авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 |

Совершенствование разработки туймазинского нефтяного месторождения в завершающей стадии

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

КИРИЛЛОВ АЛЕКСАНДР ИВАНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ Разработки туймазинского нефтяного месторождения в завершаюЩей стадии

Специальность 25.00.17

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа - 2006

Работа выполнена в ДООО «Геопроект»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор

Лозин Евгений Валентинович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, доцент

Котенев Юрий Алексеевич

кандидат технических наук,

старший научный сотрудник

Шарафутдинов Ирик Гафурович

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью «Юганскнефтегаз – научно-технический центр УФА»

Защита состоится “17” ноября 2006 г. в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма (ОАО НПФ) «Геофизика» по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан октября 2006г

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор химических наук Д.А. Хисаева

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Туймазинское месторождение первым среди уникальных вступило в завершающую стадию разработки. Впервые в стране на этом месторождении была запроектирована и осуществлена научно обоснованная система разработки, внедрены многие научные и инженерные решения. Обобщение результатов теоретических, методических, технологических, технических разработок и исследование проблем повышения выработки запасов нефти с целью достижения высоких величин нефтеотдачи (0,5 и более) представляет несомненный научный и практический интерес. Достигнут высокий коэффициент нефтеизвлечения месторождения 0,503, обводненность продукции составляет 90,2% при действующем фонде 933 добывающих и 165 нагнетательных скважин. В тоже время огромный фонд скважин вышедших в тираж по обводнению и низкая степень выработки запасов нефти промежуточных объектов разработки дают основания к совершенствованию системы разработки, поиску участков повышенной нефтенасыщенности с использованием современных методов математического моделирования и вовлечению в разработку слабодренируемых зон с применением новых методов увеличения нефтеотдачи.

Цель работы. Изыскание научно обоснованных решений для совершенствования разработки уникального нефтяного месторождения и повышения нефтеотдачи на завершающей стадии.

Основные задачи исследований.

  1. Детализация особенностей геологического строения залежей нефти Туймазинского месторождения, систематизация физических свойств коллекторов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов.
  2. Уточнение влияния уплотнения сетки скважин на повышение КИН в завершающей стадии.
  3. Выявление характера выработки запасов нефти горизонтов DI и DII по данным бурения новых скважин, боковых стволов и оценочных скважин.
  4. Выявление техногенного влияния длительной разработки месторождения с применением заводнения на коллекторские свойства и выработку запасов.
  5. Оценка эффективности форсированного отбора жидкости (ФОЖ), в т.ч. на завершающей стадии.
  6. Решение технологических задач повышения коэффициента нефтеизвлечения в завершающей стадии разработки с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ).
  7. Оценка эффективности применяемых на месторождении методов увеличения нефтеотдачи.
  8. Разработка и внедрение новой технологии повышения нефтеотдачи.

Методы исследований.

Решение поставленных задач осуществлялось геолого-промысловыми, гидродинамическими, геофизическими, лабораторными и теоретическими исследованиями. Лабораторные, промысловые, гидродинамические и геофизические исследования проведены по разработанным программам с использованием стандартной аппаратуры. Теоретические исследования проведены с помощью аналитических, статистических методов и использованием методов теории адаптации при математическом моделировании.

Научная новизна работы.

  1. Предложен метод контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия на призабойную зону и пласт путем измерения изменения свойств нефти по коэффициенту светопоглощения, численные значения которых соединенные с замерами изменения вязкости, плотности, содержания смол, асфальтенов и серы, комплексно определяют границы и продолжительность периода воздействия.
  2. Усовершенствована методика оценки эффективности и выбора объектов для форсированного отбора жидкости, уплотнения сетки скважин и размещения боковых горизонтальных скважин путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с наивысшей нефтенасыщенностью и слабой дренируемостью при вытеснении нефти водой.
  3. Разработана технология управляемого волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт. (Патент РФ №2171354, от 27.07.2001г.).

Основные защищаемые положения.

  1. Методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия на ПЗП и пласт по данным изменения коэффициента светопоглощения и физико-химических свойств нефти.
  2. Методика оценки эффективности и выбора объектов для интенсификации отбора остаточных запасов по картам недренируемых подвижных запасов.
  3. Технология управляемого волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработаны эффективные решения принципиальных вопросов совершенствования разработки Туймазинского месторождения в завершающей стадии:

  1. Детализирована выработка запасов нефти по разрезу и площади горизонтов DI и DII.
  2. Определено влияние уплотнения сетки скважин на нефтеотдачу в завершающей стадии.
  3. Уточнены критерии и дана оценка форсированного отбора жидкости.
  4. Оценено техногенное влияние разработки на снижение проницаемости песчаников горизонтов DI и DII и на выработку запасов нефти.
  5. Уточнена методика оценки эффективности и выбора объектов для размещения боковых, горизонтальных скважин и обоснования технологий МУН.
  6. Разработана методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия по коэффициенту светопоглощения и физико-химическим свойствам нефти.
  7. Разработана и внедрена технология волнового воздействия на пласт; ее применение обеспечило добычу 34,2 тыс. т. дополнительной нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на XVII конференции молодых ученых и специалистов (г. Уфа, 2002 г.); на научно-практической конференции “60 лет девонской нефти” (г. Октябрьский, 2004 г.); на технических советах НГДУ и ОАО АНК «Башнефть»; на центральной комиссии по разработке месторождений (нефтяная секция), протокол № 3579 от 28.02.2006г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе получен 1 патент РФ. В совместных публикациях автору принадлежит постановка задач, разработка методических вопросов, анализ, обобщение, испытание и внедрение рекомендаций на Туймазинском нефтяном месторождении.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников. Содержит 142 страницы машинописного текста, 23 рисунка, 15 таблиц, 67 библиографических ссылок.

Работа выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Лозина Е.В., которому автор выражает глубокую благодарность. Признательность и благодарность за помощь и консультации автор выражает д.т.н. Гилязову Р.М., д.г-м.н. Баймухаметову К.С., д.т.н., проф. Хисамутдинову Н.И., к.т.н., с.н.с. Козлову Ю.А., к.т.н. Гареевой Т.Б., Гарифуллину А.Ш., Якупову Р.Ф.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, кратко освещаются цели и задачи исследований, показана научная новизна, основные защищаемые положения.

В первой главе рассмотрены особенности геологического строения Туймазинского месторождения. Геологическое строение месторождения изучалось М.В. Мальцевым, А.А. Трофимуком, Г.П. Ованесовым, Т.М. Золоевым, И.Г. Пермяковым, В.А. Кобелевой, К.С. Баймухаметовым, Ю.П. Кисляковым, Ф.М. Якуповым и др. Диссертантом проведен анализ данных по доизучению геологического строения. Типы залежей, свойства пластовых нефтей и коллекторские свойства пластов-коллекторов систематизированы и классифицированы.

Туймазинское месторождение было первым месторождением «платформенного» типа, открытым в России. Расположено на востоке южного (Альметьевского) купола Южно-Татарского свода и приурочено к обширной брахиантиклинальной структуре северо-восточного простирания. Строение брахиантиклинали асимметричное: северо-западное крыло пологое с углами падения 10-30', юго-восточное более крутое - 3-4о. Размеры собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40 х 20 км.

Промышленно нефтеносными на Туймазинском месторождении являются (сверху вниз): карбонатная пачка алексинского горизонта Сал.к, пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3 бобриковского горизонта; пачка СТ турнейского яруса; пачки Dзв1, Dзв2, Dфмс1, Dфмс2 фаменского яруса; пласты DIа, DIб, DIв, DIг, DIд пашийского горизонта, пласты DIIвх, DIIосн муллинского горизонта, пласты DIII, DIV ардатовского горизонта.

Основным объектом разработки месторождения является продуктивный горизонт DI, который представлен песчаниками и алевролитами. Эффективная толщина горизонта достигает 36,4 м. Чаще всего наблюдается слияние пластов DIв и DIг. Пашийский горизонт перекрывается пластом известняка кыновского горизонта (верхний известняк) толщиной 1,5-3,0 м, который прослеживается повсеместно. В горизонте DI выделяется 3 пачки – верхняя, средняя и нижняя. Верхняя залегает между подошвой «верхнего» известняка и кровлей средних, наиболее развитых пластов песчаников. В верхней пачке выделяются пласты DIа и DIб. Средняя пачка охватывает наиболее выдержанные и отсортированные песчаные пласты горизонта – DIв и DIг. Нижняя пачка залегает от кровли коричневато- и темно-серых глин до кровли аргиллитовой пачки – пласт DIд. В разрезах значительного числа скважин пласты сливаются из-за отсутствия глинистых перемычек.

Пласт DIа наименее выдержанный по площади из всех пластов горизонта DI. Характеризуется, в основном, мозаичным распространением. В пласте выделено 52 залежи нефти. Водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт ни одной скважиной. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,7 м. Коэффициент расчлененности составляет 1,1. В среднем пористость равна 19,1%, проницаемость - 0,169 мкм2.

Пласт DIб более выдержан по площади, чем пласт DIа, и залегает в виде извилистых полос, реже небольших линз. По пласту DIб выделено 23 залежи. На долю самой крупной залежи приходится 85 % от всей площади пласта DIб. Залежь пластовая, литологически экранированная, внутри неё имеются частые зоны замещения. Размеры залежи 27 x 19 км. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 1,4 м. Коэффициент расчлененности равен 1,3; коэффициент распространения - 0,57. В среднем пористость составляет 19,2%, проницаемость 0,295 мкм2.

Пласт DIв развит на всей площади месторождения. Выделено три залежи нефти. На долю основной залежи приходится 91 % от всей площади, занимаемой DIв. Размеры 35 x 18 км. В 30% скважин пласт сливается с пластом DIг. Зоны отсутствия коллекторов имеют локальный характер. Коэффициент распространения составляет 0,88. Максимальная нефтенасыщенная толщина достигает 11,8 м, средняя нефтенасыщенная толщина 2,8 м. Коэффициент расчлененности 1,8. Пористость в среднем равна 21,2%; проницаемость - 0,483 мкм2.

Пласт DIг имеет наибольшее развитие на площади месторождения из всех пластов пашийского горизонта (коэффициент распространения равен 0,96). Эффективная толщина пласта 4,3 м. В 20 % скважин происходит слияние с нижележащим пластом DIд. По пласту DIг выявлено 8 залежей нефти. Основная залежь размерами 33,5 х 17км и высотой 56 м. - пластового сводового типа. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 3,3 м. Коэффициент расчлененности 1,35. В среднем пористость равна 22,0%; проницаемость - 0,635 мкм2.

Песчаники пласта DIд залегают в виде узких извилистых полос, ориентированных с северо-северо-запада на юго-юго-восток. По пласту DIд выявлено 32 залежи нефти. Самая большая залежь имеет размеры 16,5 x 18 км. Максимальная высота залежи 38-43 м. Коэффициент распространения песчаников 0,49. Общая эффективная толщина пласта достигает 24,8 м, при среднем значении 4,8 м. Изменения толщин весьма значительны и часто происходят на коротком расстоянии. Накопление песчаников пласта происходило в зонах размыва глинораздела между песчаниками пашийского и муллинского горизонтов. Выявлено более десяти зон слияния песчаников пашийского и муллинского горизонтов. Общая эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 24,8 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м. Коэффициент расчлененности 1,4. В среднем пористость составляет 20,8%; проницаемость – 0,505 мкм2.

Продуктивный горизонт DII представлен кварцевыми, мелкозернистыми и крупнозернистыми алевролитами и песчаниками с незначительными примесями полевых шпатов. По литологическим особенностям горизонт DII делится на две пачки: верхнюю - DIIвх и основную - DIIосн.

В пачке DIIвх выделена одна залежь нефти - пластовая, литологически экранированная, со значительным количеством зон отсутствия коллектора. Залежь занимает центральную часть Туймазинской площади, вытягиваясь на северо-восток на 17,5 км, а вкрест простирания на 7,5 км. Высота залежи около 48 м. ВНК залежи по внешнему контуру наклонен на юго-восток. В ряде скважин пачка DIIвх залегает непосредственно на основной, образуя монолитный пласт толщиной до 40 м. Пласт DIIвх не выдержан по площади, коэффициент распространения равен 0,72. Эффективные толщины пласта изменяются от 0,6 до 11,8 м, при среднем значении 3,2 м. В 20 % скважин происходит слияние с пластом DIIосн. Средняя нефтенасыщенная толщина 3,3 м. Коэффициенты расчленённости и распространения соответственно равны 2,2 и 0,75. Средняя пористость составляет 21,1%; проницаемость – 0,293 мкм2.

Основная пачка DIIосн сложена преимущественно песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Эффективные толщины пласта достигают 27,6 м. Наибольшим распространением отличаются пласты толщиной от 9 до 19 м (68,3 % случаев). Сравнительно малые толщины коллекторов (до 10,0 м) отмечаются в юго-западной части, что связано с замещением песчаников глинисто-алевролитовыми породами. В разрезе 396-и скважин песчаники разделяются на 2-3 и более прослоев, коэффициент расчлененности составляет 1,4. Нефтенасыщенная толщина пачки DIIосн в среднем составляет 9,9 м. Коэффициент расчленённости равен 3,1. Среднее значение пористости по керну составляет 22,4%; проницаемость 0,427 мкм2. По пласту DIIосн выделено 2 залежи нефти.

Залежи горизонтов DI и DII имеют единый ВНК. Скважинами выявлены зоны слияния горизонтов. Выше сказанное позволяет рассматривать их как единый гидродинамической резервуар. При разработке горизонта DII законтурные нагнетательные скважины оказались в центральной нефтяной зоне горизонта DI, которая на тот момент была законсервирована и не разрабатывалась. Из-за разницы пластовых давлений, по зонам слияний происходили межпластовые перетоки, и центр нефтяной зоны DI был обводнен. Последнее впервые было выявлено скважиной 717, пробуренной в 1952г.

Нефти, отобранные в пластовых и поверхностных условиях из всех продуктивных пластов терригенной толщи девона (ТТД), по параметрам практически не отличаются между собой и по принятой классификации относятся к категории легких и маловязких. Прослеживается тенденция увеличения всех параметров нефтей вниз по разрезу.

Нефти продуктивного горизонта DI наиболее легкие и менее вязкие (плотность разгазированной и вязкость сепарированной нефти равны соответственно 847 кг/м3 и 8,43 мПа·с). Нефти горизонта DII более тяжелые и вязкие (855 кг/м3 и 10,02 мПа·с соответственно) с более высоким давлением насыщения 9,39 МПа и газонасыщенностью 64,34 м3/т.

Минерализация вод по разрезу с увеличением глубины возрастает и составляет в среднем по терригенной толще девона 280 г/л, плотность 1193 кг/м3.

К основным особенностям геологического строения Туймазинского месторождения относятся: многообъектность и внутриобъектная многопластовость; уникальные размеры; различные типы и морфология залежей; режимы их работы; литологическая связанность пластов внутри терригенного девона (DI и DII) и внутри пачек пластов терригенного нижнего карбона (CVI.2 и CVI.3); наличие обширных водонефтяных зон. Пачки карбонатной толщи верхнего девона (Dфмс, Dзв) и нижнего карбона (СТ, Сал.к) характеризуются низкой проницаемостью, имеют высокую литолого-фациальную неоднородность и расчлененность, обладают нефтями повышенной вязкости. Запасы нефти в карбонатных пластах относятся к трудноизвлекаемым.

Вторая глава посвящена исследованию основных принципов разработки Туймазинского месторождения.

Трудами советских ученых и специалистов-практиков на Туймазинском месторождении создана научно обоснованная система разработки, где впервые в отечественной практике с самого начала разработки было внедрено законтурное заводнение. Совершенствование заводнения в дальнейшем было связано с переносом фронта нагнетания, внедрением приконтурного заводнения. Важный этап в совершенствовании разработки произошел в середине 50-х годов - выделение водонефтяной зоны горизонта DI для самостоятельной разработки. В период 1959-1966гг. реализовано внутриконтурное заводнение нефтяной зоны горизонта DI разрезающими рядами по зонам перетока между горизонтами DI и DII. Внутри выделенных блоков происходило дальнейшее разрезание на более мелкие участки разработки. В завершающей стадии система поддержания пластового давления (ППД) обрела очагово-избирательный и циклический характер заводнения. При разработке горизонтов DI и DII было выделено 18 блоков в первом и пять во втором горизонте. В проектирование и практику разработки Туймазинского месторождения внесли вклад следующие специалисты-нефтяники и ученые: С.И. Кувыкин, А.П. Крылов, В.Н. Щелкачев, Г.П. Ованесов, П.П. Галонский, М.М. Глоговский, А.Т. Шмарев, Ф.А. Требин, М.Ф. Мирчинк, Т.М. Золоев, И.Г. Пермяков, М.М. Саттаров, В.Р. Еникеев, В.А. Кобелева, М.И. Максимов, Н.К. Михайловский, Г.Л. Говорова, Б.Т. Баишев, Ю.П. Борисов, Л.А. Пелевин, К.С. Баймухаметов, Ю.П. Кисляков, В.И. Кривошеев, Ю.А. Козлов, Ф.М. Якупов, В.Б. Сергеев и др.

Всего за истекший период разработки (1937–2006гг.) создан Проектным Бюро Московского Нефтяного Института (ПИБ МНИ), ВНИИнефть и УфНИИ, БашНИПИнефть 21 проектный документ, из них в 16-ти рассмотрены проектные решения по объектам терригенного девона (ТД). Основные решения при проектировании разработки выбирались так, чтобы обеспечить рациональный уровень добычи нефти и максимальную нефтеотдачу. Некоторые проектные решения не подтвердились и были изменены.



Pages:   || 2 | 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.