Интенсификация притока модифицированными кислотными составами замедленного действия на примере Астраханского газоконденсатного месторождения

ЗАДАНИЕ 2
АННОТАЦИЯ К МАГИСТЕРСКОЙ ДИССЕРТАЦИИ 4
СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ 5
СОДЕРЖАНИЕ 6
ВВЕДЕНИЕ 8
1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 9
1.1. Общие сведения об Астраханском газоконденсатном месторождении 9
1.2. Геологическая характеристика месторождения 12
1.2.1. Литолого-стратиграфическая прослоями характеристика составили 12
1.2.2. Характеристика пластового флюида 27
1.3. Основные черты геологической модели Астраханского месторождения 34
2. ИЗУЧЕНИЕ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 35
2.1. Анализ показателей разработки месторождения 35
2.2. Анализ осложнений при эксплуатации и пути решения данных проблем 39
2.2.1. Высокий водогазовый фактор 39
2.2.2. Коррозионно-активные отложения. Применение ГНКТ. Проблемные вопросы обеспечения производительности скважин АГКМ (Выявление осложнений КРС ПРС ГИС шаблонирование ГНКТ) 41
2.3. Обзор выполнения работ по интенсификации притока скважины №615 АГКМ селективной соляно-кислотной обработкой с применением кислотного отклонителя на базе комплекса ГНКТ
3. РАЗРАБОТКА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА 55
3.1. Методы повышения добычи в карбонатных коллекторах (есть в диссертации, упорядочить) 55
3.2. Виды кислот для интенсификации карбонатных коллекторов. Соляная кислота 58
3.3. Технологии кислотных обработок в карбонатных коллекторах 65
3.3.1. Ингибиторы коррозии 65
3.3.2. ПАВ 67
3.3.3. Гелеобразующие составы 67
3.3.4. Спирты 68
3.3.5. Отклоняющие составы 69
3.3.6. Вспененные кислоты 69
3.4. Обобщение технологий СКО 70
3.5. Реагенты и технологии интенсификации притока углеводородного флюида на АГКМ 73
3.6. Кислотные составы замедленного действия. Свойства, преимущества, принцип воздействия, технология проведения работ (есть в диссертации, упорядочить) 75
3.6.1. Кислотные составы Дискор 76
3.6.2. Кислотные составы КСПЭО-2 79
3.6.3. Кислотные составы ФЛАКСОКОР 84
3.7. Опыт применения КГРП карбонатных коллекторов на других месторождениях (файл про Гагаринское месторождение 89
4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛОЖЕННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ 95
4.1. Применение кислотных составов замедленного действия на АГКМ (из статьи Зонтова 95
4.2. Перспективы использования КГРП (из последней статьи) 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 101
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 102

Весь текст будет доступен после покупки

В настоящее время кислотное воздействие на пласт является одним из наиболее распространенных способов увеличения производительности скважин в условиях карбонатных пластов на Астраханском газоконденсатном месторождении, в связи с простотой механизма и небольших затрат на данный процесс.
Необходимость проведения кислотных обработок вызывается целым рядом причин. Процессы кольматации, происходящие в ПЗП на протяжении всего периода эксплуатации скважины, приводят к снижению дебитов газу и газоконденсату, из-за чего снижается проницаемость призабойной зоны пласта.
Главными причинами уменьшения проницаемости ПЗП являются:
• несовершенная технология бурения, цементирования и вторичного вскрытия продуктивных пластов, когда задавливается значительное количество фильтрата бурового раствора, цемента и других технологических жидкостей;
• глушение скважин некачественными технологическими жидкостями и рассолами;
• выпадение в призабойной зоне твердых компонентов нефти, солей сложного химического состава;
• засорение перфорационных отверстий;
• в условиях недостаточной подготовки закачиваемой в пласт воды, в ПЗП нагнетательной скважины поступает значительное количество илистых и глинистых частиц.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1. Общие сведения об Астраханском газоконденсатном месторождении

Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) – самое крупное в Европе и одно из крупнейших месторождений газа в России. Месторождение расположено в юго-западной части Прикаспийской низменности, в 70 км севернее областного центра г. Астрахани (рисунок 1.1). Месторождение открыто в 1976 году и в 1986 году введено в опытно-промышленную эксплуатацию. Основная залежь АГКМ приурочена к карбонатным отложениям каменноугольного возраста. Район месторождения, ограниченный контуром разведанной залежи, занимает площадь 110?40 км. В административном отношении площадь месторождения принадлежит Наримановскому, Красноярскому, Харабалинскому и Енотаевскому районам Астраханской области. Юго-восточное окончание месторождения уходит на территорию Казахстана.
Территория месторождения принадлежит аридной климатической зоне. Климат района резко континентальный, с жарким засушливым летом и холодной малоснежной зимой.


Рисунок 1.1 – Обзорная карта Астраханского свода

Площадь месторождения принадлежит водосборному бассейну р. Волги. Рельеф площади месторождения характеризуется разнообразием форм, что определяется как аридным климатом (Ари?дный кли?мат (от лат. aridus «сухой»), или климат пустынь, — сухой климат с высокими температурами воздуха, испытывающими большие суточные колебания, и малым количеством атмосферных осадков (около 100—200 мм/год) или полным их отсутствием.) и расположением территории на низменной равнине с отрицательным гипсометрическим уровнем (Гипсографическая кривая (от др.-греч. ??о? — «высота» и ????? «пишу», также гипсометрическая кривая) — интегральная функция распределения глубин океана и высот земной поверхности.), так и флювиальными процессами (экзогенные (ЭКЗО; ЭНДО (греч. eхo - вне, снаружи; греч. endon -внутри)) процессы, связанные с действием водотоков (русловых потоков) и ведущие к развитию эрозионных и аккумулятивных форм рельефа) на территории, расположенной в пойме р.р. Волги и Ахтубы. Абсолютные отметки поверхности рельефа колеблются от -2 до -22 м. Глубина промерзания грунта в зимний период достигает 1,5 м. Помимо углеводородного сырья в разрезе АГКМ значительные запасы имеет сероводород, служащий сырьём для получения газовой серы и добываемый совместно с газом и конденсатном разрабатываемой башкирской залежи. Промышленных запасов других полезных ископаемых на площади и в разрезе АГКМ не установлено.
Различные геоморфологические (наука о рельефе, его внешнем облике, происхождении, истории развития, современной динамике и закономерностях распространения) и гидрологические условия (наука, изучающая природные воды, их взаимодействие с атмосферой и литосферой, а также явления и процессы, протекающие в водах (испарение, замерзание и т. п.).) территории обусловили выделение на площади месторождения правобережной, пойменной и левобережной части АГКМ. Около 60% площади и запасов сырья находится в левобережной части месторождения, 35% – в пойменной и 5% – в правобережной части.
Площадь месторождения принадлежит водосборному бассейну р. Волги. Гидрологическая сеть района образована нижним течением рек Волги, Ахтубы, их протоками (ериками) и сезонными водотоками. В пойменной части площади АГКМ развиты заболоченные участки паводковыми водами. В степной (левобережной) части месторождения имеются бессточные и пересыхающие соляные озёра, образуемые осадками и талыми водами. В зависимости от геоморфологических условий уровень грунтовых вод определяется на глубине от 2-10 м и более. Рельеф площади месторождения характеризуется разнообразием форм, что определяется как аридным климатом и расположением территории на низменной равнине с отрицательным флювиальными процессами на территории, расположенной в пойме р.р. Волги и Ахтубы. В геоморфологическом отношении большая часть площади АГКМ и прилегающих территорий характеризуется поверхностью и представляет собой пустынные и полупустынные степи с преобладанием эоловых форм выветривания и аккумуляции (развитием песчаных барханов, такыров, впадин пересыхающих солёных озёр). Абсолютные отметки поверхности рельефа колеблются от -2 до -22 м. Глубина промерзания грунта в зимний период достигает 1,5 м. Растительность в районе степными, полупустынными и пустынными видами. Почвенный слой здесь слабо развит и местами полностью отсутствует. Ввиду малочисленности атмосферных осадков и недостатка влаги местной гидросети, большая часть площади АГКМ для земледелия непригодна. Пойменная часть рр. Волги и Ахтубы является природоохранной зоной. Помимо углеводородного сырья в разрезе АГКМ значительные запасы имеет сероводород, служащий сырьём добываемый совместно с газом и конденсатном разрабатываемой башкирской залежи. Промышленных запасов других полезных ископаемых на площади и в разрезе АГКМ не установлено.

1.2. Геологическая характеристика месторождения
1.2.1. Литолого-стратиграфическая прослоями характеристика составили

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза основывается на данных бурения и геофизических исследований, проведенных на Астраханском ГКМ и Астраханском своде в разные годы. Разрез осадочного чехла Астраханского ГКМ разделяется на три самостоятельных структурно-формационных комплекса: надсолевой, солевой и подсолевой (рисунок 1.2).
Фундамент в пределах Астраханского ГКМ, как и всего Астраханского свода, глубокими скважинами не вскрыт. По данным КМПВ («sonar» корреляционный метод преломленных волн) и гравиразведки, поверхность фундамента на левобережном блоке Астраханского свода залегает на глубинах 10-12 км.
К подсолевому комплексу относится большая часть палеозойского разреза от кровли фундамента до артинских отложений нижней перми (подошва соленосного комплекса).
Докембрий
Докембрийские отложения предположительно слагают комплекс пород фундамента. Он вскрыт скважинами на южном и юго-восточном склоне Воронежской антеклизы, а также в области Доно-Медведицких дислокаций и Волгоградского Поволжья. В составе фундамента преобладают гнейсы и метаморфические сланцы.
ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ГРУППА - PZ
Ордовик - силурийская система - O+S.
Древнейшими отложениями осадочного чехла Астраханского свода являются отложения, вскрытые скважиной 2-Девонская, достигшей глубины 7003 м. Разрез в интервале глубин 6775 - 7003 м сложно идентифицировать из-за отсутствия корреляционной базы для данного района. Но, по мнению Н.Ф. Федоровой [2.1-1], по аналогии с геологическим разрезом Волго-Уральской нефтеносной провинции, скважиной 2-Девонская вскрыты осадочнометаморфические породы промежуточного (O-S) комплекса. Прогнозируемая толщина отложений на Астраханском своде составляет 2-3 км.
Девонская система – D

Рисунок 1.2 – Сводный литолого-стратиграфический разрез осадочного чехла Астраханского свода

Разрез девонских отложений полностью вскрыт скважиной 2-Девонская.
Нижний отдел - D1
Отложения нижнего отдела девонской системы в объеме эмсского яруса вскрыты скважиной 2-Девонская с глубины 6570 м и палеонтологически обоснованы. Разрез представлен аргиллитами от светло-серой до зеленоватой окраски средней плотности с алевролитами и известняками.
Средний отдел - D2
Отложения среднего девона вскрыты на полную мощность в левобережной части свода. Представлены эйфельским и живетским ярусами.
Разрез эйфельского яруса D2еf характеризуется преимущественно терригенным составом с отдельными прослоями известняков.
Живетский ярус D2g представлен толщами переслаивания различных терригенных и терригенно-карбонатных пород. Породы представлены преимущественно известняками темно-серыми, глинистыми. Песчаники имеют подчиненное значение.
Толщина отложений среднего девона изменяется от 65-450 м.
Верхний отдел - D3
Верхнедевонские отложения вскрыты скважинами 2-Володарская в интервале глубин 5386-5974 м, 1-Табаковская в интервале 5030-6018 м и 1, 2 и 3- Девонскими и состоит из отложений франского и фаменского ярусов.
В отложениях франского века D3f выделяются преимущественно терригенный, терригенно-карбонатный и карбонатные типы пород. Нижняя часть франского яруса сложена аргиллитами, чередующимися с известняками пелитоморфными и доломитами среднезернистыми. Верхняя часть отложений франского яруса с залегающими выше осадками фаменского яруса составляет единую карбонатную формацию. Толщина франских отложений – 600-650 м.
Фаменский век D3fm характеризуется преимущественно накоплением карбонатных пород. Отложения фаменского яруса представлены почти по всему разрезу доломитами светло-серыми. При вскрытии этих отложений отмечалось сильное поглощение промывочной жидкости и газопроявления. В скважине 2- Володарская в верхнедевонских отложениях отмечен выход нефти. Толщина пород фаменского яруса до 530 м.
Каменноугольная система - С
Нижний отдел - С1
В нижнем карбоне на основании палеонтологических исследований выделены турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Литологический разрез турнейского яруса С1t сложен известняками темно-серого цвета до черного, органогенно-детритовыми, массивной текстуры. Отложения турнейского яруса полностью вскрыты поисково-разведочными скважинами 2-Володарская, 1-Табаковская, 2 и 3-Девонские. Толщина отложений турнейского яруса составляет 190-270 м.
Разрез визейского яруса С1v представлен толщей органогенных известняков. Текстура пород массивная, участками они порово-кавернозные, трещиноватые. Отложения визейского возраста полностью вскрыты скважинами, 2-Володарская, 1-Табаковская, 2 и 3-Девонские, 15-Астраханская, 16-ЮжноАстраханская, 1-Астраханская, 200-Николаевская, 2-Долгожданная, 2-Еленовская. Толщина отложений данного яруса составляет 600-650 м.
Отложения серпуховского яруса С1s сложены известняками от светло-серой до темно-серой, почти черной окраски, и известняками доломитистыми, слабоглинистыми, трещиноватыми. Отложения серпуховского яруса вскрыты большим количеством скважин. В целом, толщины С1s изменяются от 26 м до 150 м.
Средний отдел - С2
Его образования вскрыты большим числом скважин, расположенных в разных частях Астраханского свода. На основании палеонтологических данных в среднекаменноугольных отложениях выделен башкирский ярус С2b. Выпадение из разреза Астраханского свода пород московского яруса и верхнего карбона, по всей вероятности, обусловлено его длительным и устойчивым воздыманием в этом интервале времени.
Породы башкирского яруса С2b залегают на размытой поверхности нижнего карбона. Нижнебашкирские отложения С2b1 представлены толщами известняков различного генезиса краснополянского, северо-кельтменского и прикамского горизонтов. Общая мощность башкирских отложений колеблется от 115 до 319 м и зависит от величины эрозионного среза.
Верхнебашкирские нерасчлененные образования С2b2 залегают в кровле продуктивной толщи. Представлены они известняками кремовато-серыми, органогенно-обломочными. Мощность отложений изменяется от 4 м в скважине 5 Долгожданная до 24 м в скважине 1-Воложковская.
Пермская система – Р
Нижний отдел - Р1
Нижнепермский солевой комплекс в составе сульфатно-терригенно-карбонатной толщи кунгурского яруса и глинисто-карбонатной толщи сакмарско-артинского (ассельско-артинского) ярусов формируют региональную покрышку и разделяют два структурно-формационных комплекса (подсолевой и надсолевой) Прикаспийской впадины.
Отложения ассельского, сакмарского, артинского ярусов Р1a+s+ar представлены переслаиванием темно-серых, черных битуминозных аргиллитов, доломитов, глинистых известняков. Толща четко выделяется по материалам ГИС, для нее характерны повышенные показания гамма-каротажа. Толщина ассельско-артинских отложений закономерно увеличивается от 49 до 170 метров в юго-западном направлении.

Весь текст будет доступен после покупки

1. РД 153-39.0-109-01 Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследовании? нефтяных и нефтегазовых месторождении? применяется с 01.03.2002 Утвержден и введен в действие с 01.03.2002 г. приказом Минэнерго России от 05.02.2002 г. N 30
2. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа – М.: РГГУ, 1999. - 285 с. 2.1-10.
3. Навроцкий О.К., Сидоров И.Н. и др. Геохимическая модель формирования АГКМ / Геология нефти и газа. – 1990. - № 7. - С.19-24. 2.1-11.
4. Нефтегазоносные провинции СССР / Под ред. Дикенштейна Г.Х., Семеновича В.В. и др. - М.: Недра, 1983 г. – 271 с. 2.1-12.
5. Нефтегазоносность Прикаспийской впадины и сопредельных районов. - М.: Наука, 1987. - 191 с. 2.1-13.
6. Перепеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р. и др. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины – М.: Недра, 1994. - 364 с. 2.1-14.
7. Перепеличенко В.Ф., Косачук Г.П. и др. Состояние и перспективы освоения ресурсов Астраханского свода / Теория и практика добычи, транспорта и переработки газоконденсата. - Астрахань, 1999. – С.12-15. 2.1-15.
8. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. Под ред. Багринцевой К. И. – М., 2003. - 264 с. 2.1-16.
9. Особенности формирования и размещения залежей нефти и газа в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины. Под. ред. Кирюхина Л.Г. – М.: Недра - 1984.
10. Антон Дмитриевич Люгай диссертация на тему: «Повышение компонентоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений с высоким содержанием неуглеводородных компонентов (на примере Астраханского газоконденсатного месторождения)».

Весь текст будет доступен после покупки