Повышение эффективности разработки Федоровского газонефтяного месторождения с помощью физико-химических методов

1  2  3

---

Содержание

 

Список сокращений и условных обозначений

Введение

1. Геологическая часть и состояние разработки месторождения

1.1. Общие сведения

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3. Тектоника Месторождения

1.4. Геолого-физическая характеристика пласта АС_4-8

1.5. Физико-химические свойства флюидов группы пластов АС_4-8

1.6. Запасы углеводородов

1.7. Текущее состояние разработки месторождения

1.8. Текущее состояние разработки пласта АС_4-8

1.9. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Выводы к главе 1

2. Подбор и обоснование предлагаемого метода увеличения нефтеотдачи

2.1. Физико-химические методы увеличения нефтеотдач

2.1.1. Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных вещест

2.1.2. Полимерное заводнение нефтяных пластов

2.1.3. Щелочное заводнение

2.1.4. Потокоотклоняющие технологии

2.2. Выбор метода увеличения нефтеотдачи

2.3. Описание метода и механизм вытеснения ПГС «Ритин»

2.4. Описание технологии полимер-дисперсного заводнения

Выводы к главе 2

3. Порядок проведение закачки ПГС «Ритин» и требуемое для этого оборудование

3.1. Оборудование, применяемое для закачки реагента в пласт

3.2. Порядок проведения закачки реагента в пласт

3.3. Выбор скважины-кандидата для расчета проведения технологии закачки ПГС Ритин

Выводы к главе 3

4. Технологический расчет

Выводы к главе 4

Заключение

Список использованной литературы

 

Список сокращений и условных обозначений

 

ВНК – водонефтяной контакт;

ВПП – выравнивание профиля приемистости;

ГИС – геофизические исследования скважин;
ГНК – газонефтяной контакт;

ГОК – гелеобразующий компонент;

КИН – коэффициент извлечения нефти;

КНС – кустовая насосная станция;

МПДС – модифицированные полимерно-дисперсные системы;

НГДУ – нефтегазодобывающее управление;

НГК – нефтегазоносный комплекс;

НИЗ – начальные извлекаемые запасы;

ОГОТ – осадкогелеобразующая технология;

ОПЗ – обработка призабойной зоны;

ОПР – опытно-промышленная разработка;

ОПУ – опытно-промышленный участок;

ПАА – полиакриламид;

ПАВ – поверхностно-активное вещество;

ПГС – полимерно-гелевые соединения;

ПДС – полимерно-дисперсные системы;

ПЗ – призабойная зона;

СТА – сульфированный тощий абсорбент;

ФХМУН – физико-химические методы увеличения нефтеотдачи;

ЦКР – центральная комиссия по разработке;

ШГН – штанговый глубинный насос;

ЩСПК – щелочные стоки капролактама (ЩСПК).

Введение

 

В процессе разработки при применении поддержания пластового давления продукция месторождения постепенно обводняется. На заключительной стадии разработки обводнённость становится большой проблемой. Она может достигать 99%. Таким образом, поддержание пластового давления путём закачки воды в нагнетательные скважины, работавшее на предыдущих стадиях разработки, на заключительной стадии нужно модифицировать. Эффективным решением является применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Путём добавления химических реагентов в закачиваемую воду можно увеличить коэффициент вытеснения и коэффициент охвата, что может значительно увеличить основной период разработки месторождения.

Целью данной выпускной квалификационной работы является повышение эффективности разработки Федоровского газонефтяного месторождения с помощью физико-химических методов.

Для решения данной цели поставлены следующие задачи:

— анализ геолого-физической характеристики месторождения;

— анализ текущего состояния разработки;

— выбор наиболее эффективной технологии физико-химического метода;

— выбор перспективного объекта для применения предложенной технологии физико-химического метода увеличения нефтеотдачи;

— расчет технологической эффективности проводимого мероприятия.

 

 

1. Геологическая часть и состояние разработки месторождения

 

1.1. Общие сведения

 

Фёдоровское — крупное нефтегазовое месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи города Сургут. Открыто в 1971 году.

Рисунок 1.1. – Ханты-Мансийский автономный округ и Фёдоровское месторождение (отмечено флажком) на карте России

Первоначальные запасы нефти составляли 2,0 млрд тонн (по данным доклада Минприроды, на конец 2009 года запасы сократились до 189,9 млн т нефти по ABC1, при этом по сравнению с предыдущим годом падение составило 4,5 % за год). Залежи на глубине 1,8-2,3 км. Начальный дебит скважин 17-310 т/сут. Плотность нефти 0,86-0,91 г/см³.

Таблица 1.1. Начальные геологические запасы:

Коэффициенты извлечения нефти:

• 356 по категориям ВС1;
• 170 по категории С2.

Коэффициенты извлечения конденсата:

• 865 для запасов категории С1;
• 865 для запасов категории С2.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции.

Оператором месторождения является российская нефтяная компания ОАО «Сургутнефтегаз», для которой оно является основной ресурсной базой. Добыча нефти на месторождении в 2007 году составила 12,5 млн тонн.

Климат характеризуется продолжительной зимой с сильными ветрами, и сравнительно коротким летом. Средняя температура самого холодного месяца января – 21,4 °С. Толщина снежного покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с частыми заморозками. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.8 °С, с абсолютным максимумом +34 °С. Годовое количество осадков составляет 676 мм.

 

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика

 

Геологическое строение Федоровского месторождения составляют пласты доюрских комплексов (фундамент палеозоя, отложения промежутка пермо-триасового комплекса), а также отложения осадочного чехла мезозоя и кайнозоя.

Породы, которые слагают палеозойский фундамент месторождения не пробурены. Ряд отложений доюрских оснований были вскрыты поисково-разведочными скважинами №№61Р, 69Р, 131Р, 202Р, 4202П и 4262П. Анализируя керн доюрской толщи, надо отметить, что она представлена темно-серыми базальтами с слегка зеленоватым оттенком, базальтовым составом порфирита и их туфами. Мощность базальта точно не известна, но скважина №131Р вскрыла 1200 м базальтов. Сводный литолого-стратиграфический разрез Федоровского месторождения представлен в приложении.

Образования доюрского периода имеют стратиграфическое несогласие и перекрыты песчано-глинистыми породами, принадлежащих к юрской системе.

Юрская система представлена 3 отделами — нижним, средним и верхним.

Отложения периода возраста нижней юры представляются горелой свитой. В литологическом отношении свита подразделяется на 4 основных пласта: пласт ЮС11 (представлен песчано-алевритовыми отложениями), тогурская глинистая пачка, пласт ЮС10 (переслоенные алеврито-глинисто-песчаных отложений морского происхождения) и радомская пачка, которая сложена темно-серыми аргиллитами, с прослоями углистых.

Тюменская свита (средняя юра) представлена заметным переслоением серо-цветных, мелких, алевритистых, аркозовых песчаников, серых крупных алевролитов и темно-серых, серых со небольшим зеленым оттенком аргиллитов. В кровле данного комплекса находится нефтеносный пласт ЮС2, который переслаиванием песчаников темно-серых плотных, тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Суммарная мощность пласта достигает 20 м.

Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Васюганская свита вскрыта на разных участках месторождения. Основание свиты составляют темные тонко-отмученные, местами битуминозные аргиллиты. В верхней части залежи происходит чередование темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты находится нефтеносный пласт ЮС₁.

Мощность свиты составляет 103 м (скв. №97Р).

Георгиевская свита состоит из черных аргиллитов с огромным количеством остатков рыб. В некоторых участках существуют единичные прослои глинистого известняка.

Толщина свиты от 2 до 7 м.

Баженовская свита выражена серо-темными, черными с коричневым оттенком аргиллитами битуминозного характера. На 1/2 площади Федоровского месторождения (в центральной, западной и восточной его частях) строение баженовской свиты является аномальным.

Толщина свиты достигает 120 м (скв. №4285Р).

Меловая система представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел сложен осадками сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней частью покурской свит; верхний отдел представлен средней и верхней частями покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.

Сортымская свита (берриасский и валанжинский ярусы) включает в себя толщи разного состава по генезису и морфологии. Основание свиты составляют подачимовские морские глины, имеющие толщину 10-20 м.

В нижней части свиты находятся клиноформные пласты, имеющие форму линзы, и они образуют ачимовскую толщу. Отложения ачимовской пачки — это переслоение песчаников и аргиллитов. Ачимовские отложения, которые имеют распространение по всей площади Федоровского месторождения, продуктивны.

Суммарная толщина ачимовской свиты составляет 211 м.

Участок верхней сортымской свиты слагается темно-серым аргиллитом с единичными прослоями аркозового песчаника и алевролита, к которым приурочен нефтеносный пласт БС₁₀.

Заканчивается разрез сортымской свиты одной пачкой аргиллитоподобных темно-серых глин, слабоалевритистых с небольшими прослоями алевролитов, имеющих распространение по всему региону и по стратиграфической шкале, выделяется чеускинской толщей, в которой выделен нефтеносный пласт БС₁₀¹.

В пределах свиты встречается различная фауна аммонитов и фораминифер, принадлежащих к берриасскогому и валанжинскому ярусу.

Суммарная мощность сортымской свиты равняется 506-556 м.

Усть-балыкская свита имеет 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Разрез нижней подсвиты включает песчаные пласты БС₈, БС₉, а верхний включает пласты серии БС₁–БС₇. Между подсвитами выделена сармановская пачка (является зональным репером Широтного Приобья), в основном, глинистая, глины аргиллитоподобные от серых до темно-серых, как правило однородные. Нефтеносность отложений усть-балыкской свиты приурочена к пластам БС_1-2.

Усть-балыкская свита представлена толщей переслаивания песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин валанжин-готеривского, которые имеют возраст мощностью до 240 м.

Верхняя часть усть-балыкской свиты представлена пимской пачкой, в которой находятся темно-серые, однородные аргиллитоподобными глинами и является разделом между усть-балыкской и сангопайской свитами.

Мощность пимской пачки находится в диапазоне от 23 до 30 м.

Сангопайская свита объединила песчаные пласты АС₄–АС₁₂, 6 из которых являются продуктивными: АС_4-6, АС_7-8, АС₉. Осадки свиты были сформированы в мелких водах или даже были замкнуты континентальными бассейнами. Доказательством этого является состав, цвет пород, и еще ряд органических включений. Глины серого цвета, серо-зеленые до насыщенно зеленых, с неявновыраженной слоистостью, зачастую с небольшими зеркалами скольжения, имеют тонкий слой во многом за счет более светлых алевритовых слоев и намыва углистых материалов.

Аргиллит темно-серый, плотный, излом неровный, слюдистый, алевритистый, иногда встречается оолитовая текстура.

Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, в основном, полимиктового строения, слои косые, имеющие ряд включений и намывов на плоскостях наслоения углистого и растительного детрита, а на определенных участках глинистого сидерита.

Сангопайская свита имеет готерив-барремский возраст.

Толщина свиты достигает 140 м.

Алымская свита находится в основании аптского яруса и представляется темно-серыми в основной части аргиллитами черного цвета с песчаниками и алевролитами.

Мощность алымской свиты составляет 132 м.

Покурская свита представлена неравномерным переслаиванием алеврито-песчанистых и глин, имеющих различную толщину пластов и пачек, невыдержанных по площади.

Нижний участок свиты, который относится к апт-альбскому ярусу, выражен чередованием песчаника, алевролита, аргиллитоподобной глины и аргиллита.

В верхнем участке покурской свиты, который относится к сеноманскому возрасту, выделен мощные песчано-алеврито-глинистые толщи пород. Пески, а также песчаники сеноманских залежей имеют окраску серого цвета, имеющие мелко- и среднезернистый размер, сцементированы слабо или рыхло, в разной степени состоящие из глин.

Мощность свиты до 843 м.

Кузнецовская свита выражена глинами темно-серого цвета, приуроченных к морским осадкам туронского яруса.

Мощность достигает 29 м.

Березовская свита (коньякский, кампанский, сантонский ярусы) делится на 2 подсвиты: нижняя-имеет форму опоки, верхняя – состоит в основном из глин.

Мощность свиты достигает 145 м.

Ганькинская свита (маастрихский и датский ярусы) представлена породами глинистого строения с серо-темной (нижний участок залежи) и серой с голубовато-зеленоватыми оттенками (верхний участок разреза) окраской.

Толщина свиты достигает 86 м.

Палеогеновая система.

Талицкая свита (палеоценовый отдел) слагается глинами, имеющими темно-серый цвет, однородное строение, с прослоями алевролитов.

Мощность достигает 120 м.

Люлинворская свита (эоценовый отдел) представлена глинами темно-серого и серого цвета с гнездами глауконита.

Толщина свиты достигает 203 м.

Тавдинская свита (верхи эоцена и низы олигоцена) представлена зелеными вязкими глинами с присыпками алевролита и прослоями и линзами глинистого сидерита.

Толщина свиты около 170 м.

Атлымская свита (нижняя часть олигоценового отдела) выражена мелкозернистым песчаником серого цвета, в основном кварцевыми в нижней части разреза и чередованием глин и песков с прослоями бурых углей в верхней части разреза.

Толщина свиты до 100 м.

Новомихайловская свита (средняя часть олигоценового отдела) представлена чередованием глин, песков, алевролитов и бурых углей.

Толщина свиты до 80 м.

Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена сильноглинистыми серыми алевролитами.

Толщина свиты около 40 м.

Четвертичная система выражена песчаниками, алевритистой глиной с галькой и гравием. Современные осадки выражены аллювием поймы и покровными отложениями.

Мощность данных отложений достигает 40 м.

 

1.3. Тектоника Месторождения

 

Исходя из тектонических карт Западно-Сибирской плиты, Федоровское месторождение располагается в центральной, самой приподнятой части Сургутского свода. В тектоническом отношении она приурочена к Федоровской вершине, граничащая на западе с Быстринским валом, а на юго-востоке – с Восточно-Сургутской террасой, а на востоке с Ярсомовским крупным прогибом, который разделяет е структурные элементы I-го порядка Сургутский и Вартовский своды. Большие структурные элементы I-го порядка осложняются небольшими, например Вершинной ложбиной – в южной части, Савуйской седловиной и Тончинским прогиб – на северной части (рис. 1.2).

Рисунок 1.2 — Фрагмент «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты»

По одному из отражающих горизонтов Б, Федоровский малый вал выражен собой большую брахиантиклинальную складку 2 порядка, имеющей простирание с севера на восток, и с серьезно изрезанными в плане очертаниеми, и осложненную положительными структурами орядка: Вершинное, Северо-Сургутское, Федоровское, Оленье, Варенское, Той-Лорское, Моховое, Восточно-Моховое локальные поднятия.

Тектоническое строение исследуемой площади имеет сложный характер. Данные геолого-физических испытаний говорят об связи тектонического развития территории, которая проявляется в схожести структурной карты по различным горизонтам, имеющей тенденцию выполаживания структурных форм от древних отложений к более молодым.

 

1.4. Геолого-физическая характеристика пласта АС_4-8

 

Федоровское газонефтяное месторождение располагается в центре Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области (рис. 1.3).

Рисунок 1.3. Фрагмент схемы нефтегеологического районирования територии ХМАО

Месторождение имеет много пластов, промышленная нефтегазоносность была выявлена в нижнемеловых отложениях сангопайской свиты баремского возраста (пласты АС_4-8, АС₆¹, АС_7-8, АС₉), усть-балыкской свиты готеривского возраста (пласт БС_1-2), сортымской свиты берриасс-валанжинского возраста (пласты БС₁₀¹, БС₁₀, БС₁₄^ф, БС₁₅^ф, БС₁₆, БС₁₆^ф, БС₁₇, БС₁₇^ф, БС₁₇^1ф, БС₁₈, БС₁₈^ф, БС₁₉) и средне-верхнеюрских отложениях васюганской (пласты ЮС₁^1-2, ЮС₁³) и тюменской свит (пласты ЮС₂¹, ЮС₂²). Итого на месторождении в 21 пласте было выявлено 128 залежей нефти и газа.

Прибрежно-морской генезис отложений, относящихся к неокомскому возрасту, выражен частым переслаиванием песчано-глинистых пород, замещением коллекторов на определенных участках, имеющих плохо проницаемые интервалы или глинами по разрезу и площади. Пласт АС_4-8 включает в себя пласты АС₄, АС_5-6, АС_5-8. Залежь верхнего пласта АС₄ является самой большой по размерам на Федоровском месторождении, контур нефтеносности включает в себя Федоровский, Северо-Сургутский, Моховой и Восточно-Моховой участки. От нижележащих пластов АС₄,отделен перемычкой, которая невыдержана по толщине и по его площади, что обусловливает гидродинамическую связь его с пластами АС_5-8 ,которые расположены в центре и на востоке месторождения, и с пластами АС_5-6 на западе. Залежи пласта АС_5-8 на Моховой и Восточно-Моховых участках, и залежь пласта АС_5-6, находящихся на Федоровской площади, имеют общий уровень отметок ГНК и ВНК.

Разрез пласт имеет высокую расчлененность, количество проницаемых участков по данным ГИС находится в диапазоне от 2 до 31 м, средний коэффициент расчлененности равняется 9.6. Толщины проницаемых пропластков варьируются от 0.2 м до 40.8 м. Коэффициент песчанистости разреза находится в диапазоне от 0.064 до 0.945 и среднее значение равняется 0.559. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств пласта имеют следующие значения: пористость – 26.4%, проницаемость – 300∙10^-3 мкм². Средняя газонасыщенность равна 62.9%, нефтенасыщенность — 55.2%.

В пласте выявлены две залежи.

Основная залежь — самая крупная на Федоровском месторождении, общим контур нефтеносности включает в себя Федоровскую, Северо-Сургутскую, Моховую и Восточно-Моховую площади. Залежь газонефтяная, пластово-сводовая, в западной части объединена с залежами одноименного пласта Дунаевского месторождения. Залежь имеет размеры 52.0х46.7 км, высота составляет примерно 60 м. Выделяется три газовые шапки, которые имеют размеры 0.5х0.4, 5х4.5, 45.0х38.7 км и высотами 1.8, 17, 47 м соответственно.

Залежь была вскрыта на абсолютных отметках от -1762.3 м (скв. №1441) до -1818.2 м (скв. №61Р). Эффективные толщины изменяются от 3 м (скв. №1074) до 54.7 м (скв. №6261). Эффективные толщины нефтенасыщения изменяются от 0.3 м (скв. №3660) до 15.4 м (скв. №2298), газонасыщения — от 0.4 м (скв. №8038) до 38.4 м (скв. №939). Средняя по залежи эффективная толщина нефтенасыщения пласта равна 4.6 м, газонасыщения — 8.1 м.

Газонефтяной контакт залежи находится на абсолютной отметке – 1809.5 м. Средняя абсолютная отметка водонефтяного контакта залежи равняется – 1819.0 м.

Залежь, которая находится в районе скважины №2048Р – нефтяная, массивная, располагается в районе Тойлорского участка. Размеры залежи составляют — 2.5х1.4 км, высота составляет 6.0 м.

Залежь была вскрыта в районе абсолютной отметки от -1811.7 м (скв. №2048Р) до -1817.7 м (скв. №8713).

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 0.8 м (скв. №8713) до 4.1 м. (скв. №13172). Средняя по залежи эффективная толщина нефтенасыщенности пласта равняется 1.4 м.

В районе залежи пласт опробован двумя поисково-разведочными скважинами. В скважине №2061Р получен безводный приток нефти дебитом 55.7 м³/сут, в скважине №2048П – приток нефти с водой дебитом 51.8 м³/сут, обводненность – 83%.

Средняя абсолютная отметка ВНК залежи составляет -1817.9 м.

По гранулометрическим характеристикам, фильтрационно-емкостным параметрам и составу цемента в отложениях объекта АС_4-8 выделено 4 литотипа пород: литотип 1 – «песчаники», литотип 2 – «алевролиты», литотип 3 – «глинистые алевролиты и аргиллиты», литотип 4 – «песчаники и алевролиты с карбонатным цементом». К коллекторам отнесены породы 1-го литотипа и большая часть пород 2-го литотипа, их характеристика приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2. Средние значения петрофизических параметров песчаников и алевролитов по объекту АС_4-8

Коллекторские свойства пород объекта АС_4-8 высокие. Преобладают коллекторы II и III классов. Доля пород I класса составляет около 10%. Средние значения коллекторских свойств по пласту приведены в таблице 1.3. Открытая пористость пород пласта в целом изменяется от 1.0 до 31.7%, газопроницаемость изменяется от 0.01 до 3156·10^-3 мкм², водоудерживающая способность определена только для образцов с проницаемостью более 1·10^-3 мкм² и изменяется в пределах 12.0-74.2%. Для коллекторов минимальная пористость составляет 17.0%, проницаемость — 1·10^-3 мкм².

Таблица 1.3. Средние значения петрофизических параметров объекта АС_4-8

На рисунках 1.4-1.7 представлены разрезы по объекту разработки АС_4-8, условные обозначения приведены на рисунке 1.8.

Рисунок 1.4. Геологический разрез объекта разработки АС_4-8 Федоровской площади с юга на север

Рисунок 1.5. Геологический разрез объекта разработки АС_4-8 Моховой площади с юга на север

Рисунок 1.6. Геологический разрез объекта разработки АС_4-8 Восточно-Моховой площади с юга на север

Рисунок 1.7. Условные обозначения для рисунков 1.4-1.6.

 

1.5. Физико-химические свойства флюидов группы пластов АС_4-8

 

При изучении физико-химических характеристик нефти и растворенного газа пластовых объектов АС₄, АС_5-8, АС₆, АС_7-8 на этапе подсчета были использованы результаты экспериментальных исследований проб больших глубин путём стандартного сепарирования (методом однократного разгазирования) из 16 скважин, которые как правило относятся к пласту АС_5-8. Пласты АС₆¹ и АС_7-8 глубинными пробами не охарактеризованы, исследованы только поверхностные (устьевые) пробы продукции скважин. Учитывая идентичность состава и свойств дегазированной нефти и растворенного газа, подсчетные параметры объектов АС₆¹ и АС_7-8 приняты по аналогии с экспериментально обоснованными параметрами пластовой нефти комплекса АС_4-8.

Проведенный анализ и обработанные результаты испытаний глубинных проб подтвердили сделанные ранее выводы о неоднородности нефтей в пределах выделенного объекта, которые вызваны специфическими особенностями залежи, имеющих газовую шапку. Так как отсутствуют выраженные отличия в физико-химических характеристиках пластовой нефти различных пропластков, подсчетные показатели флюидов были приняты одинаковыми для всего выделенного объекта АС_4-8 (см. табл. 1.4).

Таблица 1.4. Свойства пластовой нефти в пласте АС_4-8

Компонентный состав растворенного нефтяного газа и нефти был определен на основании результата хроматографического анализа жидкой и газовой фаз при дегазации глубинных проб (табл. 1.5).

Таблица 1.5. Состав нефти и газа

---

1  2  3