Обоснование режимов работы обводненного фонда скважин Лудошурского месторождения (Удмуртнефть)

ВВЕДЕНИЕ 5
I ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 7
1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 7
1.2. Гидрогеологические и инженерно-геологические условия 17
1.3. Физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти 18
1.4 Свойства и состав пластовых флюидов 24
1.5 Осложняющие факторы разработки месторождения 26
Выводы по геологическому разделу 27
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 29
2.1 Текущее состояние разработки месторождения 29
2.2 Анализ качества выработки запасов нефти 38
2.3 Анализ эффективности геолого-технических мероприятий 39
2.4 Рекомендации повышения эффективности работы скважин 42
2.4.1 Оптимизация работы ГНО 42
2.4.2 Опыт применения ремонтно-изоляционных работ на Лудошурском месторождении 44
2.5. Выбор метода повышения продуктивности верейского яруса Лудошурского месторождения 49
2.5.1 Причины преждевременного обводнения скважин 49
2.5.2 Выбор составов для изоляции обводившихся интервалов 50
2.5.3 Обзор и анализ основных водоизолирующих составов, применяемых в карбонатных коллекторах 56
2.6 Проектирование технического решения для реализации на верейском ярусе Лудошурского месторождения 63
2.7. Определение технологической эффективности при реализации технического решения 73
2.8 Обеспечение требований промышленной безопасности при реализации проектного решения 75
Выводы по технологическому разделу 78
III ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 79
3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения 79
3.2 Исходные данные для расчёта экономических показателей проекта 80
3.3 Расчет экономических показателей 81
Выводы по экономическому разделу 83
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 84
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 85

Весь текст будет доступен после покупки

Большинство крупных месторождений в Удмуртской Республике находятся в поздней стадии разработки, что приводит к высокому уровню обводненности и снижению добычи. Проблема ограничения водопритоков становится все более актуальной в последние годы. Из-за неоднородности горизонтов и расположения скважин, обводнение нефтяных скважин происходит естественным образом, и большая часть добываемых запасов приходится на период, когда скважины вырабатывают воду.
В процессе эксплуатации нефтяных месторождений, вытесняющий агент перемещается по проницаемым пропласткам и трещинам, оставляя низкопроницаемые участки нетронутыми. Также возможны заколонные перетоки, вызванные проблемами с герметичностью обсадных колонн и низким качеством цементирования. Проблема избыточной воды, которая не способствует вытеснению нефти, является серьезной, так как она увеличивает расходы на ее извлечение, обработку и утилизацию, а также приводит к коррозии промыслового оборудования, требующей дополнительных затрат на борьбу с ней.
Современные технологии ограничения водопритоков во многих случаях позволяют значительно снизить обводненность и увеличить добычу нефти. Для эффективной реализации таких мероприятий необходимо полное понимание возникающих проблем. Диагностика позволяет определить тип проблемы, затрудняющей добычу, источник избыточного обводнения, что в свою очередь позволяет разработать соответствующие решения.
Кроме ограничения отбора избыточной воды, не способствующей вытеснению нефти, повышение рентабельности добывающих скважин в целом можно достичь путем регулирования процесса разработки. Применение современных гидродинамических методов позволяет участвовать в разработке зон с незатронутыми запасами, что снижает обводненность добытой продукции. Однако успешное применение таких методов возможно только при определенных геолого-физических условиях.

Весь текст будет доступен после покупки

Лудошурское месторождение открыто в 1969 году. Расположено на территории Якшур-Бодьинского района Удмуртской Республики в 20 км к востоку от районного центра с. Якшур-Бодья.
Месторождение граничит с юго-запада - с Ошворцевско-Дмитриевским, с северо-востока - с Чутырско-Киенгопским месторождениями (рис.1).
Обзорная карта района Лудошурского месторождения

Рис.1
Лицензиями на право пользования недрами обладает
ПАО «Удмуртнефть». Объектами лицензирования на месторождении являются продуктивные пласты, объединённые в пять объектов разработки: каширский, верейский и башкирский, визейский и турнейский.
Эксплуатируется месторождение с 1978 года. Площадь месторождения составляет 16,2 кв. км.
Литолого-стратиграфический разрез составлен на основании данных бурения поисково-разведочных скважин Лудошурского месторождения.
Разрез месторождения представлен верхнепротерозойскими, палеозойскими (девонскими, каменноугольными, пермскими) и четвертичными отложениями. Кристаллический фундамент скважинами не вскрыт (рисунок 2).
Нижний отдел
Турнейский ярус
Ярус подразделяется на ханинский и шуриновский надгоризонты. По литологическим особенностям и мощности отложений также различаются сводовый и впадинный типы разрезов. К чистым пористым проницаемым разностям известняков турнейского яруса относятся продуктивные пласты турнейского яруса.
Ханинский надгоризонт
Рассматривается в объеме нерасчлененных упинского – C1up и малевского – C1ml горизонтов.
В разрезах сводового типа характерно преобладание известняков светлых оттенков, неоднородных по структуре (микрозернистых, шламово-детритовых, детритово-фораминиферовых, водорослево-фораминиферовых), с прослоями органогенно-обломочных, с тонкораспыленным пиритом, брекчеевидной текстурой. Во впадинных разрезах преобладают темно-серые пелитоморфные известняки, нередко кремнистые, битуминозные, с прослоями мергелей, доломитов, аргиллитов и глинистых сланцев. Толщина в сводовом типе разреза 17-24м, во впадинном типе разреза увеличивается до 100-110 м.



Сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения

Рис.2

Шуриновский надгоризонт
Черепетский горизонт
Черепетские отложения представлены также двумя типами разрезов. Во впадинном типе разрезов преобладают аргиллиты с прослоями известняков. Выделяются два пласта известняков и две пачки аргиллитов. Аргиллиты темно-серые алевритистые, неизвестковистые, со слюдой, с тонкими прослоями детритусовых известняков. Известняки коричневато-серые, темно-серые, преимущественно фораминиферовые и полидетритовые. Толщина в сводовом типе разреза 17-24 м, во впадинном типе разреза увеличивается до 100-110 м.
Кизеловский горизонт
Сложен чередованием пачек известняков с маломощными прослоями аргиллитов. Толщина изменяется от 0м в сводовой части до 15м в депрессионной зоне.
Визейский ярус
Кожимский надгоризонт
Радаевский горизонт
Нижняя граница радаевского горизонта проводится в основании пачки каолинитовых глин со сферосидеритом или прослоями сидерита. Каолинитовые глины светло-серые, участками вишнево-красные, ржаво-бурые за счет ожелезнения. В депрессионной зоне появляются алевролиты, песчаники и аргиллиты. Толщина от 0,5 до 7м.
Бобриковский горизонт
Нижняя граница горизонта проводится в основании песчаного пласта, верхняя граница в основании глинистой пачки с тульским комплексом спор. Горизонт сложен преимущественно песчаниками, на отдельных участках целиком песчаниками, на других пачками аргиллитов, с прослоями черных углистых сланцев и каменных углей. Песчаники, в основном кварцевые, мономинеральные, нередко слабосцементированные, рыхлые, иногда глинистые с пиритизированными и углефицированными растительными остатками, мелкой пологоволнистой, линзовидной и косоволнистой слоистостью, с частыми ходами илоедов. Песчаники индексируются как продуктивные пласты C-V и C-VI. Толщина 16-34 м.
Окский надгоризонт
Тульский горизонт
Нижняя его граница проводится в подошве глинистой пачки. Верхняя граница фиксируется по каротажной диаграмме увеличением сопротивлений. Отложения тульского горизонта делятся на две пачки: верхнюю – карбонатную и нижнюю – терригенную.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Дополнение к технологическому проекту разработки Лудошурского нефтяного месторождения Удмуртской Республики, Ижевск, 2017 г.
2. Габдулов Р.Р., Никишов В.И., Сливка П.И. Обобщение опыта выбора потенциальных скважин-кандидатов и технологий для проведения ремонтно-изоляционных работ//Научно-технический вестник ОАО НК Роснефть. -2009. - №4. – С.80-91.
3. Ганеева З.М. Исследование и применение силикатных микрогелевых систем для увеличения нефтеизвлечения // Дис. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Бугульма. 2013г.
4. Землянский В.В. Методика проектирования применения полимерно-гелевых систем в нагнетательных скважинах с учетом возможных рисков. М.: Наука, 2006. -208 с.
5. Каушанский Д.А. Технология снижения обводненности нефтяных месторождений // Нефтегаз. – 2007. - № 2. - С. 93-94.
6. . Кондрашев А.О. Обоснование технологии регулирования фильтрационных потоков в низкопроницаемых нефтяных коллекторах с использованием гидрофобизированного полимерного состава: дис. канд. техн. наук.- Санкт-Петербург,2014г. – 124с.
7. Кудряшова Д.А. Использование вероятностно-статистических методов для определения источников обводнения скважин-кандидатов для водоизоляционных работ (на примере визейского объекта месторождения Пермского края)// Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2018. -Т.17. - №1. - С.26–36.
8. Мищенко И.Т. – Расчеты при добыче нефти и газа.– М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 296 с.
9. Маснобиев Р.А., Миловзоров А.Г. Опыт и перспективы реализации технологии ограничения водопритока на Патраковском месторождении АО «Удмуртнефть» ИМ. А.А. Волкова // Экспериментальные и теоретические исследования в современной науке: сб. ст. по матер. XLI междунар. науч.-практ. конф. № 11(37). – Новосибирск: СибАК, 2019. – С. 57-64.

Весь текст будет доступен после покупки