Повышение эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти в условиях малопроницаемого коллектора

Введение……………………………………………………...….….…….……8
Список сокращений…………………………….……………………………..10
1 Геолого-физическая характеристика месторождения……….…………...11
1.1 Характеристика продуктивных пластов………………………..………..11
1.2 Нефтеносность……………………………………………….……………15
1.3 Энергетическое состояние пластов………………………….…………...16
1.4 Свойства и состав пластовых флюидов …………………….………......18
1.5 Геологические факторы осложняющие разработку месторождения…..20
1.5 Выделение и обоснование участков на Мамонтовском, попадающих под категорию трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ)…………………….….22
2 Методы интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов применяемые на месторождении……………………………….………26
2.1 Анализ применения ГРП…………………………………….…..…..…...26
2.1.1 Анализ эффективности проведения ГРП в зависимости от основы закачиваемого в пласт геля………………………………………..…....32
2.2 Анализ результатов применения технологии одновременно-раздельной закачки…………………………….……………………………….....…..37
2.3 Анализ работы опытных участков с горизонтальными скважинами с МГРП…………………………………………….……………………….40
2.4 Физико-химические методы……………………………………..……….41
2.4.1 Обработка призабойной зоны пласта добывающих скважин………...41
2.4.2 Обработка призабойной зоны пласта нагнетательных скважин…..…43
2.4.3 Применение потокоотклоняющих технологий…………….…….……44
3 Повышение эффективности разработки Мамонтовского месторождения применением высокоскоростного гибридного ГРП в горизонтальных скважинах……………………….…………………..……………..……..45
3.1 Теоретическая основа гидравлического разрыва пластов……….……..45
3.1.1 Сущность и виды ГРП…………………………………………….……..46
3.1.2 Жидкости ГРП…………………………………………………….……..48
3.1.3 Скважины - объекты ГРП………………………………………….……50
3.2 Технология многостадийного гидравлического разрыва пласта, как метод интенсификации добычи нефти при эксплуатации ГС………..52
3.3 Оборудование, применяемое для МГРП………………………………...55
3.4 Применение горизонтальных скважин с высокоскоростным гибридным многостадийным ГРП для разработки низкопроницаемых пластов на примере 126 куста М-ого месторождения……………………………..62
3.5 Анализ естественного режима выработки запасов из низкопрони-цаемых коллекторов…………………………..…………………………………..71
3.6 Анализ эффективности системы поддержания пластового давления при разработке низкопроницаемых коллекторов…………………………….….73
3.7 Анализ эффективности проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта в условиях низкопроницаемых коллекторов. …........….....84
4 Экономическая эффективность проекта…………………………………..95
4.1 Методика расчета экономической эффективности…………………….96
4.2 Расчет экономической эффективности вариантов разработки опытного участка……………………………………………………………………96
5 Безопасность и экологичность проекта…………………………………..100
5.1 Анализ состояния промышленной безопасности на Мамонтовском нефтяном месторождении……………………………………………..100
5.2 Анализ опасных и вредных производственных факторов…………….100
5.3 Производственная безопасность………………………………………..102
5.3.1. Общие положения…………………………………………………….102
5.3.2 Техника безопасности. Защита от механических травм………….....103
5.3.3 Электромагнитные поля………………………………………………105
5.3.4 Опасность поражения электрическим током………………………..105
5.3.5 Эксплуатация грузоподъемных и транспортирующих машин, а также сосудов (систем), работающих под давлением………………………106
5.3.6 Производственное освещение………………………………………...107
5.3.7 Требования пожарной безопасности..………………………………..108
5.4 Экологическая безопасность……………………………………………110
5.4.1 Планы природоохранных мероприятий……………………………...111
5.4.2 Мероприятия по защите в чрезвычайных ситуациях………………..112
Заключение…………………………………………………………………...114
Список использованных источников ………………………………...……116
Приложения…………………………………..……………..……………...118

Весь текст будет доступен после покупки

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно–освоенными методами разработки на сегодняшний день считается неудовлетворительной. Поэтому актуальными являются задачи применения технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
Важными параметрами для выбора технологии интенсификации притока являются глубина залегания объекта разработки и его толщина, степень неоднородности, химические и физические свойства насыщенных жидкостей, теплофизические характеристики пласта. Не менее важно при выборе метода интенсификации состояние разработки пласта на момент внедрения метода.
Мамонтовское нефтегазовое месторождение было открыто в 1982 году, и введено в разработку в 1988 году. По объему геологических запасов является уникальным.
Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС10, АС11, АС12. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 к аномально низкопродуктивным. Эксплуатацию пласта АС12 следует выделить в отдельную проблему разработки, т.к., пласт АС12 к тому же является самым значительным по запасам из всех пластов. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты.
Основную часть по приросту добычи занимает гидравлический разрыв пласта, окончание скважины горизонтальным хвостовиком, как с обычной перфорацией, так и с муфтами ГРП, выравнивание профиля притока, обработка призабойной зоны пласта, зарезка боковых стволов при модернизации уже имеющихся материнских стволов.
Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ эффективности применяемых методов ИДН и повышение эффективности разработки Мамонтовского месторождения применением высокоскоростного гибридного МГРП в горизонтальных скважинах.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1 Характеристика продуктивных пластов
Месторождение является многопластовым. Промышленные скопления углеводородов связаны с отложениями черкашинской свиты готерив барремского яруса (пласты АС7, АС9, АС10/0, АС10/1-3, АС11/0, АС11/1, АС12/0, АС12/1, АС12/2, АС12/3-5), баженовской (пласт ЮС0) и тюменской свит (пласты ЮС2 и ЮС3).
Пласт АС123-5. На территории месторождения выделено 5 литологически ограниченных залежей: основная залежь, залежь 7, залежь 8, залежь 11 и залежь 12.
Основная залежь со всех сторон литологически ограниченная, размерами 61,5 х 34,1 х 29,3 км. Эффективная толщина пласта изменяется от 1 м до 24 м. Средняя расчлененность по залежи составляет 8,1, заметно увеличиваясь (от единичных пропластков до 38) в западном направлении.
Коэффициент песчанистости в среднем по залежи составляет 0,44. Пласт АС122. Залежи пласта вскрыты по всей площади месторождения. Все линзы коллекторов залегают в глубоководной части бассейна.
Основная залежь вскрыта рядом эксплуатационных и разведочных скважин островной и правобережной части северной Мамонтовской площади.
Дальнейшее развитие залежи на северо-запад прослежено разведочным бурением. Размеры залежи 18,0 x2 0,0 км. Максимальная нефтенасыщенная толщина 33,1 м, средняя нефтенасыщенная толщина 7,3 м. Высота залежи 130,0 м.
Пласт АС121. Залежи пласта АС121 распространены по всей площади М-ого месторождения. Основная залежь пласта вскрыта эксплуатационным и разведочным бурением в пределах северной лицензионной площади. Размеры залежи порядка 37,0 x 21,0 км. Высота 120,0 м. Суммарные эффективные толщины пласта достигают 16 м, но в основном от 4 м до 10 м. Встречаются толщины пласта и 0,6 м.
Максимальные нефтенасыщенные толщины достигают 10,6 м при средних 2,9 м. Высота залежи 40,0 м.
Пласт АС111. В пласте единая залежь которая является основны объектом разработки. Залежь расположена, в основном, на северной лицензионной площади, вытянувшись вдоль всей зоны плотного бурения с некоторым развитием на север и восток. Размер залежи составляет 59,0 х 25,0 км. Высота залежи 140,0 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 46,4 м, средняя – 9,0 м. Скважинами вскрыто до 27 продуктивных пропластков, средняя расчлененность составила 8,97.
Пласт АС110. В пласте выявлено 3 залежи. Залежь 1 и 2 вскрыта эксплуатационными скважинами, вытянута в меридиональном направлении с северо-северо-востока на юго-юго-запад. Размеры залежи составляют 6,0 х 5,5 км. Высота залежи 70,0 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 7,5 м, однако в целом по залежи невелика и в среднем составляет 1,6 м. Залежь 3 расположена в северо-западной части. Вытянута в субширотном направлении. Размеры залежи по простиранию 25,0 км, в крест простирания меняются от 4,0 до 19,0 км. Высота залежи 190,0 м.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах залежи меняются от 1,4 м до 29,8 м, составляя в среднем 14,0 м. Вскрыто от двух до 19 пропластков коллектора.
Пласт АС101-3. К пласту АС101-3 приурочены две крупные линзы коллекторов, полностью нефтенасыщенные и изолированные литологически.
Большая часть основной залежи расположена в пределах северной лицензионной площади и вскрыта большинством эксплуатационных скважин площади. Имеет западные ответвления до 17,5 км длиной. Вытянута в субмеридиональном направлении. Размер залежи по простиранию 61,0 км, вкрест простиранию меняется от 5,0 до 36,0 км. Высота залежи 300,0 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 52,4 м, в среднем по залежи составляет 5,4 м. Расчлененность изменяется от 1 до 43.
Вторая залежь расположена в северо-западной части. Линза распространяется в субширотном направлении. Размер залежи 21,0 х 5,0 км.
Высота залежи 80,0 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 5,4 м при средних 1,6 м. Расчлененность линзы невелика, от двух до шести, в среднем 3,8. Пласт АС102. Основная залежь пласта расположена в пределах северной лицензионной площади и вскрыта рядом эксплуатационных скважин левобережного, а также западными скважинами островного участков. Вытянута в субмеридиональном направлении. Размеры залежи 44,0 х 5,0 км при высоте залежи 90,0 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 10,1 м, однако средняя мощность невелика – 2,2 м. Расчлененность также мала, большинство скважин вскрыли от одного до четырех пропластков коллектора с максимальным значением – шесть.
Продуктивные горизонты характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Их геолого-физические характеристики приведены в таблице 1.




Параметры Объект АС10+АС11+АС12
AC10 / 0-2 AC10 / 1-3
AC11/0
AC11/1
AC12/0
AC12/1
AC12/2 AC12 / 3-5
Глубина залегания, м 2388,5 2453 2552,6 2477,5 2572,5 2630 2595 2648,7

Тип залежей лит. экр. лит. экр. лит. экр. лит. экр. лит. экр. лит. экр. лит. экр. лит. экр.
Тип коллектора Терригенный
Площадь нефтеносности, тыс.м2 178123 1209745 640761 769740 1069412 1217490 383332 1342394
Площадь газоносности, тыс.м2
Общая толщина пласта, м 26,6 42,7 43,2 44,6 50,6 36,5 26,2 92,8
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м 2,6 5,6 7,3 8,4 5,4 8,7 6,7 5,9
Эффективная газонасыщенная толщина, м
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,68 0,54 0,59 0,53 0,45 0,52 0,54 0,50
Коэффициент расчлененности, доли ед. 2,6 6,4 8,3 8,4 6,5 8,4 6,4 7,2
Проницаемость, 10-3 мкм2 3,6 4,5 2,1 9,7 1,7 1,4 2,4 2,2
Пористость, доли ед. 0,18 0,18 0,18 0,20 0,18 0,17 0,18 0,18
Начальная нефтенасыщенность, доли ед. 0,61 0,7 0,66 0,77 0,67 0,66 0,7 0,69
Начальная газонасыщенность, доли ед
Начальная пластовая температура, °С 91 91 93 93 93 93 93 93
Начальное пластовое давление, МПа 25,4 25,4 25,9 25,9 26,1 26,1 26,1 26,1
Давление насыщения нефти газом, Мпа 11,0 11,0 11,6 11,6 11,1 11,1 11,1 11,1
Газовый фактор нефти, м3/т 66 66 60 60 64 64 64 64
Плотность нефти в пласт. условиях, кг/м3 0,791 0,791 0,766 0,766 0,774 0,774 0,774 0,774
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПа•с 1,53 1,53 1,48 1,48 1,37 1,37 1,37 1,37
Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 1,188 1,188 1,189 1,189 1,193 1,193 1,193 1,193
Плотность воды в поверхн. условиях, кг/м3 1,008 1,008 1,007 1,007 1,008 1,008 1,008 1,008
Вязкость воды в пласт. условиях, мПа•с 0,37 0,37 0,35 0,35 0,36 0,36 0,36 0,36

Таблица 1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Мамонтовского месторождения.

1.2 Нефтеносность
На Мамонтовском месторождении этаж нефтеносности охватывает
значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского
до аптского возраста и составляет более 2,5 км.
Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах
группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные
продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками
глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома,
продуктивность которых не контролируется современным структурным
планом и определяется практически только наличием в разрезе
продуктивных пластов-коллекторов.
Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части
разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с
пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела,
полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого
песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.
В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9
подсчетных объектов: АС123, АС122, АС112-4, АС111, АС110, АС101-2, АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС7, АС9 промышленного интереса не
представляют.
1.3 Энергетическое состояние пластов
Первоначальное пластовое давление в пластах АС10, АС11 и АС12
составляло 25,4; 25,9 и 26,1 МПа соответственно, в целом по основному объекту АС10+АС11+АС12 – 25,9 МПа. Текущее пластовое давление по объекту АС10+АС11+АС12 составляет 26,4 МПа, т.е. выше начального на 0,5 МПа [4].
С начала разработки М-ого ЛУ на 01.01.2021 г. из продуктивных пластов отобрано 873,4 млн.т. жидкости. Баланс пластовой энергии, необходимый для извлечения нефти, поддерживается при помощи нагнетания воды в пласт. С целью поддержания пластового давления в пласты закачано 1176,7 млн.м3 воды. Динамика компенсации, пластового давления, давления закачки, забойного давления в добывающих скважинах в целом по М-ому ЛУ на рисунке 2.

Рисунок 1 – Динамика компенсации, пластового давления, давления закачки, забойного давления в добывающих скважинах по Мамонтовскому.
Накопленная компенсация отбора закачкой в целом на 01.01.2021 г. составила 115,6%, что соответствует проектной на 2020 г. Текущая компенсация отборов в процессе разработки менялась, что было связано с регулированием процесса разработки и проведением различных геолого-технических мероприятий. Текущая компенсация отборов закачкой по состоянию на 01.01.2021 г. составила 121,7 % при проектной 134,1 %, отклонение минус 12,4 %.
На Правобережной части реализованы две системы разработки: девятиточечная с плотностью 25 га/скв., пятиточечная с плотностью 50 га/скв. и рядная система, полученная из девятиточечной. Формирование девятиточечной системы на всем участке происходило поэтапно, вначале вся территория была сформирована пятиточечной системой, затем - уплотняющее бурение и формирование девятиточечной системы.
После увеличения количества нагнетательных скважин (перевод под закачку после отработки на нефть) в северной части пятиточечной системы в 2008 г., текущая компенсация превысила 120 % и на протяжении всего времени не снижалась ниже 100 %.
На 01.01.2021 г. пластовое давление по пластам Правобережной части составляет:
АС10 – 26,0 МПа, что выше начального на 0,6 МПа;
АС11 – 26,6 МПа, что выше начального на 0,7 МПа;
АС12 – 26,7 МПа, что выше начального на 0,8 МПа.
До середины 2020 г. вся площадь была охвачена девятиточечной системой разработки. С 2005 г. из-за отсутствия системы ППД происходило снижение пластового давления в зонах отбора, из-за этого отмечалось снижение дебитов жидкости добывающих скважин. Тенденция к падению отбора жидкости сохранялась в течение всего периода 2005-2008 гг., несмотря на рост текущей и накопленной компенсации. Причина этого заключается в том, что формирование девятиточечной системы разработки не позволяло в необходимой степени компенсировать отборы жидкости на поздней стадии разработки. В зонах отбора наблюдалось пониженное пластовое давление, наибольший дефицит пластового давления испытывали угловые добывающие скважины. Поэтому с середины 2006 г. на опытном участке была введена рядная система разработки, которая повысила общее давление на участке. При увеличении закачки происходил значительный рост пластового давления в монолитном пласте АС11, при этом в пластах с высокой расчлененностью АС10 и АС12 значительного увеличения текущего пластового давления не наблюдалось.

Весь текст будет доступен после покупки

«Технологическая схема опытно-промышленной разработки участков объекта АС10+АС11+АС12 Северной лицензионной территории М-ого месторождения», утвержденный ЦКР Роснедра (23.05.2013 г.).
Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки участков объекта АС10+АС11+АС12 Северной лицензионной территории М-ого месторождения», утвержденный ЦКР Роснедра (23.10.2014 г.).
Казаков Е., Файзуллин И., и др. Нетрадиционный подход к стимуляции методом ГРП
традиционного низкопроницаемого коллектора на примере опытного участка Южно-
Приобского месторождения. SPE-196964-RU. https://doi.org/10.2118/196964-RU
2. Хасанов М.М., Падерин Г.В., Шель Е.В., Яковлев А.А., Пустовских А.А., Нефтяное
Хозяйство, декабрь 2017. Подходы к моделированию ГРП и пути их развития.
3. Шурунов А.В., Яковлев А.А., Шеремеев А.Ю., Сулейманов А.Г., Файзуллин И.Г.,
Реализация комплексного подхода к проведению опытно-промышленных работ
по разработке низкопродуктивных коллекторов Приобского месторождения.
SPE-191581-18RPTC-MS. https://doi.org/10.2118/191581-18RPTC-MS

Весь текст будет доступен после покупки