Анализ обводнения скважин на Мамонтовском месторождении

Введение………………..…………………………………………………… 6
1 Геологическая часть………….…………………………………..… 7
1.1 Географическая характеристика района работ…………….…..…. 7
1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения….….….. 8
1.3 Характеристика продуктивных пластов………………………… 10
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов......…………….………… 12
2 Технико-технологическая часть…………………………………... 17
2.1 Анализ выполнения проектных решений………………………… 17
2.2 Анализ показателей разработки Мамонтовского месторождения...................................................................................
19
2.3 Анализ состояния фонда скважин………………………………… 21
3 Специальная часть…………...…………………………………….. 25
3.1 Анализ распределения скважин по основным показателям разработки…………………………………………………………...
25
3.2 Причины обводнения скважин………………………………......... 27
3.2.1 Негерметичность обсадной колонны, НКТ или пакера………….. 28
3.2.2 Заколонные перетоки…………………………………………......... 29
3.2.3 Движение водонефтяного контакта……………………………….. 30
3.2.4 Обводненный пропласток без внутрипластовых перетоков…….. 31
3.2.5 Трещиноватость или разломы между нагнетательной и добывающей скважинами………………………………………......
32
3.2.6 Трещиноватость или разломы, связывающие нефтяной и водяной пласты…...............................................................................
33
3.2.7 Конусо- или языкооборазование………………………………...... 35
3.2.8 Комплексированные причины избыточных водопритоков……... 36
3.3 Обследование и исследование скважин………………………....... 39
3.4 Комплексное применение методов для борьбы с высокой обводненностью …………………………………………………....
47
3.5 Расчет цементирования скважины……………………………....... 48
4 Охрана труда и окружающей среды……………………………..... 51
4.1 Техника безопасности и санитарные условия …………………… 51
4.2 Мероприятия по охране недр ……………………………………... 52
Заключение…………………………………………………………………. 55
Библиографический список………………………………………………... 56

Весь текст будет доступен после покупки

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. Одной из причин высокой обводненности является наличие негерметичности эксплуатационных колонн.
Возникновение негерметичности эксплуатационных колонн связанно как с качеством первичного цементирования, так и с самыми различными условиями эксплуатации скважин.
Для решения проблемы негерметичности эксплуатационных колонн применяются различные технологии с использованием тампонажных составов и технических средств, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки, свою область применения.
Ремонтно-изоляционные работы являются одним из основных видов капитального ремонта скважин по восстановлению конструкции скважин и устранению негерметичности эксплуатационных колонн. Кроме того, скважины могут обводняться и посторонними водами из ниже- или вышележащих горизонтов. Поступление воды в скважины может происходить через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, через дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, нарушении цементного кольца в заколонном пространстве, коррозии колонны под действием омывающих ее минерализованных пластовых вод.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Геологическая часть
1.1 Географическая характеристика района работ

В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рисунок 1.1).



Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Географически район Мамонтовского месторождения относится к водоразделу рек Большой и Малый Балык. В геоморфологическом отношении представляет собой слабо расчлененную пологую равнину. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от +80 м на водоразделах до +30 м в долинах рек. Основные реки имеют большое количество малых притоков, значительную площадь занимают заболоченные труднопроходимые, местами совсем непроходимые участки. Обширные пространства в междуречье покрыты лесом смешанного типа со значительным преобладанием хвойных деревьев (сосна, кедр, лиственница).
Район относится к малонаселенным (менее 1 человека на 1 км2). Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное их занятие - охота, рыболовство, звероводство и сельское хозяйство. В последнее время большими темпами, кроме нефтедобывающей отрасли, развиваются энергетическая, лесная, лесоперерабатывающая, строительная промышленности.
Ближайшим от месторождения наиболее крупным населенным пунктом является город Нефтеюганск. Железная дорога в 50 км от города (станция Островная).

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения
Стратиграфия
Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента (рисунок 1.2).


Рисунок 1.2 — Сводный стратиграфический разрез Мамонтовсого месторождения

Палеозойский фундамент вскрыт скважиной 1р на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262 – 3294 м, представлен андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.
Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.
Юрская система на Сургутском своде подразделяется на два отдела: нижний-среднеюрский отдел (аален-батский ярус) и верхний отдел (киммеридж-оксфорд-келловейский и волжский ярусы).
Аален-батский ярус представлен отложениями тюменской свиты и сложен аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента. В скважине 1р Мамонтовского месторождения толщина тюменской свиты составляет 368 м. В кровле свиты залегает горизонт ЮС2 с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10р, 11р, 1141р, 1142р, 1143р, 1146р, 1147р Мамонтовского месторождения получены притоки воды с нефтью дебитом от 0,2 до 12,9 м3/сут.
Меловая система, представленная всеми отделами и ярусами, делится на нижне- и верхне-меловой отделы.
Нижне-меловой отдел включает берриас – валанжинский, готтерив – барремский, аптский и альбский ярусы.
К берриас-валанжинскому ярусу относится сортымская свита, в основании которой выделяется аргиллитистая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Выше залегает ачимовская толща,
представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160 - 180 м.
Основные продуктивные пласты БС11 и БС10 приурочены к верхней половине сортымской свиты и отделены друг от друга аргиллито-глинистой куломзинской пачкой. Толщина пачки составляет 13 м.
Пласт БС10 перекрывается аргиллито–глинистой чеускинской пачкой. Мощность чеускинской пачки составляет 53 м.
Усть-балыкская свита, относящаяся, своей нижней частью к верхам берриас-валанжинского яруса, а верхней частью, к низам готерив-барремского яруса сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелко и среднезернистые, иногда известковистые. Алевролиты серые и светло-серые, аркозовые и полимиктовые, наблюдается глауконит. Аргиллиты гидрослюдистого и хлористо-гидрослюдистого состава, преимущественно алевритистые. В разрезе усть-балыкской свиты выделяются песчаные пласты БС8 – БС1. На Мамонтовском месторождении продуктивны пласты БС8 и БС6. Пласт БС8 отделен от пластов БС6 глинами сармановской пачки. Мощность сармановской пачки 20 м. Мощность усть балыкской свиты 170 – 190 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение расположено в южной части Сургутского свода - структуры I порядка (рисунок 1.3). Формирование Сургутского свода в целом, как тектонической единицы І порядка, произошло в валанжинский век. В это время появилось крупное пологое поднятие амплитудой до 100 м на месте северной части Пимского вала. Полностью сформирован свод был уже к началу аптского времени и в неоген-четвертичный этап развития приобрел современные очертания.


Рисунок 1.3 - Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты

В южной части Пимского вала в этот период происходит обособление Южно-Балыкского поднятия от Мамонтовского незначительным прогибом глубиной 25 - 30 м по отражающему горизонту “Б”.
Структура Мамонтовского месторождения по кровле продуктивной пачки пластов БС10 (в пределах изогипсы -2400 м) представляет собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, ось которой направлена в северо-северо-западном направлении. Структура осложнена рядом небольших куполовидных поднятий. Размеры залежи 20х44,5 км. Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10 составляет 92 м. (наивысшая отметка кровли пласта –2308 м, оконтуривающая изогипса –2400 м). Основное поднятие выделяется изогипсой с отметкой –2360 м. Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и изменяются от 40’ до 1°20’.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

На Мамонтовском месторождении установлена промышленная нефтеносность в пластах ЮС2, БС11, БС10, АС5-6, АС4. Несмотря на ограниченность бурения после последнего пересчета запасов, использование современного программного обеспечения позволило несколько уточнено геологическое строение основных эксплуатационных объектов. Ниже представлены результаты изучения геологического строения месторождения (таблица1.1).

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Мамонтовского месторождения
№ п/п Параметры Ед.изм. Пласты
АС4 АС5+6 БС10 БС10тсп

1 Средняя глубина залегания, м м 1903 1920 2425 2452
2 Абсолютная отметка ВНК м -1901 - -1901 - -2400 -2394 -
-1905 -1905 -2399
3 Тип залежи Пласто-во-сводо-вый Пласто-во-сводо-вый Пласто-во-сводо-вый Лито-логи-чески-экра-ниро-ванный
4 Тип коллектора терригенный, поровый
5 Площадь нефтеносности млн.м2 493,7 165,9 882,4 68,4
6 Средняя общая толщина м 21,2 50,4 41,1 39,5
7 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 3,7 6,6 11,3 3,7
8 Коэффициент пористости доли ед. 0,21 0,23 0,21 0,2
9 Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,52 0,49 0,68 0,55
10 Проницаемость мкм2 0,035 0,029 0,110 0,055
11 Коэффициент песчанистости, доли ед. доли ед. 0,25 0,37 0,52 0,38
12 Расчлененность 2,1 3,6 3,8 3,4
13 Начальная пластовая температура оС 66,9 65 76,4 76,4
14 Начальное пластовое давление МПа 19,9 19,6 24,1 24,1

Пласт БС11 является самым нижним объектом разработки. По пласту в целом, эффективная толщина изменяется от 3,2 м, до 44,6 м, в среднем составляя 17,8 м. Общая толщина пласта, в среднем равная 36,1 м на 69 % представлена породами-коллекторами. Нефтенасышенность (по данным ГИС) по пласту меняется в пределах от 0,30 до 0,90, составляя в среднем 0,61. Пористость изменяется от 15 до 23 %, средняя – 20 %. По разрезу она чаще
изменяется до 20-22% (частность 63 %), реже от 18 до 20 % (25 %). Проницаемость варьируется от 1 до 200.10-3 мкм2, средняя 46.10-3 мкм2.
Продуктивная пачка пластов БС10 залегает горизонт на глубинах от 2358 до 2536 м, что в среднем соответствует глубине 2425 м.
Проницаемая часть пласта БС10 представлена неравномерным переслаиванием мелкозернистых песчаников крупно-среднезернистых алевролитов полимиктового состава. В целом, по пласту было сделано 1837 определений открытой пористости. Среднее значение пористость составляет 21,4 %. В нефтеносной части пористость несколько выше, чем в водоносной (22 и 21 %). Проницаемость изменяется в очень широких пределах: от
0,2.10-3 до 1128.10-3 мкм2 при среднем значении 197.10-3 мкм2.
Тонкослоистые песчаники пласта БС10тсп оконтурены по западному склону Мамонтовской структуры на глубинах 2404 - 2475 м, что в среднем составляет 2452 м. С востока пласт ограничен условной зоной глинизации.
Анализ изменения пористости по площади показывает, что в большинстве случаев средние по скважинам значения пористости составляют около 22 %. Проницаемость по пласту БС10тсп изменяется в широких пределах: от 1,7.10-3 до 636.10-3 мкм2 и в среднем равна 135,2.10-3 мкм2. Средние значения проницаемость по нефтенасыщенной части пласта составляют 171,2.10-3 мкм2.
Глубина залегания пласта АС5-6 1905 - 2000 м, среднее значение глубины залегания составляет 1949 м. Пласт АС5-6 развит по всей площади месторождения. Пласт АС5-6 состоит из нескольких литологических ритмов. Нижняя половина пласта представлена мощными (8-15 м), выдержанными песчаными слоями и имеет площадное развитие.
Нефтенасыщенность пласта по данным исследований изменяется от 0,26 до 0,89, составляя в среднем 0,51. Среднее значение открытой пористости составляет 23,4 %. По проницаемости пласт АС5-6 резко отличается от других. В среднем проницаемость равна 297.10-3 мкм2, при этом третья часть пород имеет проницаемость от 300.10-3 до 2460.10-3 мкм2.
Продуктивный пласт АС4 вскрыт скважинами по всей площади Мамонтовского месторождения, средняя глубина составляет 1935 м. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется в пределах от 10 до 34 м, в среднем составляя 21,2 м. ВНК по залежам установлен в интервале отметок от –1900 до – 1905 м. Открытая пористость изменяется от 13,4 % до 27,4 %, а средняя ее величина составила по 84 анализам – 22,3 %.

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов
Свойства и состав нефти, газа и воды Мамонтовского месторождения определены по нефтеносным пластам АС4, АС5-6, БС8, БС10 и БС11.
Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. Определение углеводородов С1-С6 в нефтяном газе и разгазированной нефти проводилось на хроматографах ЛХМ-80 с использованием детектора по теплопроводности с газом-носителем гелием.
Информация о результатах экспериментального изучения свойств и состава нефтей, принятая за основу при выводе средних значений параметров, представлена в таблицах 1.2 – 1.4.

Таблица 1.2 - Свойства нефти
Наименование Среднее значение по пластам
АС4 АС5-6 БС6 БС10 БС11
Пластовое давление, МПа 19,5 19,9 22,0 24,3 24,3
Пластовая температура, 0С 64 65 73 76 79
Давление насыщения газом, МПа 7,30 6,90 7,50 9,70 7,90
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т 39,56 36,98 39,9 54,64 45,49
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т 31,00 32,00 34,00 44,0 37,00
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д. ед. 1,097 1,091 1,094 1,161 1,123
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 1,063 1,074 1,076 1,123 1,086
Плотность пластовой нефти, кг/м3 836,0 836,0 885,0 807,0 823,0
Плотность при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях, кг/м3 877,0 877,0 878 880,5 876,0
Плотность при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях, кг/м3 874,0 873,0 876 873,0 871,0
Вязкость пластовой нефти, мПа·с 4,06 4,82 4,5 4,6 2,98
Коэффициент сжимаемости,
10-4/МПа 9,0 8,4 9,0 9,34 9,4
Как видно из таблицы 1.2, практически во всех случаях по мере уменьшения глубины устойчиво снижаются пластовые давление и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в пределах от 6,90 (пласт АС5-6) до 9,70 МПа (пласт БС10). Пластовые флюиды Мамонтовского месторождения находятся в условиях повышенных давлений (от 19,5 МПа - для пласта АС4 до 24,3 МПа – для пласта БС10) и температур (от 64 0С - для пласта АС4 до 76 0С – для пласта БС10). Газосодержание пластов БС10
(54,64 м3/т), БС11 (45,49 м3/т) и БС6 (42,28 м3/т) значительно выше, чем у БС8 и пластов группы АС (от 36,98 до 39,56 м3/т). Более высокое газосодержание нефтей пластов БС10 и БС11 обуславливает снижение значения вязкости для них (2,94 и 2,98 мПа•с соответственно) по сравнению с нефтями группы АС и пласта БС8 (от 4,06 до 4,82 мПа•с). Согласно классификации по вязкости, нефти исследуемых горизонтов Мамонтовского месторождения характеризуются как маловязкие. Значения объемных коэффициентов при однократном разгазировании пластов АС4, АС5-6 и БС8 находятся в пределах от 1,091 до 1,098, а для пластов БС10 и БС11 составляют 1,161 и 1,123 соответственно. Плотности нефтей в пластовых условиях изменяются от 807 кг/м3 до 845 кг/м3.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Часть 1: учебное пособие. Томский политехнический университет/ В.Н. Арбузов – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. 264 с.
2. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов/ В.С. Бойко. - М.: Недра, 1990. -427 с.
3. Быков, И.Ю. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа: Учебник для вузов/ В.Ф.Бочарников, В.Н. Ивановский и др. - М.: ООО «Издательство «Энерджи Пресс», 2013. – 465 с.
4. Гиматудинов, Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: учебник/ Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.Н. Зайцев и др. – М.: Недра, 1988. – 301 с.
5. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов/ Ю.П. Желтов. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 332 с.
6. Коршак, А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов/ А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. – Уфа: Дизайн-Полиграф сервис, 2005. -528 с.
7. Лысенко, В. Д. Проектирование роработки нефтяных месторождений: В.Д. Лысенко. - М: Недра. 1987. -247 с.
8. Мищенко, И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа: учеб. пособие /И.Т. Мищенко. – М.: Недра, 2008. – 296 с.

Весь текст будет доступен после покупки