Влияние направления горизонтальных стволов на выработку запасов нефтяной залежи Черновского месторождения.

ВВЕДЕНИЕ 7
Глава 1 ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 10
1.1 Геолого-физическая характеристика турнейского объекта Черновского месторождения 10
1.2 Физико-химические свойства углеводородов 15
1.3 Анализ выработки запасов нефти 17
1.4 Влияние неоднородности на выработку запасов нефти 21
Глава 2 ОЦЕНКА РАЗРАБОТКИ ЧЕРНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 26
2.1 Оценка текущего состояния разработки Черновского нефтяного месторождения 26
2.2 Оценка эффективности проводки горизонтальных стволов на Черновском месторождении 27
2.3 Основные факторы преждевременного обводнения продуктивных пластов и скважин 30
Глава 3 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 35
3.1 Пaтентный обзор известных технических решений по рaзрaботке месторождений с использовaнием боковых горизонтальных стволов 35
3.2 Анализ технологических особенностей зарезки бокового ствола 38
3.3 Обоснование траектории и расположения горизонтального ствола скважин с целью повышения эффективности вытеснения нефти 49
Глава 4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ 56
4.1 Назначение и область применения скважин с боковыми горизонтальными стволами 56
4.2 Проектирование бокового горизонтального ствола на скважине турнейского объекта Черновского месторождения 59
4.3 Определение азимута бурения и профиля горизонтального ствола для проводки боковых горизонтальных стволов на Черновском месторождении 61
4.4 Проектирование процесса разработки скважины с боковыми горизонтальными стволами с помощью математического моделирования 69
Глава 5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 85
5.1 Методика расчета. Исходные данные 85
5.2 Расчет экономических параметров 86
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 97
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ
100

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность темы. В настоящее время, когда нефтедобывающие пред¬приятия вынуждены вво¬дить в разработку залежи с низ¬кой проницаемостью и пористостью, высокой послойной и зональной неоднородностью, остро вста¬ет вопрос о необходимости довыработки остаточных трудноизвлекаемых запасов с использованием принципиально новых технологий.
В связи с вхождением наиболее значимых по запасам месторождений Удмуртской Республики в позднюю стадию разработки, остро встаёт вопрос о стабилизации добычи нефти на основе увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Одним из перспективных методов повышения КИН, увеличения дебита является разработка месторождений с применением горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (ГС и БГС).
Особую актуальность это приобретает для месторождений со сложным геологическим строением и на поздней стадии разработки, в частности Черновское месторождение.
Применение ГС и БГС позволяет существенно улучшить технологические и экономические показатели разработки и обеспечить более высокие темпы нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи на 10-15 %
Важным моментом в повышении эффективности применения горизонтальных технологий является расположение стволов скважин с горизонтальным окончанием относительно векторов максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности – трещиноватости в карбонатных породах и зон пониженной плотности
или зон наибольших значений энергий отражённых волн в терригенных породах, которое влияет не только на дебит скважины, но и на динамику обводнения скважин с горизонтальным окончанием и, в целом, на коэффициент
нефтеизвлечения. Совершенствование существующих систем разработки и создание новых, путём применения горизонтального бурения для наиболее полной выработки запасов, в частности, увеличения радиуса дренирования предполагает использование прикладной геофизики, например, сейсмокаротажных исследований методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования.

Весь текст будет доступен после покупки

Глава 1 ОБЩИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Геолого-физическая характеристика турнейского объекта Черновского месторождения
Черновское нефтяное месторождение находится на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики, в 15 км северо-западнее г. Воткинска и в 60 км северо-восточнее г. Ижевска.
Черновское месторождение нефти открыто в 1979 г. Месторождение введено в промышленную разработку в 1986 г. НГДУ ПО «Удмуртторф» согласно «Технологической схеме разработки Черновского месторождения».

Рис. 1. Месторождения нефти и газа на территории Удмуртской республики
В региональном тектоническом отношении Черновское месторождение приурочено к Киенгопскому валу, расположенному в бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов Верхне-Камской впадины. Месторождение контролируется Черновской и Южно-Лиственской структурами облекания. Кристаллический фундамент в зоне месторождения не вскрыт. По некоторым данным известно, что кристаллический фундамент имеет блоковое строение и залегает на глубинах 3-5 км.
По структуре Черновское нефтяное месторождение включает в себя три поднятия: Западное, Восточное и Центральное. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях каширского горизонта (пласт К4) на Западном поднятии, верейского горизонта (пласты В-0, В-I, В-II, B-III), башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2, А4-3, А4-4), терригенных отложениях тульского и бобриковского (пласты С-II+С-III) горизонтов, карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт C1-t, в подсчете запасов индексируется как С1t-IV+V) на Западном и Восточном поднятиях (рис.2).

Рис. 2. Тектоническая схема района
Нефтеносность отложений турнейского яруса установлена по керну, геохимическим, промыслово-геофизическим данным, результатам опробования и подтверждена совместной и раздельной эксплуатацией. Турнейские залежи нефти пластов С1t-II+III, С1t-IV+V, С1t-V’ приурочены к пористым органогенным известнякам. Профиль залежи представлен на рисунке 3.


Рис.3. Геологический профиль отложений нижнего карбона

Нефтяные залежи пласта С1t-II+III
Пласт C1t-II+III прослеживается по всей площади. Пласты-коллекторы имеют линзовидное строение. Нефтеносность пласта С1t-II+III приурочена к Западному (район одиночной скважины 407) и Центральному (район одиночной скважины 319) поднятиям.
Западное поднятие. Нефтеносность пласта выявлена на стадии эксплуатационного бурения по данным ГИС и подтверждена совместной эксплуатацией с пластом C1t–IV+V в скважине 407.
Таблица 1
Геолого-физическая характеристика Черновского месторождения (турнейский объект)
Параметры Турнейский объект
Средняя глубина залегания, м 1461,1
Тип залежи пластово-сводовый
Тип коллектора карбонатный
Площадь нефтеносности, тыс. м2 1966
Средняя общая толщина, м 9,8
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 7,47
Пористость, % 13,0
Средняя нефтенасыщенность, д. ед. 0,80
Проницаемость, мкм2 0,458
Коэффициент песчанистости, д. ед. 0,728
Коэффициент расчлененности, д. ед. 3,5
Начальная пластовая температура, oС 27,9
Начальное пластовое давление, МПа 16,1
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПа·с 98,4*
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3 0,917
Плотность нефти в поверх. условиях, т/м3 0,918
Абсолютная отметка ВНК, м -1359,7
Объемный коэффициент нефти, д. ед. 1,017*
Содержание серы в нефти, % 2,79*
Содержание парафина в нефти, % 2,46*
Давление насыщения нефти газом, МПа 5,1*
Газосодержание нефти, м3/т 7,0*
Вязкость воды в пласт. условиях, мПа·с 1,5


Продолжение таблицы 1
Плотность воды в пласт. условиях, кг/м3 1,18
Средняя продуктивность, м3/сут·МПа 3,26
Коэффициент вытеснения, д.ед. 0,497
* - по керну
Нефтяные залежи пласта С1t-IV+V
Пласт C1t-IV+V прослеживается практически по всей площади, за исключением скважин 413, 226, 339, где пласт размыт. Пласт состоит из 1-6 проницаемых прослоев толщиной от 0,5 м до 12,9 м, суммарная толщина их по площади колеблется от 3,0 до 14,9 м; средняя толщина по эффективной части составляет 8,7 м. В процессе эксплуатационного бурения в единственной скважине 404 ниже пласта C1t-IV+V выявлена нефтенасыщенная линза пласта C1t–V’ толщиной 1,4 м, которая находится в совместной эксплуатации. Нефтеносность пласта С1t-IV+IV приурочена к Западному и Центральному поднятиям.
Западное поднятие. Пласт C1t-IV+V нефтенасыщенный практически во всех пробуренных эксплуатационных скважинах (в скважинах 213, 303, 310, 405 – нефтеводонасыщенный) и в поисково-разведочной скважине 410. Промышленная нефтеносность пласта выявлена на стадии разведки и подтверждена материалами ГИС, испытаниями в колонне скважины 410 и самостоятельной эксплуатацией в скважинах 306, 310. ВНК принят условно на абсолютной отметке -1359,7 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 410, где при испытании в колонне с интервала абсолютных отметок -1350,8…-1359,7 м получен приток безводной нефти дебитом 32 м3/сут при депрессии 9,82 МПа.
В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 2,7 м до 10,3 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 7,2 м. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,74, коэффициент расчлененности – 3,3. Тип залежи – пластовый сводовый.
1.2 Физико-химические свойства углеводородов
Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, представлена по данным исследования глубинных и поверхностных проб, отобранных на этапе геологоразведочных работ (1979-
1987 гг.) в поисково-разведочных скважинах 410, 221, 224, 1078 и поверхностных проб в 43 эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения (1988-2000 гг.).
Химический анализ глубинных и поверхностных проб, отобранных в поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах, выполнен в лаборатории ОАО «Удмуртгеология» и лаборатории двойного подчинения ОАО «Удмуртторф» – Удмуртский университет. Проведен анализ 39 глубинных проб нефти, из них признаны кондиционными 14 проб из отложений верейского горизонта и 12 проб из отложений визейского яруса.
В поверхностных условиях проанализировано 76 проб, распределение кондиционных проб нефти по продуктивным пластам характеризуется следующим образом: из каширских – 1; из верейских – 27; из башкирских – 15; из визейских – 18; из турнейских – 2 пробы. Часть проб отбракована из-за значительной разницы в плотности и вязкости нефти.
Нефти турнейского яруса представлены двумя поверхностными пробами, отобранными в скважинах 305, 402 (табл. 3). В среднем плотность в стандартных условиях составляет 0,918 г/см3; вязкость при t = 20°С – 175,4 мм2/с, при t = 50°C – 35,8 мм2/с; содержание асфальтенов – 4,7 %, парафина – 2,5 %; серы – 2,8 %; смол силикагелевых – 22,9 %.
Свойства пластовой нефти турнейских залежей приняты по аналогии с параметрами глубинных проб, отобранных в скважине 1256 Погребняковского месторождения: динамическая вязкость – 98,4 мПа.с, объемный коэффициент – 1,017, газосодержание – 7,0 м3/т.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Анализ горно-геологических условий, техники, технологии и эффективности строительства ГС и БГС в республике Удмуртия, критерии применения ГС и БГС. Отчет / ООО ГЕОТЕХ, Ижевск, 2001 г.
2. Бакиров А.И., Бакиров И.М. О коэффициенте вытеснения нефти. – М.: Нефтяное хозяйство, 2006 г.
3. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993 г. – 416 с.
4. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Зубов Н.В., Головина Т.И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. Нефтяное хозяйство – 1998, №3, с. 19-21.
5. Бурачок А.В. Исследование взаимодействия горизонтальных боковых стволов в кусте скважин. Нефтепромысловое дело – 2005, №9, с. 8-11.
6. ГОСТ 12.0.003-99 ССБТ Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. Переиздание (сентябрь 1988г) с изм. №1.
7. ГОСТ 12.1.004-91. Пожарная безопасность. Введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по управлению качеством продукции и стандартам от 14.06.91 № 875.
8. ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. Введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 29.09.88 № 3388
9. Дополнение к технологической схеме разработки Черновского нефтяного месторождения Удмуртской республики, ОАО «УНПП НИПИнефть», 2006 г.
10. Дополнение к технологической схеме разработки Черновского нефтяного месторождения Удмуртской республики, ОАО «УНПП НИПИнефть», 2012 г.

Весь текст будет доступен после покупки