Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

Общие сведения о Южно-Шапкинском месторождении. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти и газа. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи. Добыча и дебиты нефти и жидкости.


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/
ГДИ - гидродинамические исследования скважин;
ГИС - геофизические исследования скважин;
ДР - дифференциальное разгазирование;
Призабойная зона пласта подвержена наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.
Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости ПЗП.
Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в ПЗП. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.
Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение ПЗП отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.
Для увеличении проницаемости призабойной зоны используются различные методы воздействия на ПЗП. Применяя тот или иной метод можно добиться очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.
По характеру воздействия на ПЗП все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические). Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.
Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения. На Южно-Шапкинском месторождении этот метод воздействия на ПЗП является основным, так как продуктивные отложения представлены карбонатными породами.
В данной работе проектируется кислотная обработка ПЗП в скважине №23 Южно-Шапкинского месторождения. Целью работы являлось определение расчетных показателей процесса СКО в выбранной скважине.
1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Южно-Шапкинское месторождение расположено в Ненецком национальном округе Архангельской области. Ближайшим населенным пунктом является г.Нарьян-Мар - речной порт на р.Печора, расположенный в 75 км к северо-западу, г.Усинск - основная база нефтедобычи в северной части Тимано-Печорской провинции находится в 185 км к юго-востоку, имеет железнодорожное сообщение, аэропорт. Прилегающие нефтяные месторождения Пашшорское, Верхнегрубешорское, Южно-Юрьяхинское находятся, соответственно, в 30, 40 и 55 км южнее, причем расположены Пашшорское месторождение частично, а остальные полностью на территории Усинского района Республики Коми.
Площадь освоения расположена в западной части Большеземельской тундры в бассейне рек Шапкино, Серчею, Лая. Местность представляет собой слабо всхолмленную, сильно заболоченную тундру покрытую мелкими кустарниками и мхами с отдельными возвышенностями, с отметками от +70 до +190 м над уровнем моря. Болота, в основном труднопроходимые, глубиной до 1,5 м, со множеством озер. В южной части наблюдается появление обширных редколесий и небольших лесных массивов. Берега рек высокие обрывистые.
Климат района континентальный, холодный, с избыточным увлажнением. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 1,3 - 6,8 °С, среднегодовое количество осадков 340 - 420 мм. Устойчивый снежный покров держится от 200 до 205 суток. Ледостав на реках обычно продолжается с ноября по май. Толщина снегового покрова составляет от 0,7 до 2 м. Продолжительность светового дня в декабре - январе от 3 до 5 часов, апреле - июле от 18 до 22 часов.
В пределах территории Южно-Шапкинского месторождения установлено наличие двух слоев многолетнемерзлых пород (ММП). Первый (верхний) слой мерзлоты имеет преимущественно массивно-островное распространение.
Зона массивно-островного распространения ММП занимает от 10% в южной до 40% северной части территории. Здесь мерзлые породы встречаются на крупных массивах плоско- и выпукло-бугристых торфяниках и оторфованных приподнятых водораздельных пространствах, сложенных с поверхности морскими и ледниково-морскими отложениями. Нижняя граница мерзлых отложений фиксируется на глубинах от 15-20 до 50-70 м. Глубина сезонного оттаивания на безлесных пространствах составляет от 0,9 до 2,0 м. Близкие к нулевым температуры присущи периферийным частям мерзлых массивов. Наибольшие среднегодовые температуры грунтов плюс 2,7 - 4,4 °С наблюдаются в пределах полос стока.
Многолетнемерзлые породы второго слоя развиты повсеместно. В целом, в районе работ верхняя граница 2-го слоя многолетнемерзлых работ залегает на глубине 100 м и более, а нижняя граница - на глубине от 200 до 350 м. Общая толщина многолетнемерзлых и переохлажденных пород равна от 130 до 265 м.
В 85 км к востоку от месторождения расположено ближайшее разрабатываемое Харьягинское месторождение, которое связано с городом Усинском бетонированной шоссейной дорогой и нефтепроводом с магистральным нефтепроводом Усинск-Ухта-Ярославль. Завоз грузов может быть осуществлен от Харьягинского месторождения в зимнее время с декабря по март по зимнику или воздушным транспортом - вертолетами.
На территории рассматриваемого района выявлены пески и песчаные грунты, распространенные в виде широких полос по долинам рек. Их толщина от 2 до 4м, по отдельным обнажениям от 10 до 15м.
1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Месторождение открыто в 1970 г. поисковой скважиной №21, заложенной в сводовой части антиклинальной складки. В скважине была выявлена непромышленная залежь легкой нефти в доломитах серпуховского яруса нижнего карбона, массивная залежь нефти в карбонатах среднего - верхнего карбона и газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми. Годом позже поисковой скважиной № 23 на Южно-Шапкинском куполе установлено наличие еще двух скоплений нефти и газа в карбонатных отложениях ассельского и сакмарского ярусов нижней перми. Всего на поисково-разведочном этапе, завершившемся в 1976 году, на Южно - Шапкинском месторождении выявлено 4 промышленных скоплений нефти и газа.
Газонефтяная залежь II в С2+3 - массивная сводовая. Глубина залегания в своде 1859 м. Размеры залежи 12 х 1,9 км. Общий этаж нефтегазоносности II залежи составляет 187 м, в том числе по нефтяной части -158 м и газовой - 29 м. Покрышкой залежи является пачка глинистых и плотных известняков, мощностью от 9 до 39 м.
Залежь вскрыта 11 скважинами (№№ 21 - 24, 27 - 29, 31 и 34 - 36). В контуре нефтеносности расположено 7 скважин, одна (№ 22) оказалась прямо на ВНК и 3 скважины (№№ 24, 27 и 29) за контуром нефтеносности. Промышленные притоки безводной нефти получены из 11 объектов.
Притоки нефти с водой получены в скважинах №№ 23, 35 и 36, вскрывших водонефтяной контакт. По результатам опробования скважин и данным ГИС водонефтяной контакт в целом по месторождению принят на отметке минус 1919 м, за исключением крайней северо-западной части (район скважины № 22), где по результатам опробования уровень контакта нефть - вода поднят до отметки минус 1900 м.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, органогенно-детритовыми известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 107,4 м, газонасыщенные 6,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,50 и 18 в нефтяной части и 0,23 и 6 в газовой.
Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 16,5% (7,2 - 29%), по ГИС -16,7%, газонасыщенных по ГИС - 13,8%. Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 14,4%.
Коэффициенты нефте и газонасыщенности приняты по зависимости между остаточной водо-насыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, равными 0,78 и 0,52.
Проницаемость нефтенасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,001 до 86 мкм2 , составляя в среднем 0,0311 мкм2.
Продуктивность пластов определена при исследовании 11 нефтяных объектов. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 76 т/(сут*МПа). Для устранения скин-эффекта с целью интенсификации притоков применялись солянокислотные обработки пластов. В результате достигнуто увеличение дебитов в 1,6 - 6 раз, коэффициентов продуктивности в 4 - 4,7 раза.
Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,0167 до 0,529 мкм2, при среднем значении 0,321 мкм2. Максимальный дебит нефти получен при работе скв. 23, который составил 293,1 т/сут. Дебит свободного газа по скв.21 составил 28,9 тыс. м3/сут на 5 мм штуцере. Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 367 м3/сут при коэффициенте продуктивности 83 м3/(сут*МПа).
Нефтяная залежь III в Pls - пластовая сводовая. Кровля проницаемых известняков вскрыта на глубине 1792 м (а.о. минус 1666 м). Покрышкой для залежи служит терригенно - карбонатная пачка толщиной от 3 до 30 м. Залежь подстилается плотными глинистыми известняками. Размеры залежи 5,5 Ч 0,9 км, высота 56 м. Уровень ВНК по площади принят по результатам опробования скважин и данным ГИС на отметке минус 1732 м.
Залежь вскрыта 11-ю скважинами, однако в контуре нефтеносности находятся только 4 скважины: №№ 21, 23, 28 и 35. Промышленные притоки нефти получены в двух скважинах (№№ 21 и 23) из четырех объектов на разных гипсометрических уровнях.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми биоморфно-детритовыми неравномерно доло-митизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Общая толщина пласта достигает 58,4 м, эффективная нефтенасыщенная 35,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,74 и 4,8.
Проницаемость нефтенасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,001 до 0,406 мкм2, составляя в среднем 0,0331 мкм2. По промысловым исследованиям проницаемость выше, чем по керну и составляет в среднем 0,5558 мкм2 при изменении от 0,0117 до 1,020 мкм2.
Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 17,3% (16,9 - 26,9%), по ГИС -17%.
Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 15,6%.
Коэффициент нефтенасыщенности принят по зависимости между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, равным 0,78.
Продуктивность пластов определена при исследовании 6 нефтяных объектов по 3 скважинам. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 147 т/(сутЧМПа), при изменении от 70 до 286 т/(сутЧМПа).
Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,117 до 1,020, при среднем значении 0,5558 мкм2. Максимальный дебит нефти составил 206,2 т/сут.
Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 417 м/сут при коэффициенте продуктивности 50 м3/(сутЧМПа).
Нефтегазоконденсатная залежь IV в Pla+s - массивная сводовая и приурочена к мощной карбонатной толще ассельско-сакмарских отложений нижней перми. Кровля проницаемых известняков в сводовой части залежи вскрыта на глубине 1681 м (а. о. минус 1554 м). Размеры залежи составляют 10Ч1,4 км. Общий этаж нефтегазоносности IV залежи составляет 109 м, в том числе по нефтяной части 30 м и газовой 79 м. Покрышкой для залежи служит пачка глинистых, плотных известняков в подошве артинского яруса нижней перми толщиной до 100 м. Залежь подстилается активными напорными водами. Уровень ВНК по площади принят по данным опробования скважин и ГИС на отметке минус 1663 м, ГНК - минус 1635 м. В контуре продуктивности располагаются 7 скважин. Покрышкой залежи является мощная толща глинистых известняков, мергелей и глин мощностью от 146 до 200 м.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, биоморфно-детритовыми слабо доломитизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 22,2 м, газонасыщенные 39 м.
Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,69 и 3,9 в нефтяной части и 0,34 и 9,2 в газовой.
По данным исследования керна проницаемость нефтенасыщенных коллекторов изменяется в пределах от 0,001 до 0,015 мкм2, составляя в среднем 0,0302 мкм2, газонасыщенных коллекторов - изменяется в пределах 0,0001 - 0,531 мкм2, составляя в среднем 0,0059 мкм2. Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 18,3% (8 - 28,8%), по ГИС 16,9%, газонасыщенных по керну 14,9% (5 - 23%), по ГИС 14,4%.
Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 16% для нефтенасыщенной части и 3,6% для газонасыщенной.
Коэффициенты нефти и газонасыщенности приняты по зависимости между остаточной водо-насыщенностью и проницаемостью, (для газонасыщенной за вычетом остаточной нефтенасыщенности) полученной на керне, равными 0,78 и 0,50.
Продуктивность пластов определена при исследовании одного нефтяного и двух нефтегазовых объектов. Средний коэффициент продуктивности по скважинам достигает 51,7 м /(сутЧМПа) в нефтяной части и 9 м3/(сутЧМПа) в газонефтяной.
Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,0167 до 0,529, при среднем значении 0,1027 мкм2. Максимальный дебит нефти составил 56,3 т/сут. Дебит свободного газа по скважине № 21 составил 76 тыс. м3/сут на 9 мм штуцере.
Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 474 м /сут при коэффициенте продуктивности 185 мЗ/(сутЧМПа). Режим залежи смешанный.
Газовая залежь в PlarV - массивная сводовая и приурочена к пачке известняков артинских яруса нижней перми. Кровля проницаемых известняков в сводовой части залежи вскрыта на глубине 1526 м (а. о. минус 1400 м). Высота залежи составляет 44 м при общей мощности пласта 65,4 м. Размеры залежи 5,2 Ч 0,9 км, этаж газоносности 44 м. Залежь подстилается глинистыми, плотными известняками, служащими покрышкой для нижележащей залежи. Уровень ГВК на площади принят на отметке минус 1444 м. В контуре продуктивности располагаются две скважины. Покрышкой для залежи служит мощная толща глинисто-алевролитовых пород нижней-верхней перми.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, биоморфно-детритовыми участками доломитизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные газонасыщенные толщины достигают 41,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,77 и 3,0.
Проницаемость газонасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,0001 до 0,027 мкм2, составляя в среднем 0,00055 мкм2.
Пористость коллекторов составляет по керну 14,8% (7,2 - 24,2%), по ГИС 15%.
Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 12%.
Коэффициент газонасыщенности принят по зависимости между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, за вычетом остаточной нефтенасыщенности равным 0,38.
Пластовое давление приведенное к отметке минус 1430 м составляет 15,9 МПа, пластовая температура +33,8°С. Дебиты газа составляют 11,6 м3/сут.
Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 78 м3 /сут.
Свойства нефти газонефтяной залежи II в С2+3 изучены по 9 глубинным пробам. Нефть в пластовых условиях при пластовых температуре +50°С и давлении от 19,85 до 20,6 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание составляет от 81,4 до 94,3 нм3/т. Плотность нефти в пластовых условиях от 0,781 до 0,790 г/см3, вязкость от 1,8 до 2 мПаЧс. Объемный коэффициент составляет в среднем 1,178 (этому значению соответствует пересчётный коэффициент 0,849).
Разгазированная нефть рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью в среднем 0,86 г/см3 и вязкостью от 12 до 28 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,9 до 4,8% вес, парафинистых от 3,1 до 6,6% вес, среднесернистых от 0,47 до 0,74 % вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет от 10,5 до 14,5% об. Температура застывания нефти составляет в среднем плюс 3°С.
Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,837 г/м. Концентрация углекислого газа составляет 1 % об.
Свободный газ относится к типу азотно-метановых, содержание метана 89,4%, азота + редких 6,6%, плотность газа 0,740 г/м3.
Свойства нефти нефтяной залежи в Pls - III изучены по 6 глубинным пробам. Нефть в пластовых условиях при пластовых температуре +42,4 / 43°С и давлении от 18,25 до 18,52 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание варьирует в пределах от 92,8 до 98,1 нм3/т. Плотность нефти в пластовых условиях от 0,767 до 0,770 г/см3, вязкость от 1,23 до 1,55 мПа*с Объемный коэффициент изменяется в пределах от 1,421 до 1,486, составляя в среднем 1,199 (этому значению соответствует пересчетный коэффициент 0,834).
Разгазированная нефть из рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью от 0,851 до 0,852 г/смЗ и вязкостью 1,55 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,7 до 4,5% вес, парафинистых от 3,8 до 6,5%) вес, среднесернистых от 0,54 до 0,58% вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет от 17,5 до 19,5% об. Температура застывания нефти лежит в пределах 0°С.
Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,825 г/м3. Концентрация углекислого газа составляет 0,3 % об.
Свойства нефти нефтегазоконденсатной залежи в Pla+s - IV изучены по 2 глубинным пробам. Нефть в пластовых условиях при пластовых температуре +40,5°С и давлении 17,56 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание составляет 93 нм3/т. Плотность нефти в пластовых условиях 0,793 г/см, вязкость 1,64 мПа*с Объемный коэффициент составляет в среднем 1,190 (этому значению соответствует пересчетный коэффициент 0,840).
Разгазированная нефть рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью в среднем 0,856 г/смЗ и вязкостью от 9,7 до 10,2 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,8 до 3,8% вес, парафинистых от 2,1 до 4,7%) вес, среднесернистых от 0,52 до 0,61 % вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет 21 % об. Температура застывания нефти составляет в среднем плюс 5°С.
Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,831 г/мЗ. Концентрация углекислого газа составляет 0,3 % об.
Свободный газ относится к типу азотно-метановых, содержание метана 91,4%, азота + редких 4,8%, плотность газа 0,730 г/м3.
Стабильный конденсат имеет плотность 0,727 г/см3, содержание серы 0,09%, до 200°С выкипает от 90 до 93% об. Выход дегазированного конденсата составляет 23,9 см3/м3.
2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи II
Для сравнительного анализа с фактически достигнутыми показателями разработки по состоянию на 01.01.2004г. использованы проектные технологические показатели разработки Южно-Шапкинского месторождения.
Согласно утверждённого проекта, разработку залежи II предполагалось начать в 2002 году, залежи III в 2003 году. Фактически, промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года, при этом, кроме залежей II и III в разработку введена ранее не рассматриваемая, как самостоятельный объект эксплуатации, залежь IV. Ниже приводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи II.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи II представлено в таблице 2.1. Из таблицы видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по объёмам эксплуатационного бурения - проект превышает фактические показатели. По вводу новых скважин из эксплуатационного бурения факт равен проекту. По показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.
Отмечаемое несоответствие объясняется следующими факторами: отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Так, при составлении проекта, в гидродинамической модели залежи II величина средней проницаемости составляла в среднем 535 мкм, достигая максимальных значений более 750 мкм2. Наряду с этим, коэффициенты продуктивности, определённые в ходе пробной эксплуатации разведочных скважин составляли весьма впечатляющие значения от 100 до 200 м3/(сутЧМПа) без проведения мероприятий по интенсификации притока, до 1380 м3/(сутЧМПа) при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны. Факт того, что в результате эксплуатации новых скважин залежи II такой высокой продуктивности не наблюдается не является противоестественным. Уточнилась и фильтрационная характеристика залежи по результатам значительного числа проведённых гидродинамических исследований в скважинах среднее значение проницаемости составляет. Учитывая эти факторы, при эксплуатации новых добывающих скважин дебиты нефти превышающие 500 т/сут достигнуты не были, однако полученные дебиты нефти, составляющие 240 т/сут можно считать довольно благоприятным результатом работы специалистов ЗАО «СеверТЭК» в части применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия продуктивных интервалов и осуществления методов интенсификации притока из пласта.
Отдельного пояснения требует факт совпадения количества новых введённых добывающих скважин при 2-кратном недостижении проектного показателя эксплуатационного бурения. Данная ситуация объясняется тем, что недропользователь начал осуществлять эксплуатационное бурение в 2002 году - на залежь II было пробурено 6 эксплуатационных скважин (№№ 1, 3, 4, 9, 10, 205) с общей проходкой 13,6 тыс.п.м. Тем не менее эти скважины не были введены в эксплуатацию. Главной причиной этого явилось отсутствие минимально необходимой инфраструктуры (дорога, нефтепровод). В 2003 году бурение эксплуатационных скважин было продолжено, количество пробуренных скважин составило 6 (№№5, 7, 8, 11, 12, 13). Таким образом, метраж эксплуатационного бурения 2003г. составил величину меньшую проектной, при этом ввод новых добывающих скважин достигнут. В эксплуатацию были введены 6 скважин, пробуренные в 2002 году и 5 скважин, пробуренные в 2003 году (скважина №8 введена позднее, поскольку закончена бурением 29.12.2003). Фактический действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 13, кроме введённых пробуренных 11 скважин, 2 скважины (№№23, 35) выведены из консервации.
Таблица 2.1 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Южно-Шапкинского месторождения
Ввод новых добывающих скважин всего, шт.
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.
Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут.
Сред, обводнённость продукции действующего фонда скважин, %
Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.
Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут
Отбор жидкости с начала разработки, тыс.т
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т
Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3
2.2 Добыча и дебиты нефти и жидкости
Основной этап начала добычи нефти на месторождении относится к июлю 2003 года. До этого времени, при проведении пробной эксплуатации разведочных скважин, опробованиях и испытаниях вновь пробуренных эксплуатационных скважин, из залежей месторождения отобрано немногим более 17 тыс.тонн нефти. С учётом этого, по состоянию на 01.01.2004 с начала разработки на месторождении добыто 510,2 тыс.тонн нефти, из которых 404,7 тыс.тонн или 79,3% от общей добычи приходится на залежь II. Остальной объём отобран из III и IV залежей.
Динамика добычи нефти по месторождению и залежам месторождения за период с начала промышленной эксплуатации месторождения представлена в граф.прилож. 1.
В граф.прилож. 1 достаточно отчётливо иллюстрируется доминирующая роль залежи II в общей добыче по месторождению. Начиная с июля 2003г., с вводом 5 скважин, и последующим вводом в августе ещё 4 скважин, пробуренных ранее на залежь II, наблюдается значительное (практически в 5 раз) увеличение добычи нефти по залежи II и по месторождению. Далее, отмечается стабилизация уровней добычи, с незначительным снижением в октябре 2003г. и вновь с последующим ростом, обусловленным вводом ещё 2-х скважин на залежь II и 2-х скважин на залежи III и IV.
Тенденция преобладания в общей добыче месторождения залежи II сохраняется на протяжении всей второй половины 2003г. Данное обстоятельство объясняется двумя основными причинами, первая из которых наиболее очевидна 75 % фонда добывающих скважин эксплуатировали именно залежь II. Наряду с этим, по имеющимся представлениям о геологическом строении залежей Южно-Шапкинского месторождения предполагалось, что запасы нефти, опять же, именно залежи II являются наибольшими и составляли около 80% от общих запасов по месторождению. Исходя из этого, в начальный период основной фонд скважин бурился на залежь II, основной объём мероприятий по интенсификации добычи (соляно-кислотные обработки) проведён также на залежи II и составил 100% эксплуатационного фонда.
Таким образом, основной объём добычи нефти за 2003г. по месторождению обеспечивается эксплуатацией скважин залежи II 78,7%, по залежи III добыто 7,8%, по залежи IV 13.5%.
Как отмечалось выше, промышленная разработка месторождения начата в июле 2003г. На каждой из залежей месторождения были введены различное количество добывающих скважин. Средний дебит нефти по месторождению при этом составил 249,8 т/сут. В граф.прилож. 2 представлена динамика средних дебитов нефти по месторождению и по залежам.
Из представленного рисунка видно, что хотя общая тенденция в динамике средних дебитов нефти по месторождению предопределяется, аналогично и добыче нефти, скважинами залежи II, однако при этом дебиты нефти по залежам III и IV превышают дебиты скважин залежи II.
Причём если дебит залежи III достигнув максимума в сентябре превышает на конец года дебиты по залежи II незначительно, то по дебитам нефти скважин залежи IV наблюдается устойчивое превышение над дебитами залежей II и III, что ещё раз подтверждает высокую продуктивность залежи. Однако, несмотря на высокие дебиты скважин залежей III и IV, рисунок наглядно иллюстрирует постепенное снижение дебитов нефти в целом по месторождению. Это объясняется тем, что в условиях интенсивного ввода скважин и, как следствие, резкого увеличения отборов, естественный темп падения пластового давления является неизбежным и вполне объяснимым фактором, поскольку система поддержания пластового давления ещё не получила развития, а активность законтурной водоносной области и (или) газовой шапки ещё не определены в достаточной мере.
Необходимо отметить, что по причине незначительного числа добывающих скважин, а также непродолжительной промышленной эксплуатации месторождения, анализ добычи и дебитов нефти отдельно по залежам месторождения не проводится.
В граф.прилож. 3 изображена динамика пластового давления в залежи II.
Из приведённого графика видно, что в залежи отмечается довольно устойчивая тенденция падения пластового давления по сравнению с первоначальным, на величину порядка 1,5 МПа.
И хотя количество исследований по залежи II можно с уверенностью назвать вполне объемлющим, рассмотрение зависимости изменения давления только во времени не способно дать возможности объективно судить об изменении пластового давления. По этой причине, авторами предпринята попытка анализа динамики пластового давления в зависимости от накопленной добычи. Для этого рассмотрены показатели работы ряда скважин. В частности, представляет интерес рассмотрение показателей по скважинам №№3, 5, 10 и 23, имеющим довольно высокие показатели накопленного.
3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ, ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ПРОВЕДЕНИЯ СКО
Солянокислотная обработка (СКО) нашла наиболее широкое распространение вследствие простоты технологии, наличия благоприятных условий для ее применения и высокой эффективности. Она используется для обработки карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабойной зоны от загрязнений в нагнетательных скважинах, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента и т. д.
Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы и карбонатный цемент песчаников и других пород, в результате чего создаются пустоты, «каналы разъедания» в призабойной зоне. При этом образуются хорошо растворимые в воде соли (хлористый кальций и магний), вода и углекислый газ (в виде газа или жидкости). Основные реакции при воздействии соответственно на известняк СаСОз и доломит CaMg (СОз)2 следующие:
CaMg (СОз)2 + 4НС1 = СаС12 + MgCl2 + 2Н2О + 2СО2.
Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении.
Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн.
3.2 Состав и технология приготовления рабочего кислотного раствора
Для обработки ПЗС используются,
Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат На Тему Облік Участі У Виставках
Виды Компьютеров Реферат
Русский Язык 4 Класс Гдз Контрольные Работы
Реферат: Етичні підходи при наймі на роботу та при звільненні з неї
Курсовая работа по теме Механизм налогообложения и распределения прибыли предприятия
Социальная Философия Реферат
Контрольная работа по теме Анализ капитала
Сочинение На Тему Первый Последний
Мертвые Души Сочинение Образ
Образцы Сочинений По Теме Забвению Не Подлежит
Контрольная Работа На Тему Внутренняя Секреция Щитовидной Железы
Сибириада Собрание Сочинений Том 1
Контрольная Работа На Тему Организация Медицинской Помощи Взрослому Населению
Реферат: Фромм Эрих
Курсовая работа по теме Розробка рекламної кампанії продукту
Уроки Чернобыля Реферат
Реферат: Электромагнитная картина мира
Производственно Технологическая Практика Отчет 2022 Сельского Хозяйства
Сочинение Лирика
Курсовая работа по теме Разработка устройства индикации данных на ЖК-дисплее, передаваемых по интерфейсу RS232 с ПК
Геохимия титана и свинца - Геология, гидрология и геодезия реферат
Китай - География и экономическая география реферат
Физическая география России - География и экономическая география реферат