Разработка нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. И.М. Губкина

Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине

Разработка нефтяных месторождений

Руководитель работы доц. Дунюшкин И. И.

Студент гр. РН -8 Петякин Л .В.

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.

1. Геологическая характеристика месторождения

1.1 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 Ю₁ и Ю₂) и баженовской (пласт Ю₀) 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: АС₁₂³, АС₁₂², АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₀⁰, АС₉, АС₇.

Залежи пластов АС₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

1.2 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 БС_1-5 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, АС11/0,АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.

Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка

Пласт	Средняя глубина, м	Средняя толщина	Открытая Пористость. %	Нефтенасыщенн..%	Коэффициент песчанистости	Расчлененност
		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
АС110	2597	20,3	1,9	17,2	57,0	0,091	2,0
АС111	2672	47,3	6,4	17,6	66,6	0,191	6,1
АС112-4	2716	235,3	4,9	17,6	67,2	0,183	4,5
АС122	2752	26,7	4,0	17,7	67,5	0,164	3,3
АС123-4	2795	72,8	12,8	18,0	69,8	0,185	9,3

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 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 ниже пластового ( высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС10, АС11, и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, 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(пласт АС10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 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 АС10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350_С от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС11 и АС12- II 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 10_С;

2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30_С;

3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40_С;

4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40_С.

Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов.

1.4 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, АС₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС₁₂.

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 АС₁₂. 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.

1.5 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 пластов АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

- начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,

- пластовая температура- 88-90⁰С,

- низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам исследования керна - по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ 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 мкм² для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90⁰С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).

2. 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 за счет 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.

3. Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин

Исходные данные :

№ 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

Расстояние м/д линией нагнетания и линией отбора м l 500

3. Расстояние м/д сквжинами (ширина элемента) м b 500

4. Абсалютная проницаемость пласта м² k_абс 0,17*10¹²

5. Общая толщина пласта м h_o 20.6

6. Коэффициент охвата к_охв 0.7

7. Вязкость нефти в пластовых условиях Па*с _н 1,54*10^-3

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 между линиями 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 :

добычи нефти , обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для одного элемента системы разработки;

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

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).

Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы.

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

Например, при t_*=3,15*10⁷ 365 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 =(t) будем вычислять по ф-ле (21) из ист.(1) , преобразованной к виду

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

Например ,при t= 3,15*10⁷ 365 сут k_*=2,9*10^-12 м²

По таблицам Ф(3,59)=0,99. Отсюда при t=3,15*10⁷ с значение _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_*

пласт нефтеносность месторождение пластовый флюид

Таблица 1.

T , годы	K*, 10-12 м2			э(t)	qнэ, м3/сут	qвэ , м3/сут	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 р_с=const . По формуле (20) имеем

35 м³/сут

При _э=0,005 дебит q_вэ=0,005*35 =34,83 м³/сут

На графике 1 приведена зависимость обводненности продукции _э=_э(t) от времени. После 12 лет разработки обводненность стала 56%.

Для определения текущей нефтеотдачи применим аналитический метод расчета. Воспользуемся формулой ,выведенной в ((1),стр.85)

,

где ₂- коэффициент охвата по месторождению в целом

V_нэ- объем нефти в пластовых условиях в элементе пласта

,

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 _э=0,27.

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

=q_в/(q_в+q_н)

Всего по месторождению в разработку вовлекается объем нефти в пластовых условиях

V_н1=360*500*500*14,4*0,19(1-0,1)=221,616*10⁶ м³/сут

Коэффициент охвата по месторождению в целом ₂=0,7. Поэтому общий объем нефти в пласте

V_н=V_н1/₂=316,6*10⁶ м³

Таблица 2.

Таблица 3.

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

t)dt

к первоначальному объему нефти в пласте V_н . На графике 2 показана зависимость обводненности от времени по месторождению в целом.

Список литературы

1. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. Под редакцией д-ра техн.наук Ю.П. Желтова Москва «Недра» 1985

2. Бронштейн И.Н. , Семендяев К.А. Справочник по математике. М.., ГИТТЛ ,1957

3. Технологическая схема разработки Приобского месторождения ЗАО Инжиниринговый центр «ЮКОС» ,г.Москва,1999 г.

4. Зайцев В.И. Палий А.О. Методические указания к курсовому проектированию и УНИРС по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» М. 1989

Размещено на Allbest.ru