Методы увеличения нефтеотдачи пласта на Южно-Сургутском месторождении

СОДЕРЖАНИЕ

Введение.                                                                                                               5

1.   Общая часть.                                                                                                 8

1.2.  История освоения Южно-Сургутского месторождения.                           8

2. Геологическая часть.                                                                                   10

2.1. Географо-геологические  сведения.                                                             10

2.2. Стратиграфия.                                                                                               11

2.3. Тектоника.                                                                                                     17

2.4. Свойства пластовых  жидкостей и газов.                                                    25

3. Технологическая  часть.                                                                                27

3.1. Основные проектные  решения по разработке месторождения.               27

3.2. Текущее состояние  разработки месторождения.                                       30

4. Техническая часть.                                                                                       40

4.1. Понятие о скважине.                                                                                     40

4.2. Элементы конструкции  скважины.                                                              41

5. Специальная часть.                                                                                       43

5.1. Мероприятия по  ПНП и интенсификации за 1994-2000 гг.                       43

5.2. Эффективность физико-химических  МУН.                                                49

5.3. ОПЗ добывающих  скважин композициями на основе нефтяных растворителей.                                                                                                       60

5.4. Результаты работ  по интенсификации.                                                        63

5.5. Результаты гидродинамического воздействия в 1994-2000 гг.                 76

Выводы и рекомендации.                                                                                     83

6. Технико-экономические показатели.                                                         87

6.1 Расчет эффективности  методов увеличения нефтеотдачи  на месторождениях НГДУ “Юганскнефть”  по годам и видам работ.                  87

6.2. Анализ чувствительности проекта.                                                              92

Выводы.                                                                                                                  97

7. Безопасность и экологичность  проекта.                                                     98

7.1. Обеспечение безопасности работающих.                                                    98

7.2. Экологичность проекта.                                                                              104

7.3. Чрезвычайные ситуации.                                                                             116

Вывод.                                                                                                                  126

Список используемой литературы.                                                                   127

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

                      В    настоящее   время   на   разрабатываемых   месторождениях   РОССИИ  образовался   большой   фонд   бездействующих   скважин (около   40 000) ,  ввод  которых   задерживается    из-за    отсутствия  необходимых   материально-технических   средств.  Это  обстоятельство   не  только  приводит   к   текущей    потере   в   добыче   нефти,  но     и   изменяет  проектные   системы    разработки   месторождений, что  в  свою   очередь   ведёт    к    уменьшению   конечной   нефтеотдачи.     

         Оценки   показывают,   что   сейчас   Россия   занимает    III-е   место в мире  (после США и Канады)  по  уровню  добычи  нефти за  счёт  применения  прогрессивных   методов   интенсификации  нефтеотдачи,  что составляет  около  9  млн. т/год   (максимальная   добыча   равна   12 млн. т/год   в  1990 - 1991  годах). Из них  механические  методы   обеспечивают  59 %  этого  объёма.  Так  же  нашей  стране  широкое  применение   получили  химические  методы,  когда  в США  тепловые      (63%) ,  а в Канаде  -  тепловые   и   газовые (около 50 %) . За  последние 30 лет методы  увеличения   нефтеотдачи пластов применялись в России  на  150 месторождениях,  а в настоящее время только  на   120  месторождениях.  Возникает  опасность  резкого  сокращения  опытно-промышленных   работ   по  испытанию  методов  нефтеотдачи   пластов.  Причём  в  первую  очередь  это   относится   к   более  « мощным »  ( обеспечивающим   большой  прирост   нефтеотдачи )  методам,  которые,  как   правило,  требуют  использования   дорогостоящих  специальных  технических  средств  (тепловые  и  газовые  методы )  и  химических   реагентов - полимеров,  поверхностно-активных  веществ, … .  Преимущественное   развитие   начали  получать  более  простые,   менее   « мощные »  методы ,   не    требующие   для    своей    реализации    значительных   капитальных  вложений  и   дефицитных   реагентов.  Примером  может   служить   активно   внедряемая    на    месторождениях   Западной    Сибири   технология  системного  действия   на  пласт обеспечивающая  за  счёт  определённой   последовательности  обработки    скважин   (специально   подобранными   растворами   химических  реагентов)    увеличение   на  2 % - 5 %    нефтеотдачи   пласта.  За короткий  срок   применения  этой  сравнительно  простой технологии   вовлечено в   разработку    более    2   (млрд. т)   балансовых   запасов и дополнительно добыто  свыше 10 (млн. т)  нефти.

      Южно-Сургутское  месторождение (горизонт БС10) –  крупнейшее месторождение НГДУ «Юганскнефть». В 1999 г. по месторождению добыто 2088.5 тыс.т нефти, что составляет 39.3 % от общей добычи по НГДУ. Из них по горизонту БС10 добыто 1915.9 тыс.т нефти или 91.7% от общей добычи по месторождению.

      Накопленная добыча на 01.01.2000 г. составляет по горизонту – 139,7 млн.т. Остаточные балансовые запасы составляют по горизонту БС10 341.0 млн.т, извлекаемые – 65.2 млн.т. На 01.01.2000 г. по горизонту БС10 отобрано 29.1 % балансовых и 68.2 % извлекаемых запасов. При этом средняя обводненность продукции по горизонту БС10 составила 84.9 %.

      В конце  1999 – начале 2000 г. на пласте  БС10 Южно-Сургутского месторождения  был реализован инвестиционный  проект применения полимерно-гелевой  системы (ПГС) Темпоскрин. Всего  с октября 1999 г. проведено более 70 скважино-операций. На 1.04.2000 г. суммарный технологический эффект составил около 40 тыс.т нефти, однако на результатах применения технологии сказались проведенные на участке работы по интенсификации отбора нефти и другие ГТМ.

      Для  комплексной оценки эффективности  работ по повышению нефтеотдачи  целесообразно учесть все ГТМ  по повышению нефтеотдачи пластов  и интенсификации работы скважин,  проведенные на месторождении  в последний год. К таким  мероприятиям можно отнести следующие работы:

• применение МУН – более 70 скважино-операций;
• оптимизация (форсирование) отбора (среднегодовой дебит жидкости увеличился с 45 до 56 т/сут) и повышение уровня закачки (с 12.6 млн.м3 в 1998 г. до 15.5 млн.м3 в 1999 г.);
• работы по интенсификации отборов по добывающим скважинам по программе Джо Мака (12 скважин в 1999 г.);
• ОПЗ добывающих скважин композициями на основе нефтяных растворителей (29 скв.);
• восстановление бездействующего фонда скважин (693 действующих добывающих скважины на конец 1999 г. против 610 в конце 1998 г.).

Для более полного  анализа появилась необходимость  анализировать также результаты мероприятий, проведенных для ПНП  и интенсификации на горизонте с 1994 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.    ОБЩАЯ  ЧАСТЬ

1.2. ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ ЮЖНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

 

                              С 1968года  в районе  действует нефтепровод Усть-Балык-Омск, который располагается в непосредственной  близости  от  месторождения.

                              Месторождение  разрабатывается  с  1976г. НГДУ ''Юганскнефть'', объединения  ''Юганскнефтегаз''.    По  объему  балансовых  запасов  это  самое  крупное  месторождение  НГДУ,  по  уровню  максимальной  добычи  нефти-11,8млн.т., является  вторым  после

Мамонтовского  НГДУ  в  объединении.

                               Месторождение разбуривалось на  стыке времен, характеризующимся   переходам  от  средних  сеток   и  более  плотным,  внедрением  жестких  систем

воздействия. В  связи  с  этим  история  этого  месторождения  по-своему  уникальная.

Огромный  комплекс  мероприятий  по  уплотнению  и  интесификации  системы  воздействия  был  внедрен  на  сравнительно  ранней  стадии  разработки  и  быстрыми  темпами.  Месторождение  является  частью  более  крупного,  на  севере  переходит  в  Западно-Сургутское,  на  поверхности  разделяется  рекой ОБЬ.

                               Характеризуется  большой   площадью  нефтеносности-369млн.км. Плотность   балансовых  запасов  нефти   составляет-1,4млн.т/км. Особенностью  месторождения  является  сильная  концентрация  запасов\96%\  в  одном  горизонте  Б10. Половина  запасов  сосредоточена  в  водонефтяной  зоне, имеют  низкую  начальную  нефтенасыщенность.

                              Нефтеносность  связана  с   горизонтом  Б10(берриас-валанжинский  ярус),  пластом Ю1(васюганская свита),  пластом Ю2 (тюменская свита).

                              Выявлена  промышленная  нефтеносность   пластов  Б10,  Б10, Б10, приуроченных  к  отложениям  валанжина.

                              В  1985году  в  скважине  1259р  при  опробовании  пласта  Ю1  получен  промышленный  приток  нефти.  Также  выявлена  на  месторождении  нефтеносность  пласта  Ю2, однако  продуктивность  этой  залежи  низкая.  Отмечается  высокая  кондиционность  запасов,  объем  непромышленных  балансовых  запасов  всего  0,5%,  высокая  достоверность, доля  категории  С1-99%.                                                                                                               

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.       ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

2. 1.   ГЕОГРАФО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ.

        Южно-Сургутское месторождение нефти  расположено в Ханты-Мансийском  автономном округе Тюменской  области в 20 км северо-восточнее  г Нефтеюганска, граничит на севере  с Сургутским, на западе – с  Усть-Балыкским месторождениями.

В геоморфологическом  отношении район представляет собой  слаборасчлененную, наклоненную на север  -  к долине реки Обь. Абсолютные отметки местности изменяются от + 48 м на водоразделах до + 20 м в  долинах рек. Климат района резко  континентальный.

Месторождение расположено  в непосредственной близости

от железной дороги Тюмень-Сургут. С г. Нефтеюганском место-

рождение связано бетонной дорогой. С 1968 года в районе место-

рождения действует  нефтепровод Усть-Балык-Омск.

Месторождение открыто  в 1973 году скважиной и разрабатывается с 1976 г. НГДУ «Юганскнефть».

      В геологическом  строении принимают участие отложения  четвертичного, палеогенного, мелового  и юрских возрастов. Породы  палеозойского фундамента вскрыты  на соседних площадях на глубине 4600 м.

      В тектоническом  отношении Южно-Сургутское месторождение  приурочено к Сургутскому своду  и расположено в юго-восточной  части.

       По  опорному отражающему горизонту  ’’Б’’ (кровля верхней юры)  месторождение представляет собой  моноклинный склон, осложненный структурными носами и небольшими куполами. Углы падения слоев составляет 3’’50’.

       В  настоящее время установлено,  что в пределах Южно-Сургутского,  Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского  месторождений имеет место единая  залежь нефти горизонта БС10.

        Южно-Сургутское месторождение,  как и большинство месторождений  Сургутского свода характеризуется  большим диапазоном нефтеносности  юрских и меловых отложений.  По результатам бурения разведочных  и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2) , васюганской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10 .

         Низкие значения коллекторских  свойств пород обусловлены наряду  с факторами уплотнения их  литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичными преобразованиями пород, а также с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железистотитанестого цемента.

2.2 СТРАТИГРАФИЯ

Геологический разрез месторождения  сложен мезокайназойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262 - 3294 м. и представленного андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.

Юрская система. В разрезе юрской системы выделяются отложения Тюменской (нижний и средний отделы), Васюганской, Георгиевской и Баженовской (верхнеюрский отдел) свит.Нижне-среднеюрские отложения объединяются в Тюменскую свиту, которая развита повсеместно в районах широтного приобья. Породы Тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина Тюменской свиты составляет 368 м., в кровле свиты залегает пласт ЮС 2 с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10p, 11p, 1141p, 1142p, 1143p, 1146p, 1147p, получены притоки воды с нефтью дебитом от 12,9 до 0,2 м^З/сут.