анализ методов увеличения нефтеотдачи ванкор. Задание на выпускную квалификационную работу
 Скачать 5.02 Mb.
|
|
Меловая система (нижний-верхний отделы - K 1-2 ) Долганская свита (K 1-2 dl) согласно залегает на отложениях яковлевской толщи. Представлена серыми и зеленовато-серыми песчаниками и песками, с прослоями буровато-серых алевролитов и аргиллитов, с включением растительных остатков. Пески и песчаники мелко-среднезернистые часто алевритистые, от рыхлых до уплотненных, слюдистые, прослоями каолинизированные, кварц- полевошпатового состава. Алевролиты и глины серые, темно-серые с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, частично каолинизированные. В песчаниках встречаются известковые и сидеритовые конкреции. В целом для пород характерно наличие редких тонких прослоек углей, обломков древесины, галек глин. Фауны в отложениях долганской свиты не обнаружено. Альб- сеноманский возраст пород определен по спорово-пыльцевому комплексу. С отложениями свиты связан продуктивный пласт Дл-I-III. Толщина свиты составляет 233-271 м. 1.3 Физико-Гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов Продуктивная толща Ванкорского месторождения представляет собой неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов и глин с преобладанием песчано-алевролитовых разностей. Промышленная нефтегазоносность связана с нижнемеловыми отложениями от альба (Дл-I-III) до берриаса (Нх-III-IV), что соответствует интервалам глубин 950-2800 м. Коллектор продуктивного пласта Дл-I-III долганской свиты охарактеризован керном в 17 скважинах, среднее значение пористости 30,1% по 246 определениям. Среднее значение проницаемости – 547,7 мД по 207 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в газовой части коллектора 32% по 41 определению из 3 скважин. Коллектор продуктивного пласта Як-I яковлевской свиты охарактеризован керном в 8 скважинах, среднее значение пористости 27,7% по 48 определениям. Среднее значение проницаемости 726,2 мД по 57 определениям. Исследование коэффициента водонасыщенности в нефтегазонасыщенной части коллектора не проводилось. Коллектор продуктивного пласта Як-II яковлевской свиты охарактеризован керном в 5 скважинах, среднее значение пористости 22,5% по 13 определениям. Среднее значение проницаемости 102,4 мД по 13 14 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности 21% по 2 определениям. Коллектор продуктивного пласта Як-III яковлевской свиты охарактеризован керном в 5 скважинах, среднее значение пористости 25% по 17 определениям. Среднее значение проницаемости 268,5 мД по 16 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности 32% по 7 определениям. Коллектор продуктивных пластов Як-III-VII яковлевской свиты охарактеризован керном в 24 скважине среднее значение пористости 27,5% по 1050 определениям. Среднее значение проницаемости 569,8 мД по 1094 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в газо- нефтенысыщенной части пласта 23% по 162 определениям. Коллектор продуктивного пласта Сд-IX суходудинской свиты охарактеризован керном в 5 скважинах, среднее значение пористости 23% по 245 определениям. Среднее значение проницаемости 331 мД по 243 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в нефтенасыщенной части 29% по 9 определениям. Коллектор продуктивного пласта Нх-I нижнехетской свиты охарактеризован керном в 20 скважинах, среднее значение пористости 19% по 371 определению. Среднее значение проницаемости 31,3 мД по 379 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности в нефтенасыщенной части 45% по 168 определениям. Коллектор продуктивных пластов Нх-III-IV нижнехетской свиты охарактеризован керном в 27 скважинах среднее значение пористости 19,9% по 1483 определениям. Среднее значение проницаемости 172,6 мД по 1527 определениям. Среднее значение коэффициента водонасыщенности нефтегазонасыщенной части 37% по 416 определениям. Сведения об объемах исследований керна продуктивных пластов Дл-I-III, Як-I, Як-II, Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I, Нх-III-IV из разведочных, поисково- оценочных и эксплуатационных скважин, выполненных для изучения свойств продуктивных пластов-коллекторов приведены в Приложении А. Для исследования образцов в термобарических условиях, cоздавалась среда со следующими параметрами указанными в таблице 1.1. 15 Таблица 1.1 - Пластовые условия для продуктивных пластов-коллекторов Пласт Пластовые условия Дл-I-III Рпл=9.63–11 МПа; Рэфф=12 МПа; Рг=22 МПа, Т=12–30°С; С=10.3–12 г/л, УЭС р-ра=0.45–0.673 Омм Як-III-VII Рпл=15.9–16.13 МПа, Рэфф=19.3–25.3 МПа, Рг=33.2–37.7 МПа, Т=32– 37°С, С=13.5–16.5 г/л, УЭС р-ра=0.24–0.467 Омм Сд-IX Рпл=23.5 МПа, Рэфф=32 МПа, Рг=52 МПа, Т=53°С, С=13.5–20 г/л, УЭС р-ра=0.198–0.601 Омм Нх-I Рпл=25.4–26.8 МПа, Рэфф=25.4–43.9 МПа, Рг=62.3–69.3 мПа, Т=59–65°С, С=7.4–12 г/л, УЭС р-ра=0.243–0.682 Омм Нх-III-IV Рпл=27.2–27.6 МПа, Рэфф=34.9–46.2 МПа, Рг=62–69.3 МПа, Т=63–65°С, С=10–14 г/л, УЭС р-ра=0.227–0.673 Омм 16 1.4 Физико-Химические свойства нефти, газа, конденсата Сравнительная характеристика основных физико-химических показателей нефти, газа, воды и конденсата Ванкорского месторождения представлена в таблицах 1.2 – 1.3 Таблица 1.2 – Сравнительная характеристика основных физико- химических показателей нефти Ванкорского месторождения Объекты Параметры Дл-I-III Як-I Як-II Як-III- Сд-IX Нх-I Нх-III- VII IV Начальное пластовое давление (на ГНК, 9,6 15,7 15,9 15,9 23,5 25,4 27,1 ГВК), МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, - 23,23 - 8,7 1 0,57 0,75 мПа с Плотность нефти в пластовых условиях, - 0,864 - 0,8511 0,776 0,724 0,712 т/м 3 Плотность нефти в поверхностных - 0,912 0,902 0,902 0,867 0,823 0,845 условиях, т/м 3 Объемный коэффициент нефти, - 1,12 1,12 1,12 1,377 1,422 1,458 доли ед. Давление насыщения - 15,7 15,8 15,9 23,5 25,4 27,1 нефти газом, МПа Газовый фактор, м 3 /т - 60,2 60,2 60,5 177,4 202,3 211,0 Сжимаемость, - 9,13 9,13 12,3 14,21 16,79 1/МПа × 10 -4 17 Таблица 1.3 – Сравнительная характеристика основных физико-химических показателей газа, воды и конденсата Флюиды и их характеристики Дл I-III Як III-VII Нх-I Нх-III-IV Содержание метана, % 91,1 93,7 83,9 82,8 Газ Плотность, кг/м 3 0,715 0,726 0,851 0,833 Коэффициент 0,842 0,855 0,823 0,845 сверхсжимаемости, Z Минерализация, г/л 12,1 16,4 14,8 12,6 Плотность в поверхностных 1007 1009 1008 1007 условиях, кг/м 3 Вода Плотность в пластовых 1006 1003 991,5 987,5 условиях, кг/м 3 Вязкость в пластовых 1,2 0,85 0,57 0,51 условиях, мПа*с Сжимаемость, 1/МПа × 4,7 4,3 4,1 4,1 10 -4 Плотность Кон- дегазированного - - - 719,4 конденсата, кг/м 3 ден- Молярная масса, г/моль - - - 107,18 сат Конденсатогазовый - - - 177,32 фактор, г/м 3 1.5 Запасы углеводородов Запасы углеводородов Ванкорского месторождения, числящиеся на Государственном балансе, составляют: - Нефти (геологические/извлекаемые): o по категории ВС1 – 1 081 416/469 210 тыс.т; o по категории С2 – 53 967/23 944тыс тыс.т. - Растворенного газа: ВС1 – -/55 311 млн.м3; С2– -/2 115 млн.м3. - Конденсата: ВС1 - 9 356/6 801 тыс.т. - Газа газовой шапки: ВС1 - 65 296/- млн.м3, С2 - 4 758/- млн.м3. - Свободного газа: ВС1 - 47 191/- млн.м3, С2 - 423/- млн.м3. Данные по запасам нефти, газа и конденсата, числящиеся на государственном балансе РФ по категориям ABC1C2 на 01.01.2013 приведены в таблице 1.4. 18 Таблица 1.4 – Запасы нефти, газа и конденсата, числящиеся на государственном балансе РФ по категориям ABC1C2 на 01.01.2013 Начальные запасы газа Начальные запасы нефти, тыс.т Начальные запасы конденсата, тыс.т (раст.+ Категория свобод.+ ГШ), млн.м 3 геологичес извлекаем КИН КИН геологич извлекаем КИК КИК извлекае- кие ые текущий еские ые текущий мые Дл I-III - - - - - - - - 47191 Як I 4070 1880 0,462 0 - - - - 3043 Як II 9274 4284 0,462 0 - - - - 4384 Як III-VII 649880 300245 0,462 0,053 - - - - 32188 Сд-IX 7141 2307 0,323 0 - - - - 410 Нх-I 134070 49742 0,371 0,024 - - - - 10063 Нх-III-IV 330948 134696 0,407 0,040 9356 6801 0,727 0,041 77815 Итого по месторож- 1135383 493154 0,434 0,046 9356 6801 0,727 0,041 127480 дению 19 2 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения 2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения Основными эксплуатационными объектами Ванкорского месторождения являются: Дл-I-III (газ), Як-III-VII (нефть), Сд-IX (нефть), Нх-I (нефть) и Нх-III- VII (нефть и конденсат). По состоянию на 01.01.2015 г. на Ванкорском месторождении пробурено 355 добывающих скважин на основные эксплуатационные объекты, в т.ч. 230 скважины на объект Як-III-VII, 82 скважины на Нх-III-IV, 41 скважина – на Нх- I, 22 газовых – Дл-I-III, 172 – нагнетательных (81–Як-III-VII, 54–Нх-III-IV, 37 - Нх-I) и 76 водозаборных. Ввод скважин осуществляется в соответствии с утвержденным проектным документом. Реализация проектного фонда скважин – 92%. В добывающем фонде находится 400 скважин, из них 380 действующих, бездействующих 5, наблюдательных 14, 1 ликвидированная. Из 380 скважин действующего добывающего фонда 25 работают фонтаном, 355 оборудованы ЭЦН. В нагнетательном фонде 174 скважины, из них 128 действующих, наблюдательных 1, в отработке на нефть 45. В газовом фонде 22 скважины, из них 21 действующая, 1 наблюдательная. В бездействующем и ликвидированном фондах находится 6 скважин или менее 1% от пробуренного фонда. По состоянию на 01.01.2015 г. в целом по месторождению накопленная добыча нефти составляет 91 924 тыс.т, жидкости – 133 601 тыс.т, конденсата – 1 187 тыс.т, газа газовых шапок – 15 314 млн.м 3 , свободного газа – 2 410 млн.м 3 Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015 г. составила 104 723 тыс.м 3 Максимальный уровень добычи нефти в целом по месторождению был достигнут в 2014 г. За 2014 г. добыча нефти составила 21 517 тыс.т, жидкости – 40 851 тыс.т, конденсата – 490 тыс.т, свободного газа 768 млн.м 3 , газа газовых шапок – 4 773 млн.м 3 Среднегодовой дебит нефти – 174,4 т/сут, жидкости – 331,1 т/сут (при обводненности продукции – 50%). В настоящее время в разработке из 8 выделенных объектов находятся 5 объектов: Дл-I-III, Як-III-VII, Сд-IX, Нх-I и Нх-III-IV. 20 2.2 Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта Як-lll-Vll По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 311 скважин, в т.ч. добывающих 230, нагнетательных 81. В добывающем фонде находится 244 скважины, из них действующих 237, бездействующих 4, наблюдательных 2, ликвидированных 1. В нагнетательном фонде 82 скважины, из них 68 под закачкой воды, 14 в отработке на нефть. Проектный фонд реализован на 94%. По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 61 926 тыс.т, жидкости – 95 672 тыс.т, газа газовой шапки – 8 674 млн.м 3 Текущий отбор нефти от НИЗ – 20,6% при текущей обводненности – 51,7%. При этом текущий отбор газа газовой шапки от НГЗ – 61,9%. Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015 г. составила 80 818 тыс.м 3 , накопленная компенсация отборов закачкой воды составила 51%. Текущее пластовое давление равно 13 МПа при начальном пластовом давлении 15,9 МПа и давлении насыщения – 15,9 МПа. За 2014 г. добыча нефти составила 14 425 тыс.т, жидкости – 29869 тыс.т, газа газовой шапки – 2 012 млн.м 3 Среднегодовой дебит нефти – 186,7 т/сут, жидкости – 408,9 т/сут. Схема размещения скважин в южной и центральной частях залежи предусматривается совмещенная блочно-квадратная и трехрядная сетки горизонтальных скважин со стороной квадрата 2000 м и длиной горизонтального участка добывающих скважин 1000 м; по северной части залежи происходит уплотнение ячейки до 1400 м при длине ствола 700 м. Внутри блока и на стыках блоков размещены скважины уплотнения (рисунок 2.1) 21 Рисунок 2.1 - Схема размещения скважин пласта Як-III-VII Геологические особенности, влияющие на процесс разработки Пласт характеризуется речной обстановкой осадконакопления, что приводит к значительной неоднородности ФЕС, а также высокой расчлененности (14.6 д.ед.). Кроме этого, исходя из особенности распространения глин, пласт делится на две условные области - северную и южную. Несмотря на близкие значения расчленённости, в северной части пропластки глин характеризуются значительно большими толщинами сравнительно с южной частью, что приводит к снижению нефтенасыщенной толщины, а также более явному выделению изолированных друг от друга линз коллектора (рисунок 2.2, 2.3). Рисунок 2.2 - Геологический разрез по проницаемости с севера на юг пласта Як-III-VII 22 Для более эффективной разработки северной части залежи было выполнено уплотнение блочно-квадратной сетки скважин до 700 м с сопутствующим снижением длины горизонтальной секции. Уплотнение сетки позволило вовлечь в разработку большее количество несвязанных линз. Рисунок 2.3 - Особенности распределения литологии и выделение двух зон пласта Як-III-VII Режим и схема разработки На объекте действует комбинированный режим разработки включающий в себя: - Газонапорный режим (расширение ГШ) – заметное влияние оказывал только в начале разработки, до формирования системы ППД, на данный момент влияние невелико; - Упругий водонапорный режим – оказывает заметную поддержку пластового давления за счет больших объемов воды в аквифере; - Жесткий водонапорный режим – режим разработки вносящий наибольший вклад в процесс разработки, на данный момент составляет 55 % от всей энергии пласта; - Режим растворенного газа – по причине заметного снижения пластового давления ниже давления насыщения составляет вторую по величине долю пластовой энергии. 23 На рисунке 2.4 представлена принципиальная схема процесса разработки залежи. Рисунок 2.4 - Принципиальная схема процесса разработки объекта Як-III- VII Одним из потенциально негативных эффектов при данном типе разработки может являться опережающее снижение давления в газовой шапке за счет прорывов газа в добывающие скважины (если давление в ГШ окажется ниже, чем в нефтенасыщенной зоне) и последующая фильтрация подвижной нефти в газонасыщенную зону, что приведет к потере извлекаемых запасов за счет появления остаточной нефтенасыщенности в области ГШ. Таким образом, необходимо контролировать положение контактов и не допускать миграции подвижной нефти в ГШ. В случае перемещения ГНК вверх, необходимо рассмотреть вариант ограничения притока газа в добывающие скважины либо вариант барьерного заводнения. Так как начальное пластовое давление эквивалентно давлению насыщения, а схема разработки предполагает снижение пластового давления до момента завершения формирования системы ППД, то в пласте будет происходить процесс разгазирования нефти и миграции высвободившегося газа в ГШ. Прямая оценка количества газа разгазирования, попавшего в ГШ, или добытого в скважинах невозможна, так как по составу газ разгазирования и газ газовой шапки близки друг к другу. Таким образом, невозможно поскважинно разбить попутный добываемый газ на газ разгазирования и газ газовой шапки используя прямые методы оценки. В качестве промежуточного решения, для поскважинного расчета объемов добываемого растворенного газа и газа газовой шапки используется обратный пересчет путем вычета из общего газового фактора значения начального газосодержания. 24 2.3 Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта Hx-l По состоянию на 01.01.2015 г. на объект пробурено 78 скважин, в т.ч. добывающих 41, нагнетательных 37. В добывающем фонде находится 52 скважины, из них 51 действующая, 1 наблюдательная. В нагнетательном фонде 37 скважин, 26 под закачкой воды, 11 в отработке на нефть. Проектный фонд реализован на 78,8 %. По состоянию на 01.01.2015 г. по объекту накопленная добыча нефти составляет 5 677 тыс.т, жидкости – 6748 тыс.т. Текущий отбор нефти от НИЗ – 11,4 % при текущей обводненности – 30,2%. Накопленная закачка воды по состоянию на 01.01.2015г. составила 4 502 тыс.м 3 , накопленная компенсация отборов закачкой воды составила 33 %. Текущее пластовое давление равно 19 МПа при начальном пластовом давлении 25,9 МПа и давлении насыщения – 23,9 МПа. За 2014 г. добыча нефти составила 1 340 тыс.т, жидкости – 1918.9 тыс.т. Среднегодовой дебит нефти – 76 т/сут, жидкости – 119 т/сут. Схема размещения скважин – однорядная сетка горизонтальных скважин с расстоянием между рядами – 1000м, между скважинами – 1000 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1000 м. Геологические особенности влияющие на процесс разработки Пласт характеризуется прибрежно-морской обстановкой осадконакопления, песчаные тела латерально протяженные, хорошо выдержанные и однородные. Верхняя часть пласта представляет сложный баровый комплекс, выклинивающийся в северной части месторождения. Здесь выделяются 3 фации (подошвенная часть бара, склоновая часть бара и осевая часть бара), характеризующиеся сильной проницаемостной неоднородностью и ухудшением фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве пласта. Необходимо также отметить нижний интервал пласта, представляющий собой фацию мелководного шельфа, которая выделяется по всему пласту Нх-I. Данный пропласток обладает крайне низкими ФЕС (проницаемость менее 1 мД) и его разработка крайне затруднена (рисунок 2.5). |