Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА, ЖИДКОСТЬ РАЗРЫВА, РАСКЛИНИВАЮЩИЙ АГЕНТ, ПРОДАВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ, МАНИФОЛЬД, ПАКЕР, ЯКОРЬ, ГЕЛЬ, ПРОВОДИМОСТЬ ТРЕЩИНЫ
Объектом исследования является Ачимовская толща (пласты БС 16-22 ) Мало-Балыкского месторождения, разрабатываемого ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи.
В первом разделе дипломного проекта представлены общие сведения об объекте разработки, геолого-физические характеристики продуктивных пластов, физико-химические свойства нефти, газа и воды.
Во втором разделе проведен анализ текущего состояния разработки объекта. Представлен анализ методов увеличения нефтеотдачи, применяемых за последние годы. Обосновано, что основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку данного объекта, является гидроразрыв пласта.
В дипломном проекте произведен анализ ГРП по основному эксплуатационному объекту БС 16-22 и выработаны некоторые рекомендации по повышению его дальнейшего применения, спроектировано проведение ГРП на примере конкретной скважины.
В экономической части проекта произведен анализ экономической эффективности применения ГРП по скважинам переходящего фонда.
В разделе Безопасность и экологичность проекта дана оценка обеспечения уровня организации безопасности производства и окружающей среды при производстве гидравлического разрыва пласта.
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.2 Геологическое строение месторождения и залежей
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
2 . Анализ текущего состояния разработки
2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
2.3 Анализ ранее проведенных работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти
3. Сведения о применении гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении
3.1 Применение гидравлического разрыва пласта в отечественной и зарубежной практике
3.2 Оборудование, применяемое для гидравлического разрыва пласта
3.3 Жидкости и материалы, применяемые для гидравлического разрыва пласта
3.4 Определение интервалов продуктивной мощности после проведения гидравлического разрыва пласта
4. Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта по объекту БС 16-22 Мало-Балыкского месторождения
4.1 Выбор скважин для осуществления гидравлического разрыва пласта
4.2 Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к проведению гидравлического разрыва пласта
4.3 Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта
4.4 Наименование работ, выполняемых для освоения скважины после проведения гидравлического разрыва пласта
4.5 Расчет основных параметров гидравлического разрыва пласта
4.6 Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта по объекту БС 16-22 на Мало-Балыкском месторождении
4.6.1 Анализ эффективности повторного применения гидравлического разрыва пласта
4.6.2 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта по сервисным компаниям
4.6.3 Влияние полудлины трещины и числа проппанта на эффект от гидравлического разрыва пласта
4.6.4 Влияние размера проппанта и проницаемости пласта на эффект от гидравлического разрыва пласта
4.6.5 Влияние ориентации сетки скважин и расчлененности пласта на эффект от гидравлического разрыва пласта
4.6.6 Анализ результатов исследований на скважинах с гидравлическим разрывом пласта
5. Экономическая эффективность проекта
5.1 Характеристика производственно-хозяйственной деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз»
5.2 Расчет дополнительной добычи нефти
5.3 Расчет показателей оценки экономической эффективности ГРП
5.4 Анализ чувствительности проекта
6. Безопасность и экологичность проекта
6.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей
6.2 Мероприятия по технике безопасности
6.3 Мероприятия по промышленной санитарии
6.4 Мероприятия по охране окружающей среды
Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи (БС 16-22 ). Особенностью разработки месторождения является то, что вводимые в эксплуатацию добывающие и нагнетательные скважины характеризуются низкими дебитами и приемистостью, тем самым не обеспечивая плановый отбор продукции.
Основным является эксплуатационный объект БС 16-22 , добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм 2 ) и высокая пластовая температура (86 о С), значение пористости в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС 16-22 можно отнести - к V классу. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
Поэтому основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС 16-22 , является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения гидравлического разрыва пласта (ГРП). За период 1988 - 2005 г. на месторождении проведено более 700 гидроразрывов. Его применение привело к значительному превышению проектных уровней отбора нефти, несмотря на более медленные темпы разбуривания залежи, чем заложено по проекту.
В данном дипломном проекте произведен анализ эффективности ГРП и разработаны рекомендаций по ее повышению на Мало-Балыкском месторождении применительно к основному объекту разработки - пластам ачимовской толщи (БС 16-22 ).
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
Мало-Балыкское месторождение в административном отношении расположено в Нефтеюганском районе на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайшие населенные пункты - Нефтеюганск, Пыть-Ях, Мамонтово.
Климат района - резко континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Характерная особенность района - наличие многолетнемерзлых пород.
На западе и востоке площади встречаются болота преимущественно торфяного типа. Растительность района представлена сплошным лесом с преобладанием хвойных пород (кедр, ель, сосна, лиственница).
Месторождение открыто в 1966 г. и введено в промышленную эксплуатацию в 1984 г. Работы проводит НГДУ Майскнефть ООО «РН-Юганскнефтегаз», базирующиеся соответственно в поселке Мамонтово и городе Нефтеюганске. В настоящее время на месторождении эксплуатируются три объекта: АС 4-6 с 1984 г., АС 7-8 с 1988 г. и БС 16-22 с 1986 г.
С 2002 г. разработка месторождения осуществляется на основе проектного документа «Анализ разработки Мало-Балыкского месторождения», утвержденного Центральной комиссией по разработке горючих полезных ископаемых Минэнерго России (протокол от 16.01.2003 г. № 2957). Этот проектный документ был утвержден со следующими основными положениями: для объекта БС 16-22 - площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 400 х 400 м; для объекта АС 4-6 - блочно-замкнутая система воздействия, для объекта АС 7-8 - организация приконтурного заводнения с рядной системой размещения скважин. На ачимовской толще с 1991 года, в массово применялся гидроразрыв пластов, что привело к значительной интенсификации добычи нефти по сравнению с проектной.
1.2 Геологическое строение месторождения и залежей
Стратиграфия. Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента. На Малобалыкской площади палеозойские отложения вскрыты на глубине 2784 - 3300 м, толщина коры выветривания на Малобалыкской площади составляет от 9 до 100 м. Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.
Из всех свит систем осадочного чехла подробно рассмотрим только ахскую свиту меловой системы, к которой относятся интересующие нас пласты Ач 1 , Ач 2 и Ач 3 , так как тема данного дипломного проекта раскрывается применительно к этим пластам.
Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним [1]. Нижний отдел включает в себя породы пяти свит (снизу вверх): ахскую, черкашинскую, алымскую, викуловскую и ханты-мансийскую. К верхнему отделу меловой системы относятся уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Отложения ахской свиты формировались в области морского осадконакопления. В основании свиты залегает нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно-серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки 10 - 50 м.
В районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя, средняя и верхняя. Их отделяют друг от друга и от отложений баженовской свиты три хорошо прослеживаемые глинистые пачки.
Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. Наиболее хорошо выдерживаются песчаные прослои в средней песчано-алевритовой пачке. В первой и третьей пачках песчаники зачастую глинизируются. Наблюдается закономерное уменьшение мощностей пачек в западном направлении.
Средняя глинистая пачка ахской свиты представлена большей своей частью аргиллитами серыми и темно-серыми, средней крепости, алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов серых средне- и крупнозернистых, средней крепости, с незначительной примесью углистого материала.
Верхняя песчано-глинистая толща сложена преимущественно аргиллитами серыми, иногда с голубоватым оттенком, плотными, массивными, иногда тонкогоризонтальнослоистыми.
Характерным является то, что в западном и северо-западном направлениях происходит постепенное замещение песчаников алевролитами и алевритистыми глинами.
Ахская свита заканчивается характерной пачкой темно-серых аргиллитов, тонкоотмученных, уплотненных, содержащих богатый комплекс фораминифер. Эта пачка аргиллитов, вошедшая в унифицированную стратиграфическую схему под названием «пимской». В целом толщина ахской свиты на Малобалыкском месторождении составляет 499 - 695 м. Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м.
Тектоника. В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Малобалыкской мегаседловине.
Район Малобалыкской площади занимает наиболее высокое гипсометрическое положение среди окружающих площадей. Центральное поднятие Малобалыкского месторождения приурочено к горстообразному выступу фундамента, формирование которого происходило в условиях сильного бокового сжатия.
Мобильные блоки фундамента в центральной части Малобалыкского выступа сформировались в области разгрузки сжимающих тектонических напряжений.
В породах фундамента здесь широко развиты зоны разуплотнения, зоны разломов, плоскости которых в значительной степени наклонены.
Вследствие этого, в присводовой части Малобалыкского палеоподнятия сформировалась область дробления, многочисленны разломы, плоскости которых в значительной степени наклонены.
Ачимовская толща имеет клиноформное строение. Пласты «падают» с востока на запад с амплитудой 300 - 400 м, выполаживаясь вверх по разрезу. Залежи нефти контролируются структурно-литологическим фактором. Разломы в центральном куполе и юго-восточной части сохраняются по всем пластам ачимовской пачки, хотя амплитуда их уменьшается. Стратиграфический диапазон тектонической раздробленности весьма широк - от низов ачимовской пачки до сеномана.
Наблюдаемая по данным сейсморазведки 2Д, 3Д и данным ГИС высокая дислоцированность пород фундамента и осадочного чехла, включая меловые отложения, дает основания предположить, что последняя тектоническая активизация изучаемой территории проходила в постмеловое время [2].
Нефтегазоносность месторождения. На Мало-Балыкском месторождении нефтегазоносными являются юрские и нижнемеловые отложения.
Всего в разрезе выделяется десять продуктивных пластов, находящихся на балансе РГФ. Залежи пластов АС 4 , АС 5-6 , АС 7 , АЧ 1 , АЧ 2 , АЧ 3 находятся в промышленной разработке. Залежи пластов БС 9 2 , БС 10 1 , ЮС0 и ЮС 2 нуждаются в доразведке.
В таблице 1.1 представлены краткие сведения о залежах Малобалыкского месторождения.
Залежь пласта Ач 3 . Пласт распространен по всей площади месторождения и содержит 18% балансовых и 8% извлекаемых запасов ачимовской толщи. Подошва нефти отбивается по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на отметках от 2578 до 2809 с перепадом 231 м, что подтверждается результатами испытания. Также, как и для АЧ 2 , ВНК пласта АЧ 3 отбивается неравномерно.
Таблица 1.1 - Краткие сведения о залежах Мало-Балыкского месторождения
Залежь пласта АЧ 2 . Залежь пласта АЧ 2 имеет наибольшие размеры по площади нефтеносности и содержит 73% балансовых и 83% извлекаемых запасов всей ачимовской толщи. Пласт АЧ 2 расположен в диапазоне абсолютных отметок от 2496 м до 2723 м. Водонефтяной контакт отслеживается в залежи весьма условно и лежит в интервале 2720 - 2725 м.
Залежь пласта Ач 1 . Пласт АЧ 1 содержит 8% балансовых и 9% извлекаемых запасов нефти от общих запасов ачимовской толщи. Водонефтяная зона в пласте АЧ 1 не обнаружена. Подошва нефтяных пропластков отбита по данным ГИС в диапазоне абсолютных отметок от 2616 до 2716 м.
В таблице 1.2 представлены статистические показатели по толщинам ачимовских пачек. Статистические показатели неоднородности приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.2 - Характеристики толщин продуктивных пластов группы АЧ 1-3
Таблица 1.3 - Статистические показатели характеристик неоднородности продуктивных пластов группы АЧ 1-3
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
Коллекторские свойства и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов Малобалыкского месторождения изучались по данным лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин. Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов группы АЧ 1-3 представлена в таблице 1.4 [3].
Таблица 1.4 - Характеристики коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов группы АЧ 1-3
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. Свойства пластовой нефти пластов группы АЧ 1-3 представлены в таблице 1.5 [4]. Как видно из таблицы, пластовые нефти Малобалыкского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений. Нефти месторождения относятся к маловязким [5], средним по плотности (от 860 до 880,5 кг/м 3 ) [6]. По данным, представленным в таблице 1.6, следует, что нефти Малобалыкского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые [7]. Нефтяной газ жирный (таблица 1.7). Диапазон изменения и средние значения основных характеристик пластовых вод Малобалыкского месторождения приведены в таблице 1.8.
Таблица 1.5 - Свойства пластовой нефти пластов группы АЧ 1-3
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10 -4
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
Объемный коэффициент при дифференциальном
разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Плотность разгазированной нефти при
дифференциальном разгазировании, кг/м 3
Таблица 1.6 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Вязкость динамическая при 20 0 С, мПа·с
Вязкость динамическая при 50 0 С, мПа·с
Температура плавления парафина, 0 С
Таблица 1.7 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)
При однократном разгазировании плаcтовой нефти в стандартных условиях
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Таблица 1.8 - Основные характеристики пластовых вод Малобалыкского месторождения
Впервые подсчет запасов нефти по Малобалыкскому месторождению был выполнен в 1965 году, в 1988 году был выполнен пересчет запасов нефти по категориям С 1 и С 2 .
Основным продуктивным пластом Малобалыкского месторождения является пласт Ач 2 . Запасов категории С 1 на Ач 2 приходится - 66,2%, на Ач 3 - 10,3%; запасов категории С 2 на Ач 2 - 38,2%, на Ач 3 - 28%.
Числящиеся на балансе РГФ на 01.01.2005 г. запасы нефти приведены в таблице 1.10. Запасы нефти Малобалыкского месторождения по категории BС 1 составили 601317 тыс. т, по категории С 2 - 201082 тыс. т. По основному продуктивному пласту Ач 2 , начальные числящиеся на балансе, запасы нефти составили по категории В + С 1 - 397891 тыс. т и 76907 тыс. т (категория С 2 ).
Таким образом, в районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя (Ач 3 ), средняя (Ач 2 ) и верхняя (Ач 1 ). Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. В коллекторах преобладают мелкозернистые песчаники. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм 2 ) и высокая пластовая температура (86 о С), значение пористости в среднем составляет 18%.
Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м. Нефти месторождения относятся к маловязким, средним по плотности (от 860 до 880,5 кг/м 3 ); сернистым, парафинистым, малосмолистым.
Основным продуктивным пластом Малобалыкского месторождения является пласт Ач 2 . Запасов категории С 1 на Ач 2 приходится - 66,2%, на Ач 3 - 10,3%; запасов категории С 2 на Ач 2 - 38,2%, на Ач 3 - 28%.
Тип залежи - структурно-литологический. Тип коллектора - терригенный, поровый. Начальные балансовые запасы нефти по ачимовской толще - 645769 тыс. т, начальные извлекаемые запасы нефти - 147078 тыс. т, средняя нефтенасыщенная толщина - 26,9 м.
2. Анализ текущего состояния разработки
Рассмотрим структуру фонда скважин применительно к основному объекту разработки Мало-Балыкского месторождения, то есть ачимовской толще (БС 16-22 ).
Следует отметить, что на 01.01.2006 года 250 скважин характеризуются накопленной добычей более 50 тыс. т, а 98 из них - более 100 тыс. т нефти.
В настоящее время на ачимовскую толщу пробурено 748 скважины, в том числе - 554 добывающих, 187 нагнетательных скважин и 7 специальных (6 контрольных и 1 пьезометрическая).
Эксплуатационный добывающий фонд составляет 503 скважины (90,8% от пробуренного добывающего фонда). Две скважины являются совместными с АС 4-6 (скважины 3767 и 3659).
Действующий фонд добывающих скважин на 01.01.2006 года составляет 463 скважины, бездействующий - 40. Коэффициент использования добывающих скважин с учетом времени накопления равен 0,87, коэффициент эксплуатации - 0,78.
В эксплуатационном нагнетательном фонде находятся 185 скважин. Под закачкой воды в настоящее время находится 180 скважин, в бездействии - 5. Коэффициент использования нагнетательных скважин с учетом времени накопления равен 0,91, коэффициент эксплуатации 0,96. Пять скважин были переведены с объекта АС 4-6 на ачимовский объект в период 2002 - 2005 г.
Добыча жидкости на ачимовском объекте осуществляется, в основном, механизированным способом с использованием ЭЦН - 439 скважин (94,8% действующего фонда), 23 скважины (5%) работают на фонтане, на одной скважине (0,2%) установлен ШГН.
Динамика фактических показателей с начала разработки представлена на рисунке 2.1. На 01.01.2006 г. отбор нефти составил 3984,7 тыс. т, или 99,4% максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 2002 году.
Рисунок 2.1 - Динамика фактических показателей (объект БС 16-22 )
Годовая добыча жидкости - 6491,0 тыс. т (максимальный уровень добычи). С начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м 3 /сут.
Массовое проведение ГРП в течение рассматриваемого периода времени, а также использование ЭЦН как основного способа подъема жидкости, позволили обеспечить стабильную добычу нефти.
2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
C целью изучения состояния выработки запасов нефти по пластам и залежам были проанализированы данные проводимых на месторождении промыслово-геофизических исследований. По характеристикам вытеснения проведена оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, приведено сравнение с пластами аналогами.
Основной объект месторождения - БС 16-22 - содержит 74,9% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, пласт АС 4 - 15%, 8,2% приходится на пласт АС 5-6 . Пласты АС 7-8 , ЮС 0 , ЮС 2 , БС 9/2 содержат соответственно 0,6%, 0,7%, 0,3% и 0,3% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Состояние выработки запасов нефти по разрабатываемым пластам, а также накопленных отборов нефти по состоянию на 01.01.2006 г. приведены в таблице 2.2. Разработка ведется на 4-х объектах из семи и наибольшее количество нефти добыто из пласта БС 16-22 - 35796 тыс. т (64% всей добычи месторождения). Из пластов АС 4 и АС 5-6 добыто 12285 и 7541 тыс. т, что составляет 21,8% и 13,4% от общей добычи. Из пласта АС 7-8 отобрано 614 тыс. т или 0,8% от общей добычи.
Проведенные исследования профиля приемистости и притока в добывающих и нагнетательных скважинах позволили рассчитать коэффициенты работающей толщины (КРТ) пласта (таблица 2.3).
Таблица 2.3 - Средние значения КРТ (приток-приемистость, ИННК)
В целом показатели БС 16-17 и БС 17-20 достаточно высоки, однако пачка БС 21-22 крайне слабо охвачена выработкой по вертикали.
2.3 Анализ ранее проведенных работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти
Для интенсификации добычи нефти на месторождении применяются: гидравлический разрыв пласта, интенсификация добычи нефти на добывающих скважинах спуском глубинных насосов на большие глубины (ИДН), глинокислотные или солянокислотные обработки (ГКО, СКО), комплексные обработки призабойной зоны (КОПЗП) нагнетательных скважин и большеобъемные закачки гелевых растворов. Краткие результаты применения вышеуказанных технологий по отношению к пластам БС 16-22 приводятся ниже. Основные геолого-физические характеристики ачимовской толщи, используемые при выборе того или иного способа воздействия на пласт, представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Геолого-физическая характеристика пластов Ач 1-3
Площадь нефтегазоносности, тыс. м 2 , (В + С 1 )/С 2
Проницаемость (по ГИС/по модели), мкм 2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчленённости, доли ед.
Начальное пластовая температура, °С
Давление насыщения нефти газом, МПа
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т
Пьезопроводность пласта, 10 4 м 2 /с
Как показано выше, объект разработки имеет сложное геологическое строение и относительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Характерной особенностью является высокая заглинизированность, частое переслаивание песчаных и глинистых пропластков. Пласты ачимовской пачки низкопроницаемы и очень неоднородны. Это обуславливает существенную неоднородность призабойной зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин, что является определяющим фактором при выборе методов и технологий воздействия на ПЗП. Ачимовский объект представлен на месторождении тремя песчано-алевритовыми пачками: Ач 1 (пласт БС 16 ), Ач 2 (пласты БС 17-20 ) и Ач 3 (пласты БС 21-22 ). Распределение геологических запасов по пачкам следующее: БС 16 - 8,2%, БС 17-20 - 73,5%, БС 21-22 - 18,3%.
Гидравлический разрыв пласта. На 01.01.2006 г. на месторождении проведено 714 скважино-операций гидроразрыва, из них 16 на объекте АС 4-6 . Проведены повторные ГРП на 72 скважинах и трехкратный на одной.
Низкий коэффициент вскрытия и работающих толщин ведут к недостаточной выработке запасов пачки Ач 3 , которая, ввиду низкой проницаемости, возможна только с применением технологии ГРП.
На объекте БС 16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. Общая мощность Ачимовского объекта достигает 200 метров, поэтому на 16 скважинах ГРП по различным группам пластов проводились раздельно. Общий фонд скважин с ГРП составляет 610 единиц. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности.
Массовое применение ГРП привело к изменению технологии разработки ачимовского объекта. Анализ выработки запасов нефти по объекту БС 16-22 показал, что прогнозируемый коэффициент нефтеизвлечения (23%) по отношению к активным запасам может достигнуть 26 - 28%, при этом накопленная добыча нефти на одну скважину составит 110 - 130 тыс. т.
Основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС 16-22 , является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах.
олее подробный анализ и выработка рекомендаций по повышению эффективности ГРП представлен в следующей главе.
нтенсификация добывающих скважин. В последние пять лет на месторождении проводились целенаправленные работы по интенсификации добычи нефти путем замены насосного оборудования на более высокодебитное. Необходимость данных работ, отчасти, обусловлено большими, чем предполагалось, продуктивностями скважин и эффективностью ГРП. Основная масса операций по интенсификации добычи нефти (ИДН) проводилась на месторождении в 2001 - 2003 годах. Анализ ИДН проводился как отдельно по скважинам, так и по группам, объединяющим скважины по объектам и положению относительно ВНК [9].
Интенсификация добычи на Ачимовском объекте проводилась, главным образом, на скважинах с ГРП, осуществленных в 90-х годах. В анализе участвовали скважины с временным разграничением между ГРП и ИДН, достаточным для разделения эффектов от этих операций. Сопоставление базовых и фактических технологических показателей скважин с ИДН показывает, что в 89% случаев проведения интенсификации получена дополнительная добыча нефти. Средняя продолжительность эффекта составляет 26 месяцев, дополнительная добыча составила в среднем 4,7 тыс. т на скважину.
Потокоотклоняющие технологии. По пластам ачимовской пачки в 2005 г. впервые были осуществлены закачки гелеобразующих составов после обводнения фонда скважин, на которых проводились ГРП. Всего было обработано 9 скважин ачимовской пачки (1313, 3744, 1006b, 1153, 1205, 1166, 1199, 1020, 1001) по технологии РВ-3П-1. Закачано 2970 м 3 10% раствора реагента, в среднем по 330 м 3 на скважину. Расчеты по участкам показали положительный результат - дополнительно добыто 6,1 тыс. т нефти, поскважинный анализ показал, что технологический эффект составляет около 15,5 тыс. т дополнительно добытой нефти. Применение потокоотклоняющих технологий на скважинах ачимовской пачки можно расширить по мере обводнения добывающего фонда и завершения технологических эффектов от ГРП.
Таким образом, по месторождению в целом дополнительная добыча от применения потокоотклоняющих технологий в 2005 по пласту БС 18 - 15,5 тыс. т и удельный технологический эффект составил по пласту 1,7 тыс. т нефти на одну скважино-обработку.
Полученные результаты применения показывают, что пласты ачимовской пачки восприимчивы к воздействию, однако достаточного опыта применения МУН на месторождении нет.
Методы интенсификации добычи. ОПЗ скважин применяются на месторождении с 1991 г. Проведено 72 ОПЗ, в том числе 27 ГКО, 26 СКО, 8 ОПЗ УНГ, 6 кислотных ОПЗ (HCl и сульфаминовая кислота), 4 СКО + ГКО, 1 ТХГВ + СКО.
Сравнение эффективности применения различных технологий показало, что наиболее успешным оказалось проведение СКО и ГКО - в 75% обработок получен положительный результат, далее ОПЗ УНГ - 62%, ОПЗ сульфаминовой и соляной кислотами - 50%. Наибольший удельный технологический эффект получен при проведении ГКО и кислотного воздействия соляной и сульфаминовой кислотами - 1,1 тыс. т на скважину, эффективность СКО (без учета скважины 3507, на которой СКО была проведена после ГРП) - 0,7 тыс. т на скважину, при совместном проведении СКО и ГКО средний технологический эффект составил 0,5 тыс. т на скважину. Необходимо отметить, что вне зависимости от применяемой технологии практически в 50% обработок происходит снижение обводненности.
Эффективным оказалось проведение комплексного воздействия (ТХГВ + СКО) - несмотря на снижение дебита жидкости с 64 до 40 т/сут., дебит нефти увеличился более чем в 1,5 раза за счет снижения обводненности более чем на 40% [8].
В целом, проведение ОПЗ добывающих скважин на пластах ачимовской пачки показало достаточно высокую эффективность - дополнительно добыто 48 тыс. т нефти, средний удельный технологический эффект составил 0,7 тыс. т нефти на скважину при средней продолжительности эффекта 6 месяцев.
Таким образом, с начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м 3 /сут. Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увелич
Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Общие свойства молекулярных орбиталей. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат Эстетическое Воспитание Будущего Учителя Труда
Владимир Сочинение По Истории
Реферат: Орёл-карлик
Статья: Орбитальные характеристики планет
Доклад по теме Борис Михайлович Моисеев
Реферат: Повість Івана Нечуя-Левицького Кайдашева сім`я як невичерпне джерело українознавства
Развитие новых индустриальных стран Юго-Восточной Азии
Реферат: Финансово экономический анализ результатов деятельности Банка
Характеристика Технологической Практики
Курсовая работа: Построение и использование имитационных моделей
Курсовая Работа Заказать
Дипломная работа по теме Британо-российские отношения
Реферат: История появления доллара
Реферат: Источники психологического эксперимента как общественного образования
Сочинение Антропогенные Изменения Территории Курганской Области
Заболевание Щитовидной Железы У Детей Реферат
Реферат: Склад та функціонування ПЕОМ
Лабораторная работа: Бухгалтерский учет на предприятии
Реферат На Тему Метод Гражданского Процессуального Права
Учет расчетов с бюджетом - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Бухгалтерський облік витрат продукції рослинництва в сільськогосподарських підприємствах - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Индия - страна контрастов. Характеристика Индии - География и экономическая география презентация