Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 1 )

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны.

Во второй половине 90-х годов большинство наиболее крупных месторождений Западной Сибири вступили или вступают на позднюю стадию разработки. Текущее состояние разработки основных пластов Южно-Ягунского нефтяного месторождения характеризуется также снижением добычи нефти в связи с увеличением обводненности. Это предопределяет актуальность промышленного применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Опыт реализации этих мероприятий вывел зависимость эффективности технологии мероприятий от геолого-физической характеристики пластов и особенностей текущего состояния разработки.

Многочисленные исследования по контролю за разработкой на Южно-Ягунском месторождении позволили выявить закономерность: закачиваемая в пласт вода прорывается в добывающие скважины по наиболее проницаемым в разрезе пропласткам ограниченной толщины в то время как пропластки пониженной проницаемости процессом вытеснения не охвачены.

По мере снижения пластового давления в зонах пониженной проницаемости и загрязнения призабойных зон в добывающих и нагнетательных скважинах, низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки постепенно полностью самоотключаются из работы, что приводит к консервации активных геологических запасов на определенное время и снижению текущей и конечной нефтеотдачи.

Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождений является обработка призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности скважины. Ускорение научно-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны предполагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти.

На современном этапе сокращается число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции.

Вновь открываемые и разрабатываемые месторождения запасов нефти имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми.

В таких условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.

За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологии воздействия на призабойную зону уделялось недостаточное внимание.

Вместе с тем, накопительный опыт показывает, что воздействие на призабойную зону существенно увеличивает показатели скважин, в том числе и нефтедобычу.

Целью данного дипломного проекта является наглядное отображение эффективности применения методов воздействия на призабойную зону пласта в НГДУ «Когалымнефть».

Учитывается влияние методов на пласт, всевозможные отрицательные и положительные стороны воздействия.

В работе рассмотрены и проанализированы методы ПНП, применяемые на этом предприятии, рассмотрены технологические требования и параметры, возможность применения в данных условиях, рассчитана экономическая эффективность.

1 Общая геологическая характеристика залежи

1.1 Общие сведения о Южно-Ягунском месторождении

Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, в 117 км к северо-востоку от г. Сургута и в 97 км к юго-востоку от г. Ноябрьска.

В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения расположен ряд крупных нефтяных месторождений, находящихся в разработке: Федоровское (54 км на юг), Повховское (93 км на восток), Холмогорское (30 км на север), Южно-Ягунское (6 км на восток), Карамовское (61 км на север). Западнее Южно-Ягунского месторождения проходят трассы нефтегазопроводов Уренгой - Челябинск, "Холмо-горовское-Федоровское месторождения" и ряд трасс местного значения.

В орографическом отношении площадь представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов. Абсолютные отметки рельефа изменяются от плюс 70 м на юге до плюс 85 м на севере.

Гидрографическая сеть представлена представлена реками субмеридио-нального направления: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Орть-Ягун, Тлунг-Ягун и др. Они имеют сильно меандрирующие русла, сохранившиеся старицы, множество мелких притоков, изобилуют песчаными перекатами и завалами леса. Благодаря равнинности рельефа и слабому дренажу широко распространены болота и многочисленные озера. Основная масса озер имеет небольшую величину. Наиболее крупными являются озера Выртль-Сам-Лор, Ики-Инг-Лор, Юль-Виум-Лор, Коголым-Лор, Васыг-Лор, Тетль-Котым - Энтль-Лор, Вондыр-Лор. Озера, в основном, неглубокием). В зимнее время часть из них промерзает до дна. Судоходные реки на территории Южно-Ягунского месторождения отсутствуют.

Для целей водоснабжения практический интерес представляют воды новомихайловского водоносного горизонта, который имеет повсеместное распространение в пределах данной территории и залегает на глубине 75-104 м. Воды удовлетворяют требованиям предельно допустимых концентраций, за исключением мутности, содержания ионов железа и марганца. Для улучшения качества вод необходимо проводить аэрацию с последующим фильтрованием.

Климатические условия района работ формируются под воздействием холодных воздушных масс Полярного бассейна и теплого воздуха Азиатского материка и отличаются своей континентальностью: короткое жаркое летои продолжительная холодная зима. Самым холодным месяцем является январь с минимальной температурой до минус 55 0С, самым жарким - июль с максимальной температурой до плюс 350 С. Отрицательная среднегодовая температура составляет минус 23,2 0С, положительная плюс 16,1 0С. Продолжительность снежного покрова с октября по май, его высота достигает 2 м. Глубина промерзания почвы 1,3 - 1,7 м. В конце октября реки покрываются льдом и вскрываются во второй половине мая.

Рассматриваемая территория расположена в зоне не сплошного распространения многолетнемерзлых пород. По результатам геофизического изучения скважин наблюдается двухчленное строение вечной мерзлоты. Верхний (современный) слой залегает на глубине 10-40 м от поверхности, температура его постоянна и близка к 0 0С. Нижний (реликтовый) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Глубина сезонного протаивания почвы на вечномерзлых породах составляет 0,5 - 0,6 м, достигая на таликах до 4,5 м. Наибольшая глубина протаивания отмечается в августе.

Территория Южно-Ягунского месторождения находится в зоне средней тайги. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болотные ассоциации, с отдельными островками карликового леса (сосна, береза). Залесненность площади составляет около 15 %.

Транспортировка грузов до района работ осуществляется круглогодично по железной дороге через г. Тюмень до станции Когалымская, которая расположена на расстоянии около 28 км на юго-восток от месторождения и далее автотранспортом. В зимнее время транспортировка грузов и оборудования до подбаз и буровых осуществляется гусеничным или автотранспортом по зимникам после полного промерзания болот.

В непосредственной близости от Южно-Ягунского месторождения (на территории Южно-Ягунского месторождения) разведано шесть песчаных карьеров, предназначенных для разработки как механизированным, так и открытым способом. Они приурочены к русловым отложениям р. Ингу-Ягун и представлены песками пылеватыми, мелкими и средней крупности. Кроме того, в междуречье Ингу-Ягун и Кирил-Выс - Ягун оконтурен перспективный участок песчано-гравийной смеси с содержанием грубообломочного материала до 30 %. Условия залегания позволяют разрабатывать участок открытым способом. Гравий, галька и валуны наблюдаются непосредственно в обнажениях, в массе разнозернистого песка.

В пределах соседнего Холмогорского месторождения разведано два месторождения песка и одно - глин. Месторождение кирпичных глин расположено в верховьях рек Пырин-Яха и Канто-Яха в 6 км севернее озера Пыр-Ялор. Запасы по категории С составляют 3 млн. м3. Глины пригодны для изготовления строительного кирпича марки "150".

Пески месторождений могут быть рекомендованы для отсыпки дренирующего слоя автодорог, приготовления строительных растворов, некоторые - для производства силикатного кирпича, в качестве наполнителя бетонов. Гравийный материал может быть использован в качестве заполнителя для бетонов, иногда - материала для отсыпки дренирующего и морозостойкого слоя автодорог.

Южно-Ягунское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 25 км от г. Когалыма.

По решению администрации города, нефтяники должны обеспечить развитие инфраструктуры города, вести строительство жилья и объектов соцкультбыта.

Город Когалым связан с центральной частью России железной дорогой, а с г. Сургутом еще и автодорогой.

Электроэнергией город и нефтяные месторождения обеспечиваются от Сургутской ГРЭС.

Южно-Ягунское месторождение расположено на четвертом кусте (зоне) сосредоточенного строительства вдоль железной дороги Ульт-Ягун-Пурпе на десятом километре от железнодорожной станции разгрузки.

Пунктом разгрузки принята станция железной дороги Когалымская, где и расположены две БПТО и КО. Доставка грузов от БПТО и КО на Южно-Ягунское месторождение осуществляется автотранспортом.

Поисково-разведочное бурение на площади начато в 1979 году бурением скважины №22. Нефтеносность месторождения связана с пластами (снизу вверх) ЮС1-1, БС18, БС16, БС11-1а, БС11-1, БС11-2, БС10-1, БС10-2. Залежи этих пластов явились объектами подсчета запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, результаты которого утверждены ГКЗ Минприроды России (протокол № 000 ДСП от 01.11.95). Обзорная карта Южно-Ягунского месторожде - ния представлена на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 – Обзорная карта Южно-Ягунского нефтяного месторождения

Южно-Ягунское месторождение открыто в 1979 году.

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году.

Центральной комиссией (протокол ЦКР СССР № 000 от 01.10.80) тех. схема засчитана как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций (вариант разработки с применением трех рядной системы по сетке 500х500 м, расстоянием между нагнетательными и первым добывающем рядом 600 м).

В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 г.

составлена Дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно-Ягунского месторождения.

Технологической схемой предусматривалось:

выделение двух эксплутационных объектов БС-10(1-2) и БС11-2 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500х500м;

проектный уровень добычи - 5,5 млн. т/год;

проектный уровень добычи жидкости -9,96 млн. м3/год;

проектный объем закачки воды - 13 млн. м3/год.

На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефти составлена новая технологическая схема. Протоколом № 000 ЦКР МНП от 25.07.84 утверждены следующие основные положения:

1. Выделение трех эксплутационных объектов БС10(1-2), БС11(1-2), ЮС1-1 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

2. Применение по объектам БС10(1-2) и БС11(1-2) блоковой системы разработки с трех рядным размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м; по пласту ЮС1-1 площадной 9-точечной системы заводнения по сетке

400х400 м;

3.Ввод в разработку пласта БС10-1 ,совпадающего в плане с пластом БС10-2, производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;

4.Общий проектный фонд 3491 скважина, в т. ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.

Месторождение практически полностью разбурено, вступило в третью стадию разработки и тем самым находится на очередной стадии разработки в своей истории.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика пласта БС11-2

Поисково-разведочное бурение на площади было начато в 1979 году и с момента открытия Южно-Ягунского месторождения в марте 1979 года с достаточной степенью детальности и достоверности изучено геологическое строение месторождения и установлено наличие промышленных скоплений нефти в пластах (снизу вверх): ЮС1-1, БС11-1а, БС11-1, БС11-2, БС10-2 и БС10-1. Залежи этих пластов явились объектами подсчета запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, результаты которого утверждены ГКЗ Минприроды России ( протокол N353 ДСП от 01.11.95).

Доюрские отложения кристаллического фундамента (по данным калий-аргонового метода имеющие триассовый возраст) вскрыты только разведочной скважиной 161 на глубину 550 м и представлены темно-серыми базальтами и красновато-серыми порфиритами.

На поверхности фундамента залегают отложения юрской системы, разрез которой начинается с тюменской свиты с максимально вскрытой толщиной около 400 м. Свита представлена чередованием серо-цветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно обилие обугленного растительного детрита вплоть до образования прослоев бурых углей, однако нефтеносность свиты не установлена.

В верхнеюрских отложениях выделены васюганская, георгиевская и баженовская свиты. Нижняя часть васюганской свиты непродуктивна и представлена, главным образом, известковистыми аргиллитами, прослоями битуминозными.

Верхняя часть васюганской свиты сложена песчаниками и алевролитами мелкозернистыми, глинистыми, слабоизвестковистыми с подчиненными прослоями аргиллитов. В этих отложениях выделяется горизонт ЮС1, к которому приурочен продуктивный пласт ЮС1-1. Толщина свиты увеличивается в северо - и юго-восточном направлениях и составляет 62-72 м.

Георгиевская свита толщиной около 3 м почти целиком сложена аргиллитами.

Баженовская свита также в основном сложена тонкоплитчатыми аргиллитами с тонкими прослоями известняков и листоватого глинистого материала с большим количеством органики. Имея толщину 25-32 м, является одним из самых выдержанных литологичеких реперов.

Выше выделена пачка плитчатых аргиллитоподобных глин с прослойками и линзами песчаного материала.

Над ней выделена преимущественно песчаная пачка, разделенная алевро-литами и аргиллитами, к которой приурочен блок пластов БС12-10, где выделяются самые верхние продуктивные пласты: БС11-2, БС11-1а, БС11-1, БС10-2 и БС10-1.

Продуктивная толща верхней части мегионской свиты вновь перекрывается пачкой плотных слабо алевритистых аргиллитов, имеющих на всем Сургутском своде региональное распространение (чеускинская пачка).

В целом толщина основной продуктивной свиты месторождения - мегионской, меняется от 419 до 458 м.

Расположенная выше по разрезу толща, включающая вартовскую, алымскую и покурскую свиты, представляет собой неравномерное переслаивание песчано-глинистых пород со значительным количеством песчаных пластов: БС9 - БС1 и АС11 - АС4, однако продуктивность их не установлена.

Отложения палеогеновой системы толщиной 580-670 м, разделенные на 6 свит, представлены, главным образом, различными глинами с сугубо подчиненными и маломощными прослоями алевритов и песков.

Отложения четвертичной системы, венчающие разрез, развиты повсеместно, имеют толщину 15-30 м и представлены суглинками, супесями, песками и глинами.

Согласно геокриологической карте Тюменской области месторождение расположено в зоне несплошного распространения многолетнемерзлых пород (ММП) . По результатам ГИС на площади месторождения установлено два слоя распространения ММП.

Наибольшей средней нефтенасыщенной толщиной как в чисто нефтяной (ЧНЗ),так и в водонефтяной зонах (ВНЗ) характеризуется пласт БС11-2. Наибольшие толщины по этому пласту вскрыты в центральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта равна 5,7 м.

Песчанистость верхнего пласта как в горизонте БС10, так и в горизонте БС11, как правило, выше. Так, песчанистость пласта БС10-1 равна 0,605 при песчанистости пласта БС10-2, равной 0,403. Песчанистость пласта БС11-1 равна 0,52 при песчанистости пласта БС11-2, равной 0,489.

При определении коллекторских свойств и характера насыщения продуктивных пластов использовались данные промыслово-геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований кернового материала.

Горизонт БС11 представляет собой толщу песчано-глинистых пород, в которой выделяется три проницаемых пласта: БС11-1, БС11-1а, БС11-2. Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-зернистыми алевролитами, серыми, буровато-серыми, однородными или с горизонтальной, наклонной и линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной намывами углисто-растительного и слюдистого материала по плоскостям наслоения. Состав породообразующей части аркозовый, с преобладанием полевых шпатов (50-55%) над кварцем (35-40%) и невысоким содержанием обломков пород (10-13%). Обломки пород представлены кварцевыми, кремнистыми кварц-слюдистыми и эффузивными разностями. Цемент коллекторов довольно сложен по составу и типу распределения. Основными глинистыми минералами цемента являются каолинит и хлорит, содержание гидрослюды нестабильное (5-20%).

Пласт БС11-2 сложен преимущественно мелкозернистыми песчаниками (Мd=0,12 мм), хорошо отсортированными (Sо=1,46), умеренно глинистыми и малокарбонатными, но существенно изменчивыми. Коллекторские свойства пород пласта БС11-2 изучены по 50 скважинам (1818 образцам), с высокой плотностью 5,6 образцов на один метр изученной площади. Средняя пористость коллекторов равна 19,80%, проницаемость 0,109 мкм2. Литологические особенности коллекторов представлены в таблице 1.1.

Пласт (горизонт)	Породы коллекторы	Зернистость	Состав	Цемент	Прочие признаки
БС10	Песчаники и алевролиты	Мелкозерни-стые, алеври-тистые	Аркозовый с преобладанием полевых шпатов над кварцем	Порово-пле-ночный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый	Глинистость
БС11	то же	Средне и мел-ко-зернистые; алевролиты крупно- зернистые	То же	Глинистый, редко Карбонатный	Слоистость, обусловлен-ная намыва- ми углистого детрита и слюдистого материала
ЮС1	-/-	Более крупно- зернистые, песчаной фрак- ции 46%	То же. Полевого шпата 38-58%; кварца -30-40%	То же	В нижней части пласта слоистость (горизонтальная, волнистая, косовол-нистая)

Корреляция продуктивных горизонтов (пластов) выполнена путем как выделения и прослеживания по материалам ГИС самих пластов с учетом характера их насыщения и результатов испытаний, так и разделяющих их аргиллитовых пачек. В нижней части разреза - баженовская свита, разделяющая горизонт ЮС1.

Преимущественно глинистая пачка толщиной 30-40 м, в подошве которой выделен хорошо коррелируемый резкий минимум записи кривой ИК, разделяет горизонты БС11 и БС10.

Пачка толщиной до 10 м выделяется как репер над горизонтом БС10. Более детальный подход к корреляции горизонтов БС10 и БС11 заставил разделить пласт БС11-1 на два: БС11-1а и БС11-1. Анализ материалов ГИС, позволяет не только согласиться с этим положением, но сделать вывод о том, что даже границы горизонтов (приравненных к рамкам пластов) вряд ли могут быть приняты как достаточно обоснованные.

В таблице 1.2 приведены характеристики неоднородности принятых в качестве объектов подсчета продуктивных пластов. Здесь помимо общепринятых коэффициентов расчлененности и песчанистости приведены диапазоны изменения и средние значения толщин пластов (в понимании, что это не пласт-коллектор) и средние значения эффективных толщин пропластков коллектора, слагающих эти пласты (или выделенных внутри условных пластов).

Показатели
БС 10-1	БС 10-2	БС 11-1а	БС 11-1	БС 11-2	ЮС 1-1
Колич-во скв-н	34	24	3	33	47	38
Красчл. (от до)	2 -56	1 -4	1 – 4,2	1,2 – 4,2	1,2 – 4,4	3,2 –8,4
Красчл. средн.	3,48	2,49	2,64	2,7	2,8	5,77
Kпесч.	0,605	0,403	0,415	0,52	0,489	0,327
Толщина пласта от до, м	2,-15,4	0,6-20,0	0,6-1,9	2,6-25,0	3,4-32,4	2,0-18,8
Средняя нефтенасыщ. толщина, м	3,1	4,3	3,0	3,2	5,7	2,6

1.2.1 Тектоника