Применение и особенности проектирования технологии зарезки боковых стволов на Южно-Ягунском месторождении. Применение и особенности проектирования технологии зарезки боков. Геологопромысловая характеристика ЮжноЯгунского месторождения
 Скачать 1.09 Mb.
|
ОглавлениеВведение 3 1 Геолого-промысловая характеристика Южно-Ягунского месторождения 4 1.1 Общие сведения о месторождении 4 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения 9 1.3 Тектоника Южно-Ягунского месторождения 14 1.4 Гидрогеология 24 1.5 Коллекторские свойства продуктивных пластов 28 1.6 Свойства пластовых жидкостей и газов 31 2 Анализ разработки Южно-Ягунского месторождение 33 2.1 Характеристика текущего состояния разработки 33 2.2 Основные проблемы разработки 39 2.3 Применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта в условиях ТПП «Когалымнефтегаз» 44 3 Техническая часть 49 3.1 Применение и особенности проектирования технологии ЗБС на Южно-Ягунском месторождении 49 3.1.1 Профили проводки боковых стволов 52 3.1.2 Оборудование устья и забоя скважины 55 3.1.3 Типовая компоновка УЭЦН в скважинах с БС 57 3.2 Опыт применения технологии ЗБС на Западно-Сургутском месторождении 60 3.3 Опыт применения технологии ЗБС на Федоровском месторождении 63 3.4 Оценка эффективности применения технологии ЗБС на Южно-Ягунском месторождении 66 Заключение 71 Список литературы 73 Введение Рациональная разработка нефтяных месторождений включает применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта, направленных на максимально эффективное и экономически рентабельное извлечение нефти и бесперебойную работу подземного оборудования. Призабойная зона скважины подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. Цели и задачи: повышение эффективности разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов Южно-Ягунского месторождения путем применения технологии зарезки бокового ствола. Объект исследования: продуктивные пласты, нефтедобывающие скважины Южно-Ягунского месторождения. Предмет исследования: технология зарезки бокового ствола. Научная новизна: обоснование положительного влияния строительства боковых стволов на степень выработки запасов нефти на Южно-Ягунском месторождения путем применения технологии зарезки бокового ствола. 1 Геолого-промысловая характеристика Южно-Ягунского месторождения1.1 Общие сведения о месторожденииЮжно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, в 117 км к северо-востоку от г. Сургута и в 97 км к юго-востоку от г. Ноябрьска. В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения расположен ряд крупных нефтяных месторождений, находящихся в разработке: Федоровское (54 км на юг), Повховское (93 км на восток), Холмогорское (30 км на север), Южно-Ягунское (6 км на восток), Карамовское (61 км на север). Западнее Южно-Ягунского месторождения проходят трассы нефтегазопроводов «Уренгой – Челябинск», «Холмогоровское-Федоровское месторождение» и ряд трасс местного значения. В орографическом отношении площадь представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов. Абсолютные отметки рельефа изменяются от плюс 70 м на юге до плюс 85 м на севере. Гидрографическая сеть представлена реками субмеридионального направления: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Орть-Ягун, Тлунг-Ягун и др. Они имеют сильно меандрирующие русла, сохранившиеся старицы, множество мелких притоков, изобилуют песчаными перекатами и завалами леса. Благодаря равнинности рельефа и слабому дренажу широко распространены болота и многочисленные озера. Основная масса озер имеет небольшую величину. Наиболее крупными являются озера Выртль-Сам-Лор, Ики-Инг-Лор, Юль-Виум-Лор, Коголым-Лор, Васыг-Лор, Тетль-Котым- Энтль-Лор, Вондыр-Лор. Озера, в основном, неглубокие 3 - 6 м. В зимнее время часть из них промерзает до дна. Судоходные реки на территории Южно-Ягунского месторождения отсутствуют. Для целей водоснабжения практический интерес представляют воды Новомихайловского водоносного горизонта, который имеет повсеместное распространение в пределах данной территории и залегает на глубине 75-104 м. Воды удовлетворяют требованиям предельно допустимых концентраций, за исключением мутности, содержания ионов железа и марганца. Для улучшения качества вод необходимо проводить аэрацию с последующим фильтрованием. Климатические условия района работ формируются под воздействием холодных воздушных масс Полярного бассейна и теплого воздуха Азиатского материка, и отличаются своей континентальностью т.е. короткое жаркое лето и продолжительная холодная зима. Самым холодным месяцем является январь с минимальной температурой до минус 55 0С, самым жарким - июль с максимальной температурой до плюс 35 0С. Отрицательная среднегодовая температура составляет минус 23,2 0С, положительная плюс 16,1 0С. Продолжительность снежного покрова с октября по май, его высота достигает 2 м. Глубина промерзания почвы 1,3 - 1,7 м. В конце октября реки покрываются льдом и вскрываются во второй половине мая. Рассматриваемая территория расположена в зоне не сплошного распространения многолетнемерзлых пород. По результатам геофизического изучения скважин наблюдается двухчленное строение вечной мерзлоты. Верхний (современный) слой залегает на глубине 10-40 м от поверхности, температура его постоянна и близка к 0 0С. Нижний (реликтовый) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Глубина сезонного протаивания почвы на вечномерзлых породах составляет 0,5 - 0,6 м, достигая на таликах до 4,5 м. Наибольшая глубина протаивания отмечается в августе. Территория Южно-Ягунского месторождения находится в зоне средней тайги. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болотные ассоциации, с отдельными островками карликового леса (сосна, береза). Залесненность площади составляет около 15 %. Транспортировка грузов до района работ осуществляется круглогодично по железной дороге через г. Тюмень до станции Когалымская, которая расположена на расстоянии около 28 км на юго-восток от месторождения и далее автотранспортом. В зимнее время транспортировка грузов и оборудования до баз и буровых осуществляется по зимникам после полного промерзания болот. В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения (на территории Южно-Ягунского месторождения) разведано шесть песчаных карьеров, предназначенных для разработки как механизированным, так и открытым способом. Они приурочены к русловым отложениям р. Ингу-Ягун и представлены песками пылеватыми, мелкими и средней крупности. Кроме того, в междуречье Ингу-Ягун и Кирил-Выс-Ягун оконтурен перспективный участок песчано-гравийной смеси с содержанием грубообломочного материала до 30 %. Условия залегания позволяют разрабатывать участок открытым способом. Гравий, галька и валуны наблюдаются непосредственно в обнажениях, в массе разнозернистого песка. В пределах соседнего Холмогорского месторождения разведано два месторождения песка и одно - глин. Месторождение кирпичных глин расположено в верховьях рек Пырин-Яха и Канто-Яха в 6 км севернее озера Пыр-Ялор. Запасы по категории С составляют 3 млн. м3. Глины пригодны для изготовления строительного кирпича марки «150». Пески месторождений могут быть рекомендованы для отсыпки дренирующего слоя автодорог, приготовления строительных растворов, некоторые - для производства силикатного кирпича, в качестве наполнителя бетонов. Гравийный материал может быть использован в качестве заполнителя для бетонов, иногда - материала для отсыпки дренирующего и морозостойкого слоя автодорог. Южно-Ягунское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 25 км от г. Когалыма. По решению администрации города, нефтяники должны обеспечить развитие инфраструктуры города, вести строительство жилья и объектов соцкультбыта. Город Когалым связан с центральной частью России железной дорогой, а с г. Сургутом еще и автодорогой. Электроэнергией город и нефтяные месторождения обеспечиваются от Сургутской ГРЭС. Южно-Ягунское месторождение расположено на четвертом кусте (зоне) сосредоточенного строительства вдоль железной дороги Ульт-Ягун-Пурпе на десятом километре от железнодорожной станции разгрузки. Пунктом разгрузки принята станция железной дороги Когалымская, где и расположены две базы производственно-технического обеспечения и комплектации оборудованием (БПТО и КО). Доставка грузов от БПТО и КО на Южно-Ягунское месторождение осуществляется автотранспортом. Поисково-разведочное бурение на площади начато в 1979 году бурением скважины №22. Нефтеносность месторождения связана с пластами (снизу-вверх) ЮС1-1, БС18, БС16, БС11-1а, БС11-1, БС11-2, БС10-1, БС10-2. Залежи этих пластов явились объектами подсчета запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, результаты которого утверждены ГКЗ Минприроды России (протокол №353 ДСП от 01.11.95). Обзорная карта Южно-Ягунского месторождения представлена на рисунке 1.1.  Рис. 1.1 – Обзорная карта Южно-Ягунского м-я Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году. Центральной комиссией (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.80) технологическая схема засчитана как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций (вариант разработки с применением трех рядной системы по сетке 500х500 м, расстоянием между нагнетательными и первым добывающем рядом 600 м). В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 г. составлена Дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно-Ягунского месторождения. Технологической схемой предусматривалось: выделение двух эксплуатационных объектов БС-10(1-2) и БС11-2 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин; применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500х500м; проектный уровень добычи - 5,5 млн. т/год; проектный уровень добычи жидкости - 9,96 млн. м3/год; проектный объем закачки воды - 13 млн. м3/год. На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефти составлена новая технологическая схема. Протоколом №1092 ЦКР МНП от 25.07.84 утверждены следующие основные положения: Выделение трех эксплуатационных объектов БС10(1-2), БС11(1-2), ЮС1-1 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин; Применение по объектам БС10(1-2) и БС11(1-2) блоковой системы разработки с трех рядным размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м, по пласту ЮС1-1 площадной 9-точечной системы заводнения по сетке 400х400 м; Ввод в разработку пласта БС10-1, совпадающего в плане с пластом БС10-2, производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин; Общий проектный фонд 3491 скважина, в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных. Месторождение практически полностью разбурено, вступило в третью стадию разработки и тем самым находится на очередной стадии разработки в своей истории. |