Геологопромысловая характеристика nого газоконденсатнонефтяного
 Скачать 260.74 Kb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 6 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА N-ОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 8 Общие сведения о месторождении 8 Геолого-промысловая характеристика N-ого месторождения 9 Свойства и состав пластовых флюидов 12 СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ N-ОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 20 Состояние разработки месторождения 20 Анализ структуры фонда и показателей эксплуатации скважин 23 Анализ текущего пластового давления 25 Характеристика текущего состояния разработки эксплуатационного объекта D2st 26 Характеристика текущего состояния разработки эксплуатационного объекта D3dzr 28 Характеристика текущего состояния разработки объекта доразведки и доизучения D2ef 29 Характеристика выработки запасов 31 ТЕХНОЛОГИЧСЕКИЙ РАЗДЕЛ 33 Общие сведение проведение гидроразрыва пласта 33 Технология проведения ГРП 35 Жидкости для ГРП 36 Оборудование используемое при ГРП 38 Постановка задачи 39 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЫ ТРУДА 48 Охрана труда при проведение ГРП на N-ом месторождении. 48 Требование безопасности перед началом работ. 48 Идентификация опасных производственных факторов при проведение ГРП 49 Требования к персоналу 53 Требования к средствам защиты 53 Подготовка рабочего места 54 Требования безопасности во время работы 55 Требования безопасности по окончании работ 56 Требования безопасности в аварийных ситуациях 57 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 58 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 59 ВВЕДЕНИЕ Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современ- ными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобыва- ющих странах считается неудовлетворительной. Средняя нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в стра- нах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов состав- ляет 24 - 27 %, в Иране 16 - 1 7 %, в США, Канаде, Саудовской Аравии 33 - 37 %, в странах СНГ и России - до 40 % в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55 - 75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Еще в более широком диапазоне (30 - 90 %) изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки. Современные геологические за- пасы нефти во всех известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т, из них более 300 млрд.т относятся к категории неизвлекаемых совре- менными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10 -15 % в среднем, возможно даже известными в настоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому оста- точные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют со- бой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Увеличить извлекае- мые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить и стабилизи- ровать добычу на этой стадии - задача номер один для нефтедобывающей от- расли. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гид- равлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть опре- делен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при кото- ром порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. В ре- зультате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагне- тательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в приза- бойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА N-ОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Общие сведения о месторождении N-ое газоконденсатнонефтяное месторождение административно распо- ложено в Печорском районе Республики Коми, в 15 км к югу от г. Печоры, на левом берегу реки Печоры. Действующие промыслы связаны с городом авто- дорогой и нефтепроводами с головным нефтесборным пунктом, от которого нефть подается по магистральному нефтепроводу Усинск-Ухта-Ярославль в центральные районы европейской части России. Центром электроснабжения 5 является Печорская ГРЭС, расположенная в г. Печоре. В 1949 году по результатам геологической съемки (Демин, 1949 г.) была выделена N-ая структура, расположенная к северо-западу от Южно-Печер- ского поднятия. N-ое месторождение расположено в Центральной зоне Печорской гряды и является звеном в длинной цепочке локальных структур, осложняющих эту зону. Складка высокоамплитудная (амплитуда до 200-300 м), антиклинальная, асимметричная, северо-восточного направления. Западное крыло структуры крутое и осложнено нарушением типа взброса. Промышленная нефтеносность выявлена в старооскольском горизонте живетского яруса среднего девона на глубинах 2500-2600 м. Коллекторами служат песчаники. Свойства пластовой нефти определяли по пробам из одной скважины. Залежи нефти старооскольского горизонта находятся в условиях повышенных давлений и средних температур. Нефть легкая и маловязкая, имеет высокое газосодержание и большую усадку. Рас- творенный в нефти старооскольского горизонта газ жирный, содержит 28% го- мологов метана, незначительное количество углекислого газа и небольшое ко- личество азота. Дегезированная нефть старооскольского горизонта легкая, ма- лосернистая (класс I), малосмолистая, высокопарафиновая (вид Пз), имеет низ- кую температуру начала кипения и значительный выход светлых фракций, вы- кипающих до 300°С. Сотрудничество с Halliburton помимо сотрудничества Baker Hughes, сле- дует отметить и совместную работу ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» с компанией Halliburton в части разработки N-ого месторождения. Разрез данного место- рождения представлен каменноугольной (турнейский + визейский ярусы) и де- вонской (фаменский, франский и живетский ярусы) системами. Типы разбу- риваемых пород - известняк плотный глинистый, доломит плотный, доломи- тизированный известняк, известняки аргиллитоподобные, битуминозные с прослоями сланцев, песчаник кварцевый, алевролиты кварцевые. Средняя глу- бина скважины по стволу – 3150 м, длина горизонтального участка в продук- тивном пласте – около 500 м. Порядка 90% всех пробуренных скважин – гори- зонтальные. Примерно 80% всей длины скважины бурится PDC-долотами Halliburton. Средняя скорость бурения составляет 7,5 м/ч, продолжительность цикла строительства одной скважины – 368 ч. Геолого-промысловая характеристика N-ого месторождения N-ое месторождение надгоризонт (D2st). К надгоризонту живетского яруса отнесен интервал разреза, в основании которого наблюдается частое переслаивание алевролитов, глин и песчаников. Выше залегает толща, представленная преимущественно песчаниками, реже встречаются алевролиты и маломощные прослои глин. К этому горизонту при- урочены основные запасы углеводородов N-ого месторождения. В таблице 1.1 представлена геолого-физическая характеристика пласта D2st N-ого место- рождения. Таблица 1.1 – Геолого-физическая характеристика пласта D2st N-ого месторождения
Песчаники горизонта D2st, в основном, разнозернистые с преобладанием (до 75%) мелко-среднезернистых разностей, встречаются грубозернистые раз- ности и гравий кварца диаметром до 0,8-1 см. Содержание пелитовой фракции несколько выше в песчаниках горизонта D2st и составляет в среднем по зале- жам: D2ef2 – 3,5 %, D2st – 5,2 %, D3dzr – 4,6 %. В составе обломочной части преобладает кварц (от 87 до 100 %), подчи- ненное значение имеют обломки кварцитов, кремния и полевых шпатов. Из акцессорных минералов присутствует турмалин, лейкоксен, циркон; из аути- генных - пирит, сидорит. В таблице 1.2 отражены основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов N-ого месторождения. Таблица 1.2 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов N-ого месторождения
продолжение таблицы 1.2
Свойства и состав пластовых флюидов Залежь нефти пласта 3 D2ef. Пробы нефти не отбирались. Подсчетные параметры, характеризующие свойства нефти, приняты по аналогии с выше- лежащим пластом 2. Залежь нефти пласта 2 D2ef. Из залежи пласта 2 отобрано пять устьевых проб (скважина 8, 223 и 407) и одна глубинная проба (скважина 239/3), которая была исследована при стандартном (СС) и дифференциальном разгазировании (ДР). В пластовых условиях нефть имеет плотность 747,5 кг/м3, вязкость – 2,89 мПа×с. Газосодержание нефти – 88,8 м3/т, объемный коэффициент – 1,18 доли ед. Разгазированная нефть легкая (плотностью 0,807 г/см3), с кинематиче- ская вязкостью, определенной при температуре 55°С – 6,63 мм2/с (при темпе- ратуре ниже 50°С нефть застывает). По компонентному составу нефть ма- лосмолистая (смол 3,33% масс., асфальтенов 0,02% масс.), малосернистая (0,07% масс.), высокопарафинистая (24,51% масс). Содержание фракций, вы- кипающих до 200°С составляет 15,5%. Растворенный газ изучен по одной глубинной пробе. Газ соответствует углеводородному типу, этанометановому подтипу. Плотность газа составляет 1,12 кг/м3, молекулярная масса 34,28 (ДР). Залежи нефти пласта 1 D2ef. В пределах N-ого месторождения в отложе- ниях пласта 1 D2ef выделено 2 залежи – в районе скважины 11 и в районе сква- жины 18. В районе скважины. 11 нефть изучена по одной поверхностной пробе. Дегазированная нефть легкая, плотностью 0,822 г/см3, малосмолистая (2,4% масс.), малосернистая (0,1% масс.), высокопарафинистая (30,2% масс.); содер- жание фракций, выкипающих до 200°С составляет 19% об., до 300°С – 34% об. Кинематическая вязкость нефти определена при температуре 50°С и со- ставляет 15,3 мм2/с. При подсчете запасов газосодержание нефти и объемный коэффициент (соответственно, 87,1 м3/т и 1,236 доли ед.) приняты по аналогии с одновозрастными отложениями Южно-Лыжского месторождения. В районе скважине 18 пробы нефти из отложений пласта 1 не отбира- лись. Свойства нефти приняты по аналогии с залежью в районе скважины. 11. Физико-химические свойства нефти в начальных пластовых условиях изучены по 20 глубинным (скважины 8, 10, 209, 217, 218, 227, 229, 242, 306 и 362) и 57 поверхностным пробам [34, 18]. Глубинные пробы нефти исследо- ваны при стандартном (ОР), дифференциальном разгазировании (ДР), отдель- ные пробы подвергались также и двухступенчатому (ДС) разгазированию. При ДР исследованы пробы из скважин 8, 209, 218, 227 и 306. Пластовая нефть характеризуется плотностью 0,639–0,673 г/см3 (приня- тое значение – 0,651 г/см3), вязкостью от 0,81 до 1,38 мПа×с (принятое значе- ние – 1,07 мПа×с), газосодержанием (231,4 м3/т). Объемный коэффициент со- ставляет 1,541 доли ед. Нефть в стандартных условиях (по результатам дифференциального раз- газирования представительных глубинных проб) соответствует классу легких (среднее значение – 0,835 г/см3), высокопарафинистых (13,5% масс.), смоли- стых (смол 4,9% масс., асфальтенов 0,7% масс.), малосернистых (0,29% масс.). Температура застывания нефти составляет +26°С. Кинематическая вязкость, определенная при 50°С – 5,06 мм2/с. Температура начала кипения нефти +64°С, до 100°С выкипает 4,0% об., до 200°С – 20,3% об., до 300°С – 42,3% об. В процессе эксплуатации из различных частей залежи отобрано 65 по- верхностных проб из 18 скважин и 28 глубинных проб из 10 скважин (18, 23– 29, 37–39). Глубинные пробы нефти были исследованы при стандартном и дифференциальном разгазировании, отдельные пробы исследованы также и при двухступенчатом разгазировании. В пластовых условиях плотность нефти изменяется от 0,639 до 0,721 г/см3 при среднем значении 0,679 г/см3, динамическая вязкость от 0,71 до 1,30 мПа×с (в среднем – 1,04 мПа×с). Газосодержание нефти составляет 181,0 м3/т при диапазоне от 141,7 до 223,9 м3/т, объемный коэффициент изменяется от 1,183 до 1,490 доли ед. при среднем значении 1,401 доли ед. (ДР). По результатам дифференциального разгазирования глубинных проб нефть в стандартных условиях имеет плотность 0,830 г/см3 (диапазон измене- ния плотности от 0,825 до 0,835 г/см3), содержит от 12,5 до 20,8% масс. пара- фина (среднее значение – 17,4% масс.), от 0,27 до 0,30% масс. серы (среднее значение – 0,29% масс.), от 4,40 до 8,14% масс. смол и от 0,07 до 0,19% масс. асфальтенов (среднее значение содержания смол – 6,32% масс., асфальтенов – 0,17% масс.). Температура начала кипения нефти +63°С, до 100°С выкипает 3,6% об., до 200°С – 20,8% об., до 300°С – 39,3% об. Состав и свойства пластовой и дегазированной нефти (в начальных и те- кущих термобарических условиях), а также растворенного газа, выделивше- гося в результате разгазирования глубинных проб, отобранных из скважин, пробуренных в пределах основной залежи. Растворенный газ изучен по 12 глубинным и 3 сепараторным пробам. Газ соответствует углеводородному типу, этанометановому подтипу. Содер- жание азота низкое, по результатам ДР изменяется от 0,23 до 1,41% об., при среднем значении 1,27% об., двуокиси углерода содержится 0,18% об. (интер- вал изменения от 0,09 до 0,36% об.), сероводород отсутствует. Плотность газа изменяется от 0,825 до 0,962 кг/м3, среднее значение – 0,906 кг/м3, молекуляр- ная масса газа 22,0. Исследования газа на гелиеносность в период разведки показало, что со- держание гелия в растворенном газе ниже кондиционного. В процессе разработки содержание гелия определялось по глубинным пробам, отобранным в скважинах 217 и 218. По однократному разгазированию глубинных проб содержание гелия в среднем составило 0,012% об. Данные, характеризующие состав и свойства газа и конденсата газовой шапки получены в результате исследования устьевых проб, отобранных из скв. 8 и 13 в период разведки. Плотность природного газа от 0,840 до 0,852 кг/м3, молекулярная масса от 20 до 20,3. Газ этанометановый, содержание ге- лия 0,051–0,052% об. (что выше кондиционного). По пробам из скажин. 8 и 13 рекомбинирование не производилось. Для расчетов приведенных давления (Рпр) и температуры (Тпр) использованы псев- докритические давление и температура, определенные для природного газа, полученного в скв. 9, вскрывшей залежи свободного газа в отложениях ниж- ней и верхней пачек D3dzr (исходя из близости компонентных составов газа по пробам из старооскольских отложений и пробам из джьерских отложений). Для пластовых давления 26,84 МПа и температуры 54,5°С на отметке ГНК (минус 2432 м) Рпр = 5,97, Тпр = 1,48, коэффициент сверхсжимаемости пласто- вого газа составляет 0,851 доли ед. Содержание конденсата в пластовом газе, равное 225,8 г/см3 принято по аналогии с газоконденсатной залежью D3dzr в районе скважины 9. В процессе разработки свободный газ не исследовался. Состав и свойства конденсата изучены по устьевой пробе, отобранной из скважины 8. Конденсат характеризуется удельным весом 0,711 г/см3, вязко- стью – 0,69 мм2/с, молекулярной массой – 107. Залежь нефти в отложениях D2st в районе скважины 18. Свойства нефти залежи изучены по устьевой пробе, отобранной в скважины 18. Нефть легкая (плотностью 0,840 г/см3), высокопарафинистая (33% масс.), малосернистая (0,1% масс.). При проектировании газосодержание нефти (231,4 м3/т) и объемный ко- эффициент (1,54 доли ед.) приняты по аналогии с основной залежью D2st. Залежь нефти в отложениях D2st в районе скважины 9. Свойства нефти залежи изучены при однократном и двухступенчатом разгазировании глубин- ных проб из скважины 9. Плотность пластовой нефти – 0,680 г/см3, вязкость – 0,66 мПа×с. При проектировании значения газового фактора, равное 231,4 м3/т и объ- емного коэффициента, равное 1,54 доли ед., приняты по аналогии с основной залежью D2st. Нефть в стандартных условиях легкая (плотностью 0,844 г/см3), смоли- стая (смол 5,8% масс., асфальтенов 0,8% масс.), малосернистая (0,36% масс.), высокопарафинистая (11,7% масс.). Кинематическая вязкость нефти при 30°С составляет 23,1 мм2/с (при стандартных условиях не течет). Температура за- стывания нефти +22°С, температура плавления парафина составляет +53°С. По данным дифференциального разгазирования глубинной пробы нефти растворенный газ имеет плотность 0,940 кг/м3, молекулярный вес 22,4. В со- ставе нефтяного газа сероводород отсутствует, содержание гелия некондици- онно, углекислого газа – 0,20% об., азота – 2,29% об. Основная нефтегазоконденсатная залежь в отложениях нижней пачки D3dzr. Физико-химические свойства нефти изучены по одной поверхностной пробе, отобранной в скважине 316. Нефть легкая, плотностью 0,841 г/см3, вязкость нефти, определенная при температуре 25°С, составляет 54,0 мм2/с, малосернистая (0,29% масс.), по со- держанию парафинов и смол сведений нет. Температура начала кипения +82°С, до 100°С выкипает 3,0% об., до 200°С – 20% об., до 300°С – 42,5% об. Газ, растворенный в нефти, не исследовался. Подсчетные параметры: объемный коэффициент (1,54 доли ед.) и газо- содержание нефти (231,4 м3/т) для нижней пачки D3dzr приняты по аналогии с D2st. Пробы природный газа и конденсата из скважин, пробуренных в преде- лах основной залежи, не отбирались. Состав газа принят аналогичным составу свободного газа, отобранному из скважине 9. Основная нефтегазоконденсатная залежь в отложениях верхней пачки D3dzr. Пробы нефти, газа и конденсата из отложений верхней пачки D3dzr не отбирались. Подсчетные параметры приняты по аналогии с нижней пачкой. Газоконденсатные залежи в отложениях нижней и верхней пачек D3dzr в районе скважины 9. Состав и свойства свободного газа и конденсата изучены по устьевым и сепараторным пробам, отобранным при опробовании скважины 9 при совместном опробовании отложений верхней и нижней пачек. Плотность газа сепарации – 0,795 кг/м3, содержание азота – 4,8% об., уг- лекислого газа – 0,1% об. На гелиеносность исследовано 20 проб в период опробования и испыта- ния скважины 9. По 8 пробам, отобранным с буфера при статических условиях из интервалов 2560–2545 м и 2511–2492 м, содержание гелия изменяется от 0,075 до 0,096% об. По 5 пробам, отобранным с устья при работе скважины на различных режимах, содержание гелия колеблется от 0,085 до 0,092% об. По 7 сепараторным пробам при различных режимах сепарации содержание гелия находится в диапазоне 0,082–0,094% об. (среднее значение – 0,087% об.). Конденсат имеет плотность - 0,739 г/см3, вязкость - 1,05 мм2/с, молеку- лярную массу 117. Газоконденсатная характеристика и компонентный состав пластового газа определены путем рекомбинирования на установке УГК-3 пробы, ото- бранной в скважины 9 из отложений нижней+верхней пачек D3dzr. Молярная доля «сухого» газа в пластовом рассчитана по компонентному составу пластового газа и составляет 0,956. Содержание конденсата в пласто- вом газе составляет 225,8 г/м3. Результаты исследований фазового поведения газоконденсатной системы в пластовых условиях приведены в табл. 2.4.5 и на рисунке 2.20. Псевдокритические параметры (давление и температура), рассчитанные по составу пластового газа, составляют, соответственно 45,81 ат и 220,93°К. Приведенные давление и температура (Рпр и Тпр) для залежей в отложе- ниях нижней и верхней пачек D3dzr рассчитаны для пластовых давления и тем- пературы на отметке ГВК (минус 2467 м для нижней пачки и минус 2416 м для верхней пачки). Ввиду отсутствия корректных замеров пластовых давлений в джьерских отложениях пластовое давление определено расчетным путем по градиенту давления, установленному на разведочном этапе [34]. Зависимость построена по глубинным замерам в поисково-разведочных скважинах и описывается уравнением: Т=0,023×Н-1,432. Для залежи в отложениях нижней пачки (район скважины 9) принятое начальное пластовое давление составляет 26,9 МПа, температура – 55,3°С. Для залежи отложений верхней пачки в районе скважины 9 принятые значения начальных пластового давления и температуры соответственно равны 26,8 МПа и 54,1°С. Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа определен по графи- кам Г. Брауна и составляет 0,853 доли ед. для залежи в отложениях нижней пачки и 0,850 доли ед. для залежи в отложениях верхней пачки . СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ N-ОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Состояние разработки месторождения Месторождение находится в эксплуатации с 1988 г. С начала разработки по месторождению отобрали 8381 тыс. т нефти и 9537 тыс. т жидкости. Использование извлекаемых запасов категории С1 со- ставляет 49% при среднегодовой обводненности продукции 24,1%. Текущий КИН – 0,153, при проектном – 0,315. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||