2. Геологическая характеристика месторождения

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов…………………………………………..8

2.4 Особенности разработки Приобского месторождения……………………………………….9

4.2   Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы………………………….. 17

4.3   Определение показателей разработки месторождения…………………………………….20

5. Список литературы…………………………………………………………………………….. 25


                                           1.
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.

2.
Геологическая характеристика месторождения 2.1 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 K)i и Юз) и баженовской (пласт Юо) 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: AC₁₂3, АС₁₂2, АС₁₁2-4, АС₁₁1, АС₁₁0, АС₁₀1-2, АС₁₀0, АС₉, АС₇. Залежи пластов АС ₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

2.2
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 BCi.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,

                Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах

                                                   эксплуатационного  участка.     

Пласт	Средняя глубина	Средняя толщина		Открытая пористость. %	Нефтенасыщенность. %	Коэффициент песчанистости	Расчлененность
		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
AC100	2597	20,3	1,9	17,2	57,0	0,091	2,0
AC101-2	2672	47,3	6,4	17.6	66,6	0,191	6:1
AC110	2716	235,3	4,9	17,6	67,2	0,183	4,5
AC 11 1	2752	26,7	4,0	17,7	67,5	0,164	3,3
AC123-4	2795	72,8	12,8	18,0	69,8	0,185	9,3

2.3

Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС 10, АС 11 и АС 12 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 нижепластового ( высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезуэксплуатационных   объектов   месторождения   свидетельствуют   онезначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС 10, АС 11, и АС 12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС 11, 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(пластАС 10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /СЗН8 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 АС 10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС 11 и АС 12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%.
Технологический шифр нефтей пласта АС 10 - II Т1П2, пластов АС 11 и АС12-П 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 10⁰С;

2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30⁰С;

3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40⁰С;

4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40⁰С. Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов.

2.4
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, AC₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС ₁₂.

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 АС_12. 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.
2.5
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 пластовАС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,

пластовая температура- 88-90°С,

низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

исследования керна - по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС ₁₂ соответственно 15,4,

25,8, 2,4мd

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 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие,   специальные по составам полимеры).
                                   3.
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 засчет 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.
Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин.

Исходные данные Исходные данные
				9
№	Наименование параметра	Еденица	Символ	Значения
п/п		измерения
1	Площадь нефтеносности	М2	S	2000*109
2	Плотность сетки скв-н	М2/СКВ	Sc	25*104
3	Расстояние м/д линией нагнетания и линией отбора	М	1	500
4	Расстояние м/д сквжинами (ширина элемента)	М	b	500
5	Абсолютная проницаемость пласта	М2	Кабс	0,17*1012
6	Общая толщина пласта	М	ho	20.6
7	Коэффициент охвата		Кохв	0.7
8	Вязкость нефти в пластовых условиях	Па* с	µH	1,54*10-3
9	Вязкость воды в пластовых условиях	Па* с	µB	0,36*10-3
10	Относительная проницаемость
11	пласта для нефти	М2	kn	0,85
11	Относительная проницаемость
	пласта для воды	М2	kн	0,32
12	Толщина пласта, охваченного заводнением	М	h	14,4
13	Пористость пласта		m	0,19
14	Начальная насыщенность связанной водой		SCB	0,1
15	Остаточная нефтенасыщенность		SH OCT	0,27
16	Перепад давлений м/д линиями нагнетания			.
	и отбора	Па	Рс	0,476* 106

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 междулиниями 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: 1) добычи нефти, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для одного элемента системы разработки;

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

4.1   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).

4.2 Расчет  показателей  разработки   элемента трехрядной системы.

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

Например, при t*=3J5*10 ≈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 v=v(t) будем вычислять по формуле (21) из ист.(1) преобразованной к виду
                                   





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

Например, при t= 3,15·10⁷≈365сут k_* =2.9·10^-12  
                                          
                                 
По таблицам Ф(3,59)=0,99. Отсюда при t=3 515*10⁷с значение v_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_*

Т , годы	К*, 10-12м2	X	Ф(X)	Vэ(t)	qнэ, м3/сут	qвэ м3/сут	ηэ
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 p_c=const. По формуле (20) имеем

                     







                               





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 Г1э=0,27.

4,3
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

                                                  

Всего по месторождению в разработку вовлекается объем нефти в пластовых условиях

                       

Коэффициент охвата по месторождению в целом η₂=0,7. Поэтому общий объем нефти в пласте

                                                   


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

                                        

  к первоначальному объему нефти в пласте Vн