Файл: Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении.doc

Общая характеристика пластов АС₉, БС₁, БС_2-3, БС приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Характеристики пластов АС₉, БС₁, БС_2-3, БС₄

Параметры		Пласты
		АС9	БС1	БС2-3			БС4
Средняя глубина залегания кровли, м		1930	2100	2100			2100
Тип залежи		пластово-сводовый
Тип коллектора		поровый
Средняя общая толщина, м		12,4	15,4	16,8			11,6
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м		2,7	4,4	8,9			3,5
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м		3	1,2	4,1			5,2
Коэффициент пористости, доли ед.		0,27	0,27	0,27			0,27
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.		0,47	0,65	0,60			0,51
Проницаемость, ×10-3 мкм2		418	721	551			323
Начальная пластовая температура, ◦С		65	60	62			62
Начальное пластовое давление, МПа		19	21	21,0			21,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с		5,8	5,48	5,68			5,68
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3		0,869	0,835	0,846			0,846
Объемный коэффициент нефти, доли ед.		1,040	1,092	1,084			1,084
Содержание парафина в нефти, %		4,86	3,54	3,83			3,83
Содержание серы в нефти, %		1,90	1,77	1,83			1,83
Газовый фактор нефти, м3/т		21	38	36			36
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,523		0,664		0,641	0,606
Коэффициент чистой нефтяной зоны, доли ед.	–		0,67		0,62	–
Коэффициент водонефтяной зоны, доли ед.	0,47		0,57		0,58	0,51
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,65		0,38		0,79	0,73
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	0,48		0,51		0,50	0,50
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,000		1,004		1,003	1,003
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,011		1,012		1,012	1,012
Сжимаемость нефти, 1/МПа×10-4	8,0		9,0		9,1	9,1
Сжимаемость воды, 1/МПа×10-4	4,6		4,6		4,6	4,6
Сжимаемость породы, 1/МПа×10-4	3,7		1,8		1,8	2,0

---

Общая характеристика пластов БС_10-11, БС₁₂, ЮС₁, ЮС₂ приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.2 –Характеристики пластов БС_10-11, БС₁₂, ЮС₁, ЮС₂

Параметры	Пласты
	БС10-11	БС12	ЮС1	ЮС2
Средняя глубина залегания кровли, м	2320	2320	2750	2860
Тип залежи	пластово-сводовый, структурно-литологический		пластово-сводовый	структурно-литологический
Тип коллектора	поровый
Средняя общая толщина, м	30,3	15,7	10,8	13,4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	8,2	4,1	2,1	3,1
Коэффициент пористости, доли ед.	0,23	0,21	0,18	0,15
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,54	0,39	0,44	0,61
Проницаемость, ×10-3 мкм2	53	13	15	10
Начальная пластовая температура, ◦С	67	67	73	73
Газовый фактор нефти, м3/т	44	44	52	52
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,515	0,369	0,382	0,502
Коэффициент чистой нефтяной зоны, доли ед.	0,56	0,39	0,45	0,57
Коэффициент водонефтяной зоны, доли ед.	0,50	0,39	0,38	–
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,26	0,3	0,39	0,28
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	0,46	0,46	0,43	0,43
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,002	1,002	1,003	1,003
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,011	1,012	1,012	1,013
Сжимаемость нефти, 1/МПа×10-4	9,6	9,6	10,5	10,5
Сжимаемость воды, 1/МПа×10-4	4,6	4,6	4,6	4,6
Сжимаемость породы, 1/МПа×10-4	5,1	5,1	3,6	3,6

---

---

2.2 Состав, физико-химические и фильтрационно-емкостные свойства пластов Западно-сургутского месторождения

Разгазированные нефти пластов АС₉ и БС₄ тяжелые; пластов БС₁, БС₁₀, ЮС₂ – средней плотности, парафинистые, смолистые, вязкие; пласта БС₁₀ – высокосернистые, в других пласта – сернистые. Нефти всех пластов содержат менее 45 % фракций, выкипающих до 350^◦С.

Состав и свойства пластовых нефтей пласта БС₁ изучены достаточно детально: исследовано 24 глубинные пробы из 18 скважин и 48 поверхностных проб из 30 скважин. По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 38 м³ /т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м³ и пересчетном коэффициенте – 0,92. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9,0 МПа и 20,1 МПа).

По данным экспериментальных исследований вязкость нефти в условиях пласта колеблется в широких пределах от 4 до 13.74 мПа*с.

Нефть пласта БС₁₀ Западно-сургутского месторождения коричневая, маслянистая с запахом ароматических углеводородов, тяжелая и вязкая, с большим содержанием асфальтено-смолистых и парафиновых веществ, сернистая, с незначительным содержанием растворенного газа. Газ метановый. Наиболее легкая нефть с удельным весом 0,880–0,882 г/см³ концентрируется на двух участках, приуроченных к поднятиям, осложняющим сводовую часть структуры.

Наиболее тяжелая нефть установлена в скважинах, расположенных вблизи зоны замещения пород-коллекторов аргиллитами.

Удельный вес ее здесь колеблется от 0,892 до 0,90 г/см³ . Наименее вязкая нефть 3,1–3,2 сантипуазов (далее по тексту сп) приурочена к западному участку Западно-Сургутской структуры. Вблизи контура нефтеносности она составляет уже 3,8 сп., на востоке к зоне замещения вязкость нефти увеличивается до 4,1–5,65 сп. Наибольший газовый фактор наблюдается в скважинах, расположенных в пределах северной и южной частях пласта составляет 54–52 м³/т.

Резкое снижение газового фактора наблюдается в направлении зоны отсутствия коллекторов – 38–40 м³/т, в то время как в пределах нефтенасыщенных пород – равен 43–47 м

---

³/т. В пределах основной зоны эксплуатации содержание парафина колеблется от 2,8–3,2 %. На участках, прилегающих к контуру нефтеносности содержание парафина увеличивается до 3,6 %.

В восточной части пласта БС₁₀ количество парафина в нефти самое высокое и равно 3,9–4,4 %.

На большей части залежи содержание асфальтенов в нефти составляет 1,35–2,0 %.

Пласт БС_2-3 нефтенасыщен в 2-х участках. Пластовая температура +60 С. Нефть метаново-нафтеновая с плотностью 0,893-0,896 г/см³ , содержание серы – 1,79 %, парафина 3,4 %, смол и асфальтенов – 20,6 %.

Открытая пористость пород равна 24–26 %, проницаемость 170–120 мД.

Газовый фактор 56 м³/м³ , пластовое давление 218–222 атмосфер, пластовая температура – 59 С. Нефть метаново-нафтеновая с плотностью 0,887 г/см³ , содержание серы – 1,57 %, парафина – 4,17 %, смол и асфальтенов – 19 %.

Пласт АС₉ имеет общую площадь около1000 км² . Продуктивность его низкая и составляет 1,5 т/сут. Проницаемость составляет 10–300 мД, открытая пористость 26–32 %, водоудерживающая способность 15–50 %.

2.3 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи:

• интегрированные технологии;

• вовлечение в разработку недренируемых запасов;

• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

• нестационарное (циклическое) заводнение;

• форсированный отбор жидкости;

• ступенчато-термальное заводнение.

Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости

Интегрированные технологии. Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.

Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия

Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть

---