Анализ эффективности разработки неоднородных и обводненных нефтяных пластов на основе перераспределения фильтрационных потоков в пределах Северо-Янгтинского месторождения
|
АННОТАЦИЯ 2
ВВЕДЕНИЕ 5
ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ 7
1.1 Обзор методов увеличения нефтеотдачи пластов 7
1.2 Основные методы регулирования процесса добычи нефти на поздней стадии разработки 8
1.3 Гидродинамические методы повышения коэффициента нефтеотдачи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений 12
1.4 Физико-химические методы регулирования разработки нефтяных месторождений 13
1.4.1 Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активного вещества 13
1.4.2 Вытеснение нефти растворами полимеров 15
1.4.3 Вытеснение нефти щелочными растворами 15
1.4.4 Вытеснение нефти составами химических реагентов (в том числе мицеллярными растворами) 15
1.5 Основные методы и технологии выравнивания профиля приемистости 16
1.5.1 Применение технологии увеличения охвата пласта заводнением по площади в нефтяных месторождениях 22
1.5.2 Анализ применения технологии выравнивания профиля приемистости (ВНП) 22
1.5.3 Анализ применения технологии водоизоляции через высокопроницаемые пропластки 24
1.5.4 Анализ применения технологии очистки призабойной зоны пласта 24
1.5.5 Анализ применения технологии декольматации призабойной зоны пласта 25
ГЛАВА 2. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 28
2.1 Анализ эффективности применения технологий В1П1 на Северо-Янгтинском нефтяном месторождении 32
2.1.1 Общие сведения о Северо-Янгтинском нефтяном месторождении 32
2.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 35
2.3 Нефтегазоносность 38
2.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 42
2.5 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по керну 45
2.6 Характеристика текущего состояние разработки месторождения в целом 52
Проектирование разработки месторождения 55
2.7 Анализ эффективности применения ВШ1 на Северо-Янгтинском нефтяном месторождении 57
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 67
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 69
ВВЕДЕНИЕ 5
ГЛАВА 1. ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ 7
1.1 Обзор методов увеличения нефтеотдачи пластов 7
1.2 Основные методы регулирования процесса добычи нефти на поздней стадии разработки 8
1.3 Гидродинамические методы повышения коэффициента нефтеотдачи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений 12
1.4 Физико-химические методы регулирования разработки нефтяных месторождений 13
1.4.1 Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активного вещества 13
1.4.2 Вытеснение нефти растворами полимеров 15
1.4.3 Вытеснение нефти щелочными растворами 15
1.4.4 Вытеснение нефти составами химических реагентов (в том числе мицеллярными растворами) 15
1.5 Основные методы и технологии выравнивания профиля приемистости 16
1.5.1 Применение технологии увеличения охвата пласта заводнением по площади в нефтяных месторождениях 22
1.5.2 Анализ применения технологии выравнивания профиля приемистости (ВНП) 22
1.5.3 Анализ применения технологии водоизоляции через высокопроницаемые пропластки 24
1.5.4 Анализ применения технологии очистки призабойной зоны пласта 24
1.5.5 Анализ применения технологии декольматации призабойной зоны пласта 25
ГЛАВА 2. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 28
2.1 Анализ эффективности применения технологий В1П1 на Северо-Янгтинском нефтяном месторождении 32
2.1.1 Общие сведения о Северо-Янгтинском нефтяном месторождении 32
2.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 35
2.3 Нефтегазоносность 38
2.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 42
2.5 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по керну 45
2.6 Характеристика текущего состояние разработки месторождения в целом 52
Проектирование разработки месторождения 55
2.7 Анализ эффективности применения ВШ1 на Северо-Янгтинском нефтяном месторождении 57
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 67
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 69
Актуальность темы научного исследования
В настоящее время нефтяные месторождения связаны со сложными условиями разработки и эксплуатации. Это связано с многими факторами, в том числе это может быть обусловлено вступлением достаточно большого числа высокопродуктивных залежей нефтяных месторождений в завершающую стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением темпов выработки нефти в скважинах и резким увеличением обводненности продукции скважин.
Новые месторождения, приуроченные к породам-коллекторам с низкой проницаемостью, характеризуются сложным геологическим строением продуктивных пластов, значительными размерами водонефтяных зон и высокой вязкостью нефти. Фактически, добыча остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) углеводородов связана со значительными осложнениями в процессе разработки пластов, строительства добывающих скважин и их эксплуатации. Как правило, разработка трудноизвлекаемых запасов традиционными технологиями заводнения характеризуется низкими темпами добычи углеводородов и низким коэффициентом извлечения.
Способы повышения степени выработки запасов нефти связаны с прогнозированием и предупреждением причин формирования остаточных запасов нефти. Известно, что к этим причинам относятся неоднородность строения пласта, различия свойств пластовой нефти и вытесняющего агента, которые усиливаются в условиях проявления аномально вязких свойств нефти, неоднородного поля скоростей фильтрации и градиентов давления. Все эти причины определяют преждевременный прорыв вытесняющего агента в добывающие скважины, низкие коэффициенты вытеснения нефти из пористой среды и охвата пластов дренированием.
На большинстве месторождений Западной Сибири ТРИЗ располагается в коллекторах с низкой проницаемостью, при этом породы-коллекторы характеризуются высокой степенью неоднородности. Принимая во внимание реальную ситуацию, необходимо отметить, что только широкомасштабное внедрение новых технологий и методов, значительно повышающих эффективность традиционного заводнения, снизит темп падения добычи нефти.
Одним из способов увеличения охвата пласта заводнением является применение потокоотклоняющих технологий, которые изменяют направление потока закачиваемых флюидов. Это достигается за счет увеличения фильтрационного сопротивления обводненных участков пласта путем закачки в них таких реагентов, которые при смешивании с пластовой водой образуют различные закупоривающие пробки в промытой зоне. В то же время в сильно обводненной прослойке создается гидроизоляционный экран, который отклоняет потоки воды, закачиваемой в пласт, в нефтенасыщенную прослойку, увеличивая коэффициент нефтеотдачи (КИН).
В теме научно-исследовательской работы рассматриваются гидродинамические методы, направленные на повышение коэффициента нефтеотдачи в неоднородных пластах месторождений Западной Сибири, за счёт перераспределения потоков закачиваемых жидкостей. Главными из этих методов являются потокоотклоняющие технологии (ПОТ) и выравнивание профиля приемистости (ВПП).
Целью работы является анализ эффективности применения методов и технологий выравнивания профиля приёмистости на Северо-Янгтинском нефтяном месторождении, находящемся на поздней стадии разработки.
Объектом исследования являются Северо-Янгтинское нефтяное месторождение.
Предмет исследования - нагнетательные скважины.
Задачи исследования:
1. Рассмотреть методы и технологии выравнивания профиля приемистости;
2. Изучить геолого-физическую и физико-гидродинамическую характеристику продуктивных пластов Северо-Янгтинского нефтяного месторождения;
3. Оценить технологическую эффективность проведенных операций по выравниванию профиля приемистости на данном месторождении.
В настоящее время нефтяные месторождения связаны со сложными условиями разработки и эксплуатации. Это связано с многими факторами, в том числе это может быть обусловлено вступлением достаточно большого числа высокопродуктивных залежей нефтяных месторождений в завершающую стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением темпов выработки нефти в скважинах и резким увеличением обводненности продукции скважин.
Новые месторождения, приуроченные к породам-коллекторам с низкой проницаемостью, характеризуются сложным геологическим строением продуктивных пластов, значительными размерами водонефтяных зон и высокой вязкостью нефти. Фактически, добыча остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) углеводородов связана со значительными осложнениями в процессе разработки пластов, строительства добывающих скважин и их эксплуатации. Как правило, разработка трудноизвлекаемых запасов традиционными технологиями заводнения характеризуется низкими темпами добычи углеводородов и низким коэффициентом извлечения.
Способы повышения степени выработки запасов нефти связаны с прогнозированием и предупреждением причин формирования остаточных запасов нефти. Известно, что к этим причинам относятся неоднородность строения пласта, различия свойств пластовой нефти и вытесняющего агента, которые усиливаются в условиях проявления аномально вязких свойств нефти, неоднородного поля скоростей фильтрации и градиентов давления. Все эти причины определяют преждевременный прорыв вытесняющего агента в добывающие скважины, низкие коэффициенты вытеснения нефти из пористой среды и охвата пластов дренированием.
На большинстве месторождений Западной Сибири ТРИЗ располагается в коллекторах с низкой проницаемостью, при этом породы-коллекторы характеризуются высокой степенью неоднородности. Принимая во внимание реальную ситуацию, необходимо отметить, что только широкомасштабное внедрение новых технологий и методов, значительно повышающих эффективность традиционного заводнения, снизит темп падения добычи нефти.
Одним из способов увеличения охвата пласта заводнением является применение потокоотклоняющих технологий, которые изменяют направление потока закачиваемых флюидов. Это достигается за счет увеличения фильтрационного сопротивления обводненных участков пласта путем закачки в них таких реагентов, которые при смешивании с пластовой водой образуют различные закупоривающие пробки в промытой зоне. В то же время в сильно обводненной прослойке создается гидроизоляционный экран, который отклоняет потоки воды, закачиваемой в пласт, в нефтенасыщенную прослойку, увеличивая коэффициент нефтеотдачи (КИН).
В теме научно-исследовательской работы рассматриваются гидродинамические методы, направленные на повышение коэффициента нефтеотдачи в неоднородных пластах месторождений Западной Сибири, за счёт перераспределения потоков закачиваемых жидкостей. Главными из этих методов являются потокоотклоняющие технологии (ПОТ) и выравнивание профиля приемистости (ВПП).
Целью работы является анализ эффективности применения методов и технологий выравнивания профиля приёмистости на Северо-Янгтинском нефтяном месторождении, находящемся на поздней стадии разработки.
Объектом исследования являются Северо-Янгтинское нефтяное месторождение.
Предмет исследования - нагнетательные скважины.
Задачи исследования:
1. Рассмотреть методы и технологии выравнивания профиля приемистости;
2. Изучить геолого-физическую и физико-гидродинамическую характеристику продуктивных пластов Северо-Янгтинского нефтяного месторождения;
3. Оценить технологическую эффективность проведенных операций по выравниванию профиля приемистости на данном месторождении.
Выполненный анализ эффективности физико-химических методов воздействия на пласты путем ВШ1 на Северо-Янгтинском нефтяном месторождении за 2008-2020 гг. показал следующее:
• Наибольшая годовая дополнительная добыча нефти за счет использования технологии ВИН была в 2010 и составила около 5595 тыс. т. нефти. Учитывается, что ДДН с года в год снижается.
• Наибольшая удельная дополнительная добыча была получена технологией С1С (скв№1015, пласт БС11), и составила 3008,21 тыс. т. нефти.
• Наибольшая эффективность по сокращению добычи попутно добываемой воды получена от применения комплексной технологии ЩИСК+ИАВ (скв№1056, пласт БС11/ БС10), и составила - 9885,3 тыс.м3.
В целом, все проведенные технологии ВИН показали разный эффект. В зависимости от объёма закачки рабочего раствора можно делать следующие выводы:
• Наилучший технологический эффект получен в результате применения ШИСК+НАВ, СИС и ГОС. ДДН от закачки 1 тыс.м3 рабочего раствора составила 0,69, 1,17, 1,97 тыс. т. нефти соответственно (41%, 15%, 13% от всего полученного объёма ДДН в период с 2010 по 2017гг.). Также по результатам снижения количества попутно добываемой воды эти технологии играли самую большую роль. Стоит отметить, что данные технологии больше всех применялись в скважинах месторождения.
• Несмотря на то, что комплексные технологии, такие как Термогель+ИАВ, CL- system и ИИС+ВУС+ИАВ использовались всего лишь несколько раз на пластах месторождения, они показали высокие результаты ДДН (4,99, 1,48, 1,10 тыс. т. нефти за 1тыс.м3 рабочего раствора), так и сокращения жидкости (см. таблицу 2.8).
• Наименьший результат при использовании всех технологий ВИИ оказался у ГОС- 1, КИС. ДДН составила почти 0 тыс. т. нефти на 1тыс.м3 рабочего раствора.
• Термогель+ИАВ использовался один раз на скважине № 1028, пласт БС102. ДДН составила 1 тыс. т. нефти на 0,2 тыс. м3 закачиваемого раствора. Данная технология показала хорошее значение по снижению жидкости - 1131,5 тыс.мЗ за одну операцию обработки скважины. В результате данного анализа, технология Термогель+ИАВ является самой эффективной, с экономической точки зрения, среди остальных технологий, применяемых на месторождении за период 2010-2017 гг.
В итоге, предоставляются рекомендации по улучшению технологической эффективности от применения ВШ1 для условий Северо-Янгтинского нефтяного месторождения:
• периодически менять технологии с гелеобразующих на осадкообразующие, или на различные марки гелеобразующих, составов;
• применять системные обработки (В1111 в нагнетательной скважине и ОПЗ в добывающей).
Также следует обратить внимание, что проведение работ по ФХВ должно сопровождаться ПГИ скважин для оценки их технического состояния, определения интервалов приемистости и последующей качественной оценки результатов ФХВ. 1ри выявлении в ходе исследований заколонных циркуляций или интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, необходимо предварительно провести РИР. Качество проведения РИР должно быть также подтверждено данными ПГИ.
По результатам данного исследования рекомендуется применять технологии ШПСК+ПАВ, СПС и ГОС, которые показали большую эффективность, на месторождениях Западной Сибири коллектора которых схожих с данным объектом Северо-янгтинсого нефтяного месторождения, то есть при следующих критериях: поровой терригенный карбонатный коллектор, толщина пласта до 30м, обводненность до 95%, проницаемость 0,03-0,5 мкм2, Песчанистость меньше 0,5 дол.ед, пластовая температура до 120 °С, КИН 0,2 дол.ед, приемистость 300-700 м3/сут и прежде всего на четвертой стадии разработки нефтяных месторождений.
• Наибольшая годовая дополнительная добыча нефти за счет использования технологии ВИН была в 2010 и составила около 5595 тыс. т. нефти. Учитывается, что ДДН с года в год снижается.
• Наибольшая удельная дополнительная добыча была получена технологией С1С (скв№1015, пласт БС11), и составила 3008,21 тыс. т. нефти.
• Наибольшая эффективность по сокращению добычи попутно добываемой воды получена от применения комплексной технологии ЩИСК+ИАВ (скв№1056, пласт БС11/ БС10), и составила - 9885,3 тыс.м3.
В целом, все проведенные технологии ВИН показали разный эффект. В зависимости от объёма закачки рабочего раствора можно делать следующие выводы:
• Наилучший технологический эффект получен в результате применения ШИСК+НАВ, СИС и ГОС. ДДН от закачки 1 тыс.м3 рабочего раствора составила 0,69, 1,17, 1,97 тыс. т. нефти соответственно (41%, 15%, 13% от всего полученного объёма ДДН в период с 2010 по 2017гг.). Также по результатам снижения количества попутно добываемой воды эти технологии играли самую большую роль. Стоит отметить, что данные технологии больше всех применялись в скважинах месторождения.
• Несмотря на то, что комплексные технологии, такие как Термогель+ИАВ, CL- system и ИИС+ВУС+ИАВ использовались всего лишь несколько раз на пластах месторождения, они показали высокие результаты ДДН (4,99, 1,48, 1,10 тыс. т. нефти за 1тыс.м3 рабочего раствора), так и сокращения жидкости (см. таблицу 2.8).
• Наименьший результат при использовании всех технологий ВИИ оказался у ГОС- 1, КИС. ДДН составила почти 0 тыс. т. нефти на 1тыс.м3 рабочего раствора.
• Термогель+ИАВ использовался один раз на скважине № 1028, пласт БС102. ДДН составила 1 тыс. т. нефти на 0,2 тыс. м3 закачиваемого раствора. Данная технология показала хорошее значение по снижению жидкости - 1131,5 тыс.мЗ за одну операцию обработки скважины. В результате данного анализа, технология Термогель+ИАВ является самой эффективной, с экономической точки зрения, среди остальных технологий, применяемых на месторождении за период 2010-2017 гг.
В итоге, предоставляются рекомендации по улучшению технологической эффективности от применения ВШ1 для условий Северо-Янгтинского нефтяного месторождения:
• периодически менять технологии с гелеобразующих на осадкообразующие, или на различные марки гелеобразующих, составов;
• применять системные обработки (В1111 в нагнетательной скважине и ОПЗ в добывающей).
Также следует обратить внимание, что проведение работ по ФХВ должно сопровождаться ПГИ скважин для оценки их технического состояния, определения интервалов приемистости и последующей качественной оценки результатов ФХВ. 1ри выявлении в ходе исследований заколонных циркуляций или интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, необходимо предварительно провести РИР. Качество проведения РИР должно быть также подтверждено данными ПГИ.
По результатам данного исследования рекомендуется применять технологии ШПСК+ПАВ, СПС и ГОС, которые показали большую эффективность, на месторождениях Западной Сибири коллектора которых схожих с данным объектом Северо-янгтинсого нефтяного месторождения, то есть при следующих критериях: поровой терригенный карбонатный коллектор, толщина пласта до 30м, обводненность до 95%, проницаемость 0,03-0,5 мкм2, Песчанистость меньше 0,5 дол.ед, пластовая температура до 120 °С, КИН 0,2 дол.ед, приемистость 300-700 м3/сут и прежде всего на четвертой стадии разработки нефтяных месторождений.
Подобные работы
- Анализ эффективности разработки неоднородных и обводненных нефтяных пластов на основе перераспределения фильтрационных потоков в пределах Северо-Янгтинского месторождения
Магистерская диссертация, газовые сети и установки. Язык работы: Русский. Цена: 4845 р. Год сдачи: 2022