Материал: Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Институт Природных ресурсов

Специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

Выпускная квалификационная работа

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА СОВЕТСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)

Введение

В настоящее время большая часть добываемой нефти в России извлекается из низкопроницаемых коллекторов, которые характеризуются высокой степенью неоднородности. Следовательно, на месторождениях наблюдается низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) и высокая обводненность, на многих месторождениях продолжается эксплуатация добывающих скважин и с обводненостью 98-99%, что является экономически нерентабельным. Многие крупные месторождения, вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся истощения запасов и падающей добычей. Практически большая часть нефтяных скважин переведена с фонтанного на механизированный способ добычи.

Месторождения ОАО «Томскнефть ВНК» характеризуются низкими дебитами. С первых дней эксплуатации требуется механизированный способ добычи в связи с наличием низкопродуктивных коллекторов. Предприятие работает в условиях падающей добычи нефти, характеризующихся возрастанием фонда скважин, эксплуатируемых с применением УЭЦН.

В данной выпускной квалификационной работе была поставлена задача провести анализ эффективности подземного ремонта скважин. Объектом исследования выбрано Советское месторождение горизонт АВ1.

1. Общие сведения о месторождении

Советское нефтяное месторождение открыто в августе 1962 года. Оно расположено в северо-западной части Александровского района Томской области (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 Обзорная карта нефтедобывающего района

Месторождение находится в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, выделяемого в восточной части Среднеобской нефтеносной области. Это крупное многопластовое месторождение было введено в разработку в 1966 году. Первые два года велась пробная, а с 1968 года промышленная эксплуатация.

В настоящее время разработку месторождения осуществляет ОАО «Томскнефть» ВНК. Следует отметить, что Советское месторождение в данный момент времени находится на третьей стадии разработки со стабилизирующимся уровнем добычи и по-прежнему обладает значительными запасами, большая часть которых сосредоточена в объекте АВ1 и является самым крупным объектом Советского месторождения (89% остаточных извлекаемых запасов всего месторождения). Начальные извлекаемые запасы нефти 232847 тыс. тонн по категориям А+В+С₁ и 9625 тыс. тонн по категории С₂. Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 154504,9 тыс. тонн (на 1.01.2003год) степень выработки - 66,4%. В 25 километрах от месторождения расположен город Стрежевой.

Текущий коэффициент извлечения нефти пласта АВ1 равен 0,282 (конечный 0,395) при средней обводненности продукции скважин 88%. Пропластки АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴ практически выработаны и имеют обводненность 98%, превышающую темпы отбора запасов. Общее число добывающих скважин по пласту АВ₁ в целом составляет 770, нагнетательных - 229 (таблица 1.1). Однако действующий фонд скважин значительно отличается от общего (663 добывающих и 194 нагнетательных скважины) - процент бездействующего фонда составляет 14,2%. Этот факт может быть объяснен длительностью истории разработки месторождения (50 лет) и старением фонда - многие скважины имеют заколонные перетоки. [1]

Таблица 1.1 - Фонд скважин пласта АВ₁

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

.1 Краткая стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении месторождения принимают участие доюрские образования складчатого фундамента и мезозойско-кайнозойские отложения платформенного чехла. Геологический профиль продуктивного горизонта АВ1 представлен на рисунке 2.1.

Диапазон нефтеносности составляет около 1100м и охватывает толщу пород от аптского яруса нижнего мела до коры выветривания палеозойских отложений. В разрезе палеозойских пород трещиноватые известняки, черные сланцы и плотные аргиллиты, эффузивные породы, а также плотные песчаники. Возраст отложений определяется неоднозначно от силура до турнейского яруса каменноугольного периода, максимальная вскрытая толщина отложений - 100м. На породах палеозоя несогласно залегают отложения юрского возраста (тюменская, васюганская и баженовская свиты). В верхней части нижнеюрских отложений (тюменская свита, нижний калювий) залегает песчаный пласт ЮВ2 линзовидного строения. Вскрытая толщина континентальных отложений тюменской свиты (160-175м).

Выше согласно залегают прибрежно-морские отложения васюганской свиты, представленные в нижней части аргиллитами и в верхней преимущественно песчаниками и алевролитами, выделяемыми в продуктивный горизонт ЮВ1. В верхней части выделяется песчаный пласт ЮВ01. Вскрытая толщина свиты составляет 50-60м. Выше залегают глубоководно - морские отложения баженовской свиты, сложенные плотными битуминозными аргиллитами, являющихся региональным водоупором и покрышкой для залежей углеводородов. Толщина свиты 15-20м. Общая толщина юрских отложений 225-260м. Юрские отложения перекрываются меловыми, подразделяемыми на мегионскую, вартовскую, алымскую, попурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Продуктивными являются песчаные пласты мегионской (БВ8), вартовской (АВ2, АВ3, АВ4, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0+1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6) и алымской (АВ1) свит. Отложения продуктивных свит представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина продуктивной толщи 760-880м. Остальные свиты представлены преимущественно глинистыми породами общей толщиной 230-325м. Меловые отложения согласно перекрываются отложениями четвертичной системы. Породы свит (пески, глины, алевриты).

Рисунок 2.1 Геологический профиль (продольный) продуктивного горизонта АВ1

2.2 Основные особенности тектонического строения месторождения

В пределах Западно - Сибирской низменности многие исследователями выделяется три структурно - тектонических этажа.

Нижний - геосинклинальный образует складчатый фундамент допалеозоя и палеозоя.

Средний или промежуточный объединяет переходные и платформенные группы формаций в палеозойское или раннемезозойское время.

Верхний - платформенный мезозойско - кайнозойского времени формировался в условиях длительного погружения фундамента.

По мезозойско-кайнозойским отложениям Советское месторождение расположено в юго-восточной части Нижневартовского свода, который имеет вытянутую в меридиальном направлении форму с изрезанными контурами. В северной части ширина свода достигает 160 километров, к югу резко сужается. Длина свода 250 километров. По оконтуривающей изогипсе 2650 метров по горизонту “Б” (кровля баженовской свиты) амплитуда достигает на юге 300 метров, на севере 500 метров.

В пределах Нижневартовского свода сейсморазведочными работами выделено более 30 структур, среди них Соснинско - Советская, Медведевская, к которым и приурочено Советское месторождение.

Три структуры третьего порядка: Соснинская, Советская и Медведевская приурочены к подошве баженовской свиты. Позже были выделены еще некоторые структуры. На структурной карте по горизонту “Б” вырисовывался район, примыкающий к Соснинскому поднятию, эта структура получила название Юго-Западная. В северной части месторождения имеет место приподнятая зона, получившая название Северное поднятие. Так же были выделены такие поднятия как Северо-восточное и Западное.

Каждое из поднятий оконтуривается сейсмоизогипсой 2400-2425 м. Все вышеуказанные поднятия за исключением Медведевского, объединены сейсмоизогипсой минус 2425м. На юго-востоке через прогиб с амплитудой до 80 метров к этой группе поднятий примыкает Медведевская структура третьего порядка.

В процессе доразведки большинство поднятий было оценено бурением скважин. Полученные результаты указывают на отсутствие залежей нефти в пластах группы ЮВ. Единственная структура, на которой имеют место залежи в этих пластах, это Медведевская структура третьего порядка. В связи с этим на участке, прилегающем к ней с юга, названном Южно-Медведевской структурой, перспективы обнаружения залежи нефти в юрских отложениях довольно высоки.

2.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность Советского месторождения по пластам, установленная в процессе разработки: М, ЮВ2, ЮВ1, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4, БВ3, БВ2, БВ(0-1), АВ8, АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Запасы нефти, сосредоточенные в пластах БВ8 и АВ1, составляли 97,5% от всех запасов месторождения.

Наиболее крупный сложно построенный объект меловых отложений АВ1, является основным эксплуатационным объектом на месторождении. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Абсолютная отметка горизонта 1592-1659м. Горизонт АВ1 не выдержан как по площади, так и по разрезу, в поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды. Горизонт АВ1 характеризуется повышенной неоднородностью и расчлененностью коллектора, а также пониженными ФЕС верхней части разреза (таблица 2.1). [1]

Месторождение обладает 25% ОИЗ месторождений, разрабатываемых ОАО «Томскнефть» ВНК (рисунок 2.2), а по объекту АВ1 - 89,0 % (рисунок 2.3). [3] Объект АВ1 представленным 5 нефтеносными пластами (АВ₁¹, АВ₁^2а, АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴), для которого характерны повышенные мезо- и макро неоднородности, понижение ФЕС верхней половины разреза (рисунок 2.4). [2]

Таблица 2.1 - Геолого-физическая характеристика объекта АВ1

Рисунок 2.2 Распределение ОИЗ по месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК

Рисунок 2.3 Распределение ОИЗ по объектам Советского месторождения

Рисунок 2.4 Расположение пластов объекта АВ1

Положение ВНК изменяется в довольно широких пределах от минус 1638м до 1656м. Залежь горизонта АВ1 является единой для Советского и Нижневартовского месторождений. Однако следует отметить, что на Нижневартовском месторождении ВНК выше на 10-12м и поэтому нефтенасыщен там только пласт АВ₁¹.

Начальные дебиты нефти из пласта АВ₁³ изменяются от 0,6 - 42т/сут на штуцерах 8 - 12мм.

Пласт АВ₁^2б расположен по всей площади. Количество песчаных пропластков иногда достигает восьми, но чаще всего составляет 4-6. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,6 (скв. №215) до 13,8 (скв.№864) и в среднем по пласту составляет 6м.

Дебиты из пласта АВ₁^(1+2а) “рябчик” в большинстве скважин не превышают 15-20 т/сут и только в редких случаях достигают 40 т/сут (скв №751).

Эффективная суммарная толщина его изменяется от 0 до 9,3м (скв№758) и в среднем по месторождению составляет 5,2м.

В связи с особенностями геолого-физического строения:

) Выработка запасов из верхней половины разреза АВ₁ идет менее интенсивно.

) Обводненность превышает темпы отбора запасов.

) Разработка осложнена техническим старением фонда скважин, заколонными перетоками и образованием техногенных трещин, что ведет к снижению охвата объекта воздействием.

) Комплекс ГТМ не способствует активному вовлечению в разработку верхней части разреза АВ₁. [3]

.4 Особенности геологического строения залежи горизонта АВ1

Горизонт АВ1 является основным промышленным объектом Советского месторождения.

Формирование горизонта проходило в условиях мелководья в период начавшейся трансгрессии аптского моря, вследствие этого в целом наблюдается определенная закономерность в распределении терригенного материала по разрезу горизонта. Наблюдается глинизация коллекторов снизу вверх, при этом увеличивается как послойная, так и рассеянная глинистость. В этом же направлении наблюдается и ухудшение коллекторских свойств песчаников. В поровом пространстве коллекторов присутствует определенное количество свободной воды.

Абсолютная отметка горизонта 1592,0-1659м. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Начальное пластовое давление составляло 16,39-17,23 МПа, пластовая температура 55-56С. Большая разница в коллекторских свойствах различных частей разреза и сложная картина его нефтенасыщенности явилась причиной деления горизонта АВ1 на три пласта АВ11, АВ12, АВ13.

2.4.1 Литологическая характеристика коллекторов продуктивного горизонта АВ1

Пласт АВ₁⁴ представлен одним иногда двумя песчаными пропластками, разделенными глиной или алевролитами. Песчаники средне-мелкозернистые. Преобладающей фракцией являются с размером зерен 0,1 - 0,25мм. Содержание среднепесчанной фракции 0,25 - 0,50мм иногда достигает 35 - 45%. Содержание цемента не превышает 10%. Тип цементации пленочный и поровый. Алевролиты крупно и мелко зернистые, песчанистые средней плотности. Породообразующими минералами песчаников горизонта АВ1 являются кварц и полевые шпаты с преобладанием первого (45 - 50%) над вторым (35 - 40%).

Необходимо отметить, что на территории месторождения имеются отдельные зоны, в разрезе которых полностью отсутствуют глинистые и алевролитовые пропластки в пластах АВ₁³ и АВ₁^2б песчаники этих пластов сливаются в один пласт. В этих случаях песчаники, как правило, представлены средне и редкозернистыми разностями с массивной текстурой.

Пласт АВ₁^2б чаще всего состоит из 4-5 песчаных прослоев, разделенных алевролитами и глинами. Песчаники мелкозернистые, но в основном с однородной текстурой. Преимущественный размер зерен 0,15 - 0,25мм (70 - 95%). Количество алевролитового материала 3 - 20%. Количество цемента не превышает 15%. Состав цемента хлоритовый и каолинитовый. Тип цементации чаще всего поровый. Алевролиты серые мелкозернистые, однородные. Прослои глинистого материала в них встречаются реже, чем в пласте АВ₁^(1+2а). Глины темно серые до черных, плотные с песчано-плевритовой примесью, обуславливающей слоистость.

Пласт АВ₁^(1+2а) представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин. Толщина пропластков изменяется от 0,01 до 0,5м. Пласт характеризуется повышенной слоистостью и рассеянной глинистостью. Песчаники серые, мелко и тонкозернистые с содержанием цемента до 25%. Текстура песчаников гнездовидно-линзовидная. Ведущей фракцией в них является 0,25 - 0,1мм (55 - 75%) с преобладанием зерен до 0,12 - 0,15мм. Песчаники по своему составу близки к алевролитам. Цемент песчаников по составу хлоритовый каолинитовый (20 - 25%), иногда кальцитовый. Тип цементации поровый, базальтный. Алевролиты серые, темно-серые мелкозернистые, средней плотности, с прослоями темно-серого глинистого материала, а участками очень крепкого, известковистые. Глины темно-серые, некрепкие, слабослюдистые с прослойками и линзочками светло-серого алевролитного материала.

.4.2 Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов

Коллекторские свойства пластов горизонта АВ1 находятся в прямой зависимости от литологического и гранулометрического состава пород и от содержания в них глинистого материала.

Физические свойства пород изучались по большому количеству кернового материала. Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах. Диапазон ее изменения увеличивается по пластам снизу вверх. Если в пласте АВ₁³ он составляет 18,2 - 30,1%, то в АВ₁^(1+2а) возрастает до 12,8 - 31,8%. А средние значения пористости уменьшаются снизу вверх (АВ₁⁴ - 27%, АВ₁³ - 25,7%, АВ₁^2б - 24,9%, АВ₁^(1+2б) - 24,4%). Средние значения проницаемости уменьшаются снизу вверх от пласта к пласту в два и более раз (365, 141, 70, 13). Средние значения параметров горизонта АВ1 при стационарных режимах фильтрации.