анализ методов. Проанализировать текущее состояние разработки месторождения
 Скачать 0.89 Mb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ Увeличение нефтeотдачи пластов – актуальная пpоблема нефтяной наyки и нефтедобывающих предприятий. В настоящее время pазpабатываются и эксплyатиpуются месторождения с тpудноизвлeкаемыми запасами нефти, которые приypочены к низкопpоницаeмым, слабодpенируемым, неоднородным и расчленённым коллекторам. Для повышения нефтeотдачи, на месторождениях пpиходится пpимeнять спeциальные меpопpиятия по интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. И как следствие, необходим анализ применяемых технологий. В разные периоды разработки Ярактинского месторождения возникали и решались проблемы, связанные с осложнениями в добыче нефти. В настоящее время эти осложнения связаны в большей мере с низкой продуктивностью скважин, а также с необходимостью проведения капитального ремонта. В сложившейся обстановке необходимо выработать методы и методики наиболее эффективных и энергосберегающих технологий добычи нефти с максимальным извлечением запасов углеводородов. Целью настоящей работы являются анализ проводимых в настоящее время методов повышения нефтеотдачи пластов на Ярактинском месторождении. Для достижения поставленных целей необходимо решить следующие задачи: изучить геологические особенности месторождения, а также состав и свойства нефти и растворенного газа; проанализировать текущее состояние разработки месторождения; рассмотреть состояние фонда скважин с целью возможности применения какого-либо метода воздействия на пласт; проанализировать проведенные методы увеличения нефтеотдачи пласта ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ Физико-географический очерк района месторождения Ярактинское газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой в административном положении расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районах Иркутской области. Площадь всего месторождения - 315,00 км2, в том числе чисто нефтяная зона -81,84 км2. На рисунке 1.1 изображено географического положение Ярактинского Газоконденсатного месторождения  Рисунок 1.1 Географического положение Ярактинского Газоконденсатного месторождения Южнее на 80 км Ярактинского месторождения расположено Марковское газоконденсатное нефтяное месторождение, открытое и разведанное в районе п.Верхне-Марково, расположенного на судоходной реке Лена, в 150 км вниз по течению от г.Усть-Кута. Район Ярактинского месторождения входит в состав Приленской плоской возвышенности, которая является частью обширного Средне-Сибирского плоскогорья, представляющего собой слабовсхолмленную равнину, образованную широкими плоскими водоразделами, глубоко расчлененными современной гидросетью. Средняя высота водоразделов не превышает 550-600м над уровнем моря. Максимальные абсолютные отметки на водоразделах достигают 650м, а минимальные в долинах рек - 400м. Непосредственно Ярактинское месторождение расположено на водоразделе между верховьями рек Ниж.Тунгуски и Непы. Река Ниж.Тунгуска протекает южнее исследуемого района. Средняя скорость течения в этой части реки 0,4м/сек. Максимальная глубина реки 2-2,5 м, минимальная 0,5 м. Ширина русла 10-12м. Наиболее высокий уровень воды наблюдается во время весенних паводков. Река в этой части не судоходна. Наиболее значительными притоками р.Ниж.Тунгуски на площади работ являются р. р.Хайл, Яракта, Гульмок и др. Река Непа протекает севернее разведанного месторождения и также практически не судоходна. Средняя скорость течения реки около 0,5м/сек. Максимальная глубина 2,5м, минимальная 0,5-1 метр. Ширина реки в районе работ 7-10 метров. Наиболее крупным притоком р.Непы на площади работ является р.Кирон. Климат района резко континентальный, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Самыми холодными месяцами являются декабрь и январь с температурой воздуха до -48° -55°С. Максимальная температура приходится на июнь-июль и достигает +30° +35°С. Средне годовая температура воздуха -3,5°С. Количество осадков составляет 350мм в год, причем, большая часть их приходится на осенне-летний период и в значительной степени затрудняет проведение геологоразведочных работ. Постоянный снеговой покров держится с середины октября до начала мая. Высота его не велика (0,8-0,9м), что в сочетании низкими температурами, продолжительной зимой, обуславливает глубокое промерзание грунта. Полное оттаивание грунта происходит только в конце июля. На северных затаеженных склонах водоразделов мерзлота держится круглый год. Ледостав на p.p.Ниж.Тунгуска и Непа начинается в середине октября. Полностью ото льда реки освобождаются в середине мая. Растительность района типично таежная и состоит, в основном, из хвойных пород леса, среди которых преобладает сосна. Подчиненное значение имеют: лиственница, ель, кедр, пихта, береза и осина. В районе работ населенные пункты отсутствуют, местность покрыта сплошной тундропроходимой тайгой, с сильно расчлененным рельефом. До ближайших населенных пунктов, расположенных преимущественно по берегам р.Лена, 80-100км, до г.Усть-Кута расстояние по прямой 140км в направлении на юго-запад. Обустроенных дорог на площади нет. Надежное передвижение по зимним дорогам и перевозка грузов возможна только в период с декабря по март. В летнее время перевоз возможен лишь вездеходным транспортом в сухую погоду. Все виды оборудования, материалы и инструменты для буровых доставляют в три этапа: по железной дороге до г.Усть-Кута (станция Лена), затем в период навигации баржами, а в зимнее время автомашинами до п. В-Марково на расстояние 150км и далее до буровых, расстояние от 100 до 160км. Часть грузов, а также рабочие вахты на буровые доставляются вертолетами с базы экспедиции. Транспортные перевозки, в период навигации по р. Лене, можно осуществлять с середины октября. Водоснабжение буровых осуществляется из естественных водостоков по трубопроводам или специальных колонковых скважин глубиной до 150- 200м. В качестве источников энергии при проведении буровых работ и на базе экспедиции используются исключительно ДВС, однако, в настоящее время ведется проектирование ЛЭП-110 от г.Киренска, строительство которой создает перспективу ее использования для нужд бурения. В числе прочих строительных материалов следует отметить песчаники и доломиты, залегающие в близи поверхности отложений ордовика, а также пески и галечники русловых отложений и речных террас. Необходимо отметить, что несмотря на слабую освоенность изучаемого района имеются реальные перспективы его быстрого экономичного развития и промышленного освоения природных ресурсов, в том числе, ресурсов углеводородного сырья. Эти перспективы обусловлены, в первую очередь, наличием Байкало-Амурской магистрали и планируемым созданием, в связи с этим, Верхне-Ленского территориального промышленного комплекса, к зоне влияния которых тяготеет район Ярактинского месторождения. 1.2. История освоения месторождения Первая поисковая скважина в пределах Ярактинской площади была заложена в 1969 году. Уже через год был получен первый нефтяной фонтан с суточным объемом 100 м3. Это событие и ознаменовало открытие нового месторождение, названного Ярактинским. В 2000 году была образована Иркутская нефтяная компания, которая приступила к промышленной добыче нефти в Иркутской области, в том числе на Ярактинском НГКМ. В 2003 году был построен нефтепровод, соединяющий Ярактинское и Марковское месторождение протяженностью 94 км. До 2007 года нефть, добываемая на обоих месторождениях, поступала на перекачивающую станцию Марковского месторождения, а оттуда вывозилась автотранспортом на железнодорожный терминал Усть-Кут. В 2007 году был введен в эксплуатацию участок нефтепровода от Марковского месторождения до ж/д станции Лена протяженностью 130 км и мощностью 750 тыс. тонн в год. Строительство трубопровода позволило исключить автомобильные перевозки из логистической схемы. В 2011 году данный участок был законсервирован в связи с вводом в эксплуатацию нового нефтепровода, соединяющего Яракту и магистральный трубопровод ВСТО в районе нефтеперекачивающей станции №7. Длина линейного участка составляет 61 км. 1.3. Тектоника В тектоническом отношении Ярактинское месторождение расположено в южной части Непско-Ботуобинской антеклизы Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (рисунок 1.2). Непско-Ботуобинская антеклиза, площадь которой в пределах замкнутой изогипсы 2100 м по поверхности фундамента составляет 300 тыс. км2 , имеет северо-восточное простирание. С юга антеклиза ограничена Ангаро-Ленской ступенью, с востока глубоким Предпатомским региональным прогибом. На западе и северо-западе антеклиза граничит с Присаяно-Енисейской синеклизой, Катангской и Сюгджерской седловинами. В центральной, наиболее приподнятой части антеклизы выделяется крупный погребенный Непский свод, площадь которого достигает 50 тыс. км2 . Непский свод осложнен серией положительных и отрицательных структур более низкого ранга типа выступов, структурных носов и прогибов. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, как и в ряде других районов Иркутского амфитеатра в осадочной толще довольно отчетливо выделяется три структурно-тектонических этажа: подсолевой, солевой и надсолевой. Подсолевой структурный этаж включает комплекс отложений от поверхности кристаллического фундамента до кровли осинского горизонта усольской свиты. Строение подсолевых отложений наиболее полно изучено глубоким бурением в пределах южного и юго-восточного склонов НепскоБотуобинской антеклизы, где поверхность фундамента и и подсолевых отложений полого воздымается к северу и северо-востоку. В среднем, по южному склону Непско-Ботуобинской антеклизы, градиент падения поверхности фундамента составляет 3,5 м на 1 км, а кровли мотской свиты около 2,7 м на 1 км. В направлении центральной наиболее приподнятой части свода происходит значительное сокращение мощности осадочного чехла, как за счет 41 выпадения из разреза базальных седиментационных циклов, так и в результате сокращения толщин перекрывающих толщ. Если в районе Ярактинской площади мощность осадочного чехла составляет в среднем 2500 м, то на Приображенской площади, расположенной в присводовой части структуры мощность чехла сокращается до 1600 м, что свидетельствует о длительном, унаследованном развитии Непского свода [1].  Рисунок 1.2 – Схема тектонического районирования и нефтегазоносности Лено-Тунгусской НГП (по А. Э. Конторовичу и др.) 1.4. Стратиграфия и литология Наиболее древними образованиями на Ярактинском месторождении являются кристаллические породы фундамента, вскрытые всеми пробуренными скважинами. Толщина вскрытой части фундамента достигает 37 м. Породы фундамента и коры выветривания представлены, в основном, гранитами и гранодиоритами, в меньшей мере сланцами хлоритово-серицитовыми и хлоритово-амфиболитовыми. Возраст пород фундамента датируется как среднепротерозойский. Отложения кембрия составляют основную часть разреза Ярактинского месторождения и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В разрезе нижнего кембрия выделяются отложения мотской, усольской, бельской, булайской, ангарской свит. Толщина мотской свиты в пределах площади изменяется от 284 м до 332 м. В основании осадочной толщи на Ярактинском месторождении залегают терригенные отложения ярактинской пачки (представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов). Для отложений пачки характерна 31 резкая литофациальная изменчивость пород по площади. С песчаниками ярактинской пачки связаны промышленные притоки нефти, газа и конденсата. Толщина ярактинской пачки в пределах площади колеблется от 8 м до 43 м. Наибольшие толщины отмечаются в южной части площади, наименьшие на севере – северо-западе. Более выдержаны толщины в центральной части площади. Разрез усольской свиты сложен толщей галогенно-карбонатных пород, согласно залегающих на отложениях мотской свиты. В целом разрез свиты, представлен неравномерным чередованием пластов каменной соли с карбонатными породами: доломитами, известняками, известковыми доломитами. Толщина усольской свиты на Ярактинской площади изменяется от 407 м до 530 м. Разрез бельской свиты, представлен галогенно-карбонатными породами, согласно залегающими на отложениях усольской свиты. Толщина бельской свиты на Ярактинской площади колеблется от 394 м до 474 м. Разрез булайской свиты представлен массивными темно-серыми и коричневато-серыми доломитами тонко-, мелкозернистыми, прослоями глинистыми, слабо трещиноватыми и кавернозными. Отложения свиты согласно залегают на карбонатно-галогенных породах бельской свиты. Толщина свиты меняется в пределах 90 м до 126 м. По своим литологическим особенностям отложения ангарской свиты разделяются на две подсвиты: нижнюю – доломитовую и верхнюю – галогеннокарбонатную. Толщина колеблется от 470 м до 750 м. В разрезе нижнего и среднего кембрия выделены отложения литвинцевской свиты, которая без видимого перерыва залегает на породах ангарской свиты. Разрез литвинцевской свиты, представлен известняками, известковистыми доломитами и доломитами. Толщина литвинцевской свиты изменяется в пределах от 65 м до 80 м. Разрез среднего и верхнего кембрия представлен отложениями верхоленской и илгинской свит. Разрез верхоленской свиты начинается пестроцветными мергелями без видимого несогласия залегающими на доломитах литвинцевской свиты. Сложена свита преимущественно мергелями, чередующимися с прослоями доломитов, алевролитов, аргиллитов, реже гипсов в нижней части разреза и песчаников - в верхней. Толщина отложений верхоленской свиты 427–495 м. Разрез илгинской свиты сложен доломитами серыми, зеленовато- и светло-серыми, тонкими прослоями алевролитов, мергелей и песчаников. Толщина свиты составляет 30–35 м. Отложениями илгинской свиты заканчивается разрез кембрийской системы. На Ярактинской площади отложения ордовика представлены нижним, средним и переходным средним и верхним отделами. Нижний ордовик представлен только усть-кутской свитой (сложена в основном песчаниками и доломитами с прослоями алевролитов). Толщина усть-кутской свиты на Ярактинской площади изменяется от 25 м до 45 м. Средний ордовик включает отложения криволуцкой и чертовской свит. Отложения криволуцкой свиты со стратиграфическим несогласием залегают на породах усть-кутской свиты. Свита представлена песчаниками кварцевыми, серыми, беловато- и желтовато-серыми, разнозернистыми, массивными, доломитами, аргиллитами и алевролитами (в виде тонких прослоев и линз). Общая толщина криволуцкой свиты 30–70 м. Отложения чертовской свиты согласно залегают на породах криволуцкой свиты. Разрез чертовской свиты сложен глинистыми алевролитами, аргиллитами зеленого и грязно-зеленого цвета с редкими тонкими прослоями серых песчаников. Толщина чертовской свиты колеблется от 40 м до 80 м. Средний и верхний ордовик – отложения макаровской свиты, представленные, в основном, красновато-коричневыми алевролитами, в меньшей мере песчаниками, с характерными голубоватыми и ярко-зелеными пятнами округлой формы. Вскрытая толщина отложений макаровской свиты достигает 110–115 м. Четвертичные отложения имеют повсеместное распространение, и подразделяется по своему генезису на элювиальные (2 м), делювиальные (2–4 м) и аллювиальные (10–15 м). Стратиграфический разрез скважин, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов представлены в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Стратиграфический разрез скважин, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов
1.5. Нефтегазоносность Нефтегазоконденсатная залежь Ярактинского месторождения приурочена к песчаникам ярактинского горизонта, залегающим на породах кристаллического фундамента и стратиграфически относящимся к непской свите нижнего венда (рисунок 1.2)[3]. Мощность отложений ярактинского горизонта в пределах месторождения непостоянна и изменяется от 8 до 43 м. Наибольшие толщины, достигающие 43 м, отмечаются в юго-восточной части площади, средние и наиболее выдержанные значения, порядка 17-19 м, фиксируются в ее центральной части. В разрезе ярактинского горизонта выделяется два песчаных пласта, разделенных глинистой перемычкой, толщина которой достигает 7 м. Области минимальных значений глинистой пачки, в целом, соответствуют зонам максимальных значений мощностей нижележащего песчаного пласта. [3]. Пласт неравномерно нефтенасыщенный. Нефтенасыщенность приурочена, главным образом, к верхней и нижней частям пласта. Толщины нижнего песчаного пласта изменяются от 0 до 35 метров. Характерной особенностью ярактинского горизонта является его литологическая вертикальная и латеральная неоднородность  Рисунок 1.3 - Геологический разрез Ярактинского месторождения Таблица 1.2 - Подсчетные параметры продуктивных пластов Ярактинского месторождения
1.6.Гидрогеология Подземные воды ярактинского продуктивного горизонта классифицируются как ярактинский водоносный горизонт, который входит в состав вендского гидрогеологического комплекса, объединяющего водоносные горизонты карбонатных и терригенных отложений подсолевой гидрогеологической формации.В пределах Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения воды этого горизонта являются подошвенными или законтурными газонефтяной залежи ярактинского горизонта. Подземные воды ярактинского водоносного горизонта представляют собой однотипные высокометаморфизованные малосульфатные (иногда: бессульфатные) рассолы хлоркальциевого типа по В.А. Сулину, хлоридного кальциево-натриевого, натриево-кальциевого и магниево-кальциевого состава. Общая минерализация вод составляет от 267.1 до 403.4 г/л, причем пониженные значения связаны, вероятно, с разбавлением фильтратом глинистого.раствора. Удельный вес воды 1,21-1,29 п/см Вязкость — 1,45-1,50 МПахс. Водородный показатель вод (рН) изменяется от 4.0 до 6,0 и характеризует кислую реакцию. В составе рассолов преобладают хлориды кальция и магния. Содержание ионов кальция - до 170 г/л, магния — до 37 пл. На долю хлоридов натрия приходится от 5-7 до 20-25%. Рассолы характеризуются в основном низкими значениями хлорбромного (35-50), натрийхлорного (0,05-0,81)и сульфатного (0-0,2) коэффициентов, обогащены бромом (4-7 г/л) и другими микрокомпонентами. В их составе в больших количествах присутствует калий: 5-10 гл. Сульфат-иона отмечено мало — от 0,09 до 0,61 г/л. Пластовые воды ярактинского горизонта, как обычно и все рассолы, характеризуются! преобладающими высокими содержаниями брома от 4,5 до 7,3 л. Высокую степень метаморфизма этих вод отражает коэффициент гМа/гС1, изменяющийся, в основном, в интервале от 0,05 до 0,24 (иногда до 0,48-0,81). Бромный показательтооВи/Н, где Н — глубина залегания плановых вод (м), изменяется от 67 (скв. 9) до 219-238 (скв. 6, 23) и характеризует высокую. закрытость недр. Содержания йода в водах небольшие — от следов до 5,1-15 мг/л. Концентрации других микрокомпонентов связаны с общей минерализацией и составляют в среднем: стронция -3200 мгл, рубидия — 12 мпл, железа — 200 мг/л, марганца — 100 мг/л, цинка — ® мг/л, меди — 0,3 мг/л. Водорастворенное органическое вещество (Сорг) представлено углеводородными, фенольными и основными соединениями и относится, В ОСНОВНОМ, К метановому и азотно-метановому типу. Сорг. изменяется от 16 до 92 мп/л в подошвенных водах и снижается до 636 мп/л. за пределами залежи (скв.26), Соргхл. варьирует от 88 до 11,5 мп/л под залежью, снижаясь в 8 км от ее контура (скв. 1-С) до 2,16 мгл. В подошвенных водах содержание бензола составляет 0,012-0,085 мп/л и закономерно снижается по мере удаления от нефтяной залежи по латерали на 2,5-3 км до 0,01 мг/л (скв. 26) и полного отсутствия (скв. 51), а также по вертикали с удалением от водонефтяного контакта (ВНК) на 10-15 м от 0,085 до 0,014 мг/л (скв. 41). Содержание: нафтеновых кислот достигает 2-5 мг/л. Таким образом, минерализация и химический состав пластовых вод ярактинского горизонта характеризуют зону затрудненного и весьма затрудненного водообмена (застойный режим) и эти воды представляют собой рассолы седиментационного генезиса. Геохимическая обстановка — восстановительная.Максимальные минерализация и метаморфизм рассолов отмечаются вблизи ВНК. Некоторое снижение минерализации под залежью может быть объяснено поступлением конденсационных и солюционных вод. Рассолы ярактинского горизонта имеют целебные свойства и могут быть использованы в лечебных и бальнеологических целях. Содержания в них брома в 15-35 раз превышает промышленные кондиции, стронция — более чем в 10 раз. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ЯРАКТИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Анализ текущего состояния разработки месторождения Ярактинское месторождение находится на первой стадии разработки, разрабатывается на газонапорном и частично водонапорном режиме. В настоящее время на нефтяной части залежи формируется система ППД путем закачки воды и опытные работы по организации сайклинг-процесса на газовой части залежи. По состоянию на 01.01.2015 г. на Ярактинском месторождении добыто 10782,7 тыс.т нефти, 11698,4 тыс.т жидкости, 1803,3 млн.м3 растворенного газа. Из газовой шапки добыто 2935,6 млн.м3 свободного газа, 565,3 тыс.т конденсата (рисунок 2.1). В 2014 г. добыча нефти составила 3472,8 тыс.т, жидкости – 3847,8 тыс.т, растворенного газа – 575,1 млн.м3 . Из газовой шапки добыто свободного газа – 1019,8млн.м3 , конденсата – 198,3 тыс.т. Среднегодовые дебиты скважин по нефти и жидкости равны 128,3 т/сут и 142,1 т/сут, соответственно. Среднегодовой дебит скважин по газу равен 205,5 тыс.м3 /сут. Темп отбора нефти от НИЗ – 7,2 %. Темп отбора газа от НГЗ составляет 2,28%[7]. В 2009 г. на месторождении начата закачка воды в ярактинский горизонт с целью ППД. На 01.01.2015 г. всего закачано воды в пласт 8231,4 тыс.м3 , за 2014 г. закачано 4792,7 тыс.м3 воды. Приемистость нагнетательных скважин составляет 544,8 м3 /сут. Текущая компенсация составляет 180,0%, накопленная 103,5%. В 2010 г. на месторождении начата закачка газа в газовую шапку через скважину № 19. На 01.01.2015 г. всего закачано сухого газа – 2027,1 млн.м3 , за 2014 г. закачано газа 923,7 млн.м3 . Приемистость газонагнетательных скважин составляет 757,0 тыс.м3 /сут. Таким образом, на месторождении реализуются основные проектные решения действующих проектных документов.  Рисунок 2.1 - Динамика показателей разработки Ярактинского месторождения Сопоставление фактических и проектных показателей разработки месторождения В табл. 2.2 приведены данные для сопоставления проектных и фактических показателей разработки за последние 5 лет по залежи нефти пласта D4 Ярактинского месторождения. За все годы рассматриваемого периода фактическая добыча нефти была ниже проектной в 1,6 раза. Основное различие связано с тем, что фактический фонд скважин оказался почти в 3 раза ниже запланированного. Несмотря на это добыча нефти и жидкости оказалась выше, чем могло бы сложиться при невыполнении плана разбуривания объекта, т.к. была занижена проектная производительность скважин. Так например, по жидкости почти в 5 раз, по нефти в 4 раза. Динамика роста обводнённости продукции по факту значительно превышена. Это связано со сложным геологическим строением коллектора. Таким образом, учитывая тот факт, что проект разработки по залежи нефти пласта Д4 составлен в 1989 году и с тех пор проектные показатели не уточнялись, есть необходимость их корректировки с учётом сложившегося состояния разработки.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||