Исследование гидравлического разрыва пласта в процессе добычи нефти
Условия добычи нефти на Тевлинско-Русскинском месторождении, тектоническое строение и динамика разработки пласта, подземное оборудование, применяемое для проведения гидравлического разрыва пласта, комплекс специальной техники, применяемой СП "Катконефть".
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 08.07.2012 |
| Размер файла | 541,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
2
Введение
Тевлино-Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 95 км северо-восточнее г. Сургута и в 115 км юго-западнее г. Ноябрьска.
Ближайшими наиболее крупными эксплуатируемыми месторождениями являются: Холмогорское, расположенное в 40 км к северу, Южно-Ягунское в 20 км к востоку, Дружное в 50 км к востоку, Федоровское и Когалымское, непосредственно граничащие с Тевлино-Русскинским месторождением.
Актуальность рассматриваемой темы «Применение ГРП при разработке Тевлино-Русскинского месторождения по участку ЦДНГ-6 ТПП «КНГ»» решает очень важную тему по увеличению коэффициента нефтеотдачи, что ведет к повышению добываемой продукции и увеличению прибыли предприятия от дополнительно добытой нефти полученной в результате ГРП.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из эффективнейших способов воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения ее проницаемости. Гидравлический разрыв пласта основан на способности нефтяного пласта расщепляться (растрескиваться) под воздействием давления, превышающего горное. Освоение метода потребовало создания специальной технологии и техники не только для получения высокого давления, а также специального оборудования для проведения технологических операций. Метод освоен промышленностью в настоящее время применяется и постоянно совершенствуется.
При выполнение проекта решались следующие задачи по совершенствованию технологии проведения ГРП для конкретных условий Тевлинско-Русскинского месторождения .
1.Расмотрено геолого-физические условия залегания нефтяных пластов, дан анализ текущего состояния разработки месторождения.
2.Выбор скважины для ГРП.
3.Оценка эффективности проведения ГРП.
В ТПП «Когалымнефтегаз» на Тевлино-Русскинском месторождении на участке ЦДНГ- 6 за период с 1993 по 2001 год гидравлический разрыв пласта был проведен на 68 скважинах, эффект 100 %.
1. Условия добычи нефти на месторождении
1.1 Характеристика района деятельности
Тевлинско-Русскинское месторождение включает в себя Тевлинский, Западно-Тевлинский, Западно-Сорымский, Сорымо-Русскинской и Икилорский участки разработки.
Район работ расположен на водоразделе рек Тромьеган и Энтль-Имиягун. В орографическом отношении территория представляет собой пологую озерно-аккумулятивную равнину, абсолютные отметки которой колеблются от 61 м. на юге до 90 м. на севере.
Тевлино-Русскинское месторождение находится в зоне активной промышленной разработки большого числа месторождений. Ближайшие наиболее крупные из них Южно-Ягунское и Когалымское
Гидрографическая сеть представлена рекой Тромьеган и ее наиболее крупными притоками : Энтиль-Имиягун, Тлетты-Ягун, Кирилл-Ягун, Ингу-Ягун и другие ,которые пересекают район месторождения с севера на юг, которая является южной границей зоны деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» (левый берег) в пределах месторождения .
Благодаря равнинности рельефа широко распространены озера и болота (до 30 на 1 км2). Озера, в основном, неглубокие (3-6 м.), часть из них в зимнее время промерзает до дна. Наиболее крупные озера: Яккун-Лор, Ерэм-Лор, Мужэн-Лор и другие.
Климат района континентальный. Минимальная температура -52 С, максимальная +35 С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Глубина промерзания почвы 1,3-1,7 м. Самый холодный месяц -январь (среднемесячная температура минус 23,20 гр.С),самый теплый - июль(+16,10 гр.С). Среднегодовое количество осадков 482 мм, причем 75% приходится на теплое время года.
Согласно геокриологической карте Тюменской области месторождение расположено в зоне несплошного распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Существование ММП установлено на Когалымской площади по результатам геофизических исследований скважин методом ОЦК. ММП имеют двухслойное строение. Верхний (современный) слой залегает в виде отдельных линз на глубине от 10-15 до 25-40 м., температура постоянная и близка к 0 С. Нижний (реликтовый) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Вскрытые толщины ММП изменяются от 80 до 150 м. Он приурочен к верхней части атлымской и низам новомихайловских свит. Район месторождения находится в зоне средней тайги, с преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов(кедр, лиственница ,сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах.
Восточнее месторождения на расстоянии порядка 50 км. проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, в 27 км. трасса нефтепровода «Холмогорское-Федоровское месторождение» и ряд трасс местного значения. Ближайшая ж/д станция расположена в 39 км. к востоку от месторождения на трассе Тюмень-Сургут-Уренгой. Район работ пересекает бетонная дорога Сургут-Холмогорское. Населенных пунктов на территории месторождения нет. Ближайший - деревня Русскинские, расположенная на правобережной части месторождения. Река Тромьеган является судоходной.
Численность населения в районе в последние годы в связи с бурным развитием нефтедобывающей промышленности резко возросла. Здесь проживают русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры, ханты, манси. Основная часть населения района занята в нефтедобывающей промышленности и с/х. Среди местного населения развито рыболовство и охота. Заселенность площади составляет около 15%.
Для целей водоснабжения практический интерес представляют пресные воды новомихайловского водоносного горизонта, который имеет повсеместное распространение на исследуемой территории и залегает на глубине 75-104 м. Воды удовлетворяют требованиям ГОСТа и ПДК за исключением мутности, содержания железа и марганца. Для улучшения качества вод необходимо проводить аэрацию с последующим фильтрованием. Для поддержания пластового давления в продуктивных пластах эффективно использовать подземные воды аптальбсеноманского комплекса.
В районе месторождения как строительный материал стали широко использовать пески четвертичных отложений, запасы которых велики.
Встал вопрос о проведении детализационных сейсморазведочных работ. В дальнейшем на рассматриваемой территории структурный план неоднократно уточнялся в период с 1976-1982 гг.
В 1982 году на Сорымско-Иминской площади начато поисковое бурение. В 1982 году, почти одновременно с началом работ на Сорымско-Иминской и Икилорской структурах бурятся первые поисковые скважины № 201, 202, 208 на Русскинском поднятии. Все изучаемые площади были объединены и с 1985 года рассматриваются как Тевлино-Русскинская группа месторождений.
Разбуривание месторождения производится наклонно-направленными скважинами, кустовым методом.
Разработка месторождения ведется с 1986 года на основании утвержденных документов: «Технологическая схема разработки Тевлино-Русскинского месторождения» составлена БашНИПИнефть в 1987 году, утвержденная ИКР, протокол №1272 от 30.11.87 г. г. (Москва); «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Тевлино-Русскинского месторождения», составлена СибНИИНП в 1990 г. и утверждена ИКР, протокол №171 от 26.06.90 г.; «Дополнение к технологической схеме разработки Тевлино-Русскинского месторождения», утверждена ИКР, протокол №1402 от 17.01.91 г. (г. Москва).
Тевлино-Русскинское месторождение разрабатывается и эксплуатируется в соответствии с вышеперечисленными документами, существенных отступлений от них не было. Месторождение находится на второй стадии разработки.Нефтегазодобывающее управление “Дружбанефть” создано на основании приказа ГлавТюменьнефтегаз №441 от 21 сентября 1988 года и приказа производственного объединения ТПП “Когалымнефтегаз” № 526 от 23 ноября 1988 года в качестве структурной единицы объединения ТПП “Когалымнефтегаз”,ООО “Лукойл - Западная Сибирь”, НК “ЛУКОЙЛ”. Согласно приказа №30 от 4 мая 1994 года с 16 мая 1994 года произошло присоединение структурной единицы объединения НГДУ “Тевлиннефть”.
В настоящее время все НГДУ объединены в единую структуру ТПП «Когалымнефтегаз» .
Геологический разрез Тевлинско-Русскинского месторождения сложен мощной (более 3000 м.) толщей осадочных пород, подстилаемых эффузивами пермо-триасового возраста и вытянут в меридиональном направлении и имеет размеры 56х13 км. Месторождение многопластовое коллекторы не выдержаны и по площади месторождения в целом, и по разрезу.
Геологический разрез месторождения вскрыт до глубины 3016 м и сложен мощной толщей осадочных терригенных пород юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста, подстилаемых эффузивами пермо-триассового возраста.
Все структуры образующие «Тевлино-Русскинское» месторождение, брахиантиклинального типа, в основном меридионального или близкого к нему простиранию, с небольшими углами наклона.
Разрезы продуктивных отложений являются традиционными для Сургутского нефтегазового района. Вместе с тем при послойной пластовой корреляции присутствует некоторая условность, так как некоторые пласты, в особенности группы БС, в составе горизонтов претерпевают значительные изменения. Наличие зон замещения песчаных пород глинами отмечено практически во всех пластах, по этому большинство залежей литологически экранированные. Коллекторами пластов являются песчаники и алевролиты, относящиеся к поровому типу коллекторов.
Промышленная нефтеносность на месторождении связана с мезокайнозойскими отложениями. Пласты представлены песчаниками, алевролитами и глинами. Песчаники серые, буровато-серые, средне и мелкозернистые, слабо алевролитистые, по составу аркозовые, в основном однородные с выраженной слоистостью. Цемент песчаников порово-пленочный (хлорит-каолинитовый, участками - поровый (карбонатный). Наибольшее площадное развитие на месторождении имеют залежи пластов ЮС1-2 и пластов группы 2,3БС10 , БС11.
В пластах группы БС, содержащих основную долю запасов месторождения, залежи нефти контролируются зонами литологического замещения песчаников глинистыми породами и выклинивания пластов. Зона нефтеносности этих пластов прослеживается от северного погружения Тевлинской структуры в виде полосы субмеридионального простирания. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,3 до 0,7, составляя в среднем 0,5, коэффициент расчлененности варьирует в пределах 7-10, среднее значение 9,3.
Коэффициент песчанистости увеличивается в северном направлении, обуславливая увеличение проницаемости от 480 до 990 мД.
Пористость остается практически одинаковой (20-22%). Общие и эффективные толщины пласта увеличиваются в северном и западном направлениях по мере погружения пласта. Толщина заглинизированной кровельной части увеличивается на запад.
Начальная нефтенасыщенность залежей Тевлинско-Русскинского месторождения находится в пределах для БС10-58 %, для ЮС-1-57 %, для ЮС-2 -50 %.
По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа с преобладанием метановых компонентов - 58 %, нафтеновых - 25 %, ароматических - 18 %.
Газ ступенчатой сепарации содержит 81 % метана, 6 % этана, 7 % пропана и 3% бутана.
Обширный фактический материал по Тевлинско-Русскинскому месторождению дает возможность определить морфологию песчаных тел. Песчаный пласт БС10 представлен водоносным коллектором с высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Коллектор имеет распространение практически по всей площади месторождения, т. е. зоны его выклинивания отсутствуют. Колебание мощности незначительно и составляет единицы метров. Локальное увеличение мощности наблюдается в районе Тевлинского поднятия. Здесь морфология пласта выражается в виде линзы северо-западного простирания. Максимальная мощность составляет 20 метров при средней мощности песчаника по площади порядка 10 метров. На данный момент это единственное отклонение в морфологии песчаного тела. На большинстве площади месторождения коллектор БС10 подстилается выдержанным по мощности пластом плотного алевролита, т. е. разного контакта коллектора глиной в горизонте БС10 нет.
Основными эксплуатируемыми пластами являются 2+3 БС10.
Пласт 2+3 БС10 литологически представлен в подошвенной части мелкозернистым, нефтенасыщенным и известковым песчаником. Нефтенасыщенная мощность пласта изменяется от 4 до 14,8 метра. Среднее значение в пределах участка залежи с запасами нефти по категории С-1 равно 9,8 метра.
Разбуривание «Тевлино-Русскинского» месторождения велось силами Бирского УБР, согласно технологической схемы разработки месторождения, выполненной БашНИПИнефть и утвержденной ЦКР МНП (протокол ЦКР № 1272 от 30.11.87 г.) и дополнительной записки к технологической схеме разработки, выполненной СибНИИНП и утвержденной ЦКР МНП (протокол № 1437 от 31.07.91 г.)
В результате разбуривания скважин куста уточнено геологическое строение западного крыла Тевлинской структуры, а именно: его погружение в западном направлении. При этом наблюдалось увеличение эффективной мощности пласта БС10 2+3 до 42 м . Пробурены дополнительные скважины 8300,5554. Итогом бурения этих скважин является то, что отмечено уменьшение эффективных мощностей пласта БС10 2+3 за счет глинизации (скв.5554 по ГИС насыщение -4,6м нефть; 2,8м - нефть с водой; 10м - вода, скв.8300 по ГИС насыщение -3,2м - нефть; 4,2м - нефть с водой; 5м - вода).
Для определения физико-гидродинамических характеристик вытеснения нефти водой на Тевлино-Русскинском месторождении в ЦЛ Глав Тюмень Геологии проведены испытания 6 образцов моделей пластов БС10-0-2. Температура опытов составляла 86 С. В опытах использовались образцы пород проницаемостью от 0,006 до 0,182 мкм2. Начальная нефтенасыщенность в пределах 60-63%, остаточная варьирует в пределах от 22 до 26%. Коэффициент вытеснения нефти водой в опытах изменялся от 0,58 до 0,65, составляя в среднем по результатам 6 опытов 0,61 при средней проницаемости 0,062 мкм2. Фазовые проницаемости коллекторов не определялись. При проведении опытов использовалась модель пластовой нефти вязкостью 1,58 мПа*с и плотностью 775 кг/м3.
Коэффициент гидропроводности рассчитывался как по результатам обработки КВД разными методами, так и по индикаторной диаграмме. Начальные пластовые давления, замеренные в фонтанирующих скважинах, незначительно отличаются от гидростатических и соответствуют нормальным пластовым давлениям -25,4 МПа
Из-за сложного строения продуктивных пластов возникают сложности при поддержании пластового давления, где основным нагнетаемым агентом является вода.
За период 1996- 2000 гг. бурение скважин с применением новых технологий первичного и вторичного вскрытия пласта на месторождении осуществлялось на пласты 2 БС 10 , 3 БС10 ,1 БС 11 , 2 БС11 . На долю данных пластов приходится 72,6% от текущих извлекаемых запасов категории ВС 1, числящихся на балансе ТПП «Когалымнефтегаз» по состоянию на 1. 01. 97 г.
Анализ эффективности применяемых методов первичного и вторичного вскрытия будет проводиться прежде всего на основании показателей работы скважин, эксплуатирующих эти четыре пласта. Поэтому ниже дана краткая характеристика геологического строения пластов 2БС10, 3БС10 , 1БС 11, 2БС11.
1.2 Тектоническое строение месторождения
В тектоническом отношении месторождение приурочено к нескольким локальным поднятиям 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка Савуйского структурного носа и Тевлинского куполовидного поднятия. Последние осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода.
В северной части месторождения Тевлинская, Западно-Тевлинская и Когалымская положительные структуры 3-го порядка формируют Тевлинское куполовидное поднятие. В пределах поднятия по отражающим горизонтам В, Т, А в районе разведочных скважин №38, 47 фиксируется дизъюнктивное нарушение с амплитудой до 25-30 метров. По кровле мегионской свиты в пределах Тевлинского куполовидного поднятия выделяются две вершины: в районе скв. №2 и скв. №37.
К Савуйскому структурному носу приурочены локальные положительные структуры 3-го порядка: Сорымская и Иминская. На структурной карте по отражающему горизонту Б Сорымская и Иминская структуры разделяются небольшой седловиной с амплитудой порядка 25 метров. По отражающему горизонту Д амплитуда Сорымского локального поднятия составляет 30 метров. Иминское локальное поднятие из-за осложнения небольшой седловиной с амплитудой порядка 7-17 метров образует две приподнятые зоны.
На северо-восточном склоне Сургутского свода восточнее Сорымского локального поднятия фиксируется малоамплитудные Восточно-Рус-скинское и Икилорское поднятия, относящиеся к структурам 3-го порядка. На Икилорской структуре по кровле баженовской свиты или по отражающему горизонту Б оконтуриваются две вершины: южная с амплитудой 46 м и северная с амплитудой 11 м.
Подобные документы
Геолого-физическая характеристика Мало-Балыкского месторождения. Анализ выработки запасов нефти. Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта. Расчет дополнительной добычи нефти, показателей оценки экономической эффективности ГРП.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 22.01.2014Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти или газоотдачи. Сущность данного метода, средства и техника, необходимые для его проведения. Пример расчёта гидравлического разрыва пласта.
курсовая работа [3,6 M], добавлен 29.11.2010Характеристика и текущая стадия разработки Ельниковского месторождения. Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий месторождения. Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта, расчет прогнозируемых показателей.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 23.08.2008Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014Технология кислотного гидравлического разрыва пласта. Полимеры в нефтяной промышленности при осуществлении процессов интенсификации добычи нефти. Структурная формула гидроксипропилгуара. Основное преимущество природных растительных полисахаридов.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 20.03.2014Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.
курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013Сущность метода гидравлического разрыва пласта, заключаемого в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении. Сопротивление горных пород на разрыв. Применяемые для ГРП жидкости. Определения ширины и объема вертикальной трещины пласта.
презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013
