Митрошенко_З-Сургутское месторождение. Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении

• Название: Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении
• Дата: 14.01.2023
• Размер: 3.69 Mb.
• Имя файла: Митрошенко_З-Сургутское месторождение.doc
• Тип: Курсовой проект; #886273
• страница: 7 из 8

2.2 Состав, физико-химические и фильтрационно-емкостные свойства пластов Западно-сургутского месторождения

Разгазированные нефти пластов АС₉ и БС₄ тяжелые; пластов БС₁, БС₁₀, ЮС₂ – средней плотности, парафинистые, смолистые, вязкие; пласта БС₁₀ – высокосернистые, в других пласта – сернистые. Нефти всех пластов содержат менее 45 % фракций, выкипающих до 350^◦С.

Состав и свойства пластовых нефтей пласта БС₁ изучены достаточно детально: исследовано 24 глубинные пробы из 18 скважин и 48 поверхностных проб из 30 скважин. По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 38 м³ /т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м³ и пересчетном коэффициенте – 0,92. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9,0 МПа и 20,1 МПа).

По данным экспериментальных исследований вязкость нефти в условиях пласта колеблется в широких пределах от 4 до 13.74 мПа*с.

Нефть пласта БС₁₀ Западно-сургутского месторождения коричневая, маслянистая с запахом ароматических углеводородов, тяжелая и вязкая, с большим содержанием асфальтено-смолистых и парафиновых веществ, сернистая, с незначительным содержанием растворенного газа. Газ метановый. Наиболее легкая нефть с удельным весом 0,880–0,882 г/см³ концентрируется на двух участках, приуроченных к поднятиям, осложняющим сводовую часть структуры.

Наиболее тяжелая нефть установлена в скважинах, расположенных вблизи зоны замещения пород-коллекторов аргиллитами.

Удельный вес ее здесь колеблется от 0,892 до 0,90 г/см³ . Наименее вязкая нефть 3,1–3,2 сантипуазов (далее по тексту сп) приурочена к западному участку Западно-Сургутской структуры. Вблизи контура нефтеносности она составляет уже 3,8 сп., на востоке к зоне замещения вязкость нефти увеличивается до 4,1–5,65 сп. Наибольший газовый фактор наблюдается в скважинах, расположенных в пределах северной и южной частях пласта составляет 54–52 м³/т.

Резкое снижение газового фактора наблюдается в направлении зоны отсутствия коллекторов – 38–40 м³/т, в то время как в пределах нефтенасыщенных пород – равен 43–47 м³/т. В пределах основной зоны эксплуатации содержание парафина колеблется от 2,8–3,2 %. На участках, прилегающих к контуру нефтеносности содержание парафина увеличивается до 3,6 %.

В восточной части пласта БС₁₀ количество парафина в нефти самое высокое и равно 3,9–4,4 %.

На большей части залежи содержание асфальтенов в нефти составляет 1,35–2,0 %.

Пласт БС_2-3 нефтенасыщен в 2-х участках. Пластовая температура +60 С. Нефть метаново-нафтеновая с плотностью 0,893-0,896 г/см³ , содержание серы – 1,79 %, парафина 3,4 %, смол и асфальтенов – 20,6 %.

Открытая пористость пород равна 24–26 %, проницаемость 170–120 мД.

Газовый фактор 56 м³/м³ , пластовое давление 218–222 атмосфер, пластовая температура – 59 С. Нефть метаново-нафтеновая с плотностью 0,887 г/см³ , содержание серы – 1,57 %, парафина – 4,17 %, смол и асфальтенов – 19 %.

Пласт АС₉ имеет общую площадь около1000 км² . Продуктивность его низкая и составляет 1,5 т/сут. Проницаемость составляет 10–300 мД, открытая пористость 26–32 %, водоудерживающая способность 15–50 %.

2.3 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи:

• интегрированные технологии;

• вовлечение в разработку недренируемых запасов;

• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

• нестационарное (циклическое) заводнение;

• форсированный отбор жидкости;

• ступенчато-термальное заводнение.

Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости

Интегрированные технологии. Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.

Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия

Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.

В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже.

При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.