Анализ влияния фильтрационно-емкостных характеристик на повышение эффективности Самотлорского нефтяного месторождения (Тюменская область)

Очень достойная работа, оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

1

1

Нефтеносными являются пласты ЮВ11 и частично ЮВ12 (рис.2.1). Коллекторами нефти являются средне-, мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Разделом между пластами служат аргиллиты толщиной от 0,5 до 8 м. Для продуктивных пластов характерна литологическая неоднородность, обусловленная переслаиванием и взаимозамещением коллекторов и неколлекторов. Литологическая характеристика продуктивного горизонта ЮВ1 на Новогодней площади не изучалась. Учитывая идентичность условий осадконакоплений юрских отложений в районе Самотлорского месторождения, при описании литолого-коллекторских свойств продуктивных пластов участка использованы данные анализов керна и гранулометрические характеристики пластов ЮВ11-2 Самотлорского месторождения. По гранулометрическому составу песчаники характеризуются как мелкозернистые, среднеотсортированные, слабоглинистые (табл. 2.1).Таблица 2.1 - Гранулометрическая характеристика горизонта ЮВ1Самотлорского месторожденияТип и разновидности породКол-воопределенийРазмер фракций, ммГранулометрический состав, %>0,250,25-10,1-0,050,05-0,01<0,01Песчаники379,652,817,88,611,2Алевролиты0,2-29,58,2-69,24,0-57,61,1-37,10,7-21,7Алевролиты средне-, крупнозернистые, плохо отсортированные, с относительно небольшим содержанием песчаного материала.Породообразующие компоненты в расчете на обломочную часть представлены кварцем (47,7%), полевыми шпатами (41,1%), обломками разных пород (9,5%) и слюдами (1,7%), которые цементируются, в основном, глинистыми минералами. Обломочная часть представлена угловатыми, нередко остроугольными, удлиненнопластичными, слабоокатанными зернами вышеуказанных компонентов. Среди глинистых минералов преобладают каолинит (6,3%), и гидрослюда (4,6%). Минеральный состав продуктивного горизонта ЮB1 Самотлорского месторождения представлен в табл. 2.2Таблица 2.2 - Минеральный состав продуктивного горизонта ЮB1 Самотлорского месторожденияОбломочная часть пород,%Цемент, %КварцПолевые шпатыОбломки породСлюдаХлоритовыйГидро-слюдистыйКаолинитовыйЖелезистотитанистыйПрочие компонентыДля пород горизонта ЮB1 характерно высокое содержание железисто-титанистых и карбонатных образований, соответственно 3,8 и 3,9% в среднем. В шлифах с помощью микроскопа наблюдается более или менее равномерное распределение железисто-титанистых образований в тонких соединительных поровых каналах, что существенно усложняет структуру перового пространства коллекторов: повышает извилистость и уменьшает сообщаемость пор.Изучение материалов ГИС показало, что в разрезе скважин условно можно выделить два типа разреза. К первому типу отнесены разрезы, представленные пятью песчаными телами, разделяющимися между собой глинистыми разделами. Для второго характерно слияние песчанистых тел. В результате корреляции выделены 2 пачки: «а» и «в» ЮВ11, в пласте ЮВ12 четыре пачки: «с», «d», «е», «к» (ГП 2).Пачка «к» по площади не выдержана и в разрезе большинства скважин замещена непроницаемыми породами. В случае, когда пачка представлена коллектором – коллектор водонасыщен, поэтому в таблицах 2.3 и 2.4 не рассматривается.Каротажная диаграмма скважины 51202 Новогодней площадиРисунок 2.1 - Диаграмма скважины 51202Таблица 2.3 - Значения коллекторских свойств пачек ЮВ11-2ПараметрПачка "а"Пачка "в"Пачка "с"Пачка "d"Пачка "е"В целомНефтенасыщенная толщина, мСреднее значение3,43,8442,73,6Интервал изменения0-5,40-7,70,6-8,31,2-7,70-6,90-8,3Проницаемость, мДСреднее значение36,23,219,226,68,621,7Интервал изменения6-661-101-661-661-401-66Пористость %Среднее значение17,715,116,917,216,116,5Интервал изменения15,8-18,214-16,214-18,214,7-18,214-17,714-18,2Нефтенасыщенность, %Среднее значение63,343,149,25344,852,9Интервал изменения47-8036-5336-6739-6738-5736-80Песчанистость, доли ед.Среднее значение0,590,50,750,730,620,64Таблица 2.4 - Толщина глинистого раздела между пачкамиГлинистый раздел между пачкамиИнтервал изменения"а" и "в"1,2-7,3"в" и "с"0,8-7,3"с" и "d"0-6,6"d" и "е"0-6,82.2. Геолого-физическая характеристика пласта ЮВ1Новогодняя площадь является наиболее крупной промышленной залежью Самотлорского месторождения. Размеры залежи 3,75x3,125 км, максимальная высота – 74 м. Тип залежи пластово – сводовый. Новогодняя площадь по геологическому строению пласта ЮВ1 относится к сложным. Это связано как с особенностями коллекторских свойств, так и со сложным строением песчаных тел по площади и разрезу. Коллекторами нефти являются средне- и мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Залежь нефти приурочена к мелким структурным поднятиям. Пористость составляет 15-17%, проницаемость - 27 мД, эффективная нефтенасыщенная толщина 9 м, нефтенасыщенность 0,60 д. ед., начальная пластовое давление 245 кгС/см2, газосодержание 89,6 м3/т. Абсолютные отметки ВНК по Новогодней площади –2315м.Коллекторские свойства горизонта ЮB1 в пределах Новогоднего поднятия по керну были изучены в скважинах 6Р и 51208. В лабораторных условиях проведено 77 определений пористости и по 74 определения проницаемости и водоудерживающей способности. На рис. 2.2 приведено распределение проницаемости, полученное по данным исследования 99 образцов керна пластов ЮВ1 Новогодней площади. Как видно из рисунка, основная часть образцов коллектора (44,4%) представлена проницаемостью от 1 до 5 мД и лишь 4% образцов имеют значение проницаемости более 40 мД. Рисунок 2.2 - Распределение проницаемости объекта ЮВ1 по данным исследования керна. Новогодняя площадьВ таблице 2.5 приводится сопоставление средних значений коллекторских свойств, определенных по керну, по Новогодней площади и Самотлорскому месторождению.Таблица 2.5 - Сравнение коллекторских свойств пород горизонта ЮВ1 по Новогодней площади и Самотлорскому месторождениюНовогодняя площадьСамотлорское месторождениеИзуч. толщина, мОткрытая пористостьПроницаемостьВодоудер. способностьИзуч. толщина, мОткрытая пористостьПроницаемостьВодоудер. способностьКол-во опред.Ср. знач.Кол-во опред.Ср. знач.Кол-во опред.Ср. знач.Кол-во опред.Ср. знач.Кол-во опред.Ср. значКол-во опред.Ср. знач.17,47716,07411,07450188,842516,538920,736445,2Анализируя таблицу 2.5, можно сказать следующее: значения открытой пористости и водоудерживающей способности пласта ЮВ1 по Новогодней площади и, в целом, по Самотлорскому месторождению имеют близкие значения. Значение проницаемости, отличается в сторону уменьшения, что обусловлено ограниченностью данных керна [5]. 2.3. Свойства пластовых флюидовФизико-химические свойства нефти и растворенного газа непосредственно на Новогодней площади не изучались. Поэтому для характеристики состава нефти использованы данные исследований поверхностных и глубинных проб по всему Самотлорскому месторождению. Нефть пластов ЮВ1 была охарактеризована поверхностными пробами из 5 скважин и глубинными из 6 скважин.По данным поверхностных проб плотность нефти - 0,840 т/м3, вязкость при 20°С - 5,4 МПаС, при 50 °С - 2,8 МПаС, содержание серы - 0,6 % весовых, парафина - 3,4 %, асфальтенов - 1,4 %, селикагелевых смол - 3,2 %, температура начала кипения - 67 °С, застывания - 16 °С, выход фракций при температуре 300 °С - 54,8 % объемных (таблица 2.6). В условиях пласта нефти средней плотности, маловязкие, с давлением насыщения ниже пластового давления /8/. По данным глубинных проб плотность пластовой нефти - 0,780 т/м3, при условии многоступенчатой сепарации - 0,837 т/м3, газосодержание - 88 м3/т, газовый фактор при условии многоступенчатой сепарации 75 м3/т, объемный коэффициент при условии многоступенчатой сепарации - 1,151, при этом газ разгазированной нефти содержит метана – 75,15; этана - 5,94; пропана - 8,77; и-бутана - 2,07; н-бутана - 3,16 % молярной концентрации (таблица 2.7).Все подсчетные параметры, характеризующие физико-химические свойства нефтей, соответствуют параметрам, принятым при утверждении запасов нефти Самотлорского месторождения в 1987 г. [1]. Это объясняется тем, что дополнительных анализов на Новогодней площади не проводилось. Значения подсчетных параметров приведены в таблице 2.8.Таблица 2.6 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Самотлорского месторождения. Пласт ЮВ1НаименованиеДиапазон исследованияСреднее значениеПлотность, кг/м3835,6-844,9840,2Вязкость, мПапри t0 20при t0 504,0-5,12,2-2,64,62,4Температура застывания, 0С-35,0-35,0-15,8Молярная масса, кг/моль170,0-193,0180,3Температура насыщения нефти парафином, °С23,9-37,429,7Массовое содержание, %серы0,4-0,70,6смол селикагелевых2,8-3,83,2 асфальтенов1,2-1,71,4 парафина2,3-5,83,4Объемное содержание фракций, %при t0 1000,5-8,04,3при t0 15015,5-20,018,1при t0 20029,5-32,531,8при t0 30054,0-55,554,8Таблица 2.7 - Физико-химическая характеристика нефти, газа и головных углеводородов пласта ЮВ1 Самотлорского месторожденияПараметрыЮВ1Плотность нефти в пластовых условиях, т/м30,780Плотность нефти при условиях сепарации, /м30,837Газосодержание, м3/т88Газовый фактор при условии сепарации, м3/т 75Объемный коэффициент 1,19Объемный коэффициент при условии сепарации1,151Вязкость пластовой нефти, МПаС 0,90Содержание серы, % весовой 0,6Содержание парафина, % весовой 3,4Содержание смол, % весовой 3,2Содержание, % молярной концентрации компонентов газа: этана пропана бутана 5,948,775,23Таблица 2.8 – Значения физико-химических параметров нефти и растворенного газа, принятые для подсчета запасовПластПлотность нефти, т/м3Пересчетный коэффициентГазовый фактор, м3/тЮВ10,8370,869752.4. Краткая характеристика истории разработки залежи пласта ЮВ1Проектом разработки Самотлорского месторождения, составленным 1990-1992 г.г. в пределах Новогодней площади было предусмотрено бурение 9 скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 метров. Проектный фонд Новогодней площади был реализован в течении 1992-1993 г.г. Все пробуренные скважины дали притоки безводной нефти, что свидетельствовало о расширении контура нефтеносности объекта по сравнению с принятым при подсчете запасов нефти Самотлорского месторождения в 1987 году. Новогодняя площадь эксплуатировалась с 1997 года согласно проектным решениям по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м, плотность сетки по объекту ЮВ1 в целом 27 га/скв. Составленная программа опытно-промышленных работ для обеспечения равномерности выработки запасов включала в себя дострелы и перестрелы продуктивных интервалов глубокопроникающими перфораторами, работы по гидроразрыву пласта. Кроме того, было организовано приконтурное заводнение с целью поддержания пластового давления (соотношение нагнетательных и добывающих скважин (1:4)). Внедрение приконтурного заводнения позволило поддерживать пластовое давление, что существенно сдерживало темпы падения дебитов жидкости. Таким образом, внедрение системы ППД на Новогодней площади в значительной степени способствовало интенсификации выработки залежи. 2.5. Анализ текущего состояния разработки пласта ЮВ1 Новогодней площадиНовогодняя площадь входит в состав Самотлорского месторождения и находится в Нижневартовском районе ХМАО-Югры Тюменской области. Залежи нефти выявлены в отложениях верхней юры – продуктивный горизонт ЮВ1. Балансовые запасы нефти по состоянию на 01.01.2009 г. составляют 8252 тыс. т, извлекаемые – 3473 тыс. т, проектный КИН – 0,421. Срок достижения утвержденного КИН –65 лет. С начала разработки с 1992 г. по объекту отобрано 1923,8 тыс. т нефти или 62,4 % НИЗ (рисунок 2.3), текущий КИН составляет - 0,220 [5]. Остаточные извлекаемые запасы38%Добыто нефти с начала разработки 62%Рисунок 2.3 - Соотношение остаточных извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи по Новогодней площадиПо состоянию на 04.1997 года на участке было пробурено 38 скважин различного назначения. По полученным материалам, по вновь пробуренным скважинам, существенно уточнили представление о геологическом строении залежи, о параметрах и запасах рассматриваемой площади. По материалам этих скважин подсчитанные запасы нефти по категориям составили: В - 4882 тыс. т., С1- 2875тыс. т., которые по решению ЦКЗ РФ приняты на государственный баланс (протокол ЦКЗ от 9.04.1997г.). При разбуривании залежи значительно расширилась площадь нефтеносности (на 71%). Это привело к уточнению запасов. Увеличение площади нефтеносности и эффективных нефтенасыщенных толщин по залежи произошло за счет уточнения ВНК.К настоящему времени разбурена практически вся площадь месторождения. С 1992 г. формирование систем разработки, сетка скважин, положение забоев и вскрытие продуктивных интервалов в основном выдерживались в соответствии с проектом, который был реализован в течение 1992-1993 г.г. Все пробуренные скважины дали приток безводной нефти [5].2.5.1. Динамика основных технологических показателей разработкиНа первой стадии разработки (с 1992 г. по 2002 г.) Новогодней площади рост добычи нефти обеспечивался путем увеличения фонда добывающих скважин, работающих на безводном режиме. В это время активно вводится система поддержания пластового давления для компенсации отборов жидкости. Для закачки используют воду из р. Вах. К концу данного периода для поддержания пластового давления закачали 78,7 тыс. м3 в год. Добыча жидкости составила 118,8 тыс. т. А добыча нефти к концу периода составила 108,4 тыс.т. С течением времени просматривается тенденция обводнения продукции. Вторая стадия разработки (с 2002 г. по 2005 г.) характеризуется максимальной добычей нефти, которая составила примерно 300 тыс.т. в год. Пик приходится на 2004 г., в котором добыто 333,9 тыс.т. (рисунок 2.4). Удержание добычи на этом уровне обеспечивается вводом в эксплуатацию новых добывающих скважин и далее увеличением фонда ППД и за счет проведения ГТМ. В 2003 г. их количество достигло 39 скважин (рисунок 2.8). На этой стадии разработки наблюдается интенсивный рост средней обводненности, а именно она вырастает до 51,6% (рисунок 2.6). Средний дебит скважин по нефти составил 22,6 т/сут (рисунок 2.7). Добыча жидкости постепенно возрастает с 291,7 до 500,3 тыс.т. (рисунок 2.5). Третья стадия разработки (с 2005 г. по 2009 г.) характеризуется падением добычи нефти до 115,4 тыс.т., ростом обводненности до 89% (рисунок 2.6). Увеличивается добыча жидкости до 994,6 тыс.т. (рисунок 2.5). С 2005 г. происходит постепенное снижение дебита скважин по нефти, в 2009 г. он составил 16,8 т/сут. При этом дебит жидкости возрастает до 144,6 т/сут (рисунок 2.7) [1].252,2143,8108,4333,9242,1179,6133,9115,4497,9750,11084,01326,11505,71649,51783,41898,8020040060080010001200140016001800200020022003200420052006200720082009ГодыДобыча нефти, тыс.т.годоваянакопленнаяРисунок 2.4 - Динамика годовой и накопленной добычи нефти по годам.Новогодняя площадь994,6915,4684,9554,1500,3451,3291,7118,8822,54923,23928,63013,22328,31774,21273,9530,8010002000300040005000600020022003200420052006200720082009ГодыДобыча жидкости, тыс.т.годоваянакопленнаяРисунок 2.5 - Динамика годовой и накопленной добычи жидкости по годам.Новогодняя площадь8,713,52651,667,67985,489010203040506070809010020022003200420052006200720082009ГодыОбводненность, %Рисунок 2.6 - Динамика обводненности по годам. Новогодняя площадь26,710,820,22120,219,219,516,811,823,636,143,461,891,6133,5144,602040608010012014016020022003200420052006200720082009ГодыДебит,т/сут.нефтьжидкостьРисунок 2.7 - Динамика дебита нефти и жидкости по годам. Новогодняя площадьТаблица 2.9 - Динамика показателей разработки Новогодней площадиПоказателиЕд.изм.2002г.2003г.2004г.2005г.2006г.2007г.2008г.2009г.Добыча нефтитыс.т108,4252,2333,9242,1179,6143,8133,9115,4Добыча жидкоститыс.т118,8291,7451,3500,3554,1684,9915,4994,6Закачка водытыс.м378,7309,4321,7222,4212,9486,2648,6588,6Накопленная добыча нефтитыс.т.497,9750,11084,01326,11505,71649,51783,41898,8Накопленная добыча жидкоститыс.т.530,8822,51273,91774,22328,33013,23928,64923,2Дебит нефтит/сут10,820,226,721,020,219,219,516,8Дебит жидкостит/сут11,823,636,143,461,891,6133,5144,6Приемистостьм3/сут104,484,670,548,347,992,180,670,1Обводненность%8,713,52651,667,67985,489Действующий фонд добывающих скважинскв.3339373124202119Действующий фонд нагнетательных скважинскв.7121311121823232.5.2. Анализ структуры фонда скважинНа 01.01.2009 в действующем добывающем фонде находится 20 скважин, в бездействии находятся 7 скважин из-за отсутствия оборудования, одна - в наблюдательном фонде. Действующий нагнетательный фонд 23 скважины, 2 скважины находятся в бездействии по причине отсутствия приемистости (ГП 4) [5].Характеристика фонда скважин по категориям дана в таблице 2.10Действующий фондБездействующеий фондОсвоениеЭксплуат.Консерв.Пъезом.НаблюдЛиквид.Ож. ликвид.ИтогоНефтяной фонд20727128Нагнетательный фонд2322525ИТОГО4290510010053Таблица 2.10 - Состояние нефтяного и нагнетательного фонда на 01.01.2009 г.С момента ввода месторождения в эксплуатацию (1992 г.) по 2000 г. скважины эксплуатировались штанговыми насосами со средним дебитом 9м3/сут и обводнённостью 10%, кроме скважины 51209 (5-50-1300), при забойных давлениях от 15 до 19,5 МПа. Для фонтанирующих скважин забойное давление составляло 20-21МПа. Период 02.2000 - 02.2004 г.г. характеризуется массовым переводом скважин с УШГН на УЭЦН с увеличением отбора на 02.2001 г. в 1,6 раза, к 02. 2003 г.-1,9 раза. С 1999 г. по 2001 г. введено в эксплуатацию 13 нагнетательных скважин с суточной закачкой 600м3/сут. Среднее забойное давление - 9,5 МПа, основной способ эксплуатации УЭЦН – 23 скважин, УШГН (нв-32) – 1 скважина. Снижение Рзаб негативно сказывается на работе подземного оборудования (температура, содержание свободного газа на приеме насоса, повышенная концентрация абразива в перекачиваемой насосом жидкости), что ведет к увеличению часто ремонтируемого фонда скважин, создавая дополнительные трудности в обеспечении уровня добычи нефти за период.Период 2004 г.-2009 г. характеризуется переводом 5 скважин из добывающего фонда в нагнетательный и проведения ряда ГТМ для интенсификации добычи нефти (рисунок 2.8). 333724201971323393121121112182305101520253035404520022003200420052006200720082009ГодыКоличество скважиндейств. добыв.фонд скв.действ. нагнетат.фонд скв.Рис. 2.8 - Динамика действующего нефтяного и нагнетательного фонда. Новогодняя площадьЗа весь период освоения Новогодней площади в ее разработке участвовали 53 скважины, в том числе добыча нефти осуществлялась из 39 скважин, под закачку использовали 12 скважин. В разные годы структура фонда менялась и со временем под закачку перевели 11 скважин. За весь период разработки ни одной скважины не было ликвидировано. В наблюдательный фонд перевели одну скважину. На протяжении всей истории разработки месторождения механизированная добыча являлась преобладающей. В настоящее время весь добывающий фонд механизирован, основными способами эксплуатации являются установки ЭЦН и ШГН. В 2008 г. в эксплуатации на нефть находилось 19 скважин, средний дебит скважин по нефти составил 16,8 т/сут, по жидкости – 144,6 т/сут при обводненности продукции скважин 89 % (см. рисунки 2.6, 2.7, 2.8) [5].Фонд скважин Новогодней площади является низкодебитным по нефти (рисунок 2.9). С дебитом нефти менее 5 т/сут работают 10 скважин (43% фонда находящегося в эксплуатации). Рис. 2.9 - Распределение скважин по дебиту нефти. Новогодняя площадь Основная доля фонда скважин (14 скважин, 61% фонда добывающих скважин находящихся в эксплуатации) работают с обводненностью выше 80% Рис. 2.10 - Распределение скважин по обводненности. Новогодняя площадь2.5.3.Сопоставление проектных и фактических показателей разработкиСопоставление проектных и фактических показателей разработки Новогодней площади представлены в таблице 2.11 [10].Таблица - 2.11 Сопоставление фактических и проектных показателей разработки Новогодней площадиДобыча нефти, тыс. тДобыча жидкости, тыс.