СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
- ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Геолого-физическая характеристика пластов Ярино-Каменноложского месторождения
1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
1.2.1 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия
1.3 Физико-химические характеристики нефти и газа
1.3.1 Свойства нефти в пластовых условиях
1.3.2 Свойства нефти в поверхностных условиях
1.3.3 Растворенный в нефти газ
1.4 Запасы углеводородов
1.5 Осложняющие факторы геологического строения Ярино-Каменноложского месторождения
Выводы по геологическому разделу
- II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов Ярино-Каменноложского месторождения
2.2 Анализ состояния фонда скважин
2.3 Анализ эффективности методов, направленных на увеличение извлечения нефти из пластов и интенсификацию добычи нефти на Ярино-Каменноложском месторождении
2.4 Состояние выработки запасов
2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
2.6 Причины обводнения скважин и мероприятия по ограничению притока воды к скважинам
2.7 Литературный обзор по применению РИР
2.8 Обоснование применения РИР с применением разбуриваемого пакерного оборудования Ярино-Каменноложского месторождении
2.9 Описание технологии проведения РИР с применением разбуриваемого пакерного оборудования
2.9.1 Применяемое оборудование для проведения РИР
2.9.2 Техника, используемая для проведения мероприятия
2.9.3 Подбор скважин-кандидатов
2.9.4 Выбор изолирующего материала
2.9.5 Последовательность технологии проведения РИР разбуриваемыми пакерами
2.9.6 Освоение скважин после проведения ремонтно-изоляционных работ
2.10 Прогноз технологической эффективности и повышения продуктивности скважины
2.11 Обеспечение требований охраны труда при проведении ремонтно-изоляционных работ
Выводы по технологическому разделу
III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1. Обоснование экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей РИР
3.3 Показатели для экономической оценки проведения РИР
3.4 Прибыль от реализации
3.5 Выбор варианта, рекомендованного к реализации
Выводы по разделу
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Актуальность работы. В настоящее время многие месторождения нефти и газа находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой обводненностью (более 70%). Только на Самотлорском месторождении из 1964 скважин 685 (29,5%) выведены из эксплуатации, в том числе из-за высоких водопритоков - 394 (55,6%). Аналогичная ситуация наблюдается на Ярино-Каменноложское месторождение. В настоящее время около 55% добывающих скважин бездействуют, заброшены или находятся в пьезометрической инвентаризации. Результаты трассерных исследований показывают, что основной причиной высокой обводненности является образование высокопроводящих фильтрующих каналов между скважинами, через которые осуществляется закачка, и скважинами, из которых добывается нефть или газ.
Для устранения этой проблемы на большинстве участков проводятся работы по перекрытию каналов, в основном путем закачки седиментообразующих, гелесодержащих и связующих композитов, которые составляют основу потокоотклоняющих технологических работ. Проведение таких работ позволит увеличить фактический дебит нефти за счет снижения водопотребления.
Однако успешность таких запорных работ на водоносных фильтрующих каналах не превышает 40%. Основными причинами очень низкой эффективности РИР являются: слишком много воды и огромные давления при закачке химических реагентов, что, в свою очередь, приводит к созданию дополнительных каналов в высокопроводящих слоях, заполненных водой. Однако в скважинах, обводненность которых достигает 95-99%, результаты применения технологий отклонения потока низкие.
Для успешной изоляции каналов с низким фильтрационным сопротивлением в этих скважинах необходимо влияние добывающей скважины. Однако из-за недостаточной изученности этой проблемы не существует эффективных технологий реализации РИР, которые могли бы обеспечить высокую эффективность работы (55% и более).
Предмет исследования: Ремонтно-изоляционные работы как основной метод мероприятия по преграждению путей проникновения вод в скважину, а также отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов.
Объект исследования: технологии ремонтно-изоляционных работ, водоизолирующие материалы для ограничения водопритока на Ярино-Каменноложское месторождение.
Целью работы является анализ технологий ограничения водопритоков в добывающих нефтегазовых скважинах с использованием метода совершенствования технологий ремонтно-изоляционных работ.
Основные цели исследования:
- Геолого-физическая, физико-гидродинамическая и физико-химическая характеристика Ярино-Каменноложское месторождения;
- Проектно-технологический анализ Ярино-Каменноложское месторождения для проведения ремонтно-изоляционные работы как метод уменьшения водопритока;
- Расчет экономических показателей проекта по внедрению метода ремонтно-изоляционные работы как метод уменьшения водопритока;
- Проведение практического и технологического анализа для заключения проделанной работы.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Геолого-физическая характеристика пластов Ярино-Каменноложского месторождения
Ярино-Каменноложское месторождение расположено на северо-восточном окончании Пермской дуги. Геологический разрез месторождения в изучаемом диапазоне глубин представлен вендским комплексом пород и мощным слоем терригенных и терригенно-карбонатных отложений палеозойского осадочного отложения, выраженных до глубины 2420 м и типичных для восточного склона Российской Платформа.
Стратиграфические горизонты выделены по единой схеме Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с использованием ядерного материала и данных ГИС. Поскольку вопросы стратиграфии достаточно подробно освещены в ранее выполненных работах по подсчету и переоценке запасов, в данном проекте приводятся лишь краткие стратиграфические сведения. [12]
В целом по месторождению были выделены пласты: Палеозойский (PZ), Девонский (D), Средний девонский (D2), Эйфельский (D2еf), Живетсткий (D2zv), Верхний ярус (D3), Франский ярус (D3fr), Фаменский ярус (D3fm), Каменноугольный пласт (С), Нижний пласт (С1), Турнейский ярус (С1t), Визейский пласт (C1v), Бобриковский пласт (С1bb), Терригенные отложения тульского горизонта (С1tl), Перекрывающие отложения Окского надгоризонта (С1ок).
Соответствующие данные были получены и установлены по анализу керна, геохимическими и промыслово-геофизическими методами исследований, по результатам опробования поисково-разведочных скважин в процессе бурения и в колонне, промышленная нефтеносность в свою очередь подтверждена в процессе эксплуатации выделенных четырех объектов разработки. [5]
Характеристика залежей нефти представлена в таблице 1. В целом по месторождению, от центральной его части к периферийным отмечается сокращение количества продуктивных пластов в разрезе и понижение уровней ВНК обособленных залежей. Сверху вниз по разрезу происходит сокращение площади нефтеносности, залежи локализуются и сокращаются в размерах.
Таблица 1
Геолого-физическая характеристика объектов разработки
|
Параметры
|
Пласты
|
|
C
|
C1
|
C1t
|
C1v
|
C1bb
|
C1tl
|
C1ok
|
|
Средняя глубина залегания, м
|
1127
|
1127
|
1127
|
1515
|
1127
|
1545
|
1127
|
|
Тип залежи
|
Пластовая, водовая
|
пластовая сводовая
|
массивный
|
пластовая-сводовая
|
массивный
|
пластовая-сводовая, литол. огранич
|
массивный
|
|
Тип коллектора
|
поровый.
|
поровый.
|
поровый.
|
поровый, терригенный
|
поровый, карбонат.
|
поровый, карбонат.
|
поровый, карбонат.
|
|
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2
|
19496,87
|
23397,60
|
20082,94
|
52856,79
|
23982,54
|
47438,64
|
22032,74
|
|
Средняя общая толщина, м
|
5,95
|
8,50
|
7,2924
|
29,77
|
8,71
|
49,077
|
8,00
|
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
|
0,27
|
1,68
|
1,442
|
7,06
|
1,72
|
13,0257
|
1,58
|
|
Коэффициент пористости, доли ед.
|
0,99
|
0,17
|
0,1442
|
0,25
|
0,17
|
0,1968
|
0,16
|
|
Коэффициент нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
|
0,53
|
0,72
|
0,618
|
0,90
|
0,74
|
0,984
|
0,68
|
|
Коэффициент нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
|
0,53
|
0,72
|
0,618
|
0,90
|
0,74
|
0,98
|
0,68
|
|
Коэффициент нефтенасыщенность пласта, доли ед.
|
0,53
|
0,72
|
0,618
|
0,90
|
0,74
|
0,984
|
0,68
|
|
Проницаемость, мкм2
|
1,1235
|
0,01
|
0,006695
|
0,92
|
0,01
|
0,35547
|
0,01
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
0,83
|
0,36
|
0,309
|
0,48
|
0,37
|
0,6273
|
0,34
|
|
Расчлененность, ед.
|
1,04
|
2,60
|
2,2351
|
10,79
|
2,67
|
18,696
|
2,45
|
|
Начальная пластовая температура,
|
21,87
|
27,60
|
23,69
|
37,02
|
28,29
|
36,654
|
25,99
|
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
10,62
|
14,10
|
12,1025
|
16,97
|
14,45
|
18,942
|
13,28
|
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с
|
28,07
|
35,04
|
30,076
|
31,73
|
35,92
|
80,442
|
33,00
|
|
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа∙с
|
36,74
|
45,44
|
39,0061
|
80,20
|
46,58
|
157,563
|
42,79
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3
|
0,2472
|
1,06
|
0,909284
|
1,10
|
1,09
|
1,127418
|
1,00
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3
|
0,244
|
1,06
|
0,91258
|
1,12
|
1,09
|
1,13283
|
1,00
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
968,13
|
-1160,40
|
-996,01
|
-3278,57
|
-1189,41
|
-3382,5
|
-1092,71
|
|
Объемный коэффициент нефти, ед.
|
0,094
|
1,24
|
1,06708
|
1,26
|
1,27
|
1,24599
|
1,17
|
|
Содержание серы в нефти, %
|
1,4
|
3,04
|
2,6059
|
3,92
|
3,11
|
4,3665
|
2,86
|
|
Содержание парафина в нефти, %
|
2,97
|
4,92
|
4,223
|
5,26
|
5,04
|
5,904
|
4,63
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
6,36
|
8,99
|
7,7147
|
10,30
|
9,21
|
10,1721
|
8,46
|
|
Газосодержание нефти, м3/т
|
16,36
|
20,99
|
18,0147
|
15,38
|
21,51
|
7,8597
|
19,76
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с
|
0,27
|
1,68
|
1,442
|
1,55
|
1,72
|
1,5252
|
1,58
|
|
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа∙с
|
0,26
|
1,67
|
1,4317
|
1,55
|
1,71
|
1,5129
|
1,57
|
|
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3
|
0,02
|
1,38
|
1,1845
|
1,44
|
1,41
|
1,44156
|
1,30
|
|
Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3
|
0,02
|
1,38
|
1,1845
|
1,44
|
1,41
|
1,44771
|
1,30
|
|
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
|
*
|
*
|
0
|
0,00
|
0,00
|
0
|
0,00
|
|
Нефти
|
6
|
8,56
|
7,3439
|
9,35
|
8,77
|
7,749
|
8,06
|
|
Воды
|
3,57
|
5,64
|
4,841
|
5,29
|
5,78
|
5,535
|
5,31
|
|
Породы
|
6,87
|
9,60
|
8,24
|
6,15
|
9,84
|
12,3
|
9,04
|
|
Коэффициент продуктивности, м3/сут·Мпа
|
0,932
|
0,24
|
0,20394
|
9,96
|
0,24
|
2,706
|
0,22
|
1.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Керн Ярино-Каменноложского месторождения был отобран в 176 скважинах: в 103 скважинах отобраны образцы пород из среднекаменноугольных отложений, в 58 скважинах - из нижне-каменноугольных отложений.
Отбор керна из продуктивной части проводился в 115 скважинах: из среднекаменноугольных пластов - в 57 скважинах, из нижнекаменноугольных - в 58 скважинах. [10]
На дату последнего пересчета запасов пробурено 64 разведочные скважины, все из которых закончены отбором керна. Из 1238 добывающих скважин 38 закончены отбором керна.
Из-за переменной характеристики продуктивных пластов по керну коллекторские свойства пластов изучены неравномерно.
Коллекторские свойства пластов исследовались с использованием образцов керна, промысловых геофизических данных и гидродинамических исследований.
Процесс вытеснения нефти водой и относительные фазовые проницаемости в условиях залегания продуктивных пластов Ярино-Каменноложском месторождения изучены с использованием 9 составных моделей. Из них две модели основаны на карбонатных отложениях среднего карбона, а семь — на турнезиуме. На терригенных отложениях нижнего карбона эксперименты не проводились. Отклонение расчетного значения от экспериментального значения коэффициента смещения составляет не более ±5%. [2]
.
