НИР-Соколов С.А. озбу-2н92. Отчет по научноисследовательской работе (проектная деятельность) направление 21. 03. 01 Нефтегазовое дело
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
МИНИCТEPCТВO НAУКИ И ВЫCШEГO OБPAЗOВAНИЯ PФ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Югорский государственный университет Институт нефти и газа Отчет по научно-исследовательской работе (проектная деятельность) направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» ТEМA «Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на Гремихинском месторождении» Выполнил: студент группы озбу-2н92 Соколов С. А. ____________ _______________ (число) (подпись) Проверил________________________ ____________ _______________ (число) (подпись) Ханты-Мансийск, 2022 СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ Основные запасы нефти в Удмуртии сосредоточены в многопластовых, крайне неоднородных карбонатных коллекторах, нефть повышенной и высокой вязкости со значительным содержанием парафино-смолисто-асфальтеновых соединений. Для извлечения высоковязкой нефти, залегающей на небольших глубинах, получили широкое распространение тепловые методы воздействия на нефтяные пласты (закачка перегретого пара, горячей воды, внутрипластовое горение). Наиболее изученным и внедренным в нефтяную практику является метод закачки пара. Существенным недостатком паротеплового воздействия на нефтяной пласт является высокая энергоёмкость этого метода. Поскольку топливно-энергетические затраты в основном определяются геолого-техническими условиями месторождений, основной резерв в снижении себестоимости дополнительно извлекаемой нефти может заключаться в разработке методов интенсификации паротеплового воздействия. Значительная часть нефти Гремихинского месторождения обладает большой плотностью и вязкостью, что сильно сказывается на режиме разработки данного месторождения. Не имеющие аналогов в мировой практике термополимерные и термоциклические технологии воздействия на пласт научно обоснованы на уровне изобретений и патентов, испытаны и широко внедрены в производство. Если традиционно применяемые технологии заводнения в карбонатных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости могли обеспечить конечную нефтеотдачу не более 20-25 %, то новые технологии позволяют довести нефтеотдачу до 40-45 %. Сущность нового подхода заключается в том, что при воздействии растворами полимера (полиакриламид концентрации 0,05-0,10%) удается существенно выравнивать профили приемистости в нагнетательных скважинах, а главное — значительно увеличивать коэффициент охвата неоднородного коллектора рабочим агентом. В технологии воздействия раствором полимера за счет выравнивания соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз происходит гашение вязкостной неустойчивости фронтов вытеснения — неконтролируемых прорывов воды к добывающим скважинам. Практический опыт разработки Гремихинского, Мишкинского и Лиственского месторождений и расчеты себестоимости добычи нефти при достижении конечных значений нефтеизвлечения показали, что себестоимость добычи нефти при использовании созданных в ОАО "Удмуртнефть" физико-химических и термических методов повышения нефтеотдачи пластов ниже, чем при естественном режиме и заводнении. В результате стало возможным рентабельное применение новых технологий при существующих ценах на нефть. Внедрение данных технологий в других нефтедобывающих районах с аналогичными условиями и вязкими нефтями даст прирост добычи в сотни миллионов тонн нефти на уже обустроенных месторождениях. Таким образом, новые технологии позволили устранить главное препятствие на пути применения тепловых методов при разработке месторождений вязких нефтей — большие затраты, поскольку традиционные тепловые методы по затратам примерно в 2 раза выше, чем при заводнении. 1 Характеристика проект 1.1 Геолого-физическая характеристика башкирского яруса Гремихинского месторождения Геологический разрез Гремихинского месторождения представлен рифейским комплексом осадков, отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Протерозойская группа вскрыта тремя скважинами (81, 82 и 123) Гремихинское месторождение приурочено к Верхнекамской впадине, расположенной восточнее Татарского свода. В тектоническом отношении по кровле пласта основного объекта разработки (башкирский ярус) месторождение представляет собой антиклиналь северо-западного простирания. С северо-востока и юго-запада антиклиналь Осложнена структурными выступами. Размеры и амплитуда поднятия по изогипсе –1020 м составляют, соответственно, 8,8 × 6,0 км и 96 метров. Структурный план верейского горизонта и визейского яруса повторяют в общих чертах структурный план башкирского яруса. Характеристика продуктивных пластов Промышленная нефтеносность коллекторов на Гремихинском месторождении установлена по результатам опробования в отложениях верейского горизонта (В-II и В-III), башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 и А4-7) и яснополянского надгоризонта визейского яруса (пласты C-I, C-II, C-V, C-Va и C-VI). В турнейском ярусе (кизеловский и черпетский горизонты) предполагается промышленная нефтеносность коллекторов (скв. 121, 637, 366). Подольский и каширский горизонты не опробованы, по заключению ГИС либо водонасыщенны, либо характер насыщения неясен. Отложения серпуховского яруса также не опробованы, по заключению ГИС характеризуются как водонасыщенные. Девон опробован в открытом стволе в двух скважинах 81 и 82, приток отсутствовал. Рассмотрим башкирский ярус, как объект исследования. Башкирский ярус Пласт А4 является базисным, в нем сосредоточены основные запасы нефти месторождения (70%). Нефтенасыщенные коллектора представлены серыми и светло-серыми, массивными органогенно-обломочными (верхняя часть пласта) и комковато-оолитовыми (нижняя часть пласта) известняками. Коллектор в разной степени загипсован, визуально наблюдаются поры, иногда каверны (1-2 см) и в поперечном сечении трещины. Поры имеют щелевидную и извилистую форму, размеры 0,05 - 0,35 мм в комковато-оолитовых известняках и 0,035 - 0,55 мм в органогенно-обломочных известняках. На ухудшение коллекторских свойств органогенно-обломочного известняка влияет кальцитизация, выраженная в разной степени Толщина непроницаемого интервала от подошвы коллекторов верейского горизонта до кровли коллекторов башкирского яруса изменяется от 1,4 до 11,1 м. Пласт неоднороден по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований скважин, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин, поэтому выделено семь продуктивных пачек: А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 и А4-7. Каждая пачка характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделена от выше и нижележащих непроницаемыми глинистыми интервалами переменной толщины. Установлено единое положение ВНК для пластов башкирского яруса в интервале -996 ÷(-1003м). Залежь пласта вскрыта 880 скважинами, относится к массивному типу. Размеры залежи 4 × 8,2 км, высота 75 м. Общая толщина пачки А4-1 изменяется от 2,4 до 7,7 м при среднем значении 4,3 м. Нефтенасыщенные пропластки толщиной 0,4 - 5,7 м распрострнены повсеместно с выклиниванием в некоторых скважинах. Отношение эффективной толщины к общей (коэффициент гранулярности) в среднем составляет 0,43, расчлененность - 1,55. Средняя общая толщина пачки А4-2 равна 4,3 м, интервал изменения от 2,2 до 7,4 м. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 0,4 до 5,2 м при среднем значении 1,6 м. количество прослоев от 1 до 4. Отношение эффективной толщины к общей толщине и расчлененность соответственно составляют 0,38 и 1,66. Коллектора пачки А4-2 отделены от коллекторов пачки А4-1 глинистой перемычкой, толщина которой по скважинам изменяется от 0,1 до 5,2 м. Общая толщина пачки А4-3 в интервале 1,7 - 8,7 м при среднем значении 4,6 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 4,4 м, при среднем значении 1,7 м. Отношение эффективной толщины к общей толщине 0,36, расчлененность 1,55. Толщина глинистой перемычки между коллекторами пачки А4-2 и А4-3 по скважинам изменяется от 0,4 до 6,4 м Нефтенасыщенные коллектора пачки представлены пропластками толщиной от 0,3 до 5,3 м, среднее значение 2,2 м. Количество слоев от 1 до 4. Коллектора отсутствуют в 5-ти скважинах. Отношение эффективной толщины к общей толщине 0,35, расчлененность 1,61. Толщина плотного раздела между пачкими А4-3 и А4-4 изменяется от 0,4 м до 6,8 м. Общая толщина пачки А4-5 изменяется от 1,8 до 9,8 м, среднее значение 4,8 м. Нефтенасыщенная толщина в интервале от 0,4 до 5,5 м, среднее значение 2 м. Расчлененность пачки 1,8, отношение эффективной толщины к общей равна 0,41. Толщина неколлектора между А4-4 и А4-5 изменяется от 0,3 до 8,4 м. Общая толщина пачки А4-6 от 2,1 до 47,1 м, среднее значение 16,5 м. Пачка наиболее сильно дифференцирован по разрезу, выделяют от 1 до 11 прослоев нефтенасыщенного коллектора толщиной от 0,6 до 19,6 м и Таблица 1 - Геолого-физические характеристики Гремихинского месторождения
среднем значении 10,8 м. Коллектора распространены повсеместно с выклиниванием в районе скважины 334. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,65 и 4,82. Толщина глинистой перемычки до коллекторов вышележащего пачки от 0,4 до 5,8 м Пачка А4-7 имеет среднюю общую толщину 14,4 м, по всей площади нефтеносности подстилается подошвенной водой. В пределах залежи выделяют от 1 до 10 нефтенасыщенных пропластка толщиной 0,4 - 22,2 м. Отношение эффективной толщины к общей и расчлененность соответственно равны 0,58 и 3,46. Толщина глинистой перемычки до коллекторов вышележащей пачки от 0,4 до 35,9 м. В целом для пласта А4 характерным является высокая латеральная связанность коллекторов при весьма ухудшенной вертикальной сообщаемости. Это обеспечивает преимущественно горизонтальную фильтрацию жидкости в процессе разработке при затрудненном обмене между отдельными пластами. На основании этого условный ВНК принят на отметке -1237,5 м. Размеры залежи 1,4 × 0,6 км, высота 13 м. В пласт Сt-2 выделена одна залежь, оконтуренная с востока условной границей. ВНК принят на абсолютной отметке -1269 м. Размеры залежи 1,0 × 0,56 км, высота 27.  Рисунок 1 - схема Грехинского месторождения 1.2 Свойства и состав нефти, газа и воды Башкирский ярус Плотность нефти в пластовых условиях 0,906 г/см3, в поверхностных условиях 0,921 г/см3, давление насыщения газом 4,52 МПа, газосодержание 5,48 м3/т. Вязкость нефти по 24 пробам, отобранным из 23 скважин, изменяется от 60 до 280 мПа | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||