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:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 7 |

Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами (на примере месторождений западной сибир

-- [ Страница 2 ] --

Основные крупные и уникальные месторождения ХМАО (Самотлорское, Мегионское, Аганское, Талинское Правдинское, Мамонтовское и др.) характеризуются дебитом по нефти от 6 до 20 т/сут (в среднем 12,3 т/сут), высокой степенью обводненности продукции – от 75% до 93% (в среднем 90%), высокой выработанностью запасов – от 65 до 85% (в среднем 70%) и находятся в поздней стадии разработки.

Анализ литературных данных показывает, что из числящихся на балансе текущих запасов нефти, при сохранении применяемых на них технологий разработки, может быть не отобрано около миллиарда тонн запасов.

Одна из причин недобора утвержденных извлекаемых запасов – допущенная с начала разработки чрезмерная несбалансированная с отборами жидкости закачка воды, вызвавшая преждевременное обводнение продукции скважин. За небольшим исключением на большинстве месторождений округа безудержная закачка воды вот уже несколько лет идет на убыль, что благоприятно сказывается на состоянии разработки месторождений. Однако негативные последствия массированной закачки воды еще дают о себе знать.

Другой причиной недобора утвержденных извлекаемых запасов является разрежение со временем проектной сетки эксплуатационных скважин. По мере обводнения продукции скважины выводятся из работы, в результате нарушается и расформировывается система разработки. Разреженность первоначальной проектной сетки достигает 5 раз и более.

Совершенно очевидно, что без сгущения сетки и формирования вновь системы разработки, оставшиеся запасы не взять.

Общеизвестна роль эксплуатационного бурения для ввода в разработку новых запасов путем первичного разбуривания их по проектной сетке скважин. Не менее важным является использование эксплуатационного бурения в процессе разработки для повышения эффективности использования уже разведанных и введенных в эксплуатацию запасов нефти. По мере заводнения пласта требуется замена обводнившихся скважин на участках с невыработанными запасами путем бурения дублеров, боковых стволов, резервных скважин с целью повышения эффективности использования запасов.

Однако, остаточные запасы нефти, которые относятся к категории трудноизвлекаемых, невозможно добыть только за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин.

Проблема увеличения нефтеотдачи в настоящее время весьма актуальна для месторождений Западной Сибири, где удельный вес трудноизвлекаемых запасов составляет около 64% и приурочен к низкопроницаемым объектам разработки. В сильно неоднородных пластах, разрабатываемых при искусственном заводнении, нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пластам и зонам, оставляя невытесненной нефть в низкопроницаемых участках. Неравномерные прорывы воды зачастую происходят и в однородных пластах, содержащих нефть повышенной вязкости, за счет неустойчивости фронта вытеснения. Это приводит к тому, что участки залежей нефти, через которые прошел фронт вытеснения, представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных малопроницаемых зон, причем количество последних может достигать 50% от всего нефтенасыщенного объема.

При этом создались такие условия, когда происходит разбалансировка системы их рациональной разработки, предусмотренной в проектных документах. Это означает потери не только в текущей добычи нефти, но и в конечной нефтеотдаче пластов.

На основании приведенных в первой главе данных сделаны следующие выводы:

  1. Большинство остаточных запасов месторождений Западной Сибири относится к категории трудноизвлекаемых.
  2. Разбалансировка системы рациональной разработки, предусмотренной в проектных документах, приводит к тому, что извлечение остаточных запасов традиционными способами малоэффективно (за счет действующей системы заводнения и поддержания работы фонда скважин).
  3. Существующее производство слабо ориентировано на работу с трудноизвлекаемыми запасами. В данной ситуации первостепенной задачей является задача стабилизации нефтедобычи на месторождениях Западной Сибири.
  4. Создавшееся положение предопределяет необходимость разработки новых и совершенствования имеющихся методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти применительно к конкретным геолого-физическим условиям конкретных месторождений и свойств пластовых флюидов.

Во второй главе рассмотрены основные характеристики месторождений
ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Ноябрьский регион является одним из наиболее северных районов добычи нефти Тюменской области. В геологической части месторождения относятся к Северной части Сургутского свода и восточная часть месторождений к южной части Надым-Пурпейской группе.

Для большинства месторождений, относящихся к Сургутскому своду, характерна пониженная, по сравнению с южной группой, проницаемость – до 30-5010-3 мкм2, повышенная расчлененность, зональная и слоистая неоднородность, по ряду пластов отмечается пониженная нефтенасыщенность; все это, особенно при наличии гидрофильного полимиктового коллектора, приводит к быстрому прорыву к добывающим скважинам собственной и закачиваемой воды. Нефти этих месторождений содержат значительное количество парафинов и смол, на завершающей стадии разработки отмечается явление выпадения в скважинах солей и гипсов, перемешанных с песком и АСПО.

Пласты Надым-Пурпейской группы отмечаются еще большей расчлененностью, наличием подстилающей воды, повышенной заглинизованностью пластов, а также высоким газовым фактором и даже наличием газовых шапок.

Коллекторы представлены в основном полимиктовыми песчано-алевролитовыми породами с небольшим (до 8%) количеством карбонатного цемента, что позволяет эффективно проводить солянокислотные обработки призабойной зоны пласта.

Сравнительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пластов, низкая проницаемость (0,2-0,05 мкм2), невысокая песчанистость (0,34-0,5) и высокая расчлененность (3-5), довольно низкий коэффициент вытеснения (0,5) создают проблемы на протяжении всего периода разработки.

Характерной особенностью геологического строения следует считать относительно низкую нефтенасыщенность пластов, которая составляет 0,55-0,65. Низкая нефтенасыщенность обуславливает высокую (до 20%) обводненность скважин, вводимых из бурения; высокую гидрофильность пород-коллекторов, особенно в сильно расчлененных объектах; чем ниже проницаемость прослоя, тем ниже его нефтенасыщенность, следовательно, выше гидрофильность.

Высокая гидрофильность часто приводит к отключению из разработки низкопроницаемых прослоев при попадании в ствол скважины пресной воды за счет капиллярной пропитки и образования стойких водонефтяных эмульсий. Следствием этого является постоянное снижение дебитов по жидкости в процессе эксплуатации скважин, а также необходимость проведения большого объема работ по воздействию на пласт для восстановления притока жидкости. В первую очередь, выше отмеченное относится к месторождениям, находящимся за пределами Сургутского свода, таким как Суторминское, Муравленковское и Вынгапурское.

Характерной особенностью геологического строения анализируемых продуктивных пластов является наличие обширных водонефтяных зон, занимающих, как правило, 20-100% площади нефтяной залежи. Мощные водоносные горизонты часто залегают в нескольких метрах выше и ниже нефтяных пластов, что ухудшает работу добывающих и нагнетательных скважин. Другие параметры рассматриваемых пластов довольно благоприятны: пористость составляет 0,17-0,2, нефть маловязкая – 2,2 мПас, давление насыщения 10-12 мПа при начальном пластовом 25-26,5 мПа, газовый фактор в среднем составляет 50-70 м3/т.

Крупнейшими месторождениями ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» являются Сугмутское, Суторминское, Вынгапуровское и Спорышевское месторождения, на которые приходится до 46% запасов компании.

В настоящее время, в основном, выработаны активные запасы нефти, а остальные неизвлеченные относятся к категории трудноизвлекаемых и характеризуется значительной обводненностью продукции (более 75%). К ним можно отнести пласты БС7, БС210 Суторминского, пласт БС111 Холмогорского, пласт БС11 Пограничного и пласт БС12 Западно-Ноябрьского месторождений, а также газонефтяную залежь пласта БВ8 Вынгапурского месторождения.

Особенности разработки рассматриваемых объектов полностью определяются геологическими свойствами пластов: литологической неоднородностью, расчлененностью, низкой нефтенасыщенностью и в несколько меньшей степени реализуемыми системами разработки.

Все анализируемые продуктивные пласты разрабатываются с заводнением, причем в основном с первых лет разработки.

Добыча нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» началась с введения в разработку Холмогорского месторождения в 1976 году. К началу девяностых годов в разработке находилось уже 12 месторождений. Максимальный объем добычи был достигнут в 1989 г. и составил более 41,2 млн. т в год. Неэффективная разработка запасов, при которой приоритетом служили валовые объемы добычи, а не экономическая рентабельность, привела к тому, что после достижения этого пика добыча стала резко снижаться, и даже ввод новых месторождений в середине девяностых годов не привел к стабилизации или хотя бы снижению темпов спада производства. Годы неэффективной разработки отразились на производительности скважин, упавшей с 1991 года более чем на 50%.

Тенденция спада производства усилилась за счет сокращения внутреннего спроса в России в начале 90-х годов. В период с 1990 по 1995 год объемы добычи нефти
ОАО «Ноябрьскнефтегаз» ежегодно снижались в среднем на 12%. Однако в 1996-1999 годах, темпы падения замедлились. Со второго квартала 2000 года добыча стала расти ускоренными темпами, и к середине десятилетия приблизилась к своему историческому максимуму, достигнутому в 1989 году.

На месторождениях, прошедших пик добычи, применяются методы вторичной нефтеотдачи. В настоящее время основной целью недропользователя является максимизация коэффициента извлечения нефти (КИН), которая предполагает повышение КИН в среднем по месторождениям с 30% сейчас до 40% в 2020 году.

Нефтяные месторождения, разрабатываемые ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», расположены в Нижневартовском и Сургутском районах Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Динамика ввода месторождений, разрабатываемых в настоящий момент
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», показывает, что Мегионское, Ватинское, Мыхпайское, Аганское и Северо-Покурское месторождения (первая группа месторождений), на долю которых приходится более 70% суммарных извлекаемых запасов нефти, была введена в разработку в период с 1964 по 1980 г.

Далее, в период 1980-1990 гг. была начата эксплуатация Южно-Аганского, Ново-Покурского, Кетовского, Покамасовского, Южно-Покамасовского и Кысомского месторождений (вторая группа), запасы которых в преобладающей части, за исключением Южно-Аганского месторождения, приурочены к юрским залежам.

В течение 1993-2005 гг. в разработку вводились Северо-Островное, Чистинное, Южно-Локосовское, Аригольское, Северо-Ореховское, Западно-Асомкинское, Узунское, Максимкинское, Ининское, Ачимовское и Тайлаковское месторождения (третья группа), запасы нефти которых относятся в основном (82%) к юрским и ачимовским отложениям.

Анализ данных показывает, что максимальный проектный КИН составляет 0,506 для Ю-Аганского месторождения, для четырех месторождений КИН изменяется от 0,415 до 0,487 (Аганское, Ватинское, Новомолодежное и Кысомское), а для остальных не превышает 0,4. При этом средняя величина проектного КИН для всей группы разрабатываемых месторождений составляет 0,375, а текущий КИН равняется 0,241. Все это свидетельствует о необходимости применения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и сокращения объема попутно добываемой воды.

Возможные перспективы добычи нефти во многом обуславливаются качеством остаточных запасов нефти и эффективностью мероприятий по их извлечению.

Залежи нефти месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», в соответствии с их фильтрационно-емкостными свойствами, были ранжированы по трем основные группам: высоко-, средне- и низкопродуктивные.

В структуре начальных извлекаемых запасов преобладают высокопродуктивные залежи (ВПЗ) – на их долю приходится 50,2% запасов нефти, на долю низкопродуктивных (НПЗ) – 26,9%, на долю среднепродуктивных (СПЗ) – 22,9% (рис. 1а).

В отличие от начального состояния, в структуре текущих запасов преобладают низкопродуктивные залежи – 52%, доля высокопродуктивных составляет 28%, среднепродуктивных – 20% (рис. 1б).

 а) б) аспределение начальных (а) и текущих (б) извлекаемых запасов-1 а) б) аспределение начальных (а) и текущих (б) извлекаемых запасов-2

а) б)

Рисунок 1 Распределение начальных (а) и текущих (б) извлекаемых запасов нефти согласно классификации залежей по степени продуктивности

Анализ динамики темпов отбора от НИЗ и динамики долевого вклада разнопродуктивных залежей в суммарный объем добываемой нефти свидетельствует о том, что основная доля добычи нефти (более 60%) до 1996 г. формировалась за счет выработки высокопродуктивных запасов. В последующий период их доля плавно снижалась, и в 2005 г. составила 40,7%.

Очевидно, что основной объем извлекаемых запасов нефти уже в обозримом будущем будет приурочен к средне- и низкопродуктивным коллекторам.

Несмотря на большое количество остаточных извлекаемых запасов (52%), приуроченных к низкопродуктивным коллекторам, ввод их в разработку осложнен тем фактом, что более трети таких запасов приурочены к новым месторождениям, характеризующимся отсутствием промышленной инфраструктуры для обеспечения процесса добычи нефти.

Тем более актуальным является применение таких геолого-технических мероприятий на старых месторождениях, содержащих высокопродуктивные запасы, которые позволят обеспечить доизвлечение остаточных запасов нефти.

Наиболее крупные месторождения с высокопродуктивными запасами в настоящий момент находятся на 3-й и 4-й стадиях разработки (Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Мегионское, Южно-Аганское).

Степень выработанности этих месторождений колеблется в пределах 64,4-85,8%, а для основных продуктивных пластов, содержащих более 52% начальных извлекаемых запасов, составляет 81,7-94%. Тем не менее, данные пласты заключают в себе 21% текущих извлекаемых запасов.

Краткий анализ разработки Суторминского месторождения (Ноябрьский регион), изложенный во второй главе показал, что в настоящее время основными объектами разработки с наилучшими по качеству запасов нефти являются 5 основных пластов БС7, БС91, БС101, БС11, БС102, к трудноизвлекаемым запасам относятся пласты БС92, БС110, БС12, БС18 и ЮС1, именно по этим пластам в настоящее время отбор от утвержденных извлекаемых запасов наименьший и составляет от 0 до 7 %.

В целом по месторождению, открытому в 1975 г., ожидаемая величина КИН составляет 0,258 при утвержденной величине 0,292. По всем пластам, за исключением БС91 (наилучшего по качеству запасов) утвержденный КИН не достигается.

Выработка запасов по залежам нефти пластов Суторминского месторождения происходит неравномерно. Наибольшие по абсолютной величине остаточные запасы нефти сосредоточены в пластах БС101, БС7 и БС102, обводненность по которым достигла величин 79; 89; и 87 % соответственно. Вместе с тем, отбор от утвержденных извлекаемых запасов по пластам БС1, БС12, БС0, БС5 и др. остается низким.

Природными факторами, обусловившими неравномерную выработку запасов, являются низкая начальная нефтенасыщенность, гидрофильность коллекторов и их неоднородность по проницаемости.

Основные методы довыработки запасов по коллекторам с максимальной начальной нефтенасыщенностью – циклическое заводнение с переменой направления потоков и проведение изоляционных работ по промытым пропласткам.

Анализ процесса разработки Аганского нефтяного месторождения, расположенного в Нижневартовском районе ХМАО, показывает, что месторождение, промышленная эксплуатация которого осуществляется с 1973 г., находится в настоящее время на 4-ой стадии разработки. В разрезе слагающих пород выделено 22 продуктивных объекта, залежи нефти приурочены к Аганскому, Мало-Аганскому и Западно-Аганскому поднятиям. Основными объектами разработки, определяющими добычу нефти на месторождении, являются пласты БВ8 и БВ9, содержащие 73% всех балансовых запасов нефти.

В настоящий период разработки продуктивные пласты Аганского месторождения характеризуются различной степенью выработанности запасов нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению в целом составляет 0,406 (утвержденный по запасам категорий АВС1 – 0,511) при обводненности продукции 91,5%. По основным объектам разработки текущий КИН варьирует в диапазоне от 0,401 (объект БВ9) до 0,546 (объект БВ8).

Аригольское месторождение открыто в 1992г., в промышленную разработку месторождение введено в 2000г., в настоящее время находится в стадии растущей добычи нефти. Промышленная нефтеносность связана с отложениями пласта ЮВ11, который представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для пласта характерна послойная и зональная неоднородность, которая выражается в частом чередовании разных типов пород по разрезу, их взаимном замещении по простиранию, изменениях литологических характеристик пород. На отдельных участках залежи количество прослоев разной проницаемости может изменятся от 4 до 29. Указанные особенности предопределяют изменчивость физических свойств коллекторов, как по разрезу, так и по площади.

Интенсивное разбуривание залежи в период 2003-2004 гг., превышение показателей по вводу добывающих и нагнетательных скважин над проектными показателями, а также по уровням добычи жидкости привело к стремительному снижению пластового давления на участках разработки. В 2003 году оно снизилось более чем на 2 МПа, что потребовало усиления системы заводнения.

В связи с начальной стадией разработки объект Ю1 характеризуется невысокой обводненностью продукции – за период 1999-2003 гг. продукция была практически безводной (обводненность не превышала 5%). В 2004г. обводненность продукции составила 18,2%, Среднегодовая обводненность скважин за 2005г. составила 27,0 % при проектной 27,2 %.

К концу 2006 г. фактическая обводненность достигла, в среднем по залежи,
52,9 % (рис. 2), при этом по отдельным зонам обводненность изменяется от 10 до 80 %.

Рисунок 2 Динамика обводненности пласта Ю

1 Аригольского месторождения

Значительное увеличение обводненности с 3,7 (в 2003г.) до 52,9% (в 2006г.) обусловлено влиянием закачки после проведения большеобъемных ГРП.

Кроме того, опережающими темпами осуществляется и эксплуатационное разбуривание залежи объекта Ю1. Так, фактический объем бурения в 2005г. превысил проектный и составил 68,5 тыс. м (при проектном метраже - 26 тыс. м).



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 7 |
 





 
© 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.