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

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 05.05.2024

Просмотров: 184

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 Геолого-физическая характеристика Западно-сургутского месторождения

1.1 Краткие сведения о месторождении

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3 Структурно-тектонические особенности

1.4 Гидрогеология

1.5 Нефтегазоносность

1.6 Свойства и состав нефти и нефтяного газа

1.7 Запасы углеводородов

1.8 Общие сведения о состоянии разработки Западно-сургутского месторождения

2 СОВРЕМЕННЫЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, ИХ ПРИМЕНЕНИЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ НА ЗАПАДНО-СУРГУТСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1. Физико-гидродинамическая характеристика пластов Западно-сургутского месторождения

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

2.3 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи

2.4 Анализ применения гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на месторождении Западно-Сургутское в 2007 –2015 гг.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



Общая характеристика пластов АС9, БС1, БС2-3, БС приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Характеристики пластов АС9, БС1, БС2-3, 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

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 БС10-11, БС12, ЮС1, ЮС2 приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.2 –Характеристики пластов БС10-11, 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 350С.

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 БС2-3 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 м33 , 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