Помощь студентам в учебе
Межскважинная перекачка пластовой воды на примере Зай-Каратайской площади
|
Введение 8
1. Геологическое строение территории 9
1.1 Геолого-физическая характеристика площади 9
1.2 Стратиграфия и литология 14
1.3 Тектоника 24
2. Коллекторские свойства продуктивных пластов 27
3. Обзор МУН на территории 31
3.1.Литературный обзор 31
3.2 Анализ проведенных методов увеличения нефтеотдачи на площади 36
4.Эффективность межскважинной перекачки пластовой воды 41
5. Анализ динамики работы скважин 43
6. Физико-химические свойства пластовых флюидов 48
Заключение 51
Список использованных источников 52
1. Геологическое строение территории 9
1.1 Геолого-физическая характеристика площади 9
1.2 Стратиграфия и литология 14
1.3 Тектоника 24
2. Коллекторские свойства продуктивных пластов 27
3. Обзор МУН на территории 31
3.1.Литературный обзор 31
3.2 Анализ проведенных методов увеличения нефтеотдачи на площади 36
4.Эффективность межскважинной перекачки пластовой воды 41
5. Анализ динамики работы скважин 43
6. Физико-химические свойства пластовых флюидов 48
Заключение 51
Список использованных источников 52
Настоящая работа написана по геолого - геофизическим материалам собранным автором в период прохождения производственной практики НГДУ «Лениногорскнефть».
В настоящее время основные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, в связи с этим приходится внедрять различные технологии для увеличения нефтеотдачи.
На территории Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения используют различные методики для сохранения уровня добычи нефти. Одним из них является поддержание пластового давления. При поддержании пластового давления используют в основном пресную воду, но развитие не стоит на месте и для лучшего эффекта было обращено внимание на такой источник водоснабжения, как пластовые воды, имеющие хорошую минерализацию. Особенностью закачки пластовой минерализованной воды в отложения пашийского горизонта является
нефтевымывающее свойство со слабопроницаемых пород, которые сложены алевролитами или заглинизированными песчаниками. В результате нагнетания «родной» воды происходит наименьшее воздействие на набухание глинистых песчаников.
1. Геологическое строение территории
1.1 Геолого-физическая характеристика площади
Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий почти выположенный
юго-западный склон Южного купола Татарского свода, постепенно погружающийся в юго-западном направлении.
На фоне пологого склона выделяются сравнительно крупные по размерам поднятия, оконтуренные изогипсами с абсолютными отметками -1460 и 1465 м. Помимо этого, склон осложнен многочисленными мелкими локальными поднятиями разной формы и ориентации, которые разделены локальными прогибами.
В географическом отношении Зай-Каратайская площадь расположена в югозападной части Ромашкинского месторождения (Рисунок 1.1.1). Климат резкоконтинентальный - суровая, холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от - 13.7 до - 14.5°С. Минимальная температура достигает - 45°С. Максимальная летняя температура + 38°С. Средняя июльская колеблется от + 18.5 до + 19.5°С. [11]
В разработку площадь введена в 1956 году, разбурена по сетке 650x800 и 400x400
м. В настоящее время плотность сетки скважин 20 га/скв [11]. На площади сложилась комбинированная система разработки, сочетающая линейное разрезание с очаговым заводнением.
По своей литолого-коллекторской характеристике породы, слагающие пашийский горизонт (пласт Д1) Зай-Каратайской площади, делятся на две категории: песчано-алевролитовые, которыми представлены пласты коллекторы, и глинисто- алевролитовые, являющиеся неколлекторами и слагающие разделы между продуктивными пластами, а иногда замещающие породы коллекторы в пласте. Деление пород на группы произведено по двум параметрам: проницаемости и глинистости, как наиболее важных, в большей степени влияющих на разработку продуктивных пластов. Нижняя граница пород-коллекторов определена по предельному значению абсолютной проницаемости Кпр=0.03 мкм2, при которой пласт может обводняться соленой водой.
Породы-коллекторы подразделены на 2 группы: к первой группе относятся высокопродуктивные с проницаемостью более 0.100 мкм2. В этой группе выделяются две подгруппы коллекторов по значению глинистости: 1 подгруппа - коллекторы с абсолютной проницаемостью более 0.100 мкм2. и глинистостью менее 2 %. В промысловой практике они получили название «высокопродуктивные неглинистые коллекторы». Коллекторы 2 подгруппы пород имеют проницаемость более 0.100 мкм2 и глинистость более 2 %. В промысловой практике они называются высокопродуктивными глинистыми коллекторами.
Коллекторы 2 группы пород имеют проницаемость менее 0.100 мкм2, но более 0.03 мкм2. В их основе преобладают разности с глинистостью более 2 %.
Как видно из изложенного, породы 1 подгруппы имеют промежуточное положение между 1 и 2 группами пород.
В отложениях пашийского горизонта на Зай-Каратайской площади выделено 8 пластов: «Д1а», «Д1бъ>, «Д1б2», «Д1бз», «Д1в», «Д!п», «Д1г2+з» и «Д1д». Наиболее выдержанными по площади распространения коллектора являются пласты Д1г2+з и Д1в, наименее выдержанными - пласты Д1а и Д1б1. Продуктивные коллекторы пласта Д1а занимают третью часть административной площади, причем на долю коллекторов 1 группы приходится 34 %, а на долю коллекторов 1 подгруппы и 2 группы - 25 % и 41 % площади развития коллектора. Пласт Д1а имеет прерывистую, мозаичную форму залегания коллекторов. Средняя нефтенасыщенная толщина коллекторов 1 группы равна 2.1 м, 1 подгруппы и 2 группы -1.53 и 1.74 м, соответственно. Случаи слияния пласта с Д1а нижележащим пластом редки, что делает его практически изолированным и вписать его в единую систему разработки горизонта Д1 представляется весьма сложным делом.
Продуктивные коллекторы пласта Д1б1 занимают четвертую часть
административной площади, на долю лучших коллекторов приходится 36 % площади развития коллектора, остальную занимают коллекторы 1 подгруппы и 2 группы.
Следует отметить, что на большей части своего развития пласт Д1б1 находится в слиянии с ниже- и вышележащими пластами. Пласт Д1б1, как и Д1а, имеет прерывистое строение и мозаичную форму залегания коллекторов.
Пласт Д1б2 имеет более выгодное положение в разрезе горизонта Д1, чем пласты Д!а и Д1б1, несмотря на прерывистое строение и мозаичную форму залегания коллекторов. Преимущество это заключается не только в улучшенной характеристике всех параметров, но, в основном, в том, что на большей части развития коллектора он сливается с выше- и нижележащими пластами, что позволяет ему быть более приобщенным к общей схеме существующей системы разработки.
Пласты ДШз и Д1в имеют наибольшую площадь развития продуктивных коллекторов, 54 % и 57 % административной площади
занимают нефтенасыщенные коллекторы. Пласт ДШз характеризуется наилучшей во всем разрезе проницаемостью и пористостью (по 1 группе коллекторов они равны 0.847 мкм2 и 0.216 мкм2 соответственно).
Пласт Д&1 имеет довольно прерывистое строение. Большая часть нефтевмещающих пород этого пласта представлены высокопродуктивными коллекторами, чаще всего сливающимися с выше- и нижележащими пластами, что позволило вовлечь в процесс разработки существующей системой большую часть запасов пласта.
В настоящее время основные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, в связи с этим приходится внедрять различные технологии для увеличения нефтеотдачи.
На территории Зай-Каратайской площади Ромашкинского месторождения используют различные методики для сохранения уровня добычи нефти. Одним из них является поддержание пластового давления. При поддержании пластового давления используют в основном пресную воду, но развитие не стоит на месте и для лучшего эффекта было обращено внимание на такой источник водоснабжения, как пластовые воды, имеющие хорошую минерализацию. Особенностью закачки пластовой минерализованной воды в отложения пашийского горизонта является
нефтевымывающее свойство со слабопроницаемых пород, которые сложены алевролитами или заглинизированными песчаниками. В результате нагнетания «родной» воды происходит наименьшее воздействие на набухание глинистых песчаников.
1. Геологическое строение территории
1.1 Геолого-физическая характеристика площади
Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий почти выположенный
юго-западный склон Южного купола Татарского свода, постепенно погружающийся в юго-западном направлении.
На фоне пологого склона выделяются сравнительно крупные по размерам поднятия, оконтуренные изогипсами с абсолютными отметками -1460 и 1465 м. Помимо этого, склон осложнен многочисленными мелкими локальными поднятиями разной формы и ориентации, которые разделены локальными прогибами.
В географическом отношении Зай-Каратайская площадь расположена в югозападной части Ромашкинского месторождения (Рисунок 1.1.1). Климат резкоконтинентальный - суровая, холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от - 13.7 до - 14.5°С. Минимальная температура достигает - 45°С. Максимальная летняя температура + 38°С. Средняя июльская колеблется от + 18.5 до + 19.5°С. [11]
В разработку площадь введена в 1956 году, разбурена по сетке 650x800 и 400x400
м. В настоящее время плотность сетки скважин 20 га/скв [11]. На площади сложилась комбинированная система разработки, сочетающая линейное разрезание с очаговым заводнением.
По своей литолого-коллекторской характеристике породы, слагающие пашийский горизонт (пласт Д1) Зай-Каратайской площади, делятся на две категории: песчано-алевролитовые, которыми представлены пласты коллекторы, и глинисто- алевролитовые, являющиеся неколлекторами и слагающие разделы между продуктивными пластами, а иногда замещающие породы коллекторы в пласте. Деление пород на группы произведено по двум параметрам: проницаемости и глинистости, как наиболее важных, в большей степени влияющих на разработку продуктивных пластов. Нижняя граница пород-коллекторов определена по предельному значению абсолютной проницаемости Кпр=0.03 мкм2, при которой пласт может обводняться соленой водой.
Породы-коллекторы подразделены на 2 группы: к первой группе относятся высокопродуктивные с проницаемостью более 0.100 мкм2. В этой группе выделяются две подгруппы коллекторов по значению глинистости: 1 подгруппа - коллекторы с абсолютной проницаемостью более 0.100 мкм2. и глинистостью менее 2 %. В промысловой практике они получили название «высокопродуктивные неглинистые коллекторы». Коллекторы 2 подгруппы пород имеют проницаемость более 0.100 мкм2 и глинистость более 2 %. В промысловой практике они называются высокопродуктивными глинистыми коллекторами.
Коллекторы 2 группы пород имеют проницаемость менее 0.100 мкм2, но более 0.03 мкм2. В их основе преобладают разности с глинистостью более 2 %.
Как видно из изложенного, породы 1 подгруппы имеют промежуточное положение между 1 и 2 группами пород.
В отложениях пашийского горизонта на Зай-Каратайской площади выделено 8 пластов: «Д1а», «Д1бъ>, «Д1б2», «Д1бз», «Д1в», «Д!п», «Д1г2+з» и «Д1д». Наиболее выдержанными по площади распространения коллектора являются пласты Д1г2+з и Д1в, наименее выдержанными - пласты Д1а и Д1б1. Продуктивные коллекторы пласта Д1а занимают третью часть административной площади, причем на долю коллекторов 1 группы приходится 34 %, а на долю коллекторов 1 подгруппы и 2 группы - 25 % и 41 % площади развития коллектора. Пласт Д1а имеет прерывистую, мозаичную форму залегания коллекторов. Средняя нефтенасыщенная толщина коллекторов 1 группы равна 2.1 м, 1 подгруппы и 2 группы -1.53 и 1.74 м, соответственно. Случаи слияния пласта с Д1а нижележащим пластом редки, что делает его практически изолированным и вписать его в единую систему разработки горизонта Д1 представляется весьма сложным делом.
Продуктивные коллекторы пласта Д1б1 занимают четвертую часть
административной площади, на долю лучших коллекторов приходится 36 % площади развития коллектора, остальную занимают коллекторы 1 подгруппы и 2 группы.
Следует отметить, что на большей части своего развития пласт Д1б1 находится в слиянии с ниже- и вышележащими пластами. Пласт Д1б1, как и Д1а, имеет прерывистое строение и мозаичную форму залегания коллекторов.
Пласт Д1б2 имеет более выгодное положение в разрезе горизонта Д1, чем пласты Д!а и Д1б1, несмотря на прерывистое строение и мозаичную форму залегания коллекторов. Преимущество это заключается не только в улучшенной характеристике всех параметров, но, в основном, в том, что на большей части развития коллектора он сливается с выше- и нижележащими пластами, что позволяет ему быть более приобщенным к общей схеме существующей системы разработки.
Пласты ДШз и Д1в имеют наибольшую площадь развития продуктивных коллекторов, 54 % и 57 % административной площади
занимают нефтенасыщенные коллекторы. Пласт ДШз характеризуется наилучшей во всем разрезе проницаемостью и пористостью (по 1 группе коллекторов они равны 0.847 мкм2 и 0.216 мкм2 соответственно).
Пласт Д&1 имеет довольно прерывистое строение. Большая часть нефтевмещающих пород этого пласта представлены высокопродуктивными коллекторами, чаще всего сливающимися с выше- и нижележащими пластами, что позволило вовлечь в процесс разработки существующей системой большую часть запасов пласта.
Использование системы МСП не так распространено в наше время, но в современном веке приходится внедрять различные методы увеличения и сохранения уровней добычи нефти. Существуют различные статьи на схожую тематику, подтверждающие развитие нефтяной промышленности.
Изучив более подробно метод межскважинной перекачки пластовой воды можно выделить основные преимущества:
1) Благодаря нефтевымывающим свойствам пластовой воды, происходит дополнительный прирост добычи нефти;
2) Происходит сокращение низкопродуктивного фонда скважин;
3) Перевод на минерализованную воду позволяет перебросить освободившуюся сточную воду на другие КНС;
4) Уменьшаются затраты на электроэнергию;
5) Возможность использования на отдаленных участках, в которых отсутствуют источники внешних вод;
6) Отсутствие загрязненности пласта механическими примесям, которые попадают с пресной водой.
Автором, на основе изучения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов пашийского горизонта Зай-Каратайской площади, физико-химических свойств нефтей и пластовых вод пласта Д1, а так же динамики работы добывающих и нагнетательных скважин предлагается применение метода межскважинной перекачки.
Для лучшего эффекта поддержания добычи нефти к каждой скважине нужно находить индивидуальных подход. Поэтому рекомендуется для добывающих скважин №12935 и №9239 во избежание большой обводненности увеличить частоту насосов, а для скважин №4018 и №3919 рекомендуется применить метод термобарохимической обработки - очистить нижнюю часть скважины от асфальтосмолопарафиновых веществ и повысить проницаемость пласта с помощью воздействия импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью по причине уменьшения забойного давления.
При высоких давлениях нагнетания пластовой воды происходит оседание солей, поэтому во избежание засорения призабойной зоны для нагнетательных скважин рекомендуется не значительно уменьшить объемы закачек.
Изучив более подробно метод межскважинной перекачки пластовой воды можно выделить основные преимущества:
1) Благодаря нефтевымывающим свойствам пластовой воды, происходит дополнительный прирост добычи нефти;
2) Происходит сокращение низкопродуктивного фонда скважин;
3) Перевод на минерализованную воду позволяет перебросить освободившуюся сточную воду на другие КНС;
4) Уменьшаются затраты на электроэнергию;
5) Возможность использования на отдаленных участках, в которых отсутствуют источники внешних вод;
6) Отсутствие загрязненности пласта механическими примесям, которые попадают с пресной водой.
Автором, на основе изучения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов пашийского горизонта Зай-Каратайской площади, физико-химических свойств нефтей и пластовых вод пласта Д1, а так же динамики работы добывающих и нагнетательных скважин предлагается применение метода межскважинной перекачки.
Для лучшего эффекта поддержания добычи нефти к каждой скважине нужно находить индивидуальных подход. Поэтому рекомендуется для добывающих скважин №12935 и №9239 во избежание большой обводненности увеличить частоту насосов, а для скважин №4018 и №3919 рекомендуется применить метод термобарохимической обработки - очистить нижнюю часть скважины от асфальтосмолопарафиновых веществ и повысить проницаемость пласта с помощью воздействия импульсами давления и высокотемпературной парогазовой смесью по причине уменьшения забойного давления.
При высоких давлениях нагнетания пластовой воды происходит оседание солей, поэтому во избежание засорения призабойной зоны для нагнетательных скважин рекомендуется не значительно уменьшить объемы закачек.