Эффективность метода теплоциклического воздействия на пласт на примере Гремихинского месторождения

Министерство  образования РФ

Удмуртский  Государственный Университет

Нефтяной факультет

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

по курсу  «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

на тему: «Эффективность метода теплоциклического воздействия  на пласт на примере Гремихинского месторождения»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

1. Геологический раздел. . . . .  .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
2. Технологический раздел. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . .10

2.1. Технология теплоциклического воздействия на пласт через систему                           нагнетательных и добывающих скважин – ТЦВП. . . . . . . . . . . . . . . .. . 10

     2.2. Оценка эффективности термических методов на

             Гремихинском месторождении.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3. Экология. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.1. Экологическая оценка месторождений. . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . . 23

3.2. Источники загрязнения. . . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . . .24

3.3. Мероприятия по  снижению отрицательного воздействия

 на окружающую среду. . . . . . .  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 25

4. Заключение. . . . .  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

Список использованных источников. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 29

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Как в России, так и  за рубежом в структуре запасов  нефти начинают преобладать запасы трудноизвлекаемых  высоковязких нефтей. Как правило, эти нефти сосредоточены  в сложных коллекторах. Традиционные методы разработки, применяемые для  разработки месторождений легких нефтей, здесь не подходят.

Известно множество  новых методов увеличения нефтеотдачи: гидродинамические, термические, физико-химические и др. Установлено, что для высоковязких нефтей наиболее эффективными являются термические методы. Они нашли широкое применение в США, Канаде, России, Венесуэле, Китае и Казахстане и др. странах.

Однако, термические методы эффективны не на всех объектах высоковязких нефтей. Многолетний опыт их применения показал, что на ряду успешными термическими проектами довольно часто встречаются и безуспешные. В результате был сделан статистический анализ и получены геолого-физические критерии применимости термических методов. Оказалось, что кроме вязкости нефти, важную роль играют и глубина залегания, и толщина нефтенасыщенного слоя, а также проницаемость, начальная нефтенасыщенность и пористость.

В Удмуртии термические  методы используются на Гремихинском и Мишкинском месторождениях.

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Геологический раздел

Основным объектом разработки Гремихинского месторождения является залежь нефти пласта А₄ башкирского яруса среднего карбона, который залегает на глубине около 1200 м. Залежь слоисто-массивного типа с краевыми водами крупного водонапорного бассейна.

Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке  с широкой и пологой северо-западной и несколько суженой юго-восточной переклиналями.

Литологически породы пласта А₄ представлены неравномерным переслаиванием светло-серых органогенно-обломочных, плотных трещиноватых и пористых известняков с незначительным содержанием каверн. Цементом пород служит кальций, составляющий 5–7 % от их общего объема. Местами по напластованию степень цементации, усиливается до базальной, что приводит к полному замещению коллекторов на плотные непроницаемые породы.

Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередование проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными слоями (рис. 1).

По своим фильтрационно-емкостным  свойствам этот объект подразделяется на три пачки — верхнюю, среднюю и нижнюю.

Верхняя пачка объекта  представлена переслаиванием сравнительно тонких (0,5–2,0 м), относительно хорошо выдержанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и плотных известняков толщиной 1,0–3,0 м. Общая толщина ее 15,0–18,0 м. Количество пластов-коллекторов здесь меняется по площади от 5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину около 6,7 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов соответственно равны 18 % и 0,062 мкм². Нефть этой части характеризуется высокой плотностью (0,92 г/см³), очень малой газонасыщенностью (менее 2,0 м³/т) и высокой вязкостью (до 200 мПа×с в пластовых условиях). Запасы нефти верхней части объекта составляют около 28 % от общих. Отделена верхняя часть объекта от средней пачки плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной от 2,0 до 3,3  м.

Средняя и нижняя части  пласта А₄ также представлены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно большей толщины (от 0,6 до 7,6 м).

 

Рис. 1

Количество продуктивных пластов в разрезе равно 6 в средней части и 4 — в нижней: общая их толщина около 22,0 м, а нефтенасыщенная — 18,2 м. Разделяющий плотный слой между средней и нижней частями имеет толщину от 1,1 до 3,6 м.

Отличительной особенностью средней и нижней частей объекта является зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны, гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой , сложный характер их сообщности.

Средние значения пористости и проницаемости коллекторов  этих частей пласта А₄ сравнительно высокие и равны соответственно 22 % и 0,083–0,149 мкм². Наиболее проницаемыми и сравнительно высокопористыми коллекторами являются породы нижней пачки. Они сложены раковинными песчаниками с небольшим количеством цемента.

Ухудшение поровой составляющей коллекторов матрицы пласта А₄ обусловлено развитием постдиагенной кальцитизации, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхней пачки объекта. Вместе с тем, в них же наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, выраженная развитием горизонтально, вертикально и наклонно направленных трещин, которые осложняют строение гранулярных коллекторов и одновременно изменяют их фильтрационно-емкостные характеристики. Замеренная по образцам керна густота трещин меняется от 0,15 до 0,71 см^-1, плотность их 0,9–8,4 см^-2, ширина от 0,02 до 2–3 мм. Трещины в разной степени зелечены вторичным кальцитом, нередко частично или полностью заполнены нефтью.

С трещиноватостью связано  и образование кавернозности; размеры  каверн достигают 2–3 см и более. Трещины служат проводящими и соединительными путями гидродинамического взаимодействия разобщенных поровых коллекторов, особенно в верхней части пласта А₄.

Нижняя поверхность  кондиционно-нефтенасыщенного разреза  имеет весьма сложный рельеф, контактируя  либо с подошвенной водой (контактные зоны), либо с плотными прослоями, отделяющими нефтенасыщенную часть от водонасыщенной (неконтактные зоны).

Таким образом, поверхность  водонефтяного контакта (ВНК) представлена контактными окнами "нефть-вода" и неконтактными зонами, имеющими разделяющий плотный пласт.

Обобщенная геолого-физическая характеристика пласта А4 башкирского  яруса Гремихинского месторождения  сведена в табл. 1

 

Таблица 1

Обобщенная геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов основных сложнопостроенных месторождений Удмуртии

Наименование параметра	Единица измерения	Гремихинское месторождение
		башкирский ярус
1. Средняя глубина  залегания	м	1147
2. Тип коллектора	-	карбонатный порово-трещиннный
3. Средняя общая толщина	м	46
4. Средняя нефтенасыщенная толщина	м	24,4
5. Пористость	%	19
6. Средняя нефтенасыщенность	%	78,6
7. Проницаемость	мкм2	0,105
8. Пластовая температура	о С	28
9.Начальное пластовое  давление	МПа	12,5
10. Давление насыщения	МПа	5,04
11. Вязкость нефти в  пластовых условиях	мПа×с	150,0
12. Плотность нефти  в пластовых условиях	г/см3	0,907
13. Газосодержание в  нефти	м3/т	5,2
14. Содержание в нефти  по весу - серы - парафина - асфальтенов - смол	% % % %	3,18 3,11 5,83 16,8

 

 

Как видно из таблицы, нефть Гремихинского месторождения относится к категории высоковязких (>>30 мПа×с), высокосернистых (>2 %), высокопарафинистых (>3 %), высокосмолистых (>15 %), что делает ее чрезвычайно трудноизвлекаемой.

С учетом того, что эта  нефть залегает в сложнопостроенных  коллекторах (многослойный разрез карбонатных пород с двойной пористостью и с широким диапазоном изменения коллекторских свойств, наличием бассейна подошвенных вод с зональным характером их контактирования с нефтенасыщенной частью и т. д.), промышленное освоение залежи нефти пласта А₄ встретило исключительные трудности. Именно поэтому Гремихинское месторождение было выделено в ОАО "Удмуртнефть" как базовый объект для экспериментальных исследований, испытания и внедрения новых технологий.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Технологический раздел

2.1. Технология теплоциклического воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин – ТЦВП

Способ комбинированного теплоциклического воздействия  на пласт через фонд нагнетательных и добывающих скважин (ТЦВП) является принципиально новой высокоэффективной технологией разработки залежей высоковязких нефтей, не имеющих аналогов у нас в стране и за рубежом.

Сущность ТЦВП заключается  в организации единого технологического процесса комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. И это принципиально отличает технологию ТЦВП от известных технологий теплового воздействия, основанных на непрерывной или циклической закачке теплоносителя в пласт через систему только нагнетательных скважин.

Технология разработана применительно к площадным схемам размещения скважин.

В частности, для семиточечного  площадного элемента с центральной нагнетательной скважиной (рис.2) осуществление одного полного цикла ТЦВП включают следующие технологические приемы:

Рис. 2

 

Рис. 3. Технология ТЦВП

 

1. на первом этапе цикла теплоноситель нагнетают в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну на вершинах шестиугольника; отбор жидкости ведут через оставшиеся три (через одну) добывающие скважины (рис. 3 , А);
2. на втором этапе цикла группы добывающих скважин меняются функциями: находящиеся под закачкой теплоносителя скважины переводятся на режим отбора жидкости (нефти), а добывающие скважины переводятся под нагнетание теплоносителя (рис. 3, В);
3. на третьем этапе цикла все добывающие скважины переводятся на режим отбора, закачку теплоносителя осуществляют через центральную нагнетательную скважину (рис.3 , С).

Технология предусматривает  осуществление трех-пяти таких циклов, после чего переходят к завершающей стадии вытеснения остаточной нефти холодной водой через центральную скважину с переводом всех добывающих скважин в режим отбора.

Выбор режима ТЦВП в каждом конкретном случае объекта воздействия предполагает тщательное обоснование следующих показателей:

1. потребное количество теплоносителя для выбранного элемента воздействия (на основании использования эффективной температуры);
2. распределение потребного количества теплоносителя между центральной нагнетательной и добывающими скважинами;
3. распределение теплоносителя по циклам и по этапам циклов;
4. темпы нагнетания теплоносителя в центральную нагнетательную и добывающие скважины.

Известные технологии ПТВ и ВГВ, а также новые термоциклические методы ИДТВ и ИДТВ(П) основаны на принципе закачки теплоносителя в пласт через нагнетательные скважины и отбора продукции из добывающих скважин.

Применительно к Гремихинскому месторождению, где использована равномерная треугольная система размещения скважин, схема вытеснения представлена на рисунке 2. В элементе разработки одна центральная нагнетательная скважина обслуживает шесть добывающих скважин, расположенных по вершинам правильного шестиугольника. В процессе разработки образуются две зоны: охваченная вытеснением (заштрихованная область) и неохваченная вытеснением застойная зона. В зависимости от геолого-физической характеристики пластовой системы, и в особенности от вязкости пластовой нефти, площадь неохваченной вытеснением застойной зоны может быть значительной и сопоставимой с площадью охваченной вытеснением зоны.

Технология ТЦВП призвана обеспечить сведение неохваченной вытеснением зоны до минимума и тем самым значительно увеличить конечный коэффициент нефтеизвлечения в элементе разработки.

В технологическом процессе от цикла к циклу происходит наращивание извлечения нефти из "целиков" - застойных зон.

В начале процесса (первый этап первого цикла) теплоноситель  закачивают в пласт одновременно через центральную нагнетательную скважину (НС) и три добывающие, расположенные  через одну (например, в скважины 2, 4, 6), отбор жидкости ведут из оставшихся трех добывающих скважин (скважины 1, 3, 5) - см. рис.3 , А.

Создание противодавлений  в направлениях 2 - НС, 4 - НС, 6 - НС приводит к формированию выраженных зон фильтрации от каждой из нагнетательных скважин к добывающим скважинам. При этом площадь "целиков" нефти значительно перекрывается зонами вытеснения от скважин 2, 4, 6 в направлении скважин 1, 3, 5. А из этого следует, что с самого начала теплового воздействия начинается процесс извлечения нефти из "целиков".