Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Исследование гидравлического разрыва пласта в процессе добычи нефти

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.

Страница:

В нефтенасыщенной части пласта 2БС11 наблюдается преобладание пропластков толщиной менее 1,0 м (62,2%).

Изучена зависимость пс от коэффициента проницаемости для пластов БС10 и БС11.Полученный график пс=(Кпр) по 116 определениям проницаемости по керну в лабораторных условиях показал , что при одном и том же значении пс проницаемость варьирует в широких пределах . Например, пс= 0,6 интервал изменения коэффициента проницаемости равен 1,3-250мД . В этой же работе установлено отсутствие зависимости дебитов при опробовании скважин и коэффициента продуктивности от пс. Например, при пс=0,45 удельный коэффициент продуктивности изменяется от 0,14 до 2,86 ,удельный дебит при этом изменяется от 0,3 до 5,8 куб.м/сут.

Все это свидетельствует о том, что проницаемость по пластам БС10 и БС11 по результатам геофизических исследований определена достаточно условно. Учитывая значительный разброс исследованного керна по проницаемости , естественно предположить, что коллекторские свойства пластов БС10 и БС11 Тевлинско-Русскинского месторождения, в частности проницаемость , не столько зависят от типа слагающего породы песчаника, сколько от структуры и вещественного состава пород-коллекторов, от глинистости пород , от типа и характера цемента. Существенное влияние на коллекторские свойства и показания ГИС оказывает чередование пропластков с резко различной электрохимической активностью.

Основной пласт БС10 2+3 в этом районе представлен мощной пачкой песчаников, которая более однородная и менее расчленена.

В структурном отношении данные бурения в этом районе подтверждают наличие локального поднятия, а также погружение западного крыла этого поднятия.

Горизонт 1БС10 имеет гораздо более сложный характер распространения по площади, чем горизонт 0БС10. Северо-восточная линза имеет концентрическую форму и представлена водоносным песчаником мощностью 2-4 метра. Неравномерный характер распространения присущ средней и южной частям месторождения. На южной части Тевлинской площади и на Сорымско-Иминской структуре песчаное тело горизонта 1БС10 представляет собой вытянутое в меридиональном направлении тело, ограниченное с запада и востока протяженными зонами выклинивания. В основном же коллектор горизонта 1БС10 представлен маломощным песчаником толщиной 2-4 метра и практического интереса в нефтегазоносном отношении не представляет.

Продуктивный комплекс 2,3БС10, содержащий основные по запасам скопления нефти на месторождении имеет сложное геологическое строение.

Во-первых, этот комплекс отложений весьма изменчив по мощности, она варьирует от 30-60 до 120 м. (скв. №8122), возрастает в северо-западном направлении, что согласуется с общим наклоном структурной поверхности кровли рассматриваемого комплекса в пределах площади эксплуатационного участка.

Во-вторых, внутреннее строение комплекса весьма неоднородно. Здесь присутствует несколько песчано-алевролитовых пластов, причем количество пластов меняется в зависимости от структурного плана и общей мощности комплекса.

В-третьих, каждый из выделенных пластов обычно представлен несколькими песчаными проницаемыми пропластками и в редких случаях представляет собой мощное однородное песчаное тело. Для пластов свойственно также полное замещение коллекторов непроницаемыми породами.

По характеру развития песчаных тел в горизонте 2+3БС10 и их морфологических особенностей можно предполагать, что во время накопления отложений этого горизонта существовало два основных источника поступления песчаного материала на севере и на юго-востоке.

Продуктивный горизонт 1,2БС11 в песчаных фациях на рассматриваемой территории распространен в юго-восточной его части. Песчаные тела развиты в двух полосовидных зонах северо-восточного простирания. Первая зона, расположенная западнее второй, характеризуется более мощными песчаными телами и промышленной продуктивностью. В южной части зоны, в пределах Сорымско-Иминской площади, выделяется протяженный участок слияния резервуаров горизонтов 1БС11 и 2БС11, который отличается развитием пород-коллекторов значительной мощности (свыше 30 метров в центральной части, из них до 28 метров - эффективной нефтенасыщенной). Для данного участка характерно увеличение эффективных нефтенасыщенных мощностей, которое ограничивается изопахитой 20 м., а большая его часть оконтурена изопахитой 10 м. Вне участка слияния резервуаров увеличение мощности песчаников наблюдается в районе скв. №35 Тевлинской (до 15 метров), а на остальной территории составляет в среднем 5 метров.

Рассматриваемая зона развития песчаных тел в горизонте 1,2БС11 расположена вверх по восстановлению пластов восточнее первой. Она литологически ограничена с двух сторон с северо-запада и юго-востока, раскрываясь в северо-восточной части и юго-западной. Мощность пород-коллекторов в ее пределах локально увеличивается до 13-14 метров на окраинах участках (район скв. №47 Когалымской и №5 Сорымско-Иминской), а на остальной территории в среднем составляет порядка- 3мет ров. Данная зона в промышленном отношении интереса не представляет.

Две небольших линзочки нефтенасыщенных песчаников мощностью 1-2 метра в горизонте 1,2БС11 присутствуют в районе скважины №6 Тевлинской. В северной части рассматриваемой территории породы - коллекторы в горизонте отсутствуют.

Подобное распространение песчаных тел в группе пластов БС характерно для многих месторождений Широтного Приобья.

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Нефть - жидкий каустобиолит, первый представитель ряда нафтидов. В химическом отношении нефть сложная смесь углеводородов и гетеро-атомных (преимущественно серо- кислород и азотосодержащих) органических соединений .

В физическом отношении нефть, коллоидно-дисперсная сложноорганизованная система. Плотность нефти колеблется в пределах 0,73 - 1,04. Начало кипения от 20 С до 100 С и выше : температура застывания от +23С до -60С, вязкость при Т=50 С равна 0,012 - 0,55 см/сек.

По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых компонентов, содержание которых достигает до 69,6%, нафтеновых - 27,9 % ,ароматических - 16,6 %.Нефть хорошо растворима в органических растворителя. В воде нефть практически не растворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В среднем в нефти содержится около 84 - 85 % углерода и 13 - 14 % водорода.

В качестве примесей в нефти находится соединения содержащие кислород серу и азот, асфальтовые и смолистые вещества , а также парафин .

Парафин - смесь твердых углеводородов, его плотность колеблется в пределах 0,865 - 0,940;г/см3 .Температура плавления 35 - 65С. Парафины при температуре выше 40С , неограниченно растворимы в воде , при охлаждении нефти и нефтепродуктов ниже этой температуры парафины переходят в мелкокристаллическое состояние. Парафины присутствуют во всей нефти, чаще всего в небольших количествах ( до 5 % ), однако встречаются нефти, содержащие до 20 % парафинов. Как правило, наиболее высокое содержание парафинов характерно для нефти из мезозойских отложений, залегающих на глубине более 2000 метров.

По технологической классификации нефти, содержащие менее 1,5% парафинов, относятся к малопарафинистым; от 1,5 % до 6 % - к парафинистым, а более 6 % к высокопарафинистым.

Асфальты - класс природных битумов, растворимых в растворителях типа хлороформа, занимающие промежуточное место между мальтами и асфальтитами. Диагностический параметр - содержание масел в групповом составе по схеме Маркуссона - Саханова - Успенского 25 - 40 % , по классификации Успенского (1964 год ) : 25 - 50 % по зарубежным классификациям, в которых асфальты не выделяются в отдельный класс, а регистрируются как тяжелые нефти.

В зависимости от количественных соотношении между маслами, смолами и асфальтенами консистенция асфальтов варьирует до твердой низкоплавкой (Тразмяг меньше 100С ); плотность 1,0 -1,1 . Асфальты с высоким содержанием серы иногда называют тиоасфальтами .

Класс асфальтов встречается в разных линиях битумогинеза , как нафтидного так и нафтоидного ряда. В зависимости от степени окисленности (в аэробных или анаэробных условиях ) и от степени осередненности элементный состав асфальтов варьирует в достаточно широких пределах.

Смолы - фракция асфальтено - смолистых веществ нефти или битумоида, растворимая в петролейном эфире и адсорбируемая из этого раствора силикагелем и другими адсорбентами. Смолы аналитически подразделяются на подгруппы бензольных и спиртобензольных. Бензольные смолы - сравнительно нейтральные, имеют консистенцию от полужидкой до твердой , цвет от оранжево - красного до коричневого. Спиртобензольные смолы - твердые, часто хрупкие вещества , от темно - коричневого до коричнево - черного цвета .Отношение бензольных смол к спиртобензольным в нефти, как правило выше чем в битумоидах .

Нефть горизонта БС10 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами .Она содержит парафины, смолы ( в большем количестве), серные соединения (в меньшем количестве ).Растворенный газ содержит: метана - до 92 %, этана - до 4 - 5 %, пропана - 6,7 %, бутана - до 7 %, гелия менее 0,35 %. Газ ступенчатой сепарации содержит метана - 81,3 %, этана - 61,4 %, пропана - 6,7 %, бутана - 3 % .

По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа преобладанием метановых компонентов - 57,9 %, ароматических - 17,5 %, нафтеновых - 24,7 %. Нефть в пластовых условиях имеет плотность 772 кг/куб.м, вязкость 1,57мПа с .Объемный коэффициент равен 1,200, давление насыщения составляет 10,2МПа , а газосодержание 62,5 куб.м /т.

Растворенный газ содержит :метана -до 92% , этана -4-5% , пропана -до 9%, бутана -до 7 %, гелия -менее 0,035%.

По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа с преобладанием метановых компонентов -57,9 %, нафтеновых -24,7 %, ароматических - 17,5. Нефть парафинистая (2,5%), сернистая(1%), смолистая (8,3%). Отмечается закономерное изменение свойств нефти к контуру нефтеносности , а именно - увеличивается плотность , вязкость , содержание смол.

Нефть горизонта БС11освещена по результатам изучения 4 поверхностных проб , отобранных из скв. 6, 15,25,28.Нефть в стандартных условиях имеет плотность 887кг/куб.м . По углеводородному составу относится к смешанному типу .В составе преобладают метановые компоненты (52,1%), нафтеновые(33,8%), ароматические (14,1%). Нефть парафинистая (2,4%), сернистая (1,2%).

Состав растворенного газа : метан -86% , этан -4% ,пропан-7%, бутан -5%, гелий- 0,035%.

Нефть горизонта Ю1 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами. Нефть парафиновая (2,6 %), сернистая (0,9 %), смолистая (0,9 % ).Газ, растворенный в нефти - метанового состава, содержание метана достигает 93 % ( устьевые пробы ) и 79 % ( при ступенчатой сепарации ). Содержание этана - 16 % и 9 %; пропана - 20 % и 13 %; бутана 7 % и 4 % соответственно; гелия и среднем до 0,05 % .

По углеродному составу нефть горизонта ЮС1 относится к смешанному типу, содержание компонентов приблизительно в равных соотношениях с небольшим преобладанием метановых до 59 % , ароматических до 21,4 % нафтеновых до 34,8 % .

Нефть горизонта Ю2 представлена поверхностными пробами. Нефть парафиновая ( 2,9 % ), сернистая (1,6 % ),смолистая (7,5 % ). Газ , отобранный на устье метанового состава ( до 88 % ) ;содержание этана достигает 8%, бутана - 3% , пропана - 8 % , гелия в среднем - 0,05 % .

Запасы нефти.

Запасы нефти по Тевлинско-Русскинскому месторождению были подсчитаны «ГлавТюменьгеологией» в 1986 году.[1] по материалам бурения разведочных скважин и утверждены ГКЗ ( протокол 10097 от 18. 12. 1986 г. ) в размере :

-по категории С1 балансовые 479,52 млн. т , извлекаемые 202,2 млн. т;

-по категории С2 балансовые 132,16млн. т , извлекаемые 53,9 млн.т .

1.5 Характеристика геологического строения зоны проведения работ по ГРП

Для проведения работ по гидравлическому разрыву пласта выбирались скважины, расположенные в краевых частях гидродинамически связанной и прерывистой зоны.

В зоне проведения работ монолиты гидродинамически связанной зоны относятся к III классу коллекторов по А.А. Ханину. В основном, они представлены одним пропластком (средняя расчлененность равна 1,000), с эффективной средней толщиной 4,9 м. Проницаемость равна 141,8х10 мкм. Всего монолиты занимают 30% продуктивного объема гидродинамически связанной зоны, причем 67% от объема монолитов занимают пропластки с эффективной толщиной более 6 метров.

Эффективная средняя суммарная толщина тонкослоистого коллектора равна 3,3 метра. Проницаемость равна 40,2х10 мкм. Это позволяет отнести тонкослоистый коллектор гидродинамически связанной зоны к IV классу по А.А. Ханину. Средняя расчлененность равна 3,141, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины составляет 0,951. Тонкослоистый коллектор занимает 40% всего объема продуктивной части 1-й зоны, причем основную его часть составляют пропластки толщиной от1 до 2 метров. Они занимают 80% от объема тонкослоистого коллектора и 35% от продуктивного объема всей 1-й зоны.

Средняя общая толщина гидродинамически связанной зоны в краевых частях составляет 7,4 метра, эффективная - 4,5 метра. Песчанистость по первой зоне равна 0,61. Проницаемость - 66,9х10 мкм. На долю низкопроницаемого коллектора приходится 52% объема 1-й зоны, пропластки с проницаемостью до 5х10 мкм составляют 50% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны. Коллекторы с проницаемостью от 20х10 мкм до 200х10 мкм занимают незначительный объем - 10%. Коллекторы с проницаемостью свыше 200х10 мкм составляют 38% объема 1-й зоны, причем 53% из них приходится на пропластки с проницаемостью свыше 700х10 мкм. Средняя общая толщина прерывистой зоны составляет 19,9 метра, эффективная - 5,6 метра. Песчанистость по 2-й зоне равна 0,29. Проницаемость, в среднем, по прерывистой зоне равна 44,2х10 мкм. На долю низкопроницаемого коллектора приходится - 54% объема продуктивной части прерывистой зоны. Пропластки с проницаемостью до 5х10 мкм составляют 52% от продуктивного объема 2-й зоны. Среднепроницаемые коллекторы занимают 20% продуктивной части, а на долю высокопроницаемого коллектора приходится 26% объема продуктивной части прерывистой зоны.

Эффективная средняя толщина монолитов прерывистой зоны равна 4,9 метра. Средняя расчлененность - 1,000, что говорит о том, что монолиты 2-й зоны состоят, в основном, из одного пропластка. Их проницаемость составляет 189,3х10 мкм. Они относятся к IV классу коллекторов по А.А. Ханину. Монолиты занимают 22% объема продуктивной части прерывистой зоны, из них 40% это пропластки, эффективная толщина которых превышает 6 метров.

Таким образом, структура запасов в зоне проведения работ по ГРП значительно хуже, чем по остальной части горизонта БС.

Основной объем коллектора в краевых областях представлен прерывистой зоной, наибольшая толщина которой отмечается на западе и юго-западе месторождения. Коллектор в области проведения работ по гидроразрыву пласта сильно глинизированный, представлен тонкими, имеющими незначительное распространение по площади пропластками. Основная доля запасов краевой зоны находится в линзах коллекторов, слабо вовлеченных в разработку.

2. Текущее состояние разработки месторождения

2.1 Основные проектные решения по разработке пласта 2-3БС10

Песчанные горизонты группы пластов БС прослеживаются на обширной территории Сургутского нефтегазоносного района. Глинизация их в региональном плане отмечается на ограниченных участках. Таким образом, все залежи Тевлинско-Русскинского месторождения имеют связь с законтурной областью. Эта связь осложняется влиянием литологических экранов. Исходя из физико-литологической характеристики продуктивных пластов, учитывая напорный характер водоносных систем, а также сравнительно малый темп падения давления при разработке пластов 2-3БС10, продуктивные пласты характеризуются упруго-водонапорным режимом.

Сравнительно невысокие коллекторские свойства всех пластов предопределяют использование при разработке месторождения тех или иных систем поддержания пластового давления. Основным нагнетаемым агентом при этом будет вода.

В рамках базовых систем путем расчетов (согласно «Технологической схемы разработки Тевлинско-Русскинского месторождения» БашНИПИнефть, Уфа 1987г.) осуществлен поиск оптимальной с технико-экономических позиций плотности сетки скважин при расстояниях между скважинами 400,500 и 600м.

Далее, при одной для каждого объекта плотности сетки осуществлено сопоставление систем заводнения:

- трехрядной блоковой (при треугольном равномерном расположении скважин);

- семиточечной;

- девятиточечной.

Помимо этого по объекту 2-3БС10 рассмотрен вариант, предусматривающий организацию раздельного нагнетания в пласты 2БС10 и 3БС10 там, где они разделены непроницаемым разделом достаточной (более 5м.) толщины.

Таким образом, по месторождению в целом сформированы следующие девять основных вариантов разработки:

1 вариант-трехрядная блоковая система при треугольном равномерном

расположении скважин через 500 метров;

2 вариант-семиточечная система с расстояниями между скважинами 500 метров;

3 вариант- девятиточечная система с расстояниями между скважинами метров;

вариант-трехрядная блоковая система с расстоянием между

скважинами 400 м.;

5 вариант тоже с расстоянием 500 м.;

6 вариант тоже с расстоянием 600 м.;

7 вариант -трехрядная блоковая система с расстоянием между скважинами 500 м. И организацией раздельного нагнетания при совместном отборе по пластам 2БС10 и 3БС10 в зонах отсутствия их слияния.

8 вариант -аналог рекомендуемого к утверждению варианта по категориям запаса С1+С2;

9 вариант -показатели по рекомендуемому к утверждению варианта в рамках категорий С1+С2.

В тех зонах, где предложено организовать раздельное нагнетание в пласты 2БС10 и 3БС10, нагнетательные скважины этих пластов смещаются в противоположные стороны от обычного положения на 125 метров. Также в расчетных вариантах принято, что отработке в качестве добывающей подлежит каждая нагнетательная скважина.

По Тевлинско-Русскинскому месторождению реализованы различные варианты разработки согласно предложенной технологической схемы, ЦДНГ-6 разрабатывается по 7 варианту: трехрядная блоковая система с расстоянием между скважинами 500 м., с организацией раздельного нагнетания по пластам 2БС10 и 3БС10.

2.2 Динамика основных показателей разработки пласта 2-3БС10

Тевлино - Русскинское месторождение вступило в пробную эксплуатацию в 1986 году . Разработка пластов 2-3БС10 , ведется согласно “Технологической схемы разработки Тевлинско - Русскинского месторождения” , составленной “БашНИПИнефть” , утвержденной ЦКР МНП (протокол №1272 от 30.11.87г.) и дополнительной записки к технологической схеме разработки, выполненной “СибНИИнефть” и утвержденной МНП (протокол № 143 от 31.07.91г.).

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены