскому своду составляют залежи, характеризующиеся малой нефтенасыщенной толщиной, низкими значениями коэффициента проницаемости, нефтью высокой вязкости и коэффициентом использования запасов (КИЗ) более 70 %.
1 . 2 Общие сведения о месторождении
Югомашевское нефтяное месторождение расположено в северной части Башкортостана, в 40 км к востоку от г. Янаула.
В административном отношении месторождение находится в пределах лицензионного участка, расположенного в Янаульском и Татышлинском районах Республики Башкортостан, восточнее Орьебашского, Игровского, Четырманского и Кузбаевского месторождений.
В орогидрографическом отношении территория месторождения относится к Буйско - Быстротаныпскому водоразделу. Она представляет собой слабовсхолмленную равнину (наивысшая отметка рельефа достигает отметки + 240 м), осложненную густой сетью речных долин и оврагов. Течения воды в речках направлено с севера на юг. По берегам рек и оврагов иногда встречаются оползни, вызванные наличием водоносных горизонтов, размывающих пористые пермские породы.
Немного севернее месторождения проходит Казанская железная дорога. Наиболее крупная железнодорожная станция расположена в г. Янаул. Проселочные дороги в основном плохие, и движение по ним в непогоду затруднено.
Климат района континентальный, зима суровая и продолжительная со снежными заносами и метелями. Средняя температура летом +18 0С, зимой -180С. Грунт промерзает зимой до 1,8 м. Ветры преимущественно юго-западного направления.
Население составляют работники сельского хозяйства и рабочие нефтедобывающей промышленности.
На территории месторождения имеются полезные ископаемые, используемые в строительстве - известняки, галечники, песчаники, глины, пески и суглинки.
1. 3 Геологическое строение месторождения и залежей
Югомашевское нефтяное месторождение открыто в 1954 году, введено в промышленную разработку в 1966 году, эксплуатационное разбуривание продуктивных пластов нижнего карбона и терригенного девона началось в 1967 году, среднего карбона - в 1972 году. Разработку ведет НГДУ «Краснохолмскнефть» ООО «Башнефть-Добыча».
Геологический разрез Югомашевского месторождения слагается в основном отложениями палеозойского возраста, залегающими на размытой поверхности вендско-рифейских отложений и перекрытые неогеновыми осадочными образованиями.
Югомашевское месторождение по тектонической схеме Башкортостана расположено в северо-западной части Башкирского свода. На юго-западе оно граничит с Четырманским месторождением, а на северо-востоке с Куединским месторождением. На Югомашевском месторождении было выявлено 15 основных поднятий: Максимовское, Юсуповское, Кудашевское, Восточно-Кудашевское, Курдымское, Южно-Курдымское, Югомашевское, Горейбашевское, Чаршадинское, Ташкентское, Северо-Акбулатовское, Западно-Акбулатовское, Акбулатовское, Восточно-Шульгановское, Яндовское.
Югомашевское месторождение расположено в области рифового палеошельфа, в пределах которого выделен верхнефранско-нижнефаменский барьерный риф (Орьебаш-Максимово-Татышлинская полоса нефтеносных биогермных массивов), включающий в себя и локальные поднятия Югомашевского месторождения, отнесенные к разрезу шельфовых биогермов.
На 01.01.2007 г. на месторождении пробурено 1116 скважин, из них разведочных 105 скважин.
Продуктивными на Югомашевском нефтяном месторождении являются верхние карбонатные отложения среднего карбона (пласт Скш4 каширского горизонта и пласт Св1 верейского горизонта), нижние карбонатные отложения среднего карбона (пласты Св3, Св4 верейского горизонта и пласт Сбш башкирского яруса), терригенные отложения нижнего карбона (пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3) тульского горизонта и пласт CVI бобриковского горизонта), карбонатные отложения турнейского яруса (пласт СТкз кизеловского горизонта), карбонатные отложения фаменского яруса (продуктивная пачка среднефаменского подяруса Dфмс1, продуктивные пачки нижнефаменского подяруса Dфмн2, Dфмн3), карбонатные отложения аскынского горизонта (пачка Dас) терригенные отложения девона (пласты Dкн1, Dкн2 кыновского горизонта, пласт DI пашийского горизонта).
Продуктивная пачка Скш4 выделяется в основании каширского горизонта («каширский репер»). Пачка Скш4 сложена доломитами и известняками, с редкими прослоями мергелей и аргиллитов. Пачка представлена коллектором практически во всех скважинах (коэффициент распространения - 0,997). В большинстве скважин пачка представлена двумя прослоями (коэффициент расчлененности равен 1,906). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Скш4 составляет 0,359. Средняя эффективная толщина пачки составляет 2,44 м.
Продуктивная пачка Св1 залегает в верхней части верейского горизонта. Он перекрывается плотными глинисто-карбонатными породами толщиной 5-7 м. Подстилается пласт плотными глинистыми и глинисто-известковистыми породами.
Пачка представлена коллектором в большинстве скважин (коэффициент распространения - 0,888). В основном пачка представлена одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,015). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св1 составляет 0,379. Средняя эффективная толщина пачки составляет 1,09 м.
Продуктивная пачка Св3 соответствует верейскому реперу. Пачка Св3 представлена известняками органогенной и органогенно-сгустково-комковатой структуры.
Пачка представлена коллектором во всех скважинах (коэффициент распространения равен 1,0). В основном пачка представлена двумя прослоями (коэффициент расчлененности равен 2,212). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св1 составляет 0,506. Средняя эффективная толщина пачки составляет 3,7 м.
Продуктивная пачка Св4 представлена также известняками органогенной структуры, залегает в нижней части верейского горизонта.
Пачка представлена коллектором в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,543). В подавляющем большинстве пачка представлена одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,017). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св4 составляет всего 0,196. Эффективные толщины изменяются от 0,5 до 5,4 м. Средняя эффективная толщина пачки составляет 0,95 м.
Нефтеносность продуктивной пачки Сбш связана с верхней частью пачки башкирского яруса. Выявленные залежи в продуктивной пачке по всей площади подстилаются водой и по своему строению относятся к типу массивных.
Пачка представлена коллектором во всех скважинах (коэффициент распространения равен 1,0). В подавляющем большинстве пачка представлена тремя и более прослоями (коэффициент расчлененности равен 7,4). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Сбш составляет 0,494. Средняя эффективная толщина пачки составляет 8,7 м.
Промышленная нефтеносность в ТТНК связана с пластами CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3 тульского горизонта и с пластом CVI бобриковского горизонта.
Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта, сложен мелкозернистыми песчаниками. Пласт представлен коллектором более, чем в половине скважин (коэффициент распространения 0,539). В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,2). Коэффициент песчанистости составляет 0,938. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,3 м.
Пласт СIV0 залегает в средней части тульского горизонта, под непроницаемым двух-трех метровым прослоем известняков и глин, сложен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Пласт представлен коллектором более, чем в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,630). В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,015). Коэффициент песчанистости составляет 0,983. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,2 м.
Пласт СIV также залегает в средней части тульского горизонта, под двухметровым прослоем аргиллитов, сложен как мелкозернистыми песчаниками, так и крупнозернистыми алевролитами. Пласт представлен коллектором в более, чем в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,647). В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,017). Коэффициент песчанистости составляет 0,983. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,2 м.
Пласт СV также залегает в средней части тульского горизонта, под одно- двухметровым прослоем аргиллитов или алевролитов, сложен песчаниками и алевролитами. Коэффициент распространения составляет 0,668. В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,061). Коэффициент песчанистости составляет 0,911. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,8 м.
Пласты СVI0.1+2 залегают в нижней части тульского горизонта, сложены песчано-алевролитовой породой, отличаются высокой степенью неоднородности. Коэффициент распространения составляет 0,639. В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,193). Коэффициент песчанистости составляет 0,516. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,5 м.
Пласт СVI0.3 залегает в подошве тульского горизонта, сложен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, выдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,785). В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,26). Коэффициент песчанистости составляет 0,803. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,4 м.
Пласт CVI выделен единым условно. В пределах месторождения выделяются до 4 пропластков, которые хорошо коррелируются и гидродинамически связаны между собой. Коллекторы той или иной части пласта вскрываются во вех без исключения скважинах месторождения (коэффициент распространения составляет 1,0); имеет большие толщины (средняя эффективная толщина пласта составляет 12,7 м). Коэффициент песчанистости составляет 0,778. Пласт представлен 3 и более прослоями в 40 % скважин. Коэффициент расчлененности равен 2,328.
Продуктивная пачка СТкз1 залегает в кровельной части кизеловского горизонта, представлена известняками мелкокристаллическими, глинистыми. Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 7,2 до 34,6 м. Пачка СТкз1 выделяется, главным образом, в сводовых частях наиболее контрастных поднятий (коэффициент распространения равен 0,645). В большинстве скважин пачка представлен тремя и более прослоями (коэффициент расчлененности равен 3,5). Доля коллектора продуктивной пачки составляет 0,525. Средняя эффективная толщина составляет 6,3 м.
В отложениях фаменского яруса выделяются три продуктивные пачки Dфмс1, Dфмн2, Dфмн3. По всем продуктивным пачкам продуктивные прослои коллекторов залегают в различных частях разреза. Порода-коллектор представлена известняками и доломитами. Коэффициент распространения по пачкам изменяется от 0,590 (пачка Dфмс1) до 0,830 (пачка Dфмн3). Продуктивные пачки представлены в основном 3 и более прослоями. Коэффициенты расчлененности составляют: 3,7 (пачка Dфмс1); 3,4 (пачка Dфмн2); 4,6 (пачка Dфмн3). Содержание коллекторов в пачках изменяется незначительно - от 0,177 до 0,240. Средние эффективные толщины составляют по пачкам: 5,6 (Dфмс1); 5,1 (Dфмн2); 7,0 (Dфмн3).
Продуктивная пачка Dас сложена карбонатными отложениями. Единственная залежь вскрыта скважиной 337ТНП, где в интервале глубин 1760,0-1769,0 м (-1531,5-1553,5) компрессором был получен приток нефти. По керну коллекторские свойства не определялись. Характеристика неоднородности продуктивной пачки Dас не изучена. Размеры залежи равны 1,3х0,9 км, высота - 13 м. Толщина коллектора 19,2 м, состоит из 6 прослоев-коллекторов. Залежь водоплавающая. ВНК вскрыт на отметке -1544,5 м.
Промышленная нефтеносность в разрезе терригенного девона установлена в пластах Dкн1, Dкн2 кыновского и пласте DI пашийского горизонтов.
Коллекторы пластов ТТД сложены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
Пласт Dкн1 невыдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,241), представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,0). Коэффициент песчанистости составляет 0,864. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,4 м.
Пласт Dкн2 еще более невыдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,094), представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,0). Коэффициент песчанистости составляет 0,865. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,3 м.
Пласт DI более выдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,574), состоит из 1 - 3 прослоев, чаще всего представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,081). Коэффициент песчанистости составляет 0,790. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,4 м.
1. 4 Свойства и состав нефти и газа
Нефти среднего карбона в пластовых условиях близки по своим свойствам. Из них наиболее легкие, менее вязкие нефти из продуктивной пачки Св3, плотность разгазированной нефти по ней равна 0,867 г/см3, тогда как по остальным пачкам она меняется от 0,877 до 0,885 г/см3, по пачке Св4 нефть не отобрана.
Наиболее вязкие и более тяжелые нефти среди продуктивных пачек среднего карбона в пачке Сбш (плотность равна 0,885 г/см3), давление насыщения равно 4,99 МПа, вязкость при давлении насыщения 11,37 мПас.
Нефти терригенной толщи нижнего карбона исследованы по 30 пробам глубинной нефти, 24 пробы отобраны при раздельной перфорации пластов. Нефти близки по физико-химической характеристике. Несколько тяжелее более вязкая нефть, с наименьшим выходом светлых фракций.
Плотность разгазировнной нефти по пластам ТТНК изменяется от 0,886 до 0,891 г/см3, а в пласте CVI плотность равна 0,911 г/см3. Вязкость нефти в атмосферных условиях изменяется от 26,16 до 38,80 мПас, а по пласту CVI составляет 85,25 мПас. Давление насыщения изменяется по пробам от 3,14 до 9,61 МПа.
Нефти турнейского яруса исследовались по одной пробе. Нефть тяжелая - плотность равна 0,926 г/см3, вязкая - 133,77 мПа.с, давление насыщения равно 7,5 МПа.
Нефти фаменского яруса тяжелые, плотность составляет 0,925-0,949 г/см3, очень вязкие (вязкость в атмосферных условиях составляет 143,73 - 270,0 мПас). Давление насыщения изменяется от 4,12 до 7,19 МПа, газосодержание - от 11,3 до 26,77 м3/т.
Нефти терригенного девона изучены по 13 пробам, в основном изучены нефти пласта DI (8 проб). Плотность разгазированной нефти изменяется от 0,878 до 0,897 г/см3. Давление насыщения равно 7,18 - 8,63 МПа, газосодержание 32,4-35,93 м3/т, вязкость сепарированной нефти равно 23,1-38,6 мПас.
Попутные газы Югомашевского месторождения имеют плотность 1,204-1,511 кг/м3, содержание метана - 9,87-45,14 %, этана - 8,45-34,62 %, пропана - 9,73-25,41 %, бутанов - 6,09-8,71 %.
Газы жирные, тяжелые, азота содержится до 23,15%, углекислого газа - 0,17 - 2,4%.
Содержание гелия по имеющимся анализам некондиционно и равно 0,011 - 0,025 % моль (Св3 - 0,025 %, Сбш - 0,0125 %, CII - 0,011 %).
Нефти в поверхностных условиях имеют среднюю плотность (0,882-0,896 г/см3), вязкость равна 19,96-43,46 мм2/с, содержание серы равно 1,91-3,14 %, смол 18,1-27,14 %, парафина 2,4-4,66 %, фракции до 150С изменяются от 10,3 до 18 %.
Плотность нефтей по пластам ТТНК изменяется от 0,893-0,913 г/см3, более тяжелые нефти пластов CV и CVI. Вязкость изменяется по пластам от 51,85 до 159,1 мм2/с, содержание серы изменяется от 2,22 до 3,17 %, смол - от 18,17 до 29,83 %, парафина от 2,82 до 4,52 %, фракции до 150С изменяются от 4,5 до 13,0 %.
Нефти турнейского яруса изучены по 12 пробам. Плотность высокая (0,935 г/см3), содержание серы - 3,31 %, смол - 25,93 %, парафина - 2,51 %, фракции до 150 С равны 11,3 %.
Нефти фаменского яруса тяжелые (0,928 - 0,930 г/см3), высоковязкие (250,13 - 363,0 мм2/с), высокосернистые (3,39 - 4,0 %), парафинистые (2,68 - 4,05 %), фракции до 150С равны 9,7-18,1%.
По аскынскому горизонту из продуктивной пачки отобрана одна проба нефти в поверхностных условиях. Плотность нефти равна 0,901 г/см3, вязкость равна 222,3 мм2/с, содержание серы - 4,08 %, смол - 13,26 %, парафина - 2,39 %, фракции до 150С - отсутствуют.
Нефти терригенных отложений девона тяжелые (0,872 - 0,902 г/см3), вязкие и высоковязкие (до 274,3 мм2/с), высокосернистые (до 4,3 %), парафинистые (2,64 - 4,92 %). Нефти пласта DI более легкие - 0,893 г/см3.
Запасы нефти по пластам и объектам приведены в приложении А.
На 01.01.2007 г. на месторождении пробурено 1116 скважин, из них разведочных 105 скважин.
Продуктивными на Югомашевском нефтяном месторождении являются верхние карбонатные отложения среднего карбона (пласт Скш4 каширского горизонта и пласт Св1 верейского горизонта), нижние карбонатные отложения среднего карбона (пласты Св3,Св4 верейского горизонта и пласт Сбш башкирского яруса), терригенные отложения нижнего карбона (пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3) тульского горизонта и пласт CVI бобриковского горизонта), карбонатные отложения турнейского яруса (пласт СТкз кизеловского горизонта), карбонатные отложения фаменского яруса (продуктивная пачка среднефаменского подяруса Dфмс1, продуктивные пачки нижнефаменского подяруса Dфмн2, Dфмн3), карбонатные отложения аскынского горизонта (пачка Dас) терригенные отложения девона (пласты Dкн1, Dкн2 кыновского горизонта, пласт DI пашийского горизонта).
Начальные балансовые запасы нефти по месторождению категории А+В+С1 на 01.01. 2007 г. составляют 157956 тыс.т, извлекаемые - 43971 тыс.т. Запасы категории С2 составляют: геологические - 16360 тыс.т, что составляет 10,4 % от запасов промышленных категорий, извлекаемые - 2967 тыс.т.
В нераспределенном фонде числятся запасы нефти категории С1 в количестве: балансовые - 1191 тыс.т, извлекаемые - 196 тыс.т, категории С2: балансовые - 321 тыс.т, извлекаемые - 78 тыс.т.
Начальные балансовые запасы газа категории А+В+С1 в целом по месторождению составляют 4470 млн. м3, извлекаемые - 1701 млн. м3.
Остаточные запасы нефти Югомашевского месторождения утверждены протоколом ГКЗ Роснедра № 53-пд от 21.03.2006 г и по состоянию на 01.01.2006 г составили: геологические - 135808 тыс. тонн, извлекаемые - 21823 тыс.тонн по категории А+В+С1 и 16360 тыс. тонн и 2967 тыс. тонн соответственно категории С2 (распределенный фонд). Прирост запасов нефти составил 18543/4924ты.т. по категории С1 и 2656/499тыс.т. по категории С2. Увеличение запасов связано в основном с расширением площади нефтеносности залежей и появлением новых залежей.
Добыча нефти на 01.01.2007 года в целом по категории А+В+С1 составила 22718 тыс. тонн. Остаточные запасы нефти Югомашевского месторождения на 01.01.2007 г составили по категории А+В+С1: геологические - 135238 тыс. тонн, извлекаемые - 21253 тыс. тонн.
Добыча газа на 01.01.2007 года по категории А+В+С1 составила 424 млн.м3. Остаточные извлекаемые запасы газа по категории А+В+С1 составили 1277 тыс. тонн.
Таким образом, на Югомашевском месторождении наблюдается рост доли добычи нефти из отложений среднего карбона и уменьшение доли добываемой нефти из терригенных пластов ТТНК, бывших ранее основными объектами эксплуатации.
В настоящее время Югомашевское месторождение прошло все этапы разработки и находится на ее завершающей стадии. Основными объектами добычи нефти являются карбонатные пласты отложений среднего карбона, поэтому наиболее перспективными, с точки зрения поддержания уровня добычи нефти, являются объекты отложений среднего карбона.
2. Применение соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта
2.1 Причины снижения проницаемости ПЗП
Призабойная зона скважины - участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины.
Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении привнесенных в пласт извне или образовавшихся в пласте кольматантов.
К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны добывающих и нагнетательных (водозаборных) скважин в процессе эксплуатации можно отнести следующие:
§ проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе ТКРС;
§ проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;
§ набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
§ образование водонефтяной эмульсии (эмульсионные блоки);
§ выпадение и отложение асфальтосмолопарафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;
§ проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.
ОПЗ различаются по глубине воздействия (удаление кольматирующего вещества в ПЗП при восстановлении продуктивности скважин, или воздействие на скелет породы при проведении более глубоких стимулирующих обработок) и используемым реагентам.
При выборе рабочего состава агента необходимо обеспечить его соответствие следующим критериям:
§ состав должен проникать в призабойную зону пласта на требуемую глубину;
§ состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции с породой, насыщающими её флюидами или кольматантом;
§ реагенты должны быть совместимы с раствором глушения, пластовыми водами и другими технологическими жидкостями, применяемыми при ремонте скважин, и не оказывать влияние на технологические стадии добычи, транспорта и подготовки нефти;
§ компоненты состава должны быть малотоксичными.
Основными принципами технологии обработки призабойной зоны пласта скважин являются:
§ восстановление продуктивности или приемистости скважин в случае, если они ограничены состоянием ствола скважины, перфорационных каналов и призабойной зоны, за счет воздействия на кольматирующие вещества химическими реагентами;
§ увеличение продуктивности или приемистости скважин за счет воздействия на структуру порового пространства скелета породы как вблизи призабойной зоны пласта скважин, так и удаленной зоны;
§ разрушение кольматанта при физико-химическом взаимодействии с закачиваемыми химическими реагентами;
2.2 Цели и задачи кислотной обработки ПЗП
Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону. Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты.
Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название соляно-кислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:
- обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
- обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;
- очистки фильтра и ПЗС от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды;
- очистки фильтра в ПЗС от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;
- удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
- инициирования других методов воздействия на призабойную зону.
2. 3 Общие требования к проведению кислотных обработок
Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения солянокислотных обработок.
Выбор способа ОПЗ и вида кислотных обработок осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.
Технологию и периодичность проведения КО обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-эко
Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Югомашевском месторождении отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Дипломная Работа Развитие Персонала
Курсовая работа по теме Видобуток корисних копалин відкритим способом
Защита от статического электричества
Сочинение На Тему Искусство Слова
Реферат: Возникновение Марксизма 2
Сочинение На Тему Творчество Фонвизина
Дипломная работа: Развитие мелкой моторики
Курсовая работа по теме Влияние международных стандартов бухгалтерской отчётности на регулирование учёта разных стран
Реферат: Диференційний підхід в системі навчання
Физика 11 Класс Контрольная Работа Волны
Реферат: Основные элементы стратегического потенциала организации и стратегический набор предприятия
Сочинение Миниатюра На Тему Ливень
Итоговая Контрольная Работа 2 Класс Перспектива
Социальная И Биологическая Природа Человека Сочинение
Внутрішній Контроль Запасів Реферат
Реферат На Тему Аграрная Политика Кпк После Окончания Второй Мировой Войны
Формирование лексических навыков на младшем и среднем этапах обучения иностранному языку
Реферат На Тему Нормирование, Сертификация И Стандартизация В Области Охраны Окружающей Среды
Реферат по теме Колоректальный рак
Реферат: Економ. політика доби національно-визвольної р. (1917-1920рр..)
Царство грибів - Биология и естествознание презентация
Основные гипотезы о возникновении жизни на Земле - Биология и естествознание реферат
Изучение приспособленности организмов к среде обитания - Биология и естествознание лабораторная работа