Материал: Методы интенсификации добычи нефти на Первомайском месторождении

Методы интенсификации добычи нефти на Первомайском месторождении

Введение

В настоящее время на разрабатываемых месторождениях России образовался большой фонд бездействующих скважин (около 40 000), ввод которых задерживается из-за отсутствия необходимых материально-технических средств. Это обстоятельство не только приводит к текущей потере в добыче нефти, но и изменяет проектные системы разработки месторождений, что в свою очередь ведет к уменьшению конечной нефтеотдачи.

Оценки показывают, что сейчас Россия занимает третье место в мире (после США и Канады) по уровню добычи нефти за счет применения прогрессивных методов интенсификации нефтеотдачи, что составляет около 9 млн. т/год (максимальная добыча равна 12 млн. т/год в 1990 - 1991 годах). Из них механические методы обеспечивают 59 % этого объема. Так же в нашей стране широкое применение получили химические методы, когда в США тепловые (63 %), а в Канаде - тепловые и газовые (около 50 %).

За последние 30 лет методы увеличения нефтеотдачи пластов применялись в России на 150 месторождениях, а в настоящее время только на 120 месторождениях. Возникает опасность резкого сокращения опытно-промышленных работ по испытанию методов нефтеотдачи пластов. Причем в первую очередь это относится к более мощным (обеспечивающим большой прирост нефтеотдачи) методам, которые, как правило, требуют использования дорогостоящих специальных технических средств (тепловые и газовые методы) и химических реагентов - полимеров, поверхностно-активных веществ и т.д. Преимущественное развитие начали получать более простые, менее мощные методы, не требующие для своей реализации значительных капитальных вложений и дефицитных реагентов. Примером может служить активно внедряемая на месторождениях Западной Сибири технология системного действия на пласт, обеспечивающая за счет определенной последовательности обработки скважин (специально подобранными растворами химических реагентов) увеличение на 2 - 5 % нефтеотдачи пласта. За короткий срок применения этой сравнительно простой технологии вовлечено в разработку более 2 млрд. т балансовых запасов и дополнительно добыто свыше 10 млн. т нефти. Однако использование этой технологии не может кардинально решить проблему увеличения нефтеотдачи месторождений. Необходимо применять технологии, повышающие степень нефтеизвлечения не менее чем на 8 - 10 пунктов по сравнению с процессом обычного заводнения - технологии гидродинамических методов воздействия на пласт, освоение комплексных технологий, обеспечивающих постоянный контроль за выработкой запасов нефти (такие методы строятся Научно-исследовательскими Нефте-газовыми Институтами).

В дипломной работе описаны методы увеличения добычи нефти на Первомайском месторождении, а также описано оборудование, применяемое при проведении этих методов.

1.      Геологический раздел

скважина кислотный нефтегазоотдача призабойный

1.1    Общие сведения о месторождении

В административном отношении Первомайское нефтяное месторождение своей большей (южной) частью расположено в Каргасокском районе Томской области, его меньшая (северная), часть находится на территории Сургутского района Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа в 600 км к северу от города Томска (рисунок 1). Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, абсолютный минимум температуры в январе до минус 55оС, и коротким летом. Среднемесячная температура января минус 21°С, июля плюс 17°С. Ближайший населенный пункт - вахтовый поселок Пионерный, который расположен в 20 км восточнее месторождения. Через поселок Пионерный проходит насыпная грунтовая дорога с бетонным покрытием, соединяющая его с Игольско-Таловым месторождением и городом Стрежевым, а зимой действует зимник, соединяющий его с Томском. В поселке Пионерный имеется аэродром с взлетной полосой с бетонным покрытием, принимающий самолеты типа Ан-24, Ан-26. Доставка грузов осуществляется в основном в весенне-летний период речным транспортом по рекам Обь и Васюган. К Первомайскому месторождению подходит ЛЭП (линия электропередач). В поселке Пионерный распложены ремонтно-механические мастерские НГДУ (нефте- газодобывающее управление), база обслуживания бурения.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении района работ и месторождения принимают участие образования палеозойского складчатого фундамента, несогласно перекрытые мезозойско-кайнозойскими отложениями осадочного платформенного чехла мощностью от 2500 до 3500 м в глубоко погруженных зонах. Продуктивные пласты находятся в юрской системе в васюганской свите.

Юрская система J.

Васюганская свита J3 vs.

Тюменская свита трансгрессивно перекрывается прибрежно-морскими отложениями васюганской свиты, в составе которой выделяются две подсвиты: нижняя, представленная тёмно-серыми аргиллитами, и верхняя, сложенная песчано-глинистыми породами. Песчано - алевролитовые пласты верхне-васюганской подсвиты слагают регионально нефтегазоносный горизонт Ю1. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, полевошпатово-кварцевые.В кровле горизонта Ю1 обычно залегают зеленовато-серые глауконитовые песчаники барабинской пачки. Песчаники плотные, крепкосцементированные, мощностью от десятков сантиметров до 1 - 2 метров. Кимериджскому времени соответствуют чёрные плитчатые аргиллиты, слагающие георгиевскую свиту. Однако из-за малой мощности и неповсеместного развития по площади выделение георгиевской свиты в пределах изученного района нецелесообразно, и "георгиевские" аргиллиты рассматриваются в составе васюганской свиты. Мощность отложений васюганской свиты 60 - 75 м.

.3   Тектоника

В тектоническом плане Первомайское месторождение расположено в пределах Каймысовского свода и приурочено к Весеннему и Первомайскому локальным подеятиям, осложняющим центральную часть Нововасюганского вала.

С запада и юга к Каймысовскому своду примыкают Юганская и Нюрольская впадины, с востока - Колтогорский мегапрогиб. На севере Каймысовский свод узким прогибом отделяется от Нижневартовского свода.

Каймысовскому своду в фундаменте соответствует Верхне-Васюганский антиклинорий, выделяющийся четкими аномалиями в гравитационном и магнитном поле.

В пределах оконтуренной зоны выделялись Весеннее, Игайское и Первомайское локальные поднятия преимущественно северо-западного простирания. Размер Первомайского месторождения (поднятия) по изогипсе -2480 м составил 8*5 км, амплитуды 130 м.

По изогипсе - 2460 м Первомайское, Игайское и Весеннее поднятия объединяются в единую брахтантиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную более мелкими складками и куполамию.

Рисунок 2. Тектоническая карта района работ

IV - Каймысовский свод 6 - Первомайский вал

VII - Нововасюганский вал 7 -Лохтыньяхский вал

.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность месторождения Каймысовского нефтеносного района стратиграфически связана исключительно с отложениями васюганской свиты (J3VS), залегающими непосредственно под региональной покрышкой - аргиллитами баженовской свиты.

Залежь Первомайского месторождения приурочена к горизонту Ю1 васюганской свиты, сложенному двумя песчаными пластами Ю1-0; Ю1-1 и разделяющим их глинистым экраном мощностью от 7 до 14 м.

Пласт Ю1  литологически неоднородный, представлен мелкозернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность пласта варьирует в широких пределах от 7 до 30 м. Пласт по данным промысловой геофизики и керна водоносный, при опробовании его в четырех скважинах получены притоки пластовой воды от 4,7 м3/сут при динамическом уровне 187 м до 0,7 м3/сут при переливе.

Выше залегает продуктивный пласт Ю1-0, литологически однородный, хорошо выдержанный и коррелируемый по площади. Мощность пласта в пределах большей части месторождения закономерно увеличивается от 8,2 м в присводовой части структуры до 15 м на крыльях, при общей тенденции уменьшения мощности пласта в северном направлении за счёт постепенного замещения песчаников глинистыми разностями до полного выклинивания в районе скважины № 259. Литологически пласт представлен серыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками, полевошпатово-кварцевыми, реже полимиктовыми. Коллекторские свойства пласта характеризуются значениями открытой пористости 14,5 - 20,4 %, проницаемости параллельно напластованию 11,5 - 103,6 мд. По керну кровля пласта Ю1-0 также уверенно отбивается на контакте коричневато-серых битуминозных аргиллитов баженовской свиты с чёрными плитчатыми аргиллитами и зеленовато-серыми глауконитовыми песчаниками в кровле васюганской свиты. Опробование пласта проведено в двадцати семи скважинах. Пласт вскрыт пробуренными скважинами на глубинах 2444,0 - 2547,2 м, абсолютная отметка 2346,6 - 2462,2 м Залежь пласта Ю1-0 Первомайского месторождения - пластовая сводовая, литологически ограниченная на северо-западе в районе скважины № 259, вытянута с юго-востока на северо-запад на 40 км, шириной 3 - 9 км. Высота залежи 67 - 97 м. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 100 - 500 м до 1000 м в пределах южной периклинали. Общая толщина пласта изменяется от 1,2 м до 19 м, закономерно уменьшаясь в северо-западном направлении до полного замещения в районе скважины № 259. Эффективная толщина пласта в приподнятых его частях составляет 6 - 7 м и увеличивается на склонах до 8 - 14 м. Средняя эффективная толщина составляет 7,7 м, нефтенасыщенная - 6,6м.

По промыслово-геофизическим данным удельное электрическое сопротивление нефтеносного пласта составляет 4,5 - 28 Ом*м, водоносного - 2,2 - 4,8 Ом*м. Внешние контуры нефтеносности залежей определены на структурной карте по кровле проницаемой части пласта Ю1, внутренние контуры - на структурной карте по подошве пласта.

Данные по водообильности напорам контурных вод, химизм и метаморфизм вод юрского водоносного комплекса позволяют определить режим залежей как водонапорный. Пластовое давление в залежи, приведённое к абсолютной отметке 2440 м, составляет 258,3 - 265,5 атмосферного, пластовая температура 86,5 - 93°С.

Газовый фактор изменяется в пределах залежи от 17,6 до 76,0 м3/м3. Водонефтяной контакт на месторождении установлен по совокупности промыслово-геофизических данных результатов опробования и насыщения по керну.

В пределах основной залежи выявлен региональный наклон плоскости водонефтяного контакта (ВНК) с востока на запад. Для восточного склона ВНК принят на абсолютной отметке 2423 м, при опробовании пласта выше данной отметки получены притоки безводной нефти. На западном склоне месторождения ВНК по результатам опробования уверенно устанавливается раздел вода - нефть в интервале отметок от 2440 до 2445 м. В переклинальных частях залежи ВНК принят на отметках от 2423 до 2440 м. Наклон плоскости ВНК в пределах основной залежи обусловлен особенностями гидродинамического режима.

1.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Исследуемый разрез наунакской свиты, представлен терригенными отложениями континентального генезиса. Условно он разделяется на 3 пачки Ю, Ю и Ю, каждая из которых представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей. Границы между пачками проводятся довольно уверенно, особенно между пачками Ю, Ю где их разделяет пласт угля, получивший распространение на всей площади месторождения. Корреляция песчаных тел возможна с определенной долей условности только в пределах пачки, и поэтому все песчаные пропластки в пачке называются Ю, Ю и Ю. Коллекторами являются, как правило, песчаники в основном, полимиктовые, реже кварцево-полевошпатовые, мелкозернистые, с незначительными прослоями среднезернистых разностей, крепко сцементированные, в различной степени известковистые и сильно глинистые.

Коллекторские свойства (пористость, проницаемость, нефтенасыщснность) продуктивных пластов наунакской свиты Первомайского месторождения определялись по данным исследования керна и интерпретации геолого-геофизических исследований. В связи с тем, что продуктивные пласты имеют распространение по всей территории месторождения, керн отбирался и анализировался в разрезах всех скважин. Всего проанализировано 70 образцов, но при подсчете запасов и построении геологической модели месторождения использовались только результаты исследований керна по скважинам, находившимся в пределах залежей (№ 131, 132, 133, 135), которых оказалось 69 образцов.

Анализ фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выполненных на керновом материале в лабораторных условиях, показывает на незначительные вариации пористости в пределах разностей коллекторов при общем их низком значении, проницаемости 0,5 - 10 мд. По фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы данного типа можно назвать уплотненными. Установленный предел коллектора пласта Ю составляет по пористости 10,1 %, по проницаемости 0,54 мд.

.6 Физико-химические свойства и состав пластовой жидкости и газа

Поверхностные пробы нефти были отобраны в скважинах № 131, 133, 135 и повторно в скважине № 133 в процессе повторного испытания. Проведенные исследования показали, что замеры плотности нефти в поверхностных условиях изменяются в интервале 816,2 - 838,6 кг/м3 и в среднем принятое значение плотности равно 832 кг/м3 по результатам анализа в скважине № 131. Вязкость нефти в поверхностных условиях изменяется в интервале 5,3 - 6,3 мПа*с. и принята равной 5,3 мПа*с. также по результатам анализа в скважине № 131. Содержание серы составляет 0,13 - 0,22 %, а парафинов 2,5 - 2,9 %

Определение газовых факторов также проводилось при испытании скважин № 131 и 133, где он составлял 66,6 м3/ м3 и 43 м3/ м3.

Относиться к результатам исследования проб пластовых флюидов по результатам исследования скважины № 135 и повторного исследования в скважине № 133, вероятно, необходимо с осторожностью, так как перфорация и последующий за ней гидроразрыва проведен в нефтенасыщенным пласте Ю совместно с газоконденсатонасыщенным пластом Ю.

Верхнеюрский водоносный комплекс представлен двумя водоносными комплексами, соответствующими продуктивным пластам Ю10 и Ю11, разделенными глинами толщиной 7 - 14 м. Скважины, вскрывшие пласт Ю10, средне- и высокодебитные. Минерализация изменяется от 32 до 40 г/л, с более высокими значениями в восточной части месторождения. Тип вод хлоридно-натриевый. Из редких элементов отмечено высокое содержание стронция (до 540 мг/л); в восточной части месторождения концентрация железа выше и достигает 150 мг/л.