Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

 

2.4. Свойства  и состав нефти и газа Приобского  месторождения.

 

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин.

Компонентный  состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяного газа определялся методами газожидкостной хромотографии на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАНТ-3700. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Отбор и исследование нефтей проведены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии и СибНИИНП.

Глубинные пробы  нефти отобраны из пластов АС¹₁₀, АС²⁺³₁₀, АС¹₁₁, АС⁰₁₂ и АС¹⁺²₁₂. Из пластов АС₇, АС₉, АС⁰₁₀, АС⁰₁₁, АС²⁺⁴₁₁ и АС³₁₂  глубинные пробы не отбирались. Поверхностные пробы отобраны из пластов группы АС_7-12 .

Физические  свойства пластовых нефтей исследованы  методом однократного разгазирования. Среднее значение свойств пластовых  нефтей приведено в таблице 2.4.1. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового флюида.

На основании  выполненных исследований следует, что для нефтей Приобского месторождения  характер изменения физических свойств  нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежей возрастают пластовые давления и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10,5 - 14,3 МПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Данные об изменчивости нефти по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о том, что неоднородность нефти в пределах залежи незначительна.

 Нефти всех  пластов сернистые, парафинистые, средней плотности. Нефти пластов  АС⁰₁₀, АС²⁺³₁₀, АС⁰₁₁, АС²⁺⁴₁₁, ЮС₀, ЮС₂ средней вязкости, нефти остальных пластов вязкие.

Указанные значения газового фактора, плотности и объемного  коэффициента нефти получены при  условии дифференциального (ступенчатого) разгазирования. Численное значение величин приведено к стандартным условиям 01 МПа и 20⁰C.

 

Свойства  пластовой нефти Приобского месторождения.                                          Таблица 2.4.1.

 

Наименование	Индекс  пласта
	АС7	АС9	АС010	АС110	АС2-310	АС011	АС111	АС2+411	АС012	АС1+212	АС312
Пластовое давление, МПа	24,2	24,2	24,2	22,8	25,5	25,0	25,0	25,0	25,0	25,4	25,4
Пластовая температура, 0C	87	87	87	87	87	89	89	89	88	92	92
Давление насыщения, МПа	11,7	11,7	11,7	10,5	12,9	12,1	12,1	12,1	12,5	14,3	14,3
Газосодержание, м3/т	72	72	72	64	80	77	77	77	80	87	87
Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т	63	63	63	54	71	69	69	69	70	82	82
Объемный коэффициент	1,225	1,225	1,225	1,198	1,252	1,236	1,236	1,236	1,236	1,271	1,271
Плотность нефти, кг/м3	775	775	775	784	765	771	771	771	770	753	753
Объемный коэффициент при усл. сепарации	1,199	1,199	1,199	1,172	1,225	1,203	1,203	1,203	1,206	1,241	1,241
Вязкость нефти, мПа. с	1,52	1,52	1,52	1,59	1,44	1,41	1,41	1,41	1,43	1,08	1,08
Коэффициент объемной упругости, 1/МПА.10-4	7,94	7,94	7,94	7,80	8,07	10,10	10,10	10,10	12,15	8,20	8,20
Плотность нефти  при усл. сепарации, кг/м3	873	873	873	874	872	869	869	869	867	862	862

 

 

 

 

 

 

2.5. Состав  и свойства воды.

 

На месторождении  отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация вод изменяется в пределах 8,98 – 15,71 г/л, прямой зависимости изменения ее величины с глубиной залегания горизонта не установлено. Четко прослеживается увеличение содержания солеобразующего иона кальция от пласта АС₁₀ к АС₁₂ с 2,05 моль/м³ до 10,75 моль/м³, содержание другого солеобразующего иона при этом достигает 31,9 моль/м³.

Предварительный анализ состава  пластовых вод, содержания солеобразующих ионов позволяет сделать вывод  о возможности выпадения осадков  из пластовых вод в виде карбоната кальция, с увеличением интенсивности солеобразования из вод пласта АС₁₂.

В условиях пласта плотность  и вязкость воды уменьшаются, содержание газа, растворенного в воде, незначительно  возрастает с 2,69 до 2,77 м³/т.

Состав и  свойства пластовых вод представлены в табл. 2.3.1., 2.3.2.

 

 

 

Свойства пластовой воды.                   Таблица 2.5.1.

 

Показатель	Единицы измерения	Среднее значение по пластам
		АС10	АС11	АС12
Газосодержание	м3/т	2,69	2,74	2,77
В т.ч. сероводорода	м3/т	-	-	-
Объемный  коэффициент	доли единиц	1,026	1,027	1,03
Вязкость	мПа. с	0,3564	0,3475	0,3348
Общая минерализация	г/л	11,23	12,35	10,0
Плотность разгазированной  воды	кг/м3	1006,3	1007,0	1005,4
Плотность воды в пластовых условиях	кг/м3	982,9	982,3	978,3

 

 

 

Содержание ионов и  примесей в пластовой воде.    Таблица 2.5.2

 

Пласт	Ионный  состав	Количество  исследованных		Диапазон  изменения, моль/м3	Среднее значение, моль/м3
		Проб	Скважин
АС10	Na++K+	1	1	-	176,5
	Ca2+	1	1	-	2,05
	Mg2+	1	1	-	0,9
	Cl -	1	1	-	159,2
	SO42-	1	1	-	отс.
	HCO3-	1	1	-	23,2
	Примеси, г/м3	-	-	-	-
АС11	Na++K+	2	1	140,57-246,38	193,48
	Ca2+	2	1	3,8-6,35	5,08
	Mg2+	2	1	1,3-2,2	1,75
	Cl -	2	1	148-260	204
	SO42-	-	-	-	-
	HCO3-	2	1	4,4-7,0	5,7
	Примеси, г/м3	2	1	1,63-3,52	2,57
АС12	Na++K+	1	1	-	134,4
	Ca2+	1	1	-	10,75
	Mg2+	1	1	-	отс.
	Cl -	1	1	-	124
	SO42-	1	1	-	отс.
	HCO3-	1	1	-	31,9
	Примеси, г/м3	1	1	-	-

 

 

3. Анализ системы  разработки Приобского месторождения.

 

3.1 Показатели  разработки  Приобского месторождения.

 

Приобское месторождение  разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его  географического расположения и  геологического строения продуктивных пластов.

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь  и затопляется в паводковый период.

Месторождение отличается сложным геологическим  строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов  продуктивных пластов характерны:

низкая проницаемость (2,4*10-³ мкм²);

низкая песчанистость;

повышенная  глинистость;

высокая расчлененность.

До 1996 года месторождение  разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением  всех скважин   до пласта АС₁₂.

В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к  технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.

Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов).  В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС₁₂.   Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены,   что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС₁₂  является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Приобское месторождение  характеризуется сложным строением  продуктивных горизонтов, как по площади, так и по разрезу.  Коллектора горизонтов АС₁₀ и АС₁₁ относятся к средне и низкопродуктивным, а АС₁₂ - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения  месторождения  без активного воздействия на его продуктивные пласты   и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки первоочередного участка левобережной части.