Обоснование мероприятий по повышению нефтеотдачи для пластов AC10, АС11 и АС12

1.3. Состав и свойства  пластовых флюидов.

    Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных  нефтей изучались на образцах проб, отобранных из горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂. Исследование нефтей и газов выполнено специализированными подразделениями СибНИИНП и объединения «Юганскнефтегаз».

     Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

     Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

     Нефти  пластов АС10, АС11, и АС12 близки между  собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С₂Н₆ -С₅Н₁₂  - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

     Количество  лёгких углеводородов СН₄  - С₅Н₁₂ , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

     Нефтяной  газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С₂Н₆ /С₃Н₈ равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С₆Н₁₄ + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

     Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

     Нефть пласта АС10 средней вязкости , с содержанием  фракций до 350 С  больше 55%, нефти  пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием  фракций до 350 С от 45% до 54,9%.

     Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II   Т1П2, пластов АС11 и АС12- II  Т2П2.

     Оценка  параметров, обусловленных индивидуальными  характеристиками нефтей и газов, выполнена  в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. 

          Значения физико-химических параметров нефти основных продуктивных пластов Приобского месторождения приведены в таблицах  2, 3, 4.  

    Таблица 2

Свойства  нефти. Пласт АС₁₀

      Таблица 3

Свойства  нефти. Пласт АС₁₁

 

      Таблица 4

Свойства  нефти. Пласт АС₁₂

1.4. Состояние разработки  и фонда скважин.

     Состояние фонда скважин на 01.01.2003 г выглядит следующим образом:

- на левом берегу насчитывается 579 скважин,

- на  правом – 357,

     Общий фонд скважин:

- 936 скважин, из них 7 разведочных;

- эксплуатационный фонд добывающих и нагнетательных скважин - 879,             

- действующий - 762 скважины.

     Согласно  утвержденному проекту разработки к 2021 году на Приобском месторождении планируется пробурить 4214 скважин эксплуатационного фонда. Таким образом, на данный момент месторождение разбурено на 21%.

     Общий фонд добывающих скважин на левобережном участке составляет 401 скважину, эксплуатационный – 397 скважин, действующий – 349 скважин. Всего в добыче на левом берегу перебывало 560 скважин. Доля скважин с дебитами нефти и жидкости менее 5 т/сут составляет 23% и 20% соответственно; доля скважин, дающих более 50 т нефти в сутки – 9%, жидкости – 17%. Обводненность продукции менее 5 % всего у 21% скважин, обводненность выше 30% также у 21% действующего фонда скважин. Средние дебиты по нефти и жидкости на 01.01.2003г составляют 20 и 26 т/сут соответственно; средняя обводненность скважин – 19%. При этом отношение суммарной добычи воды к добыче жидкости составляет 26%.

      На  правом берегу нефть давали 337 скважин, из них 257 составляют общий фонд добывающих скважин. Из них в эксплуатации находятся 255 скважина, а в действующем фонде – 255 скважин.

      Таблица 5

Состояние фонда скважин Приобского месторождения (На 01.01.2003г)

 

     Распределение действующего фонда по дебитам нефти  и жидкости и обводненности продукции  на 01.01.2003г приведено на рисунках 7 и 8. Средние дебиты на правобережном участке в несколько раз выше, чем на левобережном: 170 т/сут по нефти и 182 т/сут по жидкости. Обводненность в среднем также значительно ниже: 6%. При этом подавляющее большинство скважин (82%) обводнено менее чем на 5%. Дебит менее 100 т/сут по нефти и жидкости имеют, соответственно, лишь 24% и 20% скважин. Около половины добывающих скважин действующего фонда имеют дебит по нефти выше среднего, в отличие от левого берега, где охарактеризовать таким образом можно лишь треть скважин.  
 
 
 
 
 
 
 

Выводы  к 1-му разделу.

     Таким образом, Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных пластов и высокой степенью их неоднородности. Сложность в освоении  месторождения заключается в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.

     Кроме того, месторождение находится еще в начальной стадии разработки, однако достаточно значительный накопленный отбор нефти отмечался лишь по нескольким скважинам из общего количества отслеживаемых.

     Наиболее  благоприятно с работой добывающих скважин дела обстоят по горизонту  АС₁₀. По этому горизонту в целом отмечается хорошее соответствие результатов эксплуатации скважин геолого-физическим свойствам. Низкая степень корреляции для двух других объектов эксплуатации свидетельствует о том, что для значительного количества скважин результаты их эксплуатации неадекватны исходным природным свойствам пластов в них, что позволяет говорить об определенном потенциале в эксплуатации многих скважин.

     Одним из способов, направленных на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и, тем самым,  на увеличение технико-экономических показателей по добычи нефти являются методы воздействия на призабойную зону пласта, доминирующее положение из которых занимают физико-химические методы, в частности, кислотные обработки.

      Выбор метода воздействия на призабойную  зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах, также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества, что соответствует условиям Приобского месторождения.