Изучение геологического строения и анализ разработки Эксплуатационного объекта I Сибирского газоконденсатного месторождения с целью увеличения компонентоотдачи
|
Аннотация 2
Список обозначений и сокращений 5
Список иллюстраций 6
Список таблиц 7
Список приложений 8
Введение 9
1 Краткий географо-экономический очерк 11
2 История исследований и геологическая изученность 14
2.1 Основные этапы геолого-разведочных работ 14
2.2 Сейсморазведочные работы 15
2.3 Поисково-разведочное бурение 15
2.4 Эксплуатационное бурение 17
2.5 Отбор и исследования керна 18
2.6 Промыслово-геофизическое исследования эксплуатационных скважин 19
2.7 Гидродинамические исследования скважин 19
3 Геолого-физическая характеристика месторождения 21
3.1 Стратиграфия и литология 21
3.2 Тектоника 25
3.3 Газоносность месторождения 29
3.4 Свойства и состав пластовых флюидов 31
3.5 Гидрогеологические комплексы 3 3
3.6 Геокриологические условия 3 3
3.7 Температурные условия недр 33
4 Геолого-геофизическая характеристика залежи 3 5
4.1 Строение залежей СдУШ+1Х (эксплуатационный объект I) 35
4.2 Результаты исследования керна ЭО-I 39
4.3 Режим залежи 40
4.4 Запасы газа и конденсата 41
5 Краткая история и текущее состояние разработки рассматриваемого объекта 45
5.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения 45
5.2 Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения 47
5.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки эксплуатационного объекта I 49
5.4 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 51
5.5 Отборы по объекту разработки - I объект - пласты Сд-УШ+Сд-ГХ 53
5.6 Анализ выработки запасов УВ из пласта 54
6 Специальная часть 57
6.1 Анализ результатов реализации ГТМ 57
6.2 Выбор способов и агентов для воздействия на пласт. Интенсификация работы скважин (ОПЗ) 57
6.3 Влияние зоны с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами на накопление ретроградного конденсата у забоя скважин 59
6.4 Влияние гидроразрыва пласта на накопление ретроградного конденсата 60
6.5 Выбор скважины, для проведения ГРП 68
Выводы 69
7 Техника и технология 70
7.1 Оборудование для гидроразрыва пласта 71
7.2 Материалы, необходимые для гидроразрыва пласта 73
7.3 Гидроразрыв высокопроницаемых коллекторов 76
8 Экономическая часть 79
9 Охрана окружающей среды
9.1 Оценка воздействия объекта на окружающую среду. Основные источники 82
загрязнения и виды их воздействия 82
9.2 Мероприятия по предотвращению и снижению неблагоприятных воздействий на окружающую среду 83
Заключение 86
Список использованных источников 87
Список обозначений и сокращений 5
Список иллюстраций 6
Список таблиц 7
Список приложений 8
Введение 9
1 Краткий географо-экономический очерк 11
2 История исследований и геологическая изученность 14
2.1 Основные этапы геолого-разведочных работ 14
2.2 Сейсморазведочные работы 15
2.3 Поисково-разведочное бурение 15
2.4 Эксплуатационное бурение 17
2.5 Отбор и исследования керна 18
2.6 Промыслово-геофизическое исследования эксплуатационных скважин 19
2.7 Гидродинамические исследования скважин 19
3 Геолого-физическая характеристика месторождения 21
3.1 Стратиграфия и литология 21
3.2 Тектоника 25
3.3 Газоносность месторождения 29
3.4 Свойства и состав пластовых флюидов 31
3.5 Гидрогеологические комплексы 3 3
3.6 Геокриологические условия 3 3
3.7 Температурные условия недр 33
4 Геолого-геофизическая характеристика залежи 3 5
4.1 Строение залежей СдУШ+1Х (эксплуатационный объект I) 35
4.2 Результаты исследования керна ЭО-I 39
4.3 Режим залежи 40
4.4 Запасы газа и конденсата 41
5 Краткая история и текущее состояние разработки рассматриваемого объекта 45
5.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения 45
5.2 Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения 47
5.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки эксплуатационного объекта I 49
5.4 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 51
5.5 Отборы по объекту разработки - I объект - пласты Сд-УШ+Сд-ГХ 53
5.6 Анализ выработки запасов УВ из пласта 54
6 Специальная часть 57
6.1 Анализ результатов реализации ГТМ 57
6.2 Выбор способов и агентов для воздействия на пласт. Интенсификация работы скважин (ОПЗ) 57
6.3 Влияние зоны с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами на накопление ретроградного конденсата у забоя скважин 59
6.4 Влияние гидроразрыва пласта на накопление ретроградного конденсата 60
6.5 Выбор скважины, для проведения ГРП 68
Выводы 69
7 Техника и технология 70
7.1 Оборудование для гидроразрыва пласта 71
7.2 Материалы, необходимые для гидроразрыва пласта 73
7.3 Гидроразрыв высокопроницаемых коллекторов 76
8 Экономическая часть 79
9 Охрана окружающей среды
9.1 Оценка воздействия объекта на окружающую среду. Основные источники 82
загрязнения и виды их воздействия 82
9.2 Мероприятия по предотвращению и снижению неблагоприятных воздействий на окружающую среду 83
Заключение 86
Список использованных источников 87
В административном отношении Сибирское газоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало-Ненецкого АО Тюменской области и частично Таймырского АО Красноярского края, в бассейне рек Танама, Мессояха и Соленая.
Месторождение находится на третьей стадии падающей добычи, при этом возникает необходимость применять методы увеличения компонентоотдачи для достижения проектных конечных коэффициентов извлечения газа (КИГ) и конденсата (КИК). При разработке многокомпонентных залежей нужно учитывать не только геологические и петрофизическое условия, но и взаимодействие компонентов. Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений является снижение продуктивности их из-за накопления ретроградного конденсата у забоя этих скважин. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин обусловливается особенностями фазового поведения природных газоконденсатных систем.
Мероприятия по интенсификации, связанные с улучшением коллекторских свойств прискважинных зон пласта, вносят определенные изменения в распределение пластового давления и поле скоростей флюидов у забоя скважины. Искусственно созданная неоднородность коллектора может оказывать решающее воздействие на условия накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины, а следовательно, и на дополнительное изменение продуктивности газоконденсатных скважин. Так, накопление конденсата в призабойной зоне скважины вызывает существенное уменьшение в этой зоне фазовой проницаемости коллектора для газа.
Это явление может быть использовано для увеличения продуктивности газоконденсатных скважин за счет проведения различных мероприятий по интенсификации притока флюида, увеличивающих абсолютную проницаемость коллектора. При проведении мероприятий по увеличению проницаемости призабойной зоны пласта становится актуальным ой возможность добиться существенного увеличения продуктивности газоконденсатных скважин за счет не только увеличения абсолютной проницаемости коллектора, но и повышения относительной фазовой проницаемости его для газа.
Мощность продуктивных отложений, а также фильтрационно-емкостные свойства позволяют провести в изучаемых залежах гидравлический разрыв пласта (ГРП). Поскольку гидроразрыв пласта вызывает значительную неоднородность коллектора у забоя скважин, он неизбежно сказывается на изменении фильтрационных потоков в этой зоне пласта и, соответственно, на характере накопления в ней ретроградного конденсата. В свою очередь, перераспределение насыщенности в призабойной зоне скважин влияет и на проводимость коллектора по газу в этой области пласта, и на продуктивность скважин.
Цель дипломной работы - изучение особенностей геологического строения, анализ разработки продуктивных отложений Эксплуатационного объекта I Сибирского месторождения и оценка эффективности проектируемых методов повышения компонентоотдачи (ГРП).
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
1. Оценить степень геологической изученности месторождения в целом и пластов Сд-VIII, Сд-IX ЭО-I Сибирского месторождения;
2. Изучить геологическое строение и газоносность ЭО;
3. Проанализировать фонд скважин, а также историю и текущее состояние разработки эксплуатационного объекта;
4. Сформулировать критерии для подбора скважин-кандидатов под ГРП на Сибирском месторождении;
5. Оценить технологическую и экономическую эффективность проектируемого ГРП на Сибирском месторождении.
Методы решения поставленных задач
Для выполнения перечисленных задач необходимо построить (в некоторых случаях скопировать): структурные карту по кровле пластов Сд-VIII, Сд-IX, две схемы корреляции продуктивных отложений, два геологических профиля продуктивной толщи нижнего мела, карту эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, график разработки и карту разработки ЭО. Также, решение поставленных задач базируется на аналитических исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа.
Месторождение находится на третьей стадии падающей добычи, при этом возникает необходимость применять методы увеличения компонентоотдачи для достижения проектных конечных коэффициентов извлечения газа (КИГ) и конденсата (КИК). При разработке многокомпонентных залежей нужно учитывать не только геологические и петрофизическое условия, но и взаимодействие компонентов. Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений является снижение продуктивности их из-за накопления ретроградного конденсата у забоя этих скважин. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин обусловливается особенностями фазового поведения природных газоконденсатных систем.
Мероприятия по интенсификации, связанные с улучшением коллекторских свойств прискважинных зон пласта, вносят определенные изменения в распределение пластового давления и поле скоростей флюидов у забоя скважины. Искусственно созданная неоднородность коллектора может оказывать решающее воздействие на условия накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины, а следовательно, и на дополнительное изменение продуктивности газоконденсатных скважин. Так, накопление конденсата в призабойной зоне скважины вызывает существенное уменьшение в этой зоне фазовой проницаемости коллектора для газа.
Это явление может быть использовано для увеличения продуктивности газоконденсатных скважин за счет проведения различных мероприятий по интенсификации притока флюида, увеличивающих абсолютную проницаемость коллектора. При проведении мероприятий по увеличению проницаемости призабойной зоны пласта становится актуальным ой возможность добиться существенного увеличения продуктивности газоконденсатных скважин за счет не только увеличения абсолютной проницаемости коллектора, но и повышения относительной фазовой проницаемости его для газа.
Мощность продуктивных отложений, а также фильтрационно-емкостные свойства позволяют провести в изучаемых залежах гидравлический разрыв пласта (ГРП). Поскольку гидроразрыв пласта вызывает значительную неоднородность коллектора у забоя скважин, он неизбежно сказывается на изменении фильтрационных потоков в этой зоне пласта и, соответственно, на характере накопления в ней ретроградного конденсата. В свою очередь, перераспределение насыщенности в призабойной зоне скважин влияет и на проводимость коллектора по газу в этой области пласта, и на продуктивность скважин.
Цель дипломной работы - изучение особенностей геологического строения, анализ разработки продуктивных отложений Эксплуатационного объекта I Сибирского месторождения и оценка эффективности проектируемых методов повышения компонентоотдачи (ГРП).
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
1. Оценить степень геологической изученности месторождения в целом и пластов Сд-VIII, Сд-IX ЭО-I Сибирского месторождения;
2. Изучить геологическое строение и газоносность ЭО;
3. Проанализировать фонд скважин, а также историю и текущее состояние разработки эксплуатационного объекта;
4. Сформулировать критерии для подбора скважин-кандидатов под ГРП на Сибирском месторождении;
5. Оценить технологическую и экономическую эффективность проектируемого ГРП на Сибирском месторождении.
Методы решения поставленных задач
Для выполнения перечисленных задач необходимо построить (в некоторых случаях скопировать): структурные карту по кровле пластов Сд-VIII, Сд-IX, две схемы корреляции продуктивных отложений, два геологических профиля продуктивной толщи нижнего мела, карту эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, график разработки и карту разработки ЭО. Также, решение поставленных задач базируется на аналитических исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа.
В процессе написания дипломной работы автором было изучено геологическое строение газоконденсатных залежей пластов Сд-VIII, Сд-IX Сибирского месторождения, история и текущее состояние их разработки, критерии применимости технологии ГРП, а так же оценена технологическая и экономическая эффективности внедрения данной технологии. Для освещения этих вопросов были построены, составлены и проанализированы схемы корреляции и геологические профили продуктивных отложений, структурные карты по кровлям пластов, карта разработки, карта эффективных газонасыщенных толщин и карты геолого-физических параметров пластов Сд-VIII, Сд-IX Сибирского месторождения, на основе чего в обзорных главах были сделаны выводы. Кроме того, для расчета технологической эффективности применения технологии ГРП был вычислен объем дополнительной добычи, которая может быть получена при применении ГРП, а также вычислена прибыль от реализации дополнительной добычи.
Основные выводы дипломной работы:
1) Сибирское ГКМ по величине извлекаемых запасов относится к крупным, по геологическому строению - к сложным. На Сибирском ГКМ в промышленной разработке находятся 9 залежей пластов Як-II, Мх-I, Мх-III, Сд-I, Сд-II, Сд-VIII, Сд-IX, Сд-X, Сд-XI раннемелового возраста.
2) Пласты Сд-VIII и Сд-IX объединены в 1 объект разработки. В пределах единого контура газоносности средняя общая толщина составила 89.3 м, эффективная - 58.65 м. Средняя толщина глинистого раздела между пластами -19.9 м. Размеры объекта в пределах объединенного ГВК - 17.5*8.5 км, высота объекта - 97.0 м.
3) На дату написания дипломной работы всего на объекте эксплуатационный фонд от пробуренного (65 скв.) составляет 40% (26 скв.), действующий - 20% (13 скв.). Коэффициенты использования добывающего фонда скважин (0.5) и эксплуатации фонда (0.962) высокие. В 2009 г. добывающие скважины работали с забойными давлениями от 2.4 до 6.15 МПа, что равнялось в среднем 3.6 МПа, с депрессией на пласт от 0.54 до 6.7 МПа (в среднем 1.8 МПа) и среднесуточным дебитом газа от 9.6 до 81.6 тыс.м /сут (в среднем - 39.7 м /сут). Действующий фонд малодебитный: все скважины действующего фонда (13 скв.) работают с дебитом по газу до 100 тыс.м /сут.
4) Добыча газа и конденсата на Сибирском месторождении ведется 38 лет. В настоящее время месторождение находится на стадии падающей добычи газа. Максимальный отбор газа пришелся на 1982 год - 4170.7 млн.м (3.96% от запасов). В дальнейшем добыча газа падала и в 2009 году она составила 182.1 млн.м (0.17% от запасов).
На 1.01.2010 г. на Сибирском месторождении отобрано 58315 млн.м3 газа и 700 тыс.т конденсата. Текущий коэффициент газоотдачи составляет 0.604.
5) В результате анализа эффективности применения ГРП можно отметить, что такая разработка пластов и объекта носит все признаки метода повышения компонентоотдачи, что подтверждается результатами расчетов.
Суммарная дополнительная добыча с применением ГРП предположительно составит для скважины №150 6,5 млн.м^ проверь!! М.б. 63,5??? газа и 508 тонн конденсата.
6) Ввиду получения положительных технологического и экономического эффектов, после внедрения данной технологии, предложено провести ГРП на скважине №150. При получении опытных параметров после воздействия, рекомендуется, в случае необходимости, скорректировать технологию и продолжить ее реализацию на других скважинах.
7) В результате проделанной мною работы было установлено, что причинами низкого дебита скважин являются падение пластового давления, вызванное нерациональной разработкой месторождения, и ретроградный конденсат, препятствующий фильтрации газа и снижающий эффективность ОПЗ. Применение ГРП позволит вовлечь в разработку слабодренируемые запасы, а гидрофилизирующие добавки к жидкости разрыва увеличат фазовую проницаемость для газа. Таким образом, полученная дополнительная добыча сможет, в некоторой степени, компенсировать потери, связанные с нерациональной разработкой.
Основные выводы дипломной работы:
1) Сибирское ГКМ по величине извлекаемых запасов относится к крупным, по геологическому строению - к сложным. На Сибирском ГКМ в промышленной разработке находятся 9 залежей пластов Як-II, Мх-I, Мх-III, Сд-I, Сд-II, Сд-VIII, Сд-IX, Сд-X, Сд-XI раннемелового возраста.
2) Пласты Сд-VIII и Сд-IX объединены в 1 объект разработки. В пределах единого контура газоносности средняя общая толщина составила 89.3 м, эффективная - 58.65 м. Средняя толщина глинистого раздела между пластами -19.9 м. Размеры объекта в пределах объединенного ГВК - 17.5*8.5 км, высота объекта - 97.0 м.
3) На дату написания дипломной работы всего на объекте эксплуатационный фонд от пробуренного (65 скв.) составляет 40% (26 скв.), действующий - 20% (13 скв.). Коэффициенты использования добывающего фонда скважин (0.5) и эксплуатации фонда (0.962) высокие. В 2009 г. добывающие скважины работали с забойными давлениями от 2.4 до 6.15 МПа, что равнялось в среднем 3.6 МПа, с депрессией на пласт от 0.54 до 6.7 МПа (в среднем 1.8 МПа) и среднесуточным дебитом газа от 9.6 до 81.6 тыс.м /сут (в среднем - 39.7 м /сут). Действующий фонд малодебитный: все скважины действующего фонда (13 скв.) работают с дебитом по газу до 100 тыс.м /сут.
4) Добыча газа и конденсата на Сибирском месторождении ведется 38 лет. В настоящее время месторождение находится на стадии падающей добычи газа. Максимальный отбор газа пришелся на 1982 год - 4170.7 млн.м (3.96% от запасов). В дальнейшем добыча газа падала и в 2009 году она составила 182.1 млн.м (0.17% от запасов).
На 1.01.2010 г. на Сибирском месторождении отобрано 58315 млн.м3 газа и 700 тыс.т конденсата. Текущий коэффициент газоотдачи составляет 0.604.
5) В результате анализа эффективности применения ГРП можно отметить, что такая разработка пластов и объекта носит все признаки метода повышения компонентоотдачи, что подтверждается результатами расчетов.
Суммарная дополнительная добыча с применением ГРП предположительно составит для скважины №150 6,5 млн.м^ проверь!! М.б. 63,5??? газа и 508 тонн конденсата.
6) Ввиду получения положительных технологического и экономического эффектов, после внедрения данной технологии, предложено провести ГРП на скважине №150. При получении опытных параметров после воздействия, рекомендуется, в случае необходимости, скорректировать технологию и продолжить ее реализацию на других скважинах.
7) В результате проделанной мною работы было установлено, что причинами низкого дебита скважин являются падение пластового давления, вызванное нерациональной разработкой месторождения, и ретроградный конденсат, препятствующий фильтрации газа и снижающий эффективность ОПЗ. Применение ГРП позволит вовлечь в разработку слабодренируемые запасы, а гидрофилизирующие добавки к жидкости разрыва увеличат фазовую проницаемость для газа. Таким образом, полученная дополнительная добыча сможет, в некоторой степени, компенсировать потери, связанные с нерациональной разработкой.