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: 171
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1 Геолого-физическая характеристика Западно-сургутского месторождения
1.1 Краткие сведения о месторождении
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
1.3 Структурно-тектонические особенности
1.6 Свойства и состав нефти и нефтяного газа
1.8 Общие сведения о состоянии разработки Западно-сургутского месторождения
2.1. Физико-гидродинамическая характеристика пластов Западно-сургутского месторождения
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/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 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 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 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 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