ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

  Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 
 
 
 
 
 
 
 

                                                                              Кафедра «Разработка и эксплуатация    нефтяных   месторождений» 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

      по  физике пласта 

Тема: Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных обработок. 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                                                  Выполнил: студент гр. –   НРЗс-08

                                                                                                                              Гололобов А.А 

                                                                                            Проверил: доц. к.т.н Сафаров И.А              

                                                                                            Оценка: 
 
 
 
 
 

                                                   Тюмень-2011 г.

      Содержание

 
 

   ВВЕДЕНИЕ 

1. Краткие сведения о районе работ…………………………………………………..4-5

2. Краткое геологическое  строение месторождения…………………………………5-16

3.Техническая  часть…………………………………………………………………….16-40

Заключение………………………………………………………………………………40

Список используемой литературы……………………………………………………..41-42 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                         Введение.

      На  протяжении последнего десятилетия  происходит непрерывное ухудшение  качества запасов сырьевой базы страны. Это объясняется в первую очередь стремлением многих нефтедобывающих компаний вести первоочередную выработку наиболее продуктивных объектов и сокращением объемов геологоразведочных работ. Дальнейший прирост извлекаемых запасов может происходить только за счет увеличения нефтеотдачи пластов.

В условиях наивысших в мире темпов снижения объемов добычи нефти на разрабатываемых  месторождениях СНГ реальным выходом  из такого кризисного состояния являются скорейшее техническое и технологическое  перевооружение отрасли, обеспечение  ее новыми техническими реагентами и составами, использующимися на всех этапах строительства и эксплуатации нефти скважин.

Эффективным превентивным методом увеличения дебитов  скважин является обработка их призабойных  зон (ОПЗ) как наиболее уязвимое место  в системе пласт – скважина. Превалирующим видом ОПЗ скважины являются модификации кислотных обработок (КО). Однако на большом количестве промыслового материала доказано, что успешность применения традиционных составов и технологических приемов КО в отрасли невысока и имеет устойчивую тенденцию к снижению, особенно при повторном применении на одних и тех же объектах. Это приводит к неоправданному расходованию рабочего времени, материальных ресурсов и задалживанию дорогостоящей техники, по ряду причин приносит непоправимый вред, фонду скважин, сокращая срок их безаварийной работы. Вместе с тем успешное проведение КО позволяет быстро окупить затраты, а также себестоимость добываемой нефти.

Повысить  эффективность КО можно путем  совершенствования технологии их проведения, а также использования новых кислотных составов. При этом второй путь более плодотворен, так как позволяет не только повысить качество самих составов, но и расширить спектр технологий КО на их основе. В условиях возрастающей послойной неоднородности пластов, обводненности скважин, увеличение радиуса их ухудшенной проницаемости и интенсивности выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), с одной стороны, и в связи со значительным ростом стоимости обработки скважин – с другой, следует стремиться к максимально возможной унификации рекомендуемых и используемых кислотных составов.

Целью данной работы является ознакомление с кратким анализом основных факторов, вызывающих необходимость проведение КО и в то же время зачастую нивелирующих их успешность, а также с новыми кислотными составами для повторных обработок скважин на поздней стадии их эксплуатации. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Краткие сведения  о районе работ. 

Повховское  месторождение находится в центральной  части Западно-Сибирской равнины  и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку от  г. Когалым и 102 км на северо-восток от  г. Сургут.

  Повховское многопластовое месторождение нефти было открыто в 1972 году поисковой скважиной №7 , пробуренной на Средне-Ватьеганской сейсмической структуре. В пределах площади в 34 км расположен поселок Новоаганск. В 110 км к югу от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск-Сургут-Омск. В непосредственной близости находится строящийся в настоящее время газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк.       Ближайшие разрабатываемые месторождения, запасы которых утверждены в ГКЗ: Ватьеганское - в 25 км к юго-западу; Южно-Ягунское в 90 км к юго-западу; Дружное в 85 км к юго-западу.

Географически район месторождения приурочен  к верховьям и средней части  рек Котухта и Ватьеган, впадающих  в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +75 до +10 метров. Сильная заболоченность этого района, как и остальных районов севера Тюменской области, связана с наличием мощного слоя вечномерзлых пород, играющего роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затруднением стоков. Вследствие относительно большой глубины болот и их позднего промерзания движение сухопутным транспортом затруднено.

Климат  района резко континентальный с  продолжительной холодной зимой  и  равнительно жарким летом. Среднегодовая температура -3 С. Самый холодный месяц - январь (до -50 С), самый теплый - июнь (до +30 С). Общее количество осадков в год достигает 400-500 мм. Наибольшее количество осадков приходится на начало и конец лета. Зимой выпадает 30-40 % от общего количества осадков. Первый снег выпадает в октябре. Устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Глубина снежного покрова достигает 1м, толщина льда на озерах и реках изменяется от 40 см до 1м. Максимальная глубина промерзания грунта по площади достигает на отдельных участках 3м. Зимой нередко бывают снежные бури, пурга, скорость которых достигает 10-15 м/с при средней скорости 2-3 м/с. В зимний период преобладают южные ветры, в летний - северные. Весенняя распутица начинается в апреле. Растительность данного района представлена сосной, лиственницей, кедром; в долинах и поймах рек встречаются береза и осина. На заболоченных участках развиты угнетенные формы сосны и березы.  Для ускорения ввода в разработку месторождения в июле 1978 года было создано НГДУ “Повхнефть”, Бурение эксплуатационных скважин производилось Мирненским УБР и Повховским УБР. Электроснабжение Среднего Приобья осуществляется местными  электроустановками, а также Сургутской  ГРЭС. 

    2. Краткое геологическое строение месторождения. 

Геологический разрез Повховского месторождения  сложен мощной (более 3000 м)  толщей осадочных  терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами  палеозойского возраста. Осадочные мезозойские отложения являются объектом детального изучения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.

Юрская  система-(I) представлена чередованием серо-цветных песчаников, аргиллитов и алевролитов. К верхней части тюменской свиты ( нижне – среднеюрский отдел I 1+2) приурочен пласт ЮВ2, где получен приток нефти в скважину 105Р из интервала 3026-3036 м дебитом Q = 3,5 м3/сут при Ндин. = 1480 м. Толщина отложений тюменской свиты составляет 400 м. Верхнеюрский отдел (I3) представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен нефтеносный пласт ЮВ1 . Толщина отложений свиты достигает 80 м, толщина георгиевской и баженовской свит составляет 22-26 м. Меловая система – (К), нижнемеловой отдел (К1), берриас-валанжинский ярус.

В основании  яруса залегают отложения ачимовской пачки, представленные песчаниками. Мощность толщи достигает 140 метров.

Мегионская  свита (К) сложена, в основном, песчано-алевритовой  толщей с прослоями аргиллитов. К  верхней части мегионской свиты  приурочены пласты промышленно –  нефтеносных песчаников БВ8, БВ9, БВ10. Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой (чеускинской). Толщина свиты, вскрытой на Повховском месторождении, составляет 300 метров. Готериевский и барремский ярусы объединены в  вартовскую свиту (К1). Нижняя подсвита объединяет песчаные пласты БВ6-7 , верхняя – пласты группы «А». Толщина осадков вартовской свиты на Повховском месторождении составляет 700 метров.

В тектоническом отношении Повховское месторождение расположено на границе Сургутского и Нижневартовского сводов и приурочено к району сложного строения, включающего крупные положительные структуры второго порядка: Больше-Котухтинское и Айкаегаское куполовидные поднятия с зонами перехода между ними. В пределах каждого из поднятий выделяются положительные структуры третьего и четвертого порядков, в частности на Айкаеганском поднятии отмечается Средне-Ватьеганская структура третьего порядка, которая в свою очередь осложнена группой мелких поднятий четвертого порядка. На востоке Средне-Ватьеганская приподнятая зона осложняется Сардаковским локальным поднятием, а северный ее склон полого погружается в сторону Больше-Котухтинского локального поднятия, разделяясь с ним глубокой седловиной (не более 25 м). Собственно Повховское месторождение включает три эти структуры.

По  доле нефтесодержания в поровом пространстве коллекторов месторождения приоритетное значение имеют пласты БВ8 и ЮВ1. Подчиненную роль играют залежи пластов БВ7, БВ9-10, кроме того, признаки нефтеносности отмечаются в отложениях ачимовской пачки ЮВ3. Продуктивные отложения толщи БВ8-10 можно рассматривать как единую гидрадинамическую систему с единым водонефтяным контактом. Но конкретно по отдельным участкам и зонам выделяются экраны, расслоение пластов, замещение их глинистыми отложениями, затрудняющими вертикальную флюидопроводимость. Залежь пласта БВ8 является пластовой литологически экранированной, ограничивается с запада, юга и востока зонами замещения коллекторов. Водяной контакт, отбивается только в северной и северо-восточных частях месторождения. Испытанием скважин ВНК нигде не подсечен. Среднестатистические отметки ВНК по ГИС: на севере – 2666 м, в районе скважины 96 – на отметке 2661, в восточной части залежи ВНК принят на отметке 2658 м.

Горизонт  БВ8 имеет сложное геологическое строение с частым переслаиванием и взаимозамещением песчаников, алевролитов и аргелитов, а так же прослоями и линзами карбонатных пород.

Коллекторы  горизонта БВ8 представлены мелкозернистыми  песчаниками и крупнозернистыми алевролитами серого и темно-серого цвета, часто с различной слоистостью: горизонтальной, мелкой и крупной косой, обусловленной сменой гранулометрического состава, намыва углистого растительного дендрита и слюд по плоскостям наслоения. Характерной особенностью горизонта БВ8 является сложность корреляции песчаных прослоев по скважинам из-за резкого отличия формы ПС от скважины к скважине (особенно в нижней части горизонта).

Геологическое строение горизонта БВ8 отражает несколько  геологических моделей. С точки  зрения технологии выработки запасов  принципиальное значение моделей состоит в наклонном или преимущественно горизонтальном характере связанности песчаных пропластков. Наиболее существенным подтверждением предложенных геологических моделей могли бы быть результаты промыслово-геофизического контроля за выработкой запасов. Впервые модель клиноформенного строения горизонта БВ8 была предложена Шакировым А.Н.

В дальнейшем Орлинский Б.М. для подтверждения  данной модели использовал результаты геофизических исследований во вновь пробуренных скважинах. Он отмечает опережающий, преимущественно наклонный характер обводнения пропластков. Однако анализ использованных материалов не убеждает в однозначности сделанных выводов.