Геологическая характеристика Приобского месторождения

Содержание

 

Введение

1 Геологическая характеристика Приобского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Литостратиграфический разрез

1.3 Тектоническое строение

1.4 Нефтеносность

    Характеристика продуктивных пластов

    Характеристика водоносных комплексов

    Физико-химические свойства пластовых флюидов

    Оценка запасов нефти

1.8.1 Запасы нефти

2. Основные технико-экономические показатели разработки Приобского месторождения

Динамика основных показателей разработки Приобского месторождения

Анализ основных технко- экономических показателей разработки

Особенности разработки, влияющие на эксплуатацию скважин

. Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов

3.1 Выбор метода воздействия на нефтяную залежь

3.2 Геолого - физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении

3.2.1 Заводнение пластов

3.3 Методы воздействия на призабойную зону скважины для интенсификации добычи нефти

Кислотные обработки

Гидроразрыв пласта

Повышение эффективности перфорации

Заключение

 

Введение

 

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт.

Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности, поэтому, наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение ( по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России ).

Балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, по категории С₁ составляют 1827, 8 млн.т., извлекаемые 565, 0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0, 309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым.

Балансовые запасы нефти категории С₂ составляют 524073 тыс. т., извлекаемые - 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0, 093.

Приобское месторождение имеет ряд характерных особенностей:

· крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;

· труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;

· по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС10, АС11, АС12. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 к аномально низкопродуктивным. Эксплуатацию пласта АС12 следует выделить в отдельную проблему разработки, т.к., пласт АС12 к тому же является самым значительным по запасам из всех пластов. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты.

Одним из направлений решения этой проблемы является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Геологическая характеристика Приобского месторождения

Общие сведения о месторождении

 

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска.В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь ( среднемесячная температура -19, 5 градусов С ). Абсолютный минимум -52 градуса С. Самым тёплым является июль ( среднемесячная температура +17 градусов С ), абсолютный максимум +33 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня.Мощность снежного покрова от 0, 7 м до 1, 5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1, 5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных терасс в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

На сопредельных территориях ( на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены ) ММП залегают на глубинах от 140-180 м ( Лянторское месторождение ). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.

 

Тектоническое строение

 

Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скв. 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скв.606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие.

 

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.

Геологический профиль представлен на рис.1.1

 

Оценка запасов нефти

 

Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам.

Балансовые запасы нефти Приобского месторождения оценивались объемным методом.

Основой для расчета моделей пластов являлись результаты интерпретации ГИС. При этом в качестве граничных значений коллектор-неколлектор были приняты следующие оценки параметров пластов: К_оп ³ 0.145, проницаемость ³ 0.4 мД. Из коллекторов и, следовательно, подсчета запасов исключались зоны пластов, в которых значения указанных параметров были меньше кондиционных.

При подсчете запасов использовался метод перемножения карт трех основных подсчетных параметров: эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности. Эффективный нефтенасыщенный объем рассчитывался отдельно по категориям запасов.

Выделение категорий запасов выполнено в соответствии с «Классификацией запасов месторождений...» (1983 г.). В зависимости от изученности залежей Приобского месторождения запасы нефти и растворенного газа в них подсчитаны по категориям В, С₁, С₂. Запасы категории В выделены в пределах последних скважин эксплуатационных рядов на левобережном разбуренном участке месторождения. Запасы категории С₁ выделялись на участках, изученных разведочными скважинами, в которых были получены промышленные притоки нефти или имелась положительная информация по ГИС. Запасы в неизученных бурением зонах залежей классифицировались по категории С₂. Граница между категориями С₁ и С₂ проводилась на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (500х500 м), как это и предусмотрено «Классификацией...».

Оценка запасов завершалась перемножением полученных объемов нефтенасыщенных коллекторов по каждому пласту и в пределах выделенных категорий на плотность дегазированной при ступенчатой сепарации нефти и пересчетный коэффициент. Следует отметить, что они несколько отличаются от принятых ранее. Связано это, во-первых с исключением из расчетов скважин, расположенных далеко за пределами лицензионного участка, а, во-вторых с изменениями индексации пластов в отдельных разведочных скважинах в результате новой корреляции продуктивных отложений.

Принятые подсчетные параметры и полученные результаты подсчета запасов нефти и приведены ниже.

 

Запасы нефти

По состоянию на 01.01.98 г на балансе ВГФ запасы нефти числятся в объеме:

Категория С1 балансовые 1991281 тыс.т.

Извлекаемые 613380 тыс.т.

КИН 0.308

Категория С2 балансовые 571506 тыс.т.

Извлекаемые 63718 тыс.т.

КИН 0.111

Категория С1+С2 балансовые 256287 тыс.т.

Извлекаемые 677098 тыс.т.

КИН 0.264

 

Запасы нефти по пластам

Таблица 1.3

Пласт	Категория ВС1			Категория С2			Всего
	балансовые	Извл	КИН	балансовые	Извлекаем.	КИН	Балансовые	Извлекаем.	КИН
АС10	278503	74797	0, 269	74858	8059	0, 11	353361	82856	0, 234
АС11	703840	272021	0, 386	31624	5519	0, 18	735464	277540	0, 377
АС12	990308	264360	0, 267	404680	44468	0, 11	1394988	308828	0, 221
АС7	15403	1879	0, 122	60344	5672	0, 09	75747	7551	0, 1
АС9	3227	323	0, 1				3227	323	0, 1
Итого	1991281	613380	0, 308	571506	63718	0, 11	2562787	677098	0, 264

 

По разбуренному участку левобережной части Приобского месторождения была проведена Партией подсчета запасов АО «Юганскнефтегаз».

В разбуренной части сосредоточено 109438 тыс.т. балансовых и 31131 тыс.т. извлекаемых запасов нефти при КИН 0, 284.

По разбуренной части по пластам запасы распределены следующим образом:

Пласт АС10 балансовые 50%

Извлекаемые 46%

Пласт АС11 балансовые 15%

Извлекаемые 21%

Пласт АС12 балансовые 35%

Извлекаемые 33%

На рассматриваемой территории основной объем запасов сосредоточен в пластах АС10 и АС12. Данный участок содержит 5, 5 % запасов м/р. 19, 5% запасов пласта АС10; 2, 4%--АС11; 3, 9%--АС12.

 

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.

Основным препятствием к применению эмульсионных систем для воздействия на залежи Приобского месторождения являются низкие фильтрационные характеристики коллекторов месторождения. Создаваемые эмульсиями фильтрационные сопротивления в низкопроницаемых коллекторах приведут к резкому уменьшению приемистости нагнетательных скважин и снижению темпов отбора нефти.

 

Кислотные обработки

Кислотные обработки пластов осуществляются как для увеличения, так и для восстановления проницаемости коллектора призабойной зоны скважины. Большинство этих работ проведено при переводе скважин в нагнетание и последующего увеличения их приемистости.

Стандартная кислотная обработка на Приобскому месторождении заключается в приготовлении раствора в составе 14% НСl и 5% HF, объемом из расчета 1, 2-1, 7 м³ на 1 метр перфорированной толщины пласта и закачки его в интервал перфорации. Время реагирования составляет около 8 часов.

При рассмотрении эффективности воздействия неорганических кислот принимались во внимание нагнетательные скважины с длительной (более одного года) закачкой воды до обработки.. Кислотная обработка ПЗC в нагнетательных скважинах оказывается довольно эффективным методом восстановления их приемистости. В качестве примера, в таблице 3.1 представлены результаты обработок по ряду нагнетательных скважин.

 

Гидроразрыв пласта

Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и увеличения выработки запасов нефти. Гидроразрыв широко используется как в отечественной, так и зарубежной практике нефтедобычи.

Значительный опыт ГРП уже накоплен на Приобском месторождении. Анализ, выполненных на месторождении ГРП, указывает на высокую эффективность для месторождения данного вида интенсификации добычи, несмотря на существенные темпы падения дебита после ГРП. Гидроразрыв пласта в случае с Приобским месторождением является не только методом интенсификации добычи, но и увеличения нефтеотдачи. Во-первых, ГРП позволяет подключить недренируемые запасы нефти в прерывистых коллекторах месторождения. Во-вторых, данный вид воздействия позволяет отобрать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС₁₂ за приемлемое время эксплуатации месторождения.

Год

Таблица 3.3

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	4	4	25	33
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	3.2	31.8	251	286
В среднем по 1 скважине(м.)	0.8	7.95	10.04	8.67
Средний прирост дебита(т/сут)	0	9.1	10.1	9.6
Прирост добычи (т)	0	1 547	12 254	13 801

Год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	2	10	26	38
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	7.2	8.4	152	167.6
В среднем по 1 скважине(м.)	3.6	0.84	5.84	4.41
Средний прирост дебита(т/сут)	0	6.85	0	6.85
Прирост добычи (т)	0	6 013	0	6 013

Год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	2	0	7	9
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	1.2	0	4.6	5.8
В среднем по 1 скважине(м.)	1.2	0	1.5	0.6
Средний прирост дебита(т/сут)	4.4	0	0	4.8
Прирост добычи (т)	1500	0	5000	6500

Год

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	35	0	20	55
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	---	---	---	---
В среднем по 1 скважине(м.)	---	---	---	---
Средний прирост дебита(т/сут)	8.64	0	2, 36	5.5
Прирост добычи (т)	7973.9	0	729.5	8703.4

Судя по таблице 3.3, наибольшее количество мероприятий по дострелу было произведено в 2010 году, в 2009 году - самое минимальное - 9. количество дострелов за весь период по пластам: АС10 - 43, АС11 - 14, АС12 - 78. Пласт АС12, как самый низкопродуктивный, но наиболее значимый по запасам, гораздо чаще остальных пластов подвергался дострелу, т.к. с увеличением охвата пласта воздействием растет нефтеотдача.

Несмотря на то, что в 2010 г. осуществлялось наибольшее количество дострелов, прирост добычи составил 8703, 4т., что меньше, чем в 2007г. -13801т., но больше, чем в 2008 г. - 6013 т., и в 2009 г. -6500т.

Анализируя результаты мероприятия можно сделать вывод, что прирост добычи напрямую зависит не от количества дострелов, а от общей эффективной мощности пласта. Максимальная эфф. мощность в 2007 г., ее значение - 286 м.., в этот же год -. максимальный прирост в добыче ( 13801 т.).

Для более полного вовлечения пластов в работу в ходе разработки проводились мероприятия по приобщению пластов, т.е. в..скважине, в которой уже были проведены перфорационные работы на каком - то пласте ранее, проводят перфорацию вторично, но уже другого пласта.

Результаты таких приобщений представлены в таблице 3.4

Сводная таблица результатов приобщений за период 2007 -2010 гг.

таблица 3.4

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	16	14	20	50
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	220.7	168.6	416	805.3
В среднем по 1 скважине(м.)	13.79	12.04	20.8	16.11
Средний дебит(т/сут)	6.9	6.4	4.9	6.07
Прирост добычи (т)	9 292	6 042	5 309	20 643

 

2008

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	8	5	28	41
Общая эфф.мощн.дострела(м.)	78.2	86.9	593	758.1
В среднем по 1 скважине(м.)	9.77	17.38	21.18	18.49
Средний дебит(т/сут)	4	6.7	0	5.35
Прирост добычи (т)	6 498	5 698	0	12 196

 

2009

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	0	0	5	5
ВОбщая эфф.мощн.дострела(м.)			0	0
среднем по 1 скважине(м.)			0	0
Средний дебит(т/сут)	0	0	0	0
Прирост добычи (т)	0	0	0	0

 

2010

Результаты	Пласты
	АС10	АС11	АС12	Всего
Кол-во дострелов (скв.)	88	12	0	100
Общая эфф.мощн.дострела(м.)				819.1
В среднем по 1 скважине(м.)
Средний дебит(т/сут)	10.5	9.4	0	9.9
Прирост добычи (т)	21272.4	2901.3	0	24173.7

 

По данным таблицы 3.4 самый удачный год для проведения данного метода интенсификации является - 2010 г., т.к. 2010 год характеризуется максимальными показателями за весь период. ( кол-во приобщений - 100,

общая эффективная мощность приобщения - 819, 1 м, прирост добычи - 24173, 7 т.), Неудачный год по результатам таблицы 3.4 для проведения приобщений, как и для дострелов - 2009 год. В 2007 г. прирост добычи составил 20643 т., число мероприятий - 50, в 2008 г. соответственно 12196 т. и 41 приобщений. В общем за 4 года количество приобщений на пласт АС10 составило порядка 112, АС11 - 31, АС12 - 53., в целом за рассматриваемый период было проведено 196 приобщений.

С момента проведения мероприятий в 2007 г. средний прирост дебита составил 6, 07 т./сут., добычи - 20643 т., к 2008 г. дебит упал до отметки 5, 35 т./сут, прирост добычи снизился до 12196 т., 2009 г. характеризуется нулевыми результатами, а в 2010 г. - резкий рост дебита до 9, 9 т./сут., добычи - до 24173, 7 т.

Для сравнения методов по результатам проведения операций представлена таблица 3.5

 

Таблица 3.5

Мeроприятия	Количество	Доп.добыча
Приобщения	196	57012, 7
Дострелы	135	33517, 4
ИТОГО	331	90530, 1

 

Как видно из сводной таблицы 3.5, за период 2007-2010 гг. дополнительная добыча от приобщений за 4 года составила 57012, 7 т., что больше на 23495, 3 т. прироста добычи нефти за тот же период от дострелов, а число проведенных приобщений больше на 61 операцию

В общем за весь период было проведено 331 перфорационных работ и суммарная дополнительная добыча от них составила 90530, 1 т.нефти.

В процентном соотношении от общей добычи по месторождению в целом дополнительная добыча от методов перфорации по годам соствляла: в 2007 г. - 4, 25%, в 2008 г. - 1, 7%, в 2009 г. - 0, 55 %, в 2010 - 2, 43 %.

Дополнительным средством повышения продуктивности скважин является совершенствование перфорационных работ, а также образование дополнительных фильтрационных каналов при перфорации.

Таким образом, дострел интервала перфорации в пределах вскрытого горизонта и приобщение пластов, можно рекомендовать как мероприятия, направленные на увеличения охвата пластов воздействием и более полного вовлечения их в работу.

Заключение

 

Анализ существующих методов интенсификации добычи нефти показывает, что в качестве основного метода стимулирования добывающих скважин Приобского месторождения следует рекомендовать ГРП. Наиболее эффективным методом восстановления приемистости нагнетательных скважин является кислотная обработка ПЗC.

Дополнительным направлением интенсификации добычи нефти на месторождении является повышение эффективности перфорации.

Для удаления возможных отложений АСПО и жидкости глушения в ПЗC предлагается использовать обработки растворителями.

Следует также в дальнейшем провести опытно-промысловые испытания других методов воздействия на ПЗC и, в первую очередь, для добывающих скважин - технологии ГОС и обработку растворителями, а для нагнетательных скважин - обработку растворами ПАВ.

Содержание

 

Введение

1 Геологическая характеристика Приобского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Литостратиграфический разрез

1.3 Тектоническое строение

1.4 Нефтеносность

    Характеристика продуктивных пластов

    Характеристика водоносных комплексов

    Физико-химические свойства пластовых флюидов

    Оценка запасов нефти

1.8.1 Запасы нефти

2. Основные технико-экономические показатели разработки Приобского месторождения

Динамика основных показателей разработки Приобского месторождения

Анализ основных технко- экономических показателей разработки

Особенности разработки, влияющие на эксплуатацию скважин

. Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов

3.1 Выбор метода воздействия на нефтяную залежь

3.2 Геолого - физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении

3.2.1 Заводнение пластов

3.3 Методы воздействия на призабойную зону скважины для интенсификации добычи нефти

Кислотные обработки

Гидроразрыв пласта

Повышение эффективности перфорации

Заключение

 

Введение

 

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт.

Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности, поэтому, наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение ( по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России ).

Балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, по категории С₁ составляют 1827, 8 млн.т., извлекаемые 565, 0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0, 309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым.

Балансовые запасы нефти категории С₂ составляют 524073 тыс. т., извлекаемые - 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0, 093.

Приобское месторождение имеет ряд характерных особенностей:

· крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;

· труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;

· по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС10, АС11, АС12. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 к аномально низкопродуктивным. Эксплуатацию пласта АС12 следует выделить в отдельную проблему разработки, т.к., пласт АС12 к тому же является самым значительным по запасам из всех пластов. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты.

Одним из направлений решения этой проблемы является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Геологическая характеристика Приобского месторождения

12345Следующая ⇒

Поделиться: