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 |

Геолого-технологическое обоснование применения комплексных технологий освоения трудноизвлекаемых запасов нефти

-- [ Страница 2 ] --
  1. Терригенно-карбонатный девонский;
  2. Карбонатный верхний девон – турней;
  3. Терригенный нижний карбон (ТТНК);
  4. Карбонатный башкирский;
  5. Терригенно-карбонатный верейский;
  6. Карбонатный каширо-гжельский;
  7. Карбонатный верхний девон-нижняя пермь.

Эта классификация является важным элементом в наших исследованиях по группированию объектов и последующих аналитических расчётах. Краткий очерк о геологическом строении Краснохолмских месторождений показывает, что в их пространственном расположении, как и содержании, есть определенная закономерность: 1) Подавляющее число месторождений сосредоточилось в зоне сочленения Башкирского свода и Верхне-Камской впадины. В девоне она могла быть областью мелководного палеошельфа с многими рукавообразными притоками с пологого склона башкирского свода.

В карбоне бассейн углублялся, возникали бортовые зоны с рифовыми постройками, сменившиеся затем фациями открытого моря. 2) Тектонически периферия двух структурных элементов оказалась благопрятной зоной нефтенакопления как «первичного» (в песчаниках), так и «вторичного» (в трещиноватых карбонатах) типов.

Проведена классификация и группирование продуктивных объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем.

Выделение однородных групп проводилось одним из методов теории распознавания образов – методом главных компонент (МГК) с исполь-зованием пакета прикладных программ GEOMAGE Plus для ПЭВМ, разработанного в ЦХИМН АН РБ.

Для объектов, приуроченных к терригенным и карбо­натным коллекторам, идентификацию проводили отдель­но. Для группирования было взято 88 объектов (31– в терригенных и 57 – в карбонатных коллекторах ) по следующим параметрам: коэффициентам проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, расчлененности, плотности и вязко­сти пластовой нефти, объёмному коэффи-циенту нефти, пластовому давлению и температуре, общей и эффектив­ной нефте-насыщенной толщине, содержанию серы, пара­финов, асфальтенов, проектному коэффициенту извлече­ния нефти, площади нефтеносности и глубине залегания.

Геометрическое представление объектов исследования (терригенных и карбонатных) в координатных осях главных компо­нент Z1-Z2, Z1-Z3 и Z1-Z4 позволило выделить по три относительно однородных группы объектов (соответственно, в терригенных и карбонатных коллек­торах). При выделении групп и проведении границ выполнялось условие, при котором каждая группа объектов должна занимать определенную и ограниченную зону в пространстве всех четырёх главных компонент. Для качественной характеристики и выявления особенно­стей выделенных групп объектов по исходным геолого-физическим и физико-химическим параметрам были рассчитаны их значения для средних гипотетических залежей, а также проведено разделение по характерным интервалам изменения параметров. Последние выбирали исходя из средних значений гипотетических залежей, наилучшего разделения средних объектов и законов распределения параметров групп.

В третьей главе приведены анализ структуры запасов нефти, геолого-промысловый и геолого-статистический анализ процесса нефтеизвлечения в выделенных группах объектов разработки. При группировании объектов в качестве факторов использовались значения начальных геологических и извлекаемых запасов, площадь нефтеносности которых имеет значительную вариацию.

Проведенный анализ структуры запасов по выделенным группам объектов позволил определить долю запасов каждого объекта от запасов в терригенных и карбонатных коллекторах (дифференцированно). Основная доля запасов и добычи нефти приходится на залежи, приуроченные к бобриковскому, верейскому горизонтам и башкирскому ярусу. Идентификация объектов по геолого-промысловым данным позволила определить долю запасов, приходящихся на каждую группу. Из 31-го объекта, приуроченного к терригенным коллекто­рам, в группы распределились 27 объектов. По объектам в карбо­натных коллекторах в три группы вошли 54 эксплуатационных объекта.

Объекты в терригенных коллекторах

На первую группу объектов приходится 11,7 % начальных геологических и 13 % начальных извлекаемых запасов нефти рассматриваемых групп. Вторая группа объектов содержит 28,5 % начальных геологи­ческих и 32 % начальных извлекаемых запасов. В третью группу вошли четыре объекта разработки. На их до­лю приходится 44,7 % начальных геологических и 47,7 % начальных извлекаемых запасов рассматриваемых групп. В целом по группам, приуроченным к терригенным коллек­торам, можно отметить, что достаточно благоприятной выработ­кой характеризуются объекты третьей и второй групп.

Объекты в карбонатных коллекторах

На долю первой группы приходится 81,4 % начальных геоло­гических и

86 % начальных извлекаемых запасов рассматриваемых групп. В пяти объектах второй группы содержатся 10 % начальных геологических и 8 % начальных извлекаемых запасов. В третью группу вошли пять объектов разработки – 5 % начальных геологических и 4 % начальных извлекаемых запасов нефти. На долю объектов, не вошедших в группы (как по терригенным, так и по карбонатным коллекторам), приходится около 10 % запасов нефти.

Наиболее крупной по текущим извлекаемым запасам является группа терригенных коллекторов с «активными запасами», наименьшей – группа терригенных коллекторов с малой нефтенасыщенной толщиной.

Таким образом, применение процедуры «группирование объектов разработки» с использованием МГК и кластерного анализа позволило в значительной степени сформировать процесс классификации залежей, выделить однородные группы, а внутри них провести анализ структуры запасов.

Из 31-ого продуктивного объекта в терригенных коллекторах и 57-ми – в карбонатных выделены шесть групп (три - в терригенных и три – в карбонатных коллекторах). Для удобства проведения анализа в каждой группе были выделены центры группирования и подобрано по два типичных объекта, которые далее нами анализировались. Эксплуатационные объекты карбонатных отложений тоже разделены на три группы. Для расчетов были взяты два объекта, разрабатываемые с заводнением и без заводнения. После анализа строили графики. Три эксплуатационных объекта, разрабатываемые с заводнением в первой, второй и третьей группах совместили в одном графике. Три объекта, разрабатываемые без заводнения, также выделили в одном графике. Затем сравнили их по величине отборов начальных извлекаемых запасов (НИЗ).

Общий обзор графиков (рисунок 1) показывает, что большинство крупных месторождений «Краснохолмской группы» выработали от 60 до 85 % своих запасов. Достигнутый КИЗ составляет 0,6 – 0,85 %, и неуклонно приближается к максимально возможному для терригенных коллекторов. Высокая степень обводненности пластов (более 80 %) побуждает к поиску новых технологических решений и методов для увеличения нефтеотдачи пластов в настоящее время и на перспективу.

Объекты в терригенных коллекторах

 Динамика добычи нефти: qн/qнmax – добыча по годам разработки в долях от-0

Рисунок 1. Динамика добычи нефти: qн/qнmax – добыча по годам разработки в долях от максимальной для бобриковского горизонта Бураевского, Игровского, Краснохолмского и Татышлинского месторождений и для девонского отложения Четырманского и Югомашевского месторождений.

Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением

Залежи нефти в карбонатных коллекторах Краснохолмской группы месторождений, разрабатываемые с заводнением, приурочены к турнейским (Воядинское месторождение) и каширско-верейским (Югомашевское и Воядинское месторождения) известнякам.

Уровень годовой добычи нефти в целом по Югомашевскому месторождению достиг максимального значения в 1989 г. (505 тыс. т), жидкости – в 1993 г. (982 тыс. т). Основными объектами разработки являются карбонатные отложения среднего карбона. На долю их приходится 56 % начальных балансовых запасов и 41 % от общего отбора нефти по месторождению. Анализ текущих показателей разработки по среднему карбону позволяет сделать вывод о том, что начиная с 2002 г. наблюдается рост годовой добычи нефти и жидкости, что объясняется интенсивным разбуриванием объекта, в т. ч горизонтальными скважинами (ГС).

В 2002 г. действующий фонд добывающих скважин составлял 437. Из

17-ти скважин, пробуренных в 2004 г. на башкирский ярус, 11 были горизон-тальными со средним дебитом по нефти 9,6 т/сут.

Объекты в карбонатных коллекторах, разрабатываемые без заводнения

В рассматриваемой группе три эксплуатационных объекта, приуроченны к отложениям: турнейского, фаменского ярусов и среднего карбона (средний карбон Львовского месторождения, турнейский ярус Игровского месторождения и фаменский ярус Татышлинского месторождения).

Динамика добычи жидкости по турнейским объектам представлена на рисунке 2. Расхождение в условиях отбора жидкости гораздо значительнее, чем в добыче нефти. Так, максимальный отбор жидкости по Игровскому месторождению был достигнут, примерно, при выработке начальных извле-каемых запасов в 41 %, а максимальный отбор нефти составил около 39 %.

Эксплуатация залежей ведется максимальным действующим фондом скважин (1…9 ед.). По турнейскому ярусу Игровского месторождения действующий фонд в процессе разработки изменялся, максимальное число – 9 скважин – было при отборе 41 % НИЗ (рисунок 3). Непродолжительное повышение уровней добычи жидкости сопровождалось вводом в эксплуатацию новых скважин.

Как видно, (рисунок 4), высокие дебиты жидкости на сутки наблюдались лишь в начальной стадии разработки.

 Динамика отбора жидкости: qж/qжmax – отборы по годам разработки в долях от-1

Рисунок 2. Динамика отбора жидкости: qж/qжmax – отборы по годам разработки в долях от макси-мальной для кабонатного отложения среднего карбона Львовского месторождения, турней-ского яруса Игровского месторождения и фамен-ского яруса Татышлинского месторождения.

 Динамика фонда добывающих скважин: Nд/Nдmax – фонд в долях от максимального-2

Рисунок 3. Динамика фонда добывающих скважин: Nд/Nдmax – фонд в долях от максимального (условные обозначения см. рисунок 2).

 Динамика среднесуточных дебитов жидкости: qж/qжmax – средний дебит жидкости-3

Рисунок 4. Динамика среднесуточных дебитов жидкости: qж/qжmax – средний дебит жидкости на одну скважину в долях от максимального (условные обозначения см. рисунок 2).

Таким образом, анализ текущего состояния разработки среднего карбона говорит об эффективности разбуривания карбонатных отложений горизонтальными скважинами в условиях Югомашевского месторождения. Мы также положительно оцениваем методологию и технологию бурения горизонтальных скважин как один из методов увеличения нефтеотдачи пластов. Сегодня эта технология всё в большей степени начинает применяться при разрабоке органогенных известняков на ряде нефтяных месторождений Южного Вьетнама.

С целью изучения влияния геолого-физических характери­стик пластовых систем на эффективность нефтеизвлечения нами проведено геолого-статистическое моделирование с использова­нием множественного линейного регрессионного анализа.

В результате выявлены наиболее значимые геолого-физические и технологогические факторы, влияющие на эффективность процесса нефтеизвлечения в зависимости от типа коллектора (карбонатный или терригенный) и применяемой системы разработки (истощение или заводнение): толщина и расчлененность пласта, его проницаемость, вязкость нефти, величина пластового давления, удельные запасы, приходящиеся на одну скважину.

В четвертой главе приведены результаты применения методов повышения нефтеотдачи на объектах разработки выделенных групп. За период 1970 – 2004 гг. в НГДУ «Краснохолмскнефть» неоднократно применялись следующие методы: микробиологические, физические, физико-химические и комплексные.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи пластов

Закачка сухого активного ила. В НГДУ «Краснохолмскнефть» внедрение сухой формы активного ила было начато в 1981 г. Биореагент представляет собой активный ил очистных сооружений микробиологических или гидролизных производств. Технология обработки скважин микробио-логическим воз­действием заключается в следующем: сухой активный ил в мешках с баз приема на хранение завозится к устью нагнетательной скважины, подлежащей обработке.

Раствор биореагента (с массовой 10 % на сухое вещество) готовится в металлической ёмкости 1 –3 м3. Для приготовления суспензии ила используется вода. Закачивание готовой суспензии ила осуществляется цементировочными агрегатами типа ЦА-320. В процессе закач­ки активного ила регистрируется давление на устье скважины. После окончания закачки биореагента скважина вновь подклю­чается к водоводу, замеряется приемистость и давление закачки. Оперативный контроль за влиянием биохимических процессов на разработку осуществляется путем регистрации изменений профиля приемистости очаговой нагнетательной скважины и проведения наблюдений за общей численностью микроорганиз­мов в пластовой жидкости окружающих добывающих скважин.

Обработку скважин следует проводить многократно. Периодичность устанавливается по результатам исследований скважин и уточняется в ежегодных программах промысловых работ.

Показатели эффективности применения технологии на основе сухого активного ила за период 1999 – 2004 гг. (рисунок 5) показывают, что эта технология применялась на нескольких месторождениях и показывала не очень высокую эффективность. При этом дополнительная добыча нефти лишь на Бураевском месторождении оказалась самой высокой – 11,5 тыс. т.

 Распределение дополнительной добычи нефти за счёт технологии сухого-4

Рисунок 5. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт технологии сухого активного ила

на месторождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Физические методы повышения нефтеотдачи пластов представлены дилатационно-волновым воздействием (ДВВ) и гидроразрывом пласта зарядом (ЗГРП-01-1).

Дилатационно-волновое воздействие (ДВВ). Технология ДВВ основана на использовании статических (создаваемых весом колонны НКТ) и динамических (возбуждае­мых работой ШГН) напряжений для формирования в продук­тивной толще пород поля упругих деформаций: инфраниз-кочастотных волновых процессов и интенсивной сейсмической эмиссии, разрушающих связанную воду и стимулирующих фильтрационные процессы. Статические нагрузки на пласт, создаваемые весом колонны НКТ, вызывают перераспределение поля напряжений в поро­дах, частичную структурную перестройку и интенсивную сейсмическую эмиссию. В резуль­тате структурной перестройки частично высвобождается защемленная нефть и образуются новые фильтрационные каналы. В ча­стности, в продуктивном пласте над точкой опоры колонны воз­никает дилатация (разуплотнение) пород и раскрываются поры, что улучшает фильтрацию.

Показатели эффективности применения метода ДВВ в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг. представлены в рисунке 6. Они показывают, что метод ДВВ эффективен для внедрения на многих месторождениях (12 месторождений) и на каждом дает эффективность, но самая большая дополнительная добыча нефти получена на Югомашевском месторождении (39,65 тыс. т).

Гидроразрыв пласта зарядом (ЗГРП-01-1). Данный метод основан на воздействии на ПЗП высоких температур и давлений газохимических процессов при сгорании зарядов в интервале перфорации. Указанные факторы способствуют расплавлению и сгоранию АСПО, разрушению кольматационной корки в перфорационных отверстиях, созданию волновых процессов в скважине и пласте. Таким образом происходит очистка ПЗП и улучшаются условия притока жидкости к забою сважины.

Рассматривая показатели эффективности применения физического метода «ЗГРП-01-1» в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг. (рисунок 7) можно сделать следующий вывод: метод ЗГРП-01-1 применялся на семи месторождениях, но эффективность получена только в четырёх –Бураевском, Игровском, Надеждинском и Югомашевском. Самая же высокая эффективность получена на Югомашевском месторождении (12,36 тыс. т).

 Распределение дополнительной добычи нефти за счёт метода ДВВ на-5

Рисунок 6. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт метода ДВВ на месторождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.

Рисунок 7. Распределение дополнительной добычи нефти за счёт метода «ЗГРП» на место-рождениях в НГДУ «Краснохолмскнефть» за период 1999 – 2004 гг.



Pages:     | 1 || 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.