ведение……………………………………………………………………………………………….1

2. Геологическая характеристика месторождения

2.1 Нефтеносность…………………………………………………………………………………. 5

2.2 Характеристика продуктивных пластов……………………………………………………... 6

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов…………………………………………..8

2.4 Особенности разработки Приобского месторождения……………………………………….9

2.5 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении………………………………………………………………… 11

3. Заводнение пластов…………………………………………………………………………… 12

4. Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин……………………………………………………………………………………………..16

4.1 Методика расчета дебитов воды и нефти в элементе трехрядной системы разработки……………………………………………………………………………….. 17

4.2 Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы………………………….. 17

4.3 Определение показателей разработки месторождения…………………………………….20

5. Список литературы…………………………………………………………………………….. 25

1. Введение

В отечественной и зарубежной практике разработки нефтяных месторождений широко используются различные методы воздействия на пласт, различающиеся механизмами воздействия на пласты и используемыми рабочими агентами. Наиболее распространенными методами воздействия являются:

заводнение (включая различные гидродинамические методы воздействия);

разновидности заводнения с использованием химических реагентов (физико-химические методы воздействия):

полимерное,

с применением ПАВ,

мицеллярное,

щелочное,

растворами кислот,

агентами на спиртовой основе,

агентами на других основах,

карбонизированной водой,

заводнение с потокоотклоняющими технологиями на основе химических

реагентов;

газовые методы:

смешивающиеся вытеснение нефти углеводородными газами, несмещивающиеся вытеснение нефти углеводородными газами, вытеснение нефти неуглеводородными газами, водогазовая репрессия;

нагнетание оторочек жидких растворителей, тепловые методы;

нагнетание пара, нагнетание горячей воды, внутрипластовое горение.

микробиологические методы.

Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические

критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири,- а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.

2. Геологическая характеристика месторождения 2.1 Нефтеносность

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты K)i и Юз) и баженовской (пласт Юо) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в

шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: AC₁₂3, АС₁₂2, АС₁₁2-4, АС₁₁1, АС₁₁0, АС₁₀1-2, АС₁₀0, АС₉, АС₇. Залежи пластов АС ₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

2.2 Характеристика продуктивных пластов

Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.

По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания* пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты BCi.5 были переиндексированы на АС_7-12 .

При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1,

Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах

эксплуатационного участка.

Пласт

Средняя

глубина

Средняя толщина

Открытая пористость. %

Нефтенасыщенность. %

Коэффициент песчанистости

Расчлененность

Общая, М

Эффект, М

АС₁₀⁰

2529

10,2

1,9

17,6

60,4

0,183

1,8

АС₁₀¹-²

2593

66,1

13,4

18,1

71,1

0,200

10,5

AC₁₀⁰

2597

20,3

1,9

17,2

57,0

0,091

2,0

AC₁₀^1-2

2672

47,3

6,4

17.6

66,6

0,191

6:1

AC₁₁⁰

2716

235,3

4,9

17,6

67,2

0,183

4,5

AC ₁₁ ¹

2752

26,7

4,0

17,7

67,5

0,164

3,3

AC₁₂^3-4

2795

72,8

12,8

18,0

69,8

0,185

9,3

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС 10, АС 11 и АС 12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза нижепластового ( высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезуэксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют онезначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС 10, АС 11, и АС 12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС 11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пластАС 10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /СЗН8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС 10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС 11 и АС 12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС 10 - II Т1П2, пластов АС 11 и АС12-П Т2П2.

Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристикми нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. Условия сепарации следующие:

1 ступень - давление 0,785 Мпа, температура 10⁰С;

2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30⁰С;

3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40⁰С;

4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40⁰С. Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов.

2.4 Особенности разработки Приобского месторождения

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны:

низкая проницаемость;

низкая песчанистость;

повышенная глинистость;

высокая расчлененность.

До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС₁₀, АС₁₁, AC₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС ₁₂.

В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны

коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.

Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов). В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС_12. Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС₁₂ является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС₁₀ и АС₁₁ относятся к средне и низкопродуктивным, а АС₁₂ - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

2.5 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются :

глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий

замкнутый,

толщина пластовАС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,

пластовая температура- 88-90°С,

низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

исследования керна - по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС ₁₂ соответственно 15,4,

25,8, 2,4 мd

высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

плотность пластовой нефти- 780-800 кг/м³,

вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,

давление насыщения нефти 9-11 МПа,

нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).

3. Заводнение пластов

Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:

ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,

засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,

выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,

уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь

пласт (для прерывистых пластов, возможно также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу),

значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора засчет выпадения парафинов.

Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.

Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.

Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия .

Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:

- основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой , что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Кроме того, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательно воздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия на водород.

- сильно развитая неоднородность пласта и большое число пропластков, приводящие к низкому охвату пласта раствором щелочи. Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин.

Исходные данные

Исходные данные

9

№

Наименование параметра

Еденица

Символ

Значения

п/п

измерения

1

Площадь нефтеносности

М²

S

2000*10⁹

2

Плотность сетки скв-н

М²/СКВ

S_c

25*10⁴

3

Расстояние м/д линией нагнетания и

линией отбора

М

1

500

4

Расстояние м/д сквжинами (ширина элемента)

М

b

500

5

Абсолютная проницаемость пласта

М²

К_абс

0,17*10¹²

6

Общая толщина пласта

М

h_o

20.6

7

Коэффициент охвата

К_охв

0.7

8

Вязкость нефти в пластовых условиях

Па* с

µ_H

1,54*10^-3

9

Вязкость воды в пластовых условиях

Па* с

µ_B

0,36*10^-3

10

Относительная проницаемость

11

пласта для нефти

М²

k_n

0,85

11

Относительная проницаемость

пласта для воды

М²

k_н

0,32

12

Толщина пласта, охваченного заводнением

М

h

14,4

13

Пористость пласта

m

0,19

14

Начальная насыщенность связанной водой

S_CB

0,1

15

Остаточная нефтенасыщенность

S_{H OCT}

0,27

16

Перепад давлений м/д линиями нагнетания

.

и отбора

Па

Рс

0,476* 10⁶

Месторождение вводится в разработку в течение шести лет. При этом ежегодно разбуривается и вводится в эксплуатацию по 60 элементов

(60 скважин).

Разработка осуществляется при постоянном перепаде междулиниями нагнетания и отбора.

Предполагается, что за весь рассматриваемый период ни один

элемент системы не выбывает из разработки. Требуется рассчитать

изменение в течение 12 лет следующих показателей разработки

месторождения: 1) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для одного элемента системы разработки;

2) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для месторождения в целом.

4.1 Методика расчета дебитов нефти и воды в элементе трехрядной системы разработки месторождения при логарифмически нормальном законе распределения абсалютной проницаемости представлена в источнике ((1), задача 3.7).

4.2 Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы.

По формуле (13) из (1) определяют проницаемость к* пласта, обводнившегося ко времени t=t*.

Например, при t*=3J5*10 ≈365 сут

Для вычисления дебита нефти и воды необходимо определять значение интеграла

Можно при этом использовать также таблицы интеграла вероятности

помещенные в справочнике (2).

Имеем соотношение:

Обозначим

тогда

Таким образом, обводненность v=v(t) будем вычислять по формуле (21) из ист.(1) преобразованной к виду

Приведем к виду, удобному для вычислений, зависимость k_*=k_*(t)

Например, при t= 3,15·10⁷≈365сут k_* =2.9·10^-12

По таблицам Ф(3,59)=0,99. Отсюда при t=3 515*10⁷с значение v_э=0,005 Результаты вычислений изменения во времени обводненности продукции, а также дебита нефти и воды при постоянном дебите жидкости для элемента

пласта приведены в таблице при ряде значений времени t==t_*

Т ,

годы

К_*,

10^-12м²

X

Ф(X)

Vэ(t)

q_нэ,

м³/сут

q_вэ

м³/сут

η_э

1

2,9

3,59

0,99

0,005

34,83

0,17

0,138

2

1,46

2,5

0,9874

0,0063

34,78

0,22

0,154

3

0,97

1,9

0,9426

0,029

34

1,0

0,166

4

0,73

1,53

0,9164

0,04

33,6

1,4

0,189

5

0,58

1,05

0,7062

0,147

29,8

5,2

0,193

6

0,49

0,9

0,6318

0,18

28,7

6,3

,0,208

7

0,42

0,69

0,5098

0,24

26,6

8,4

0,224

8

0,37

0,45

0,3472

0,33

23,45

11,55

0,235

9

0,32

0,3

0,2358

0,38

21,7

13,3

0,244

10

0,29

0,13

0,1034

0,45

19,25

15,75

0,258

11

0,26

-0,02

-0,016

0,5

17,5

17,5

0,262

12

0,24

-0,15

-0,1192

0,56

15,4

19,6

0,270

Дебит жидкости, получаемый из элемента разработки q_ж согласно (20) не изменяется со временем при p_c=const. По формуле (20) имеем

согласно источнику (1).

Изменение во времени нефтеотдачи показано на графике 1 ,откуда видно что через 12 лет после начала разработки элемента его нефтеотдача станет равной Г1э=0,27.

4,3 Определение показателей разработки месторождения.

Согласно плану разбуривания и обустройства месторождения ежегодно в течение шести лет, т.е. в течение срока ввода месторождения в разработку в эксплуатацию передается по 60 элементов. Всего за 6 лет введено в эксплуатацию 360 элементов. Для простоты будем считать, что добыча нефти с разбуриваемых элементов будет происходить с начала каждого года.

Для определения изменения во времени добычи нефти по месторождению в таб. 2 приведены данные о добыче нефти из элементов, вводимых в действие за каждый год. Для определения добычи нефти в целом по месторождению добыча нефти по группам элементов суммируется по каждой горизонтальной строке таблицы. Аналогичным образом строится таблица 3 для расчета добычи воды.

Обводненность добываемой из месторождения продукции вычисляют по формуле

Всего по месторождению в разработку вовлекается объем нефти в пластовых условиях

Коэффициент охвата по месторождению в целом η₂=0,7. Поэтому общий объем нефти в пласте

Нефтеотдача по месторождению в целом определяется как отношение объема накопленной добычи нефти

к первоначальному объему нефти в пласте Vн