Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Вид работы:

Курсовая работа (т)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

812,26 Кб
Опубликовано:

2015-01-17

Все курсовые работы по геологии

Скачать курсовую работу Читать текст online Заказать курсовую
*Помощь в написании! Посмотреть все курсовые работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Институт дополнительного профессионального образования

Программа профессиональной переподготовки

"Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Пояснительная записка к курсовому проекту

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Слушатель гр. ГРД-14-01

А.А. Хакимов

Руководитель

профессор Л.Е. Ленченкова

Уфа 2014

Содержание

пласт нефть скважина интенсификация

Введение

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

.2 Условия залегания основных продуктивных пластов

.3 Коллекторские свойства пласта

.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

. Анализ причин вызывающих снижение продуктивности скважин

. Характеристика применяемых методов для повышения продуктивности скважин

. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

. Методы воздействия на пласты месторождения

. Паротепловая обработка

. Рекомендации по совершенству метода интенсификации

. Расчеты

Литература

Введение

Призабойной зоной скважины называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по бурению скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия - соляно-кислотная обработка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.

В настоящей работе по состоянию изученности на 01.01.2010 г. дана характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, приведены основные параметры продуктивных пластов, запасы нефти. Проведен анализ текущего состояния разработки, динамики пластового давления за время эксплуатации скважин и определения эффективности методов интенфикации добычи нефти.

В работе обоснованы технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки, рассмотрены вопросы технологии и методы воздействия на пласты Мордовоозёрского месторождения. Рассмотрены два применяемых, в настоящее время, вида воздействия на пласт:

. Солянокислотные обработки проведенные на месторождении за один год.

. Гидроразрыв пласта проведенные подрядной организацией.

Также рассмотрены другие более перспективные методы интенсификации добычи нефти.

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Мордовоозерское нефтяное месторождение расположено на территории Димитровградского (Мелекесского) района Ульяновской области в 30 км к юго-юго-востоку от г. Димитровграда.

Месторождение находится в перспективном районе Ульяновской области, в котором к настоящему времени открыто более 25 мелких нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами от 0.2 до 3.0 млн. т. нефти.

В орографическом отношении площадь находится вблизи Куйбышевского водохранилища и рек: Большой Черемшан, Большой Авраль и Малый Авраль. Долины рек местами заболочены.

Ландшафт носит характер слегка волнистой равнины, расчлененной оврагами, переходящими в ложбины. Абсолютные отметки рельефа 120-130 м, минимальные в районе месторождения - 110 м.

Площадь покрыта смешанным лесом, занимающим до 25% общей территории.

Климат района умеренно-континентальный, амплитуда среднетемпературного периода холодного и теплого месяцев достигает 400С. Весенний и осенний периоды года сжаты. Самым теплым является июль - от +20⁰С до + 38⁰С. Наиболее холодным месяцем является январь - от -13⁰С до - 40⁰С. Среднее годовое количество осадков до 520 мм.

Площадь месторождения расположена в обширной промышленной и сельскохозяйственной зоне, где главными транспортными артериями являются: железная дорога, связывающая центральные районы РФ с Сибирью и Уралом, автодороги государственного, областного и местного значения.

Рисунок №1 Обзорная схема района работ

.2 Условия залегания основных продуктивных пластов

Залежи в терригенных отложениях бобриковского горизонта.

В бобриковском горизонте выявлены 2 залежи нефти, связанные с продуктивными пластами Б2 и Б1.

Залежь продуктивного пласта Б2. Пласт Б2 приурочен к нижней части бобриковского горизонта и вскрыт 17ю скважинами: в десяти скважинах пласт нефтенасыщен (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 34, 41, 42, 43, 60), в шести - водонасыщен (скв. 25, 32, 51, 52, 54, 62), а в одной скважине (скв. 38) проницаемая часть пласта замещается глинистыми разностями. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1395.6 м (скв. 28) до -1416.7 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1404.0 м.

В подошвенной части пласта прослеживается глинистая пачка, толщина которой по площади месторождения меняется от 2 до 12 м. Проницаемая часть сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. В кровле пласта - еще одна глинистая пачка толщиной 1-3 м, которая является покрышкой для рассматриваемой залежи. Общая толщина пласта меняется от 1.0 м (скв. 54) до 25.9 м (скв. 26). Пласт дифференцирован по глубине и состоит из отдельных пропластков, различных по толщине, пористости и нефтенасыщенности. Количество пропластков меняется от одного (скв. 31, 32, 42, 52, 54, 60, 62) до шести (скв. 27). Коэффициент песчанистости для пласта в среднем составляет 0.729, а коэффициент расчлененности - 2.1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов показаны в таблице №1.

Таблица №1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Объекты разработки
	Б0+Б1+Б2			А4	А2+А3
	Б2	Б1	Б0	А4	А3	А2
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	-1404.0	-1399.1	-1391.7	-1058.5	-1044.3	-1030.0
Тип залежи	неполнопластовая, водоплавающая	пластово-сводовая литологически экранированная	пластово-сводовая литологически экранированная	массивная	пластово-сводовая	пластово-сводовая
Тип коллектора	терригенный поровый	терригенный поровый	терригенный поровый	карбонатный	карбонатный	карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	1 327.7	2 495.7	1 633.5	18 101.8	8 935.2	17 760.8
Средняя общая толщина, м	13.5*	2.6*	4.6*	35.3*	7.5*	8.8*
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5.2	2.3	5.4	23.9	6.0	6.8
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	7.0	1.5	-	4.2	-	-
Коэффициент пористости, доли ед.	0.221	0.219	0.230	0.179	0.174	0.185
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0.791	0.837	0.868	0.760	0.655	0.694
Проницаемость, 10-3 мкм2	3333	1089	376	333	112	556
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0.729	0.910	0.986	0.749	0.803	0.766
Расчлененность	2.1	1.2	1.0	5.3	1.5	2.3
Начальная пластовая температура, оС	39	39	39	37	37	37
Начальное пластовое давление, МПа	15.5	15.4	15.4	11.9	11.9	11.9
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	149	149	149	125	30	30
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.922	0.922	0.922	0.910	0.876	0.876
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0.937	0.937	0.937	0.922	0.888	0.888
Абсолютная отметка ВНК, м	-1407.0	-1407.0	-1407.0	-1092.0	-1062.2	-1062.2
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.029	1.029	1.029	1.041	1.041	1.041
Содержание серы в нефти, %	4.32	4.32	4.32	4.04	3.11	3.11
Содержание парафина в нефти, %	2.72	0.72	2.72	2.15	2.02	2.02
Давление насыщения нефти газом, Мпа	1.4	1.4	1.4	1.0	1.0	1.0
Газовый фактор, м3/т	3.3	3.3	3.3	3.8	4	4
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1.016	1.016	1.016	1.016	1.016	1.016
Сжимаемость нефти, 1/МПа Ч 10-4	5.5	5.5	5.5	5.5	5.5	5.5
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0.341-0.365			0.293	0.312

* средние значения приведены без учета площади, по скважинным данным

Рисунок №2 Геологический профиль по линии скважин 50, 51, 52, 30, 27, 26, 41, 43 (линия I-I)

Нефтяная залежь пласта Б2 вскрыта 10ю скважинами (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 34, 41, 42, 43, 60). Размеры залежи составляют 2.1 х 1.12 км, высота залежи - 11.4 м. Нефтеносность связана с рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. Эффективная толщина изменяется от 1.0 м (скв.54) до 21.3 м (скв. 31), составляя в среднем 10.2 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 0.6 м (скв. 34) до 10.4 м (скв. 28) составляя в среднем 5.2 м.

Залежь неполнопластовая (водоплавающая).

Пласт Б2 испытан в пяти скважинах (скв. 25, 32, 43, 51, 54) и совместно с пластом Б1 в трех скважинах (скв. 26, 27, 42). Результаты испытания скважин представлены в табл. Дебиты нефти только по пласту Б2 составили 3.2-4.1 м³/сут, а при совместном испытании с пластом Б1 - 8.6 м³/сут..

Залежь продуктивного пласта Б1. Пласт Б1 приурочен к верхней части бобриковского горизонта и вскрыт 17ю скважинами: в 12ти скважинах пласт нефтенасыщен (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 42, 43, 52, 62), в скв.51 нефтеводонасыщен, в скв.54 - водонасыщен, а в скв.25, 41 и 60 проницаемая часть пласта замещается неколлектором. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1390.3 м (скв. 28) до -1410.0 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1399.1 м.

Пласт Б1 отделен от ниже- (пласт Б2) и вышележащего (пласт Б0) продуктивных пластов глинистыми пачками, толщина которых меняется от 1 до 3 м. Проницаемая часть сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 1.1 м (скв. 60) до 4.8 м (скв. 52), составляя в среднем 2.6 м. Пласт Б1 менее дифференцирован по глубине, чем пласт Б2, и состоит из 1-2 пропластков, разделенных глинистыми прослоями. Коэффициент песчанистости в среднем для пласта составляет 0.91, коэффициент расчлененности - 1.2.

Нефтяная залежь пласта Б1 вскрыта 13ю скважинами (скв. 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 42, 43, 51, 52, 62). Размеры залежи составляют 2.7х1.2 км, высота залежи - 16.7 м (табл. 3.1.3.1). Нефтеносность связана с рыхлыми, слабосцементированными песчаниками мелко- и среднезернистого состава. Эффективная толщина изменяется от 1.4 м (скв.38) до 4.8 м (скв. 52), среднее значение - 2.4 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 0.5 м (скв. 51) до 4.8 м (скв. 52) , в среднем составляя 2.3 м

Пласт Б1 испытан в четырех скважинах (скв. 30, 32, 51, 52), совместно с Б2 в трех скважинах (скв. 26, 27, 42) и в четырех скважинах (скв. 26, 28, 31, 34) совместно с Б0.

Дебиты безводной нефти только по пласту Б1 составили 5-9 м³/сут. При совместных испытаниях с пластом Б0 дебиты безводной нефти составили 3.6-21.0 м³/сут, а в скв.26 - 43.2 м³/сут на 8 мм штуцере. ВНК принят единым с пластом Б2 на абсолютной отметке -1407.0 м.

Залежи в терригенных отложениях тульского горизонта.

В тульском горизонте выделяется одна промышленная залежь, связанная с продуктивным пластом Б0.

Залежь продуктивного пласта Бо. Пласт Б0 залегает в нижней части тульского горизонта и вскрыт 17ю скважинами (скв. 25, 26, 27, 28, 30, 31, 32, 34, 38, 41, 42, 43, 51, 52, 54, 60, 62), из них в 8ми скважинах (скв. 26, 28, 31, 34, 41, 43, 52, 60) пласт нефтенасыщен, а в 9ти скважинах (скв. 25, 27, 30, 32, 38, 42, 51, 54, 62) проницаемая часть пласта замещается неколлектором. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1379.9 м (скв. 28) до -1405.0 м (скв. 54). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1391.7 м.

Пласт Б0 залегает на бобриковских глинистых отложениях толщиной 2-5 м, а в кровельной части перекрыт глинистой пачкой. Проницаемая часть пласта сложена рыхлыми, слабосцементированными мелко- и среднезернистыми песчаниками и распространена в присводовой части месторождения, а к периферии замещается на глинистые разности.

Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43), в среднем составляя 4.6 м.

Пласт Б0 практически не расчленен, коэффициент расчлененности составляет 1.0, среднее значение коэффициента песчанистости - 0.986 .

Нефтяная залежь пласта Б1 вскрыта 8ю скважинами (скв. 26, 28, 31, 34, 41, 43, 52, 60). Размеры залежи составляют 2.6х0.5-1.2 км, высота залежи - 27.1 м. Нефтеносность связана с рыхлыми мелко- и среднезернистыми песчаниками. Эффективная толщина меняется от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43), в среднем составляя 5.4 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 1.0 м (скв. 52) до 8.3 м (скв. 43) со средним значением 5.4 м.

Пласт Б0 испытан в трех скважинах (скв. 41, 43, 60) и совместно с Б1 в четырех скважинах (скв. 26, 28, 31, 34). Результаты испытания представлены в таблице 2.2.2. Дебиты безводной нефти только по пласту Б0 составили 10-20 м^з/сут. При совместных испытаниях с пластом Б1 дебиты безводной нефти составили 3.6-21.0 м^з/сут, а в скв.26 - 43.2 м^з/сут на 8 мм штуцере.

Залежи в карбонатных отложениях башкирского яруса

В башкирском ярусе выделяется одна промышленная залежь, связанная с продуктивным пластом А4.

Залежь продуктивного пласта А4. Пласт А4 вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1043.8 м (скв. 43) до -1069.2 м (скв. 25). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1058.5 м.

Пласт сложен карбонатными породами, представленными пористыми и трещиноватыми органогенно-детритовыми известняками, чередующимися с плотными разностями. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 31.2 м (скв. 38) до 47.0 м (скв. 43), в среднем составляя 35.3 м.

Коэффициент песчанистости составляет 0.749, а коэффициент расчлененности - 5.3.

Нефтяная залежь пласта А4 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 5.6 х 4.2 км, высота залежи 49 м. Нефтенасыщенными являются пористые и трещиноватые органогенно-детритовые известняки. Покрышкой залежи служит 10-12-метровая толща верейских глин и аргиллитов.

Эффективная толщина меняется от 10.4 м (скв. 55) до 33.9 м (скв. 41) со средним значением 24.9 м, а эффективная нефтенасыщенная - от 8.6 м (скв. 55) до 33.9 м (скв. 41), составляя в среднем 22.8 м.

Пласт А4 испытан в 15 скважинах (скв.25, 26, 27, 29, 36, 37, 38, 42, 44, 53, 55, 57, 58, 63, 67). Дебиты безводной нефти составили 5.1-30.0 м^з/сут.

Залежь массивная

Водонефтяной контакт залежи вскрыт 24 скважинами из 30 пробуренных (в 6-и бурение закончено без вскрытия ВНК по конструкции).

По данным ГИС поверхность ВНК имеет характер гофры с абсолютными отметками от 1084.1 до 1103.2 м. Средняя абсолютная отметка -1094.79 м.

Самыми нижними объектами, которые дали безводную нефть в процессе опробования являются: в скв. 25 - интервал глубин 1209.0-1220.0 м (-1083.2-1094.2) и в скв. 26 - интервал глубин 1194.8-1204.4 м (-1080.2-1089.8). Средняя глубина нижних отверстий перфорации данных объектов составляет -1092 м. Данная глубина сопоставима с данными по ГИС. Таким образом, глубина отметки ВНК при подсчете запасов принята равной -1092.0 м.

Залежи в карбонатных отложениях верейского горизонта

В верейском горизонте выделяются 2 залежи нефти, связанные с продуктивными пластами Аз и А2.

Залежь продуктивного пласта Аз. Пласт А3, приуроченный к нижней части верейского горизонта, вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1031.1 м (скв. 43) до -1056.2 м (скв. 25). Средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1044.3 м. Пласт сложен терригенно-карбонатными породами. В кровельной и подошвенной части пласт А3 изолируется глинами и аргиллитами толщиной 10-14 м от пластов А2 и А4. Проницаемая часть пласта представлена органогенно-обломочными известняками и известковистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 5.8 м (скв. 36) до 9.9 м (скв. 31), в среднем составляя 7.5 м. Коэффициент песчанистости составляет 0.803, а коэффициент расчлененности - 1.5.

Нефтяная залежь пласта А3 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 4.5х2.85 км, высота залежи 31.5 м. Нефтенасыщенными являются органогенно-обломочные известняки и известковые песчаники. Для пласта А3 эффективная толщина является эффективной нефтенасыщенной и меняется от 3.6 м (скв.52) до 8.1 м (скв.60), в среднем составляя 5.9 м.

Пласт А3 испытан в трех скважинах (скв.25, 37, 51) и совместно с А2 в двух скважинах (скв. 32, 35). Результаты испытания представлены в таблице 2.2.2. Дебиты безводной нефти только по пласту А3 составили 11.5-23.3 м^з/сут. При совместных испытаниях с пластом А2 дебиты безводной нефти составили 11.2-13.8 м^з/сут.

Залежь продуктивного пласта А2. Пласт А2 приурочен к средней части верейского горизонта, вскрыт всеми пробуренными скважинами и в пределах месторождения распространен повсеместно. Глубина залегания кровли пласта меняется от -1016.6 м (скв. 43) до -1042.2 м (скв. 25) , средняя глубина залегания кровли пласта составляет -1029.5 м.

Пласт А2 отделен глинами и аргиллитами толщиной 10-14 м от нижележащего пласта А3. Проницаемая часть представлена органогенно-обломочными известняками и известковистыми песчаниками. Общая толщина пласта по площади месторождения меняется от 6.6 м (скв. 34) до 10.4 м (скв. 26), в среднем составляя 8.6 м.

Коэффициент песчанистости составляет 0.766, а коэффициент расчлененности - 2.3. Нефтяная залежь пласта А2 вскрыта всеми пробуренными скважинами. Размеры залежи составляют 5.55 х 4.35 км, высота залежи 46.6 м. Нефтенасыщенными являются органогенно-обломочные известняки и известковые песчаники, которые перекрываются мощной 20-25-метровой толщей глин и аргиллитов. Для пласта А2 эффективная толщина является эффективной нефтенасыщенной и меняется от 2.0 м (скв. 43) до 10.4 м (скв. 26), в среднем составляя 6.8 м.

Пласт А2 испытан в шести скважинах (скв. 25, 26, 36, 54, 57, 62) и совместно с А3 в двух скважинах (скв. 32, 35). Дебиты безводной нефти только по пласту А2 составили 1.54-17.7 м^з/сут. При совместных испытаниях с пластом А3 дебиты безводной нефти составили 11.2-13.8 мз/сут.

Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт также не установлен. Для подсчета запасов нижняя граница залежи (граница подсчета запасов) принята аналогично пласту Аз на отметке -1062.6 м - условный ВНК по нижнему отверстию перфорации в скв.25.

.3 Коллекторские свойства пласта

Для физико-литологической характеристики коллекторов продуктивных отложений были использованы макроописания образцов Мордовоозерского месторождения, петрографическое описание шлифов, результаты минералогического анализа и исследований керна.

Бобриковскиий горизонт визейского яруса (пласты Б2, Б1).

Выделяемые в составе бобриковского горизонта пласты Б2 и Б1 имеют сходную литологическую характеристику.

Сложены продуктивные отложения различными песчаниками, преимущественно мелко- и среднезернистыми, часто с примесью крупнопесчаной и гравелитовой фракции. Песчаники часто очень рыхлые, рассланцованные, с редкими аргиллитовыми прослойками. Карбонатный цемент в них отсутствует совсем, а содержание глинистого цемента составляет от 2 до 7,5%. При экстрагировании, даже в керосине, наиболее пористые разности распадаются полностью, очевидно, битум и густая окисленная нефть играет в них роль цементирующего материала. По цвету песчанки бурые, черные и равномерно нефтенасыщенные. Петрографическое изучение этих песчаников позволяет отнести их к классу чисто кварцевых песчаников.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б2 в среднем составляют: пористость - 37,0%, проницаемость - 3067.4 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 88%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 22,1% и 79,1%.

Коллекторские свойства отложений пласта Б1 по керновым данным в среднем составляют: пористость - 32,0%, проницаемость - 1088.5 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 84%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 21,9% и 83,7%.

Тульский горизонт визейский ярус (пласт Б0). Породы тульского горизонта представлены слабо карбонатными сильно алевритистыми мелкозернистыми песчаниками.

Таблица №2 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Пласт	Вид исследования	Наименование	Параметры
			Проницаемость, мкм2*10-3	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщенность, доли ед.
А2	Лабораторные исследования керна	Количество скважин	4	4	4
		Количество определений. Шт	46	62	42
		Среднее значение	447.5	0.168	0.79
		Коэффициент вариации. доли ед.	1.535	0.203	0.118
		Интервал изменения	7.3-2653.9	0.095-0.258	0.505-0.989
	Геофизические исследования скважин	Количество скважин		27	27
		Количество определений. Шт		111	111
		Среднее значение		0.185	0.694
		Коэффициент вариации. доли ед.		0.241	0.129
		Интервал изменения		0.095-0.27	0.50-0.89
	Гидродинамические исследования скважин, А2+А3	Количество скважин
		Количество определений. Шт	5
		Среднее значение	448
		Коэффициент вариации. доли ед.
		Интервал изменения	49 - 1111
А3	Лабораторные исследования керна	Количество скважин	3	3	3
		Количество определений. Шт	45	55	53
		Среднее значение	98.0	0.151	0.753
		Коэффициент вариации. доли ед.	1.460	0.204	0.132
		Интервал изменения	3.1-762	0.095-0.20	0.48-0.89
	Геофизические исследования скважин	Количество скважин		27	27
		Количество определений. Шт		85	85
		Среднее значение		0.174	0.655
		Коэффициент вариации. доли ед.		0.236	0.118
		Интервал изменения		0.098-0.25	0.46-0.81
А4	Лабораторные исследования керна	Количество скважин	2	2	2
		Количество определений. Шт	59	69	56
		Среднее значение	353.1	0.158	0.805
		Коэффициент вариации. доли ед.	1.323	0.375	0.151
		Интервал изменения	0.4-2369.2	0.095-0.28	0.42-0.94
	Геофизические исследования скважин	Количество скважин		26	26
		Количество определений. Шт		300	277
		Среднее значение		0.179	0.76
		Коэффициент вариации. доли ед.		0.282	0.113
		Интервал изменения		0.095-0.28	0.50-0.93
	Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин
		Количество определений. Шт	3
		Среднее значение	107.4
		Коэффициент вариации. доли ед.
		Интервал изменения	45 - 220
Пласт	Вид исследования	Наименование	Параметры
			Проницаемость, мкм2*10-3	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщенность, доли ед.
Б0	Лабораторные исследования керна	Количество скважин	1	2	2
		Количество определений. Шт	6	11	14
		Среднее значение	375.9	0.286	0.70
		Коэффициент вариации. доли ед.	1.240	0.232	0.137
		Интервал изменения	9.35-1264.0	0.18-0.39	0.56-0.87
	Геофизические исследования скважин	Количество скважин		8	8
		Количество определений. Шт		14	14
		Среднее значение		0.23	0.868
		Коэффициент вариации. доли ед.		0.119	0.106
		Интервал изменения		0.175-0.27	0.67-0.97
	Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин
		Количество определений. Шт	3
		Среднее значение	765.3
		Коэффициент вариации. доли ед.
		Интервал изменения	92 - 2054
Б1	Лабораторные исследования керна	Количество скважин	2	3	3
		Количество определений. Шт	4	9	6
		Среднее значение	1088.5	0.32	0.84
		Коэффициент вариации. доли ед.	0.956	0.200	0.101
		Интервал изменения	197.6-2196.9	0.25-0.41	0.73-0.94
	Геофизические исследования скважин	Количество скважин		14	14
		Количество определений. Шт		19	16
		Среднее значение		0.219	0.837
		Коэффициент вариации. доли ед.		0.130	0.104
		Интервал изменения		0.175-0.25	0.70-0.95
Б2	Лабораторные исследования керна	Количество скважин	2	3	3
		Количество определений. Шт	22	30	26
		Среднее значение	3067.4	0.37	0.88
		Коэффициент вариации. доли ед.	0.551	0.159	0.087
		Интервал изменения	127.0-5808	0.20-0.44	0.68-0.96
	Геофизические исследования скважин	Количество скважин		17	17
		Количество определений. Шт		81	25
		Среднее значение		0.221	0.791
		Коэффициент вариации. доли ед.		0.116	0.136
		Интервал изменения		0.175-0.27	0.50-0.92

Обломочная часть песчаников представлена кварцем (75-93%) и калиевым полевым шпатом (1-12%). Содержание глинистых минералов невелико - от 3 до 6%. В глинистых алевролитах - до 16%. Глинистые минералы представлены исключительно одним каолинитом. Кроме глинистого в образцах присутствует карбонатный цемент, содержание которого не превышает 13% и который имеет чисто кальцитовый состав.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта Б0 в среднем составляют: пористость - 28,6%, проницаемость - 375,9 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 70% (табл. 2.3.2, 3.2.1.1). По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 23,0% и 86,8%.

Башкирский ярус (пласт А4).

Отложения башкирского яруса представлены только одним литологическим типом - известняками.

Основная часть известняков сложена практически одним кальцитом. Встречается небольшое количество образцов с заметным содержанием доломита (до 27-36%). Характерно также присутствие ангидрита, содержание которого достигает 28%. В примесном количестве в некоторых образцах присутствует тонко алевритовая и глинистая примесь, суммарное содержание которых не превышает 6-8%.

Известняки представляют собой различные генетические типы. Собственно органогенно-детритовых не так много. Чаще встречаются комбинированные разновидности органогенно-хемогенного типа, в которых обломки карбонатных раковин различных классов организмов сцементированы хемогенным карбонатным материалом. Встречаются также пеллетовые известняки и чисто хемогенные (мелко- и среднезернистые), которые часто обогащены ангидритом. Реже отмечаются оолитовые известняки. В известняках довольно редко встречается рассеянный и агрегированный пирит, содержание которого иногда достигает 1%.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А4 в среднем составляют: пористость - 15,8%, проницаемость - 353,1 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 80,5%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,9% и 76,0%.

Московский ярус верейский горизонт (пласты А3, А2).

Верейские отложения представлены различными разновидностями известняков, с большим или меньшим содержанием глинистого, алевритистого и песчаного материала. Песчано-алевритовые и глинистые породы присутствуют в подчиненном количестве.

Согласно макроописания, верейские продуктивные отложения представлены известняками биоморфными криноидно-форминиферовыми. Известняки часто рыхлые, участками с пятнистым окремнением, пористые, участками кавернозно-пористые. Характерным является проявление трещиноватости, которая представлена микро- и макротрещинами как горизонтальными, так и вертикальными. На участках интенсивного проявления трещиноватости порода становится плитчатой, некрепкой, легко распадающейся на отдельные кусочки. По цвету известняки бурые, равномерно, слабо или интенсивно нефтенасщенные, встречаются нефтенасыщенные пятнами.

По керновым данным коллекторские свойства отложений пласта А3 в среднем составляют: пористость - 15,1%, проницаемость - 98,0 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 75,3%.

По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 17,4% и 65,5%.

Коллекторские свойства отложений пласта А2 по керновым данным в среднем составляют: пористость - 16,8%, проницаемость - 447,5 мкм²*10-3, нефтенасыщенность - 79,0%. По данным ГИС средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности составляют соответственно 18,5% и 69,4%.

Статистические ряды распределения проницаемости по данным керна для продуктивных пластов приведены в таблице№3.

Таблица № 3 Статистические ряды распределения проницаемости (по данным лабораторного изучения керна)

№п/п	Интервал изменения, мкм2*10-3	Число случаев, %
		Пласт А2	Пласт А3	Пласт А4	Пласт Б0	Пласт Б1+Б2
1	5-10			9
2	10-50	20	52	21
3	50-100	18	25	2
4	100-500	37	21	42	80	8
5	500-1 000	12	2	17
6	1 000-5 000	13		9	20	70
7	5 000-10 000					22
Всего		100	100	100	100	100

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства пластовых флюидов Мордовоозерского месторождения изучены по 6 поверхностным и 26 глубинным пробам, отобранным в 10 скважинах из верейских, башкирских и бобриковских отложений. Количество отобранных проб приведено в таблице №4.

Таблица №4 Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	пласт
	А2+А3	А4	Б0+Б1+Б2
Пластовое давление, Мпа	11.9	11.9	15.4
Пластовая температура, °С	37	37	39
Давление насыщения, Мпа	1.0	1.4
Газосодержание, м3/т	4.04	3.80	3.34
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= 0.4 МПа; t1= 20°С Р2= 0.0 МПа; t2= 20°С	2.76	2.52	2.58
Плотность в условиях пласта, кг/м3	876.0	910.0	922.0
Вязкость в условиях пласта, мПа с	29.88	125.0	149.3
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	6.07	5.5	5.5
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20 °C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	-	-
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20 °С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

	888.0	922.0	937.0

Нефти Мордовоозерского месторождения высоковязкие (от 29.88 до 149,3 мПа*с), высокозастывающие (+3Со без термообработки), высокосернистые (содержание серы в нефтях - от 3.11 до 4.32%), высокосмолистые (от 21 до 25% смол и от 11 до 24% асфальтенов), высокопарафинистые (2-3% твердого парафина). Нефти сравнительно бедные светлыми фракциями и в соответствии с химическим составом относятся к метановому типу.

Таблица №5 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А2+А3

Наименование параметра	Кол-во исследованных		Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность при 20°С, кг/м3	4	18	884.0-891.0	888.0
Вязкость, мПа.с
при 20 °С	1	3		29.88
при 50 °С
Молярная масса, г/ моль	1	3	242.5-292.0	273.8
Температура застывания, °С				+3
Массовое содержание, %	4	18
серы				3.11
смол силикагелевых				21.09
асфальтенов				24.29
парафинов				2.02
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-	-
Температура начала кипения, °С	1	3	50-63	54.3
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)	-	-	-	-

На основании результатов анализов поверхностных проб нефтей, отобранных в 2002 году, приняты следующие значения плотностей по пластам: А2+А3 - 0,888 г/см³, по А4 - 0,922 г/см³, по Б0+Б1+Б2 - 0,937 г/см³. В соответствии с результатами определений, полученные в 2001 г., значение газосодержания составляет для пластов А2+А3 - 4,04 м³/т, А4 - 3,8 м³/т, Б0+Б1+Б2 - 3,34 м³/т.

Таблица №6 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А4

Наименование параметра	Кол-во исследованных		Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность при 20°С, кг/м3	4	17	914.0-929.0	922.0
Вязкость, мПа.с
при 20 °С	1	2		125.0
при 50 °С
Молярная масса, г/ моль	2	3	294.9-313.5	302.8
Температура застывания, °С				+3
Массовое содержание, %	4	17
серы				4.04
смол силикагелевых				24.45
асфальтенов				10.85
парафинов				2.15
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-	-
Температура начала кипения, °С	1	3	50-70	58.3
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100 °С	1	3	2.0-3.5	2.8
до 150 °С	-	-	-	-
до 200 °С	1	3	13.0-13.5	13.3
до 250 °С	-	-	-	-
до 300 °С	1	3	30.0-35.5	32.5
Шифр технологической кссификации (по ГОСТ, ОСТ)	-	-	-	-

Таблица №7 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б0+Б1+Б2 (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра	Кол-во исследованных		Диапазон значений	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность при 20°С, кг/м3	7	31	917.0-975.0	937.0
Вязкость, мПа.с
при 20 °С	1	3		149.3
при 50 °С
Молярная масса, г/ моль	2	3	328.9-394.1	369.3
Температура застывания, °С				+3
Массовое содержание, %	7	31
серы				4.32
смол силикагелевых				24.66
асфальтенов				10.42
парафинов				2.72
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-	-
Температура начала кипения, °С	2	3	55-75	63.3
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100 °С	2	3	2.4-4.2	3.2
до 150 °С	-	-	-	-
до 200 °С	2	3	11.5-33.0	18.8
до 250 °С	-	-	-	-
до 300 °С	2	3	29.0-30.0	29.35
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)	-	-	-	-

Таблица №8 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		пластовая нефть	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		пластовая нефть	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть		выделившийся газ	нефть		выделившийся газ	нефть
	пласт А2+А3			пласт А4			пласт Б0+Б1+Б2
Молярная концентрация компонентов, %
- сероводород	0.040			0.100			0.170
- двуокись углерода	1.257			0.533			1.074
- азот+редкие	15.05			12.447			13.434
в т.ч. гелий
- метан	13.771	0.01		60.395	0.01		48.367	0.01
- этан	17.235	0.01		12.051	0.01		15.724	0.01
- пропан	25.985	0.09		9.947	0.10		10.501	0.04
- изобутан	-	0.08		-	0.06		-	0.02
- норм. бутан	18.12	0.36		3.312	0.21		6.5	0.13
- изопентан	-	0.53		-	0.27		-	0.14
- норм. пентан	6.814	0.75		1.214	0.29		3.145	0.27
- гексаны+высшие		98.17			99.05			99.38
Молекулярная масса		292.03			299.91			384.9
Плотность
- газа, кг/м3	1.685			1.024			1.172
- газа относительная (по воздуху), доли ед.
- нефти, кг/м3		888.0	876.0		922.0	910.0		937.0	922.0

Таблица №9 Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра	Количество исследованных		Диапазон изменения	Средние значения	Количество исследованных		Диапазон изменения	Средние значениея
	скважин	проб			скважин	проб
	пласт C2b				пласт C1bb+C1t
Газосодержание, м3/м3
Плотность воды, кг/м3						7	1137-1152	1145
- в стандартных условиях
- в условиях пласта
Вязкость в условиях пласта, мПа.с
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа Ч 10-4
Объемный коэффициент, доли ед.
Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л)
Na+ + K+	2	3	940.7-2897.6	2076.2	9	7	984.4-2910.9	1344.5
Ca+2	2	3	208.2-245.9	229.9	9	7	276.5-400.8	319.8
Mg+2	2	3	110.0-132.6	120.9	9	6	137.6-199.2	167.4
Cl -	2	3	3052.2-3582.5	3283.5	9	6	3608.7-3983.1	3743.8
HCO3-	2	3	0.2-3.2	1.8	5	7	0.1-2.8	0.9
CO3-2
SO4-2	2	3	12.1-14.7	13.6	9	6	0.7-11.7	7.9
NH4 +
Br -								249.4
J -							28.56
В +3
Li +
Sr +2
Rb +
Cs +
Общая минерализация, г/л						7	209.2-1137.0	349.8
Водородный показатель, рН
Жесткость общая, (мг-экв/л)
Химический тип воды, преимущественный (по В.А.Сулину)

Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти и растворенного газа

Сводная таблица запасов попутных компонентов растворенного газа

. Анализ причин вызывающих снижение продуктивности скважин

До 2005 года разработка месторождения велась на естественном режиме.

В начале 2000 года была сделана попытка организации ППД в скважину №27. Были проведены работы по монтажу нагнетательного оборудования и увеличению приемистости скважины в бобриковском горизонте. Всего было закачано 2,65 тыс. т. артезианской воды. Так как объем закачки небольшой, эффект оказался незначительным и увеличения дебита и обводненности в добывающих скважинах не отмечено.

За период 1997-1998 г.г. пластовое давление снизилось из-за отсутствия ППД по всем продуктивным объектам на 10-23% от начального пластового давления, а в 2000 году оно уже снизилось на 25-30%.

На дату анализа (на 01.01.2010 г.) пластовое давление продолжает снижаться, и его падение по объектам составило: по пластам А2+А3 71%, по пласту А4 - 66% и по пластам Б0+Б1+Б2 - 58%. Это говорит о том, что разработка месторождения на естественном режиме приведет к дальнейшему падению пластового давления и снижению добычи нефти.

В виду значительного падения пластового давления недропользователем в 2005 году было принято решение о начале организации системы ППД путем перевода одной добывающей скважины под нагнетание (скв. №55). А в 2006 году с целью реализации рекомендаций ЦКР в нагнетательную скважину №28 были начаты пробные закачки подогретой воды в разрабатываемые объекты. Закачка осуществляется совместно в пласты А2+А3 и А4. К концу 2006 года одной скважиной закачано 113,8 тыс. м³ воды.

Нефть трех эксплуатационных объектов Мордовоозёрского месторождения имеет высокую вязкость в пластовых условиях (до 149 мПа*с), нефтенасыщенные пласты залегают на глубине до 1200 м.

С учетом геолого-физических характеристик для повышения продуктивности и нефтеотдачи пластов, для всех объектов Мордовоозёрского месторождения помимо закачки горячей воды было рассмотрено применение физико-химических методов и других тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

3. Характеристика применяемых методов для повышения продуктивности скважин

К наиболее известным методам применяемых на Мордовоозёрском месторождении относятся солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта.

Соляно-кислотные обработки

Назначения и условия соляно-кислотных обработок

При всех своих достоинствах использование соляной кислоты в качестве рабочего агента имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, высокая скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой приводит к тому, что глубина проникновения солянокислотного раствора в пласт невелика. Во-вторых, в силу своих реологических характеристик маловязкие кислотные растворы проникают в наиболее проницаемые участки пласта, и проведение повторных СКО увеличивает каналы растворения и снижает охват пласта кислотным воздействием. В третьих, постановка солянокислотных ванн может приводить к нарушению крепи скважин и быстрому их обводнению.

При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффективность стимулирования возрастает, если реакция кислотных составов с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. Подобный результат будет достигнут в случае применения кислотных составов с пролонгированной скоростью реакции с карбонатными породами, позволяющей увеличить радиус обработки скважины. На практике для этого применяются добавки ингибиторов реакции в солянокислотные растворы и менее активные неорганические и органические кислоты. С этой целью будет использована технология для обработок скважин, вскрывших карбонатный коллектор, с использованием уксусной кислоты.

Анализ проведения соляно-кислотных обработок на Мордовоозёрском месторождении

С целью интенсификации добычи нефти на Мордовоозёрском месторождении за год проведено 14 скв/опер. (соляно-кислотных обработок на добывающих скважинах).

Дополнительная добыча нефти при этом составила 1399,5 т.

На 1 скв/опер. приходишлось 99,96 т. дополнительно добытой нефти.

Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину составил 6,4 т/сут.

Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2009 году составил 90,2 т/сут.

Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер составила - 16 суток.

Необходимо отметить, что большое количество операций по интенсификации добычи нефти проводилось совместно с другими видами работ (перестрелы, ликвидация аварий и др.)

Проведение гидроразрыва пласта

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

Давших при опробовании слабый приток;

С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

С загрязненной призабойной зоной;

С заниженной продуктивностью;

С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими);

Нагнетательных для расширения интервала поглощения.

Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины - изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин).

Анализ и результаты проведения ГРП на Мордовоозёрском месторождении

С целью увеличение продуктивности скважин на Мордовоозёрском месторождении в 2005 году компанией "Шлюмберже" были проведены работы по гидроразрыву пласта с воздействием на призабойную зону. В технологию проведения ГРП компания "Шлюмберже" сильно подробно не посвещало руководство ЗАО "СП "Нафта-Ульяновс". Работы проводились на технике импортного производства и сотрудниками подрядных организаций. Данные параметров проведения ГРП передавались в ЦИТС. Результаты и переданные данные проведения ГРП приведены ниже в таблицах №9,10.

Таблица № 9 Результаты проведенных ГРП (ЦИТС)

№№	№№	Пласт	Интервал	Расход HCl,м3		Vобщ.,	Макс.	До ГТМ						После ГТМ (запускные)
п/п	скв.		Обработки	15%	24%	м3.	давление	Qж,	Q	%	Ндин.,	Насос	Нсп,	Qж,	Q	%	Ндин.,	Насос	Нсп,
				план	план	план	закачки,	м³/сут.	т/сут.	воды	м.		м.	м3/сут.	т/сут.	воды	м.		м.
				факт	факт	факт	атм.
1	2	3	4	5	6	7	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
		С2vr		40,0	25,0	79,1
1	54Мо	(А2+А3)	1191,1 - 1211,0	40,0	25,0	80,2	256,6	23,0	20,4	0,0	1172	НН57	1186	19,4	17,2	1,0	1100	НВ44	1119
		С2vr+C2b		42,0	26,25	81,2
2	44Мо	(А2+А3+А4)	1216,0 - 1259,0	42,0	26,25	81,2	247,8	32,2	29,0	0,1	1092	НН57	1210	40,0	33,8	7,0	1120	НН57	1220
		С2vr+C2b		40,0	25,0	79,1
3	57Мо	(А3+А4)	1199,0 - 1226,0	40,0	25,0	79,1	486,7	24,2	21,6	0,2	1184	НН44	1204	47,0	28,3	6,0	970	НН57	1210
		С2vr
4	50Мо	(А3)	1261,2 - 1275,0					33,1	0,3	967	НН57	1208

№№	№№	Дата		Эффект на		После ГТМ (на дату замера)					Эффект на
п/п	скв.	остановки	запуска	дату запуска		Qж,	Q	%	Ндин.,	дата	текущую дату
		на	на ВНР	Qж,	Q	м3/сут.	т/сут.	воды	м.	замера	Qж,	Q
		ГТМ		м3/сут.	т/сут.						м3/сут.	т/сут.
1	2	22	23	25	26	27	28	29	30	31	32	33
						44,0	40,0	0,9	1105	21.10.05.	21,0	19,6
1	54Мо	5.10.05.	13.10.05.	-3,6	-3,2	контрольный замер
						37,9	33,6	2,6	1073	21.10.05.	5,7	4,6
2	44Мо	5.10.05.	16.10.05.	7,8	4,8	контрольный замер
						47,0	41,4	3,2	970	21.10.05.	22,8	19,8
3	57Мо	13.10.05.	19.10.05.	22,8	6,7	контрольный замер

4	50Мо	20.10.05.

Таблица №10 Результаты гидроразрывов пласта за 2005 год по Мордовоозёрскому месторождению из геологического отчёта (исп. "Шлюмберже")

№ скв.	Месторождение	Пласт	ГРП							до ГРП					3дня/-10/тек.					Эффективность
			Пласт	Дата	Гель	Нефть	15% HCl	Р нач.(бар.)	Расход м3/мин.	насос	Q ж.	Q н.	%	Нд.	насос	Q ж.	Q н.	%	Нд.	т/сут.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
44	Мордовоозёрское	А2,А3,А4	А3,А4	14.10.2005.	10	тест		12-7.	2,5	НН-57	32	28	0,6	1090	НН-57	40	35	1,4	1090
					8			4	2,5						НН-57	40	35	1,4	1080
							12	20	2,5						1219м
			кислота с доб.		8			5	2,5
							14	19	2,5
			в затрубье вода		9			7	2,5
							16	25	2,5
44	Мордовоозёрское	А2,А3,А4	А3+А4	07.11.		10	тест	47-45.	2,5	НН-57	34	30	0,3	1090	НН-57	40	35	2	1070	8
					10		50-45.	2,5						1219м	42	37	1	1070
			кислота без доб.				16	16	2,5							40	36	0,4	1114
			в затрубье нефть			14		50-45.	2,5							38	34	0,3	1082	6
							21	16.5.	2,5							37,4	34	0,2	1150	6
54	Мордовоозёрское	А2,А3	А2+А3	11.10.	11	тест		70	2,5	НН-57	23	20	0,1	1180	НН-57	35	30	3	1160	+10
					7			5-10.	2,5						1179м	28	24	0,5	1170
			кислота с доб.				10	22	2,5							20	18	0,2	1174
					8		0	11	2,5						30.11.	20	18	0,1	1159	-2
			в затрубье вода					12.	2,5						13.12.	21,2	19	0,3	1180	-1
					10		15	26	2,5
57	Мордовоозёрское	А2,А3,А4	А3+А4	18.10.		10	тест	49-56	2	НН-44	24	21	0,3	1190	НН-57	47	40	3	1030	+19
						12		46	2						1194	40	34	4	1190
			кислота без доб.				18	28	2							36	29	9	1200
						13	0	45	2						30.11.	20	2	15	1180
			в затрубье нефть				22	28	2,5						13.12.	19	16	8	1161	-4
						11		39	2,1							61	53	1	1040

Дополнительная добыча нефти при этом проведении ГРП составила 568 т.

На 1 скв/опер. приходишлось 142 т. дополнительно добытой нефти.

Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину составил 7,8 т/сут.

Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2005 году составил 3,2 т/сут.

Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер составила - 21 суток.

Необходимо отметить, что проведение данных операций довольно дорогостоящее мероприятие и не всегда себя оправдывающее.

Данные о предоставленных услугах и затратах показанных в копиях документах на проведение работ по скважине №57 Мордовоозёрского месторождения.

В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:

) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;

) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;

) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т.д.

4. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

Анализ эффективности применяемых методов

Согласно решению ЗАО "СП "Нафта-Ульяновск" на Мордовоозерском месторождении было организовано и осуществлено по временной схеме пробное нагнетание "подогретой" воды в отдельные скважины вскрывшие пласты А2+А3+А4; А3+А4; Б0+Б1+Б2.

Основная цель нагнетания - поиск путей приостановки снижения, а затем поддержания пластового давления, упавшего в последние годы разработки в сводовых частях залежей до предельного уровня.

Закачка агента в пласт для поддержания пластового давления - это четко выраженная цель искусственного восполнения пластовой энергии. Потребность такого восполнения, как правило, связана либо с обеспечением наиболее дешевого - фонтанного способа добычи нефти, либо с недопущением снижения до определенной величины давления насыщения. Только в незначительной степени, этот процесс связывается с увеличением извлечения запасов вязкой и высоковязкой нефти, при условии бесконечно долгой (многократной) промывки водой объемов залежей и с получением высокообводненной продукции.

При этом, во многих геологических условиях, с учетом вязкостных характеристик пластовой нефти, ППД приводит не к увеличению, а к снижению извлечения запасов.

Тепловое же воздействие на пласт путем нагнетания теплоносителя обеспечивает не только повышение выработки запасов нефти, но при этом решаются и проблемы ППД.

В связи с резким снижением пластового давления в разбуренных скважинами сводовых частях всех объектов разработки на месторождении начата пробная закачка "подогретой" воды по следующей временной схеме (Рисунок 4). Вода, из водозаборной скважины 26, насосом подается в теплообменник, в котором нагревается паром, вырабатываемым установкой ППУ. По трубопроводу "нагретая" в теплообменнике вода поступает (закачивается) в скважину с температурой на устье порядка 80єС. Паровой конденсат из теплообменника, через накопительную емкость поступает в ППУ, из которого в виде пара снова подается в теплообменник.

Результаты закачки воды в пласты приведены в таблице №11. Судя по суммарным объемам и срокам нагнетания скважина имеет высокую приемистость.

Таблица №11 Показатели пробной закачки воды в продуктивные пласты Мордовоозерского месторождения

№№скв.	Пласт	Интервал перфорации, м	Вскрытая толщина, м	Дата ввода под закачку	Суммарный объем закачки, тыс.м3	Отработано суток	Приемистость, м3/сут.	Рнаг. на устье, МПа	Температура на устье, єС
28	А2+А3+А4	1214,6-1256,6	19,9	05.06	113,8	539	211	0	80

Рисунок №4 Схема подготовки (подогрева)и закачки воды в пласт

В связи с осуществляемым в промысловых условиях подогревом нагнетаемой воды, произведена расчетная оценка температурного режима на забое нагнетательной скважины при закачке в нее рабочего агента (воды) с различными температурами и темпами ввода теплоносителя.

Исходные данные: · Принята типовая конструкция нагнетательной скважины: - глубина - 1200 м, - диаметр скважины по долоту - 203 мм, - диаметр ЭК - 168 мм, диаметр НКТ - 51 мм; · Темпы нагнетания теплоносителя: 40 т/сут, 60 т/сут, 80 т/сут, 100 т/сут; · Температура теплоносителя на устье нагнетательной скважины: - 60 0С, 80 0С, 100 0С, 120 0С; · Количество тепла (Мкал), вводимого в скважину при режимах:
		40 т/сут			60 т/сут	80 т/сут		100 т/сут
60 0С		2399,2			3598,8	4798,4		5998,0
80 0С		3200,0			4800,0	6400,0		8000,0
100 0С		4004,0			6006,0	8008,0		10010,0
120 0С		4812,0			7218,0	9624,0		12030,0
· Среднегодовая температура воздуха в районе месторождения - +4,0 0С; · Температура продуктивного пласта - +37 0С; · Геотермический градиент - 0,0275 0С/м; · Линейный коэффициент теплопередачи (Kτ ) при заданной конструкции скважины: - 0,620 ккал/м.ч.єС; · Термодинамический коэффициент (10-3 β), зависящий от темпа нагнетания теплоносителя и его энтальпии:
			40 т/сут	80 т/сут		100 т/сут
	60 0С		1,1684	0,7790			0,5842		0,4674
	80 0С		1,1681	0,7787			0,5840		0,4672
	100 0С		1,1669	0,7779			0,5835		0,4668
	120 0С		1,1652	0,7768			0,5926		0,4661

Результаты расчетов приведены в таблице №12. Из таблицы видно, что при температурах на устье до 80єС (близких к фактической) и объеме нагнетания порядка 100 т/сут. температура поступившей на глубину 1200 м (забой) воды составит от 43,7 до 55,1єС. Теплопотери от 0,27 до 0,31 дол.ед. При этом температура воды в призабойной зоне скважины на небольшом удалении станет близкой к пластовой (37єС). В таких режимных параметрах заводнение, по-существу, является обычным (при пластовой температуре) и не соответствует требованиям, предъявляемым к рабочим агентам при воздействии теплом на высоковязкие нефти.

Таблица №12 Расчетные показатели температурного режима в типовой нагнетательной скважине Мордовоозерского месторождения при различных режимах подогретой воды

Показатели	Режимы нагнетания теплоносителя в скважины
	40 т/сут				60 т/сут				80 т/сут				100 т/сут
	60єС	80єС	100єС	120єС	60єС	80єС	100єС	120єС	60єС	80єС	100єС	120єС	60єС	80єС	100єС	120єС
Температура агента в НКТ на глубинах: 800 м 1200 м (забой)	33,7 33,0	41,6 38,0	49,6 43,1	57,8 48,3	36,5 37,5	47,4 45,4	58,5 53,5	69,8 61,6	43,5 41,0	56,1 51,0	68,8 61,1	81,6 71,3	46,2 43,7	59,9 55,1	73,7 66,6	87,5 78,0
Количество тепла, вводимого в: - скважину, Мкал - пласт, Мкал	2395,2 1317,4	3206,4 1523,0	4032,0 1737,8	4872,0 1961,0	3592,8 2245,5	4809,6 2729,4	6048,0 3235,7	7308,0 3751,4	4790,4 3273,4	6412,8 4088,2	8064,0 4927,1	9744,0 5789,6	5988,0 4361,3	8016,0 5521,0	10080,0 6713,3	12180,0 7917,0
Теплопотери в скважине: - абсолютные, Мкал - относительные (к введенному теплу в скважину), доли ед.	1077,8 0,450	1683,4 0,525	2294,2 0,569	2911,0 0,597	1347,3 0,375	2080,2 0,433	2812,3 0,465	3556,6 0,487	1517,0 0,317	2324,6 0,363	3136,9 0,389	3954,4 0,406	1626,7 0,272	2495,0 0,311	3366,7 0,334	4263,0 0,350

5. Методы воздействия на пласты месторождения

Разработка Мордовоозерского месторождения невозможна без применения методов интенсификации добычи нефти и повышения КИН.

Следует отметить, что методы увеличения нефтеотдачи (МУН) являются более сложным процессом воздействия на пласты, чем традиционные методы разработки. Обычно прогноз их применения осуществляется на основе достаточно полной геолого-физико-гидродинамической базы, подробных данных по истории разработки и комплекса научно-исследовательских работ по обоснованию технологий воздействия на пласт. При этом используются имеющиеся аналоги успешного применения того или иного МУН.

Вместе с тем, месторождения Ульяновской области в настоящее время не имеют достаточного объема исходных данных для надежного выбора и прогноза применения наиболее эффективных технологий МУН. Зачастую подвергаются сомнению даже основные геолого-физические параметры пластов и свойства насыщающих их жидкостей.

На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеотдачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоплены относительно достаточные знания и представления о количественных критериях для успешного их применения.

Анализ позволил определить некоторые характерные критерии, ограничивающие применение того или иного метода увеличения нефтеотдачи пластов.

В таблице №12,13 приведены основные критерии для применения физико-химических агентов и тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Таблица №12 Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов

Параметры		Применение	Полимерное	Закачка	Закачка
	Закачка	водогазовых	заводнение	водных	мицелляр-
	СО2	смесей		растворов	ных раст-
				ПАВ	воров
Вязкость пластовой	<15	<25	5 - 100	<25	<15
нефти, мПа*с
Нефтенасыщенность,	>0,3	>50	>50	>50	>25
доли ед.
Пластовое давление, МПа	>8	Н е о г р а н и ч е н о
Температура пласта, оС	Не ограничена		<70	<70	-
Проницаемость, 10-3 мкм2	Не ограничена		100	Неогранич.	>100
Толщина пласта, м	25	25	Не ограничена		<25
Трещиноватость	Н е б л а г о п р и я т н а*
Литология	Не ограничена		Песчаник	Песчаник и	Песчаник
				карбонаты
Соленость пластовой воды,	Не ограничена		20	20	5
мг/л
Жесткость воды (наличие солей кальция и магния)	Не ограничена		Неблагоприятна	Неогранич.	Неблагоприятна
Газовая шапка	Неблагоприятна	Неогранич.	Н е б л а г о п р и я т н а
Плотность сетки скважин,	Не ограничена		<24	Неогранич.	<16
га/скв

* - Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме - недопустимый параметр.

Таблица №13 Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов

		Вытеснение	Пароцикли	Вытеснение
Параметры	Горение	паром	ческая	горячей
			обработка	водой
Вязкость пластовой нефти, мПа*с	>10	>50	>100	>5
Нефтенасыщенность, доли ед.	>50	>50	>50	>50
Пластовое давление, МПа	< 2,0 МПа
Проницаемость, 10-3 мкм2	>100	>200	Не ограничена
Толщина пласта, м	>3	>6	>6	>3
Трещиноватость	Н е б л а г о п р и я т н а*
Литология	Н е о г р а н и ч е н а
Глубина, м	>1500	<1500	<1500	<1500
Содержание глины	Не огра-	5 - 10	5 - 10	5 - 10
в пласте, %	ничено
Плотность сетки	<25	<12	Не ограничена
скважин, га/скв

* - Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме - недопустимый параметр.

Обработка призабойных зон скважин

Залежи нефти Мордовоозерского месторождения сложены по разрезу снизу - вверх как терригенными, так и карбонатными породами. Продуктивные породы по разрезу и площади характеризуются неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Все это в процессе бурения скважин и разработки месторождения может вызывать ряд негативных явлений, основными из которых являются:

· большая вероятность попадания скважин в зоны с ухудшенными коллекторскими свойствами, вследствие чего фактическая продуктивность (приемистость) окажется ниже прогнозируемой;

· кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии (глушении) пласта с использованием буровых растворов (жидкостей глушения) на глинистой основе, что особенно неблагоприятно в пластах с низкими ФЕС;

· возможное выпадение асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта

· образование стойких водонефтяных эмульсий в процессе обводнения продукции скважин;

· в трещиноватых зонах возможны прорывы воды и обводнение скважин;

· наличие в разрезе залежи пластов с большой разницей в продуктивности вызывает неравномерность выработки запасов.

Некоторые из этих осложнений могут быть устранены путем использования растворов на полимерной основе в процессе бурения; при глушении скважин - солевых растворов с достаточной степенью очистки; использования в системе ППД очищенной воды; добавления в технологические жидкости ПАВ многофункционального действия, позволяющие разрушать водонефтяные эмульсии; пропарка НКТ для удаления АСПО при проведении технологических операций и т.п.

Рекомендуется на вновь пробуренных скважинах месторождения проводить разглинизацию пластов, которая направлена на повышение продуктивности добывающих скважин путем очистки ПЗП от остатков бурового раствора. Сущность технологии состоит в обработке призабойной зоны композицией на основе щелочных растворов и поверхностно-активных веществ с последующей глино-кислотной и солянокислотной обработками терригенных и карбонатных пластов. Удаление продуктов реакции и остатков бурового раствора из призабойной зоны следует осуществлять свабированием. Вместе с тем для интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеизвлечения необходимо проведение комплекса мероприятий как в призабойных зонах скважин, так и для месторождения в целом.

Низкая выработка запасов нефти из карбонатных коллекторов (коэффициент нефтеизвлечения в среднем составляет 0,18-0,25 по месторождениям Урало-Поволжья) объясняется прежде всего их сложным геологическим строением, наличием закрытой пористости и кавернозности, геологической микро- и макронеоднородностью основных параметров. В связи с этим, нефтяные залежи в карбонатных отложениях относят к категории сложно-построенных объектов, а запасы нефти в них - к трудноизвлекаемым.

Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами доказывает, что для интенсификации добычи нефти из таких коллекторов целесообразно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП, что позволяет существенно увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением. К наиболее известным методам относятся солянокислотные обработки (СКО), солянокислотные ванны (СКВ), пенокислотные обработки (ПКО).

Анализ эффективности различных вариантов солянокислотных обработок для месторождений

Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показал, что среди первых СКО 80-85% являются успешными, последующие обработки становятся малоэффективными, и в целом успешность СКО составляет 40-50%. При этом отмечается, что каждая последующая обработка менее эффективна, чем предыдущая.

Для скважин с низкой приемистостью и продуктивностью, находящихся в длительном простое или консервации, с плотными породами-коллекторами или длительное время не подвергавшихся кислотным обработкам, предусматривается предварительная закачка оторочки 10-12%-ного раствора соляной кислоты с последующей закачкой основного 15%-ного раствора уксусной кислоты и ее продавкой 0,1%-ным раствором катионоактивного ПАВ "ИВВ-1" в пресной воде для лучшего освоения скважины.

Использование указанных кислотных растворов должно сочетаться с технологиями селективной обработки кислотами, избирательным кислотным воздействием на пласт и технологией пенокислотного воздействия.

Селективную обработку кислотами проводят на несколько пластов с различной проницаемостью при необходимости обработки каждого пласта. Пласты при этом изолируют пакерами (каждый пласт должен иметь идентифицированный интервал перфорации, качественный цементный камень за колонной, место для установки пакеров).

По аналогичной технологии выполняется избирательное кислотное воздействие на отдельный пласт. Высокопроницаемые пласты предварительно изолируются вязкоупругими составами или временноизолирующими материалами и кислотному воздействию подвергается низкопроницаемый пласт.

В настоящее время достаточно широко применяется состав ДН-9010 для повышения эффективности выработки запасов нефти в малопродуктивных карбонатных коллекторах ряда месторождений Волго-Уральского нефтегазоносного района.

На поздней стадии разработки, когда будет актуальна проблема обводнения продуктивных пластов, на первое место выдвигается проведение изоляционных работ, выравнивание профиля приемистости и ограничение водопритоков.

Наиболее простым, дешевым и в тоже время эффективным способом решения этих проблем является применение изоляционных материалов на основе силиката натрия с различными наполнителями (опилочная мука, водорастворимые полимеры и т.п.). Применение силикатных гелевых композиций достаточно надежно позволяет изолировать водопритоки в добывающих скважинах, а закачка их в нагнетательные скважины способствует подключению не затронутых процессом вытеснения участков залежей нефти.

На всех стадиях предусматривается применение физико-химических методов, включающих в себя обработки призабойных зон для проведения декольматации, использования ПАВ с высокими отмывающими свойствами.

6. Паротепловая обработка

При разработке месторождений высоковязких нефтей одним из эффективных методов увеличения производительности скважин является паротепловая обработка призабойных зон (ПТОС).

Пласт А4, по таким параметрам как вязкость, глубина и проницаемость, вполне подходит для применения паротепловой обработки.

В начале разработки осуществляется эксплуатация пласта на естественном режиме, после чего производится паротепловая обработка всех эксплуатационных и паронагнетательных скважин.

Состояние коллектора и условия фильтрации нефти в призабойной зоне определяют важнейшие эксплуатационные показатели разработки: текущий дебит и суммарную добычу и, в конечном счете, нефтеотдачу пласта. Тепловое воздействие на призабойную зону скважины снижает вязкость находящейся там нефти и улучшает фильтрационную характеристику коллектора.

Сущность паротепловой обработки призабойной зоны скважины заключается в следующем: пар, имеющий температуру, в зависимости от пластового давления 280-300С и влажность от 30 до50%, нагнетается в пласт в течение 10-40 суток. Затем закачка прекращается, скважина в течение некоторого периода (период "пропитки") простаивает для перераспределения флюидов в призабойной зоне и снижения температуры до уровня приемлемого для работы глубинного насоса. После чего скважина переводится в режим добычи.

При паротепловой обработке снижение вязкости нефти вызвано не только температурным фактором, но и эффектом разжижения нефти конденсатом, образующимся при дистилляции нефти в паровую фазу.

Более сложный характер имеет явление улучшения фильтрационной характеристики коллектора.

В процессе эксплуатации месторождений с тяжелой, парафинистой нефтью при пластовых температурах, близких к началу кристаллизации парафина и или ниже ее, нефтепроницаемость призабойных зон может ухудшится в радиусе до 3-х метров. Эти ухудшения вызваны образованием на поверхности поровых каналов парафиновых отложений и полимолекулярных коллоидированных адсорбционно-сольватных слоев из активных компонентов нефти (смол, асфальтенов, органических кислот). Вследствие этого создается дополнительное фильтрационное сопротивление протеканию жидкости и с течением времени часть поровых каналов вообще исключается из процесса фильтрации. Помимо этого, в призабойной зоне могут находиться отложения шлама и водные барьеры, оставшиеся после бурения и освоения скважины, которые также ухудшают нефтепроницаемость. Паротепловая обработка призабойной зоны скважины способствует активному растворению парафино-смолистых отложений, разрыхлению отложений шлама и устранению водных барьеров. В результате фильтрационная способность коллектора не только восстанавливается, но и зачастую становится более высокой, чем в начале эксплуатации скважины. После обработки поверхности поровых каналов фобизируются (покрываются пленкой горячего конденсата, легких фракций нефти), что в сочетании с длительным сохранением в коллекторе повышенной температуры сильно замедляет механизм повторного накопления парафино-смолистых отложений и способствует сохранению вокруг скважины зоны, где вязкость понижена и уменьшено фильтрационное сопротивление породы.

В процессе нагнетания пара происходит перераспределение нефтенасыщенности в призабойной зоне. Нефть частично оттесняется в глубь пласта и на некотором расстоянии от скважины, вследствие разных фазовых проницаемостей для воды, газа и нефти и изменения температуры, появляется зона повышенной нефтенасыщенности.

После прекращения нагнетания, происходит конденсация водяного пара, и его место занимают находящиеся рядом вода и нефть. В результате происходит перераспределение насыщенностей и температуры в околоскважинной зоне.

В начале периода добычи в скважину будут поступать, в основном, вода и некоторое количество нефти. С течением времени обводненность будет снижаться, а доля нефти соответственно расти. На место добытой из скважины жидкости в нагретую часть пласта будет поступать "холодная" нефть и прогреваться, тем самым, в течение определенного времени (это время определяется как эффективное время добычи и может составлять от нескольких месяцев до года) скважина будет работать с дебитом, превышающим дебит до обработки. Пластовое давление, до которого дренируется пласт на естественном режиме, определяет эффективность тепловых обработок. Если начать тепловые обработки (равно как и нагнетание пара) на раннем этапе разработки, то, вследствие ограничения по устьевому давлению (15-16МПа), темпы нагнетания будут низкими и, следовательно, эффективность технологии невысока. При значительном снижении пластового давления, потери добычи нефти могут быть не скомпенсированы тепловых обработок. Таким образом, существует оптимальное значение пластового давления, до которого залежь эксплуатируется на естественном режиме. Оптимум определяется максимумом суммарной добычи. Однако, расчеты показывают, что, ориентировочно, этот оптимум можно определить по максимуму повышения среднего дебита по нефти с учетом ПТОС. Для данного пласта оптимальное пластовое давление, при котором следует начинать ПТОС, составляет 8 МПа.

В таблицах№14,15 даны исходные данные и некоторые результаты расчета технологических показателей ПТОС вертикальной скважины. Для наглядности, на рисунке №5 показана динамика добычи жидкости и нефти после ПТОС.

Следует отметить, что приведенные данные относятся к "средней" скважине, поэтому перед реализацией ПТОС на конкретной скважине необходимо провести комплекс исследований и расчет технологических показателей (оптимальный темп нагнетания, время нагнетания, период выдержки). Практика ПТОС показывает, что наилучшие результаты достигаются при проведении двух- трех последовательных обработок.

Для проведения паротепловой обработки скважина должна быть оснащена специальным оборудованием, состоящим из устьевой арматуры, термостойкого пакера и термоизолированных труб.

Технологии воздействия на пласт

Анализ геолого-физической характеристики эксплуатационных объектов месторождения и критериев применимости МУН показал, что тепловые методы увеличения нефтеотдачи реально позволяют повысить степень извлечения нефти из недр.

Наиболее приемлемым для условия месторождения являются технологии теплового воздействия в сочетании с последующим заводнением. Сущность технологии заключается в создании в пласте высокотемпературной зоны (тепловой оторочки) путем нагнетания теплоносителя с поверхности и перемещении температурной волны к забоям добывающих скважин. Размер высокотемпературной зоны определяется исходя из условия последовательного прогрева пласта от высокотемпературной зоны в направлении к добывающим скважинам с достижением на их забоях к концу разработки определенного уровня температуры (обычно 80-1000С).

Следует отметить различие в механизмах нефтеизвлечения для карбонатных и терригенных коллекторов. В карбонатных коллекторах основные запасы нефти, как правило, сосредоточены в блоках (матрице), а доля высокопроницаемых трещин составляет до 2% в общей пористости пластов. Поэтому основным механизмом в данном случае является капиллярная пропитка, определяемая свойствами нефтей, зависящими от температуры и активности воздействующих агентов. В первую очередь, это значения краевого угла смачивания и поверхностного натяжения на границе нефть-порода.

На рисунке №6 приведены вязкостно-температурные характеристики нефтей Мордовоозерского месторождения, полученные по аналогии работы Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну ("Термические методы повышения нефтеотдачи пластов). Анализ этих зависимостей показывает, что существенное снижение вязкостей происходит при увеличении температуры нефтей до 120-1500С. В этой связи для условий эксплуатационного объекта, включающего пласты А2 и А3 предлагается, в первую очередь, технология создания тепловой оторочки путем нагнетания горячей воды с температурой порядка 1500С в сочетании с последующим заводнением ненагретой водой с целью рационального использования тепловой энергии. Нагнетание горячей воды с вышеуказанным уровнем температуры позволяет исключить из комплекта оборудования нагнетательных скважин использование дорогостоящих термоизолированных насосно-компрессорных труб для транспортировки горячей воды к эксплуатационному объекту, а также сократить затраты на поверхностное обустройство. Для эксплуатационных объектов, включающих пласт А4 и пласты Б0, Б1 и Б2, необходимо применение технологии паротеплового воздействия в сочетании с последующим заводнением ненагретой (попутнодобываемой) водой. Использование этой технологии обусловлено более высокими значениями вязкостей нефтей эксплуатационных объектов.

Рисунок №6 Зависимость вязкостей нефтей эксплуатационных объектов от температуры

Вместе с тем, применение высокотемпературного рабочего агента позволяет использовать некоторые преимущества механизма нефтеизвлечения.

На рисунке №7 приведены зависимости плотностей нефтей Мордовоозерского месторождения от температуры. При температурах порядка 3000С плотности нефтей и воды становятся равновеликими, что снижает фактор гравитационной сегрегации особенно в условиях больших толщин пласта А4. Кроме того, высокие уровни температуры предопределяют скорость капиллярной пропитки для карбонатных коллекторов и возможность проявления механизма частично смешивающегося вытеснения в системе вода-нефть.

Рисунок №7 Зависимость плотностей нефтей эксплуатационных объектов и воды от температуры

На рис. 8 приведен один из примеров по определению оптимальной оторочки теплоносителя по энергетической нефтеотдаче (с учетом затрат условного топлива на производство теплоносителя) для условий Мордовоозерского месторождения.

Следует отметить, что при реализации технологий теплового воздействия на пласт для каждого элемента разработки необходимо создание индивидуальной программы осуществления технологии с учетом геолого-физической характеристики элемента.

При разработке нефтяных месторождений тепловыми методами в пласте происходят, как известно, процессы самообразования определенного количества таких активных агентов как СО2, щелочь, ПАВ и др., но их, как правило, недостаточно для эффективного влияния на механизмы вытеснения нефти. Имеется ряд технологий комбинированного теплового воздействия в сочетании с закачкой химреагентов с поверхности, способствующих улучшению технологических показателей и увеличению нефтеотдачи (термополимерное, термощелочное воздействие и др.) Однако закачка химреагентов и их композиций с поверхности связана с организационно-экономическими осложнениями, а также дефицит самих агентов.

Рисунок №8 Зависимость нефтеотдачи (hи энергетической нефтеотдачи (h) от размера оторочки теплоносителя (Vот)

Вместе с тем имеется достаточное количество химических продуктов, активно используемых до недавнего времени в аграрном комплексе, таких как, например, карбамид (мочевина) и углекислый аммоний. При закачке насыщенного раствора карбамида в предварительно прогретый пласт происходит его разложение на углекислый газ и аммиак, если температура превышает 1500С по следующей реакции:

Из 1 т карбамида при разложении образуется 746,6 м³ аммиака и 373,3 м³ углекислого газа. При нагнетании углекислого аммония в области пласта, прогретого до температуры более 590С происходит его разложение на углекислый газ, аммиак и воду по следующей реакции:

Из 1 т углекислого аммония при разложении образуется 233 м³ СО2 и 467 м³ NH3.

Аммиак и углекислый газ совместно с паром продвигаются по пласту в виде относительно компактной оторочки. По мере снижения температуры происходит растворение аммиака и углекислого газа в нефти и воде. На этой стадии проявляются механизмы вытеснения нефти гидроксидом аммония и углекислым газом.

На основе этих предположений в своё время в ОАО "ВНИИнефть" были проведены экспериментальные исследования по изучению основных особенностей комбинированного воздействия теплоносителем и раствором карбамида на нефти, аналогичной по составу нефти пласта А4.

Установлено, что в области температур более 120-1400С фильтрационные сопротивления в пласте существенно (до 10 раз) возрастают по сравнению с фильтрацией пресной воды, что обусловлено образованием двухфазной системы вода-газ (двуокись углерода-аммиак).

Таким образом, комбинированное воздействие на пласт теплоносителем и раствором карбамида направлено не только на увеличение коэффициента вытеснения, но и на "саморегулирование" охвата пласта как по толщине, так и по площади вследствие увеличения фильтрационных сопротивлений при двухфазном течении водогазовой смеси в области повышенных температур. Дополнительным (а возможно и определяющим) фактором увеличения охвата пласта, является процесс эмульгирования нефти раствором аммиака.

7. Рекомендации по совершенству метода интенсификации

Мордовоозерское месторождение открыто в 1992 году. Введено в разработку в 1994 году. Нефтеносность в пределах Мордовоозерского месторождения установлена в бобриковских (пласты Б2 и Б1), тульских (пласт Б0), башкирских (пласт А4) и верейских (пласты А3 и А2) отложениях.

По состоянию на 01.01.10 г. на Мордовоозерском месторождении в пределах контура нефтеносности пробурено 30 скважины, которые вскрыли все нефтяные пласты.

Согласно технологической схеме на рассматриваемом месторождении выделены три эксплуатационных объекта:

· эксплуатационный объект, включающий пласты А2 и А3 с равными вязкостными свойствами нефтей;

· эксплуатационный объект - пласт А4, содержащий нефть более высокой вязкости;

· эксплуатационный объект, включающий пласты Б0, Б1 и Б2.

После анализа истории и текущего состояния разработки месторождения проведено сравнение фактических и проектных показателей разработки, выявлены основные причины расхождения фактических показателей от проектных.

Главным отличием является отставание по темпам ввода новых добывающих скважин. Кроме того, ввиду существенного снижения текущего пластового давления на месторождении в 2006 году введена в работу нагнетательная скважина - раньше, чем это было предусмотрено технологической схемой (2008 год).

Для поддержания снижающегося пластового давления необходимо приступить к организации системы ППД, с использованием фонда обводнившихся добывающих скважин с закачкой в них не нагретой воды и полимерных оторочек, обеспечивающих сглаживание последствий большой разницы между вязкостями нефти и воды.

Для следующих объектов при разработке необходимо применение следующих технологий:

объект А2+А3 - применение комбинированного воздействия путем закачки оторочки полимерного раствора, нагнетания горячей воды с оторочкой химреагента (углекислый аммоний)

объект А4 - применение комбинированного воздействия путем закачки оторочки полимерного раствора, нагнетания пара с оторочкой

объект Б0+Б1+Б2 - разработка в две стадии - на естественном режиме, после этого консервация, после расконсервации применение теплового воздействия путем нагнетания пара, с последующей закачкой холодной воды.

Весь комплекс мероприятий позволит извлечь из недр к концу разработки в целом по Мордовоозерскому месторождению 10263,7 тыс. т. нефти и достигнуть КИН 0,291, при общем проектном фонде в 261 скважину и фонде для бурения 231 скважину.

8. Расчеты

Выбор оборудования и режима работы установок погружных центробежных электронасосов (ПЦЭН)

Исходные данные.

. Глубина скважины Lc=1331 м;

. Уровень статический Hcт=82 м;

. Уровень динамический Hд=391 м;

. Коэффициент продуктивности K=7,09 м³/сут атм;

. Планируемый дебит по жидкости Qж ст=220 м³/сут

. Дебит по нефти Qн=3,9 т/сут;

. Содержание воды в продукции В=0,98;

. Газовый фактор Г=9,8 м³/м³;

. Интервал перфорации: 1325,6-1331 м;

. Давление пластовое Pпл=12,47 Мпа;

. Давление насыщения Pнас=5,5 МПа;

. Давление на устье Py=1,1 MПа;

. Плотность нефти qн=910 кг/м³;

. Плотность газа qг=1,202 кг/м³;

. Плотность воды 1,125 кг/м³;

. Содержание азота ya=0, 214;

. Содержание метана ym=0,158;

. Температура пластовая T=293K;

. Вязкость воды µв=1мПаС;

. Вязкость нефти µн=4,606 мПАс;

. Вязкость жидкости µж=2 мПас;

. Молярная масса газа М=50,75;

. Объемный коэффициент нефти вн=1,033;

. Объемный коэффициент воды вв=1,02.

Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме.

.1. Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

rсм = ([rв b + rн (1-b)] (1-Г) + rг Г

= [1020*0.7 + 860*(1 - 0.7)] (1-0.15) + 1.05*0.15 = 826,4

где rн - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

rв - плотность пластовой воды,

rг - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;обводненность пластовой жидкости

.2. Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

Рзаб = Рпл - Q / Kпрод = 16,0 - 92/18 = 10,9Мпа.

где Рпл - пластовое давление;-заданный дебит скважины;прод - коэффициент продуктивности скважины.

. Определение требуемого напора насоса

.1. Глубина расположения динамического уровня, м

Ндин = Lскв - Pзаб / rсм g=1890 - 10,9*106/826,4*9,81 = 545,5 м

2.2. Давление на приеме насоса, при котором газосодержание не превышает предельно-допустимое, МПа

Р пр = ( 1 - Г ) Рнас = (1 - 0,15) 8,3 = 7,05 Мпа

.3. Глубина подвески насоса, м

= Ндин + Pпр / rсм g = 545,5 + 7,05*106/ 826,4*9,81 = 1414,1 м.

.6. Температура пластовой жидкости на приеме насоса, С

= Tпл - - (Lскв - L) * Gт = 97 - (1890 - 1414,1) * 0,02 = 87,5С

.7. Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос

* = b + (1-b) [1 + (B - 1) ÖPпр / Pнас = 0,7 + (1-0,7)* [ 1+(1,15-1)* *Ö7,06/8,3] = 1,034

.8. Дебит жидкости на входе в насос, куб.м/сут

пр = Q * B*=92 * 1,034=95,128 куб.м/сут

.9. Объемное количество свободного газа на входе в насос,куб.м

пр = G*(1-b)* [1- (Pпр / Рнас )]= 62(1-0.7)[1-(7,06/8,3)]= 2,8 куб.м

.10. Газосодержание на входе в насос

bвх = 1 / [((1+Рпр*10-5) В*) / Gпр + + 1]= 1/[((1+70,5)* 1,034)/9,26 +1]= 0,111
1.11. Расход газа на входе в насос

г.пр = (1-b)*Qпр bвх / ( 1 -bвх)= (1-0,7)* 95,128*0,111 /(1-0,111)= 3,56

.12. Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

= Qг.пр.с / f cкв = 3,56/24*60*60*0,785*(0,1282 - 0,0962 )= 0,68 см/с

Где f cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

.13. Истинное газосодержание на входе в насос

j = bвх / [1 +( Cп / C ) bвх]= 0,111 / [1+(0,16*0,11/0,68)]= 0,108

.14 Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса":

г1 = Pнас {[1 / (1 - 0,4 j)] - 1} = 8,3 {[1/1-0,4*0,108)] -1}=0,373МПА.

.15. Коэффициент сепарации газа на входе в насос

= 1 / [1 + (6.02 Qпр.с / fскв )] = 1 / [1+6,02* 95,128/24*3600*0,785*(0,1282 - -0,0962 )= 0,4597

.16. Относительная подача жидкости

= Qж.пр / QоB=95,128 / 86=1,106

1.17. Относительная подача на входе в насос в соответствую-щей точке водяной характеристики насоса

пр = Qж.пр / QоB KQn = 95,128 /86*0,954 = 1,1595

.18. Газосодержание на приеме насоса

b пр = b вх ( 1 - Кс ) = 0,111*(1-0,4597) = 0,06

.19. Необходимое число ступеней насоса, шт

= H / hст =661 / 4,3=153,9.

.20 Выбираем стандартное количество ступеней насоса=196

.21 КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы

h = 0.8 Кhn Кhq hоВ = 0,8*0,787*0,92*0,52=0,31

.31. Мощность насоса, кВт

= P196 * Qс / h = 6,13*106 *95,128* /(24*3600*0,31) = 21,79 кВт

.32. Мощность погружного двигателя, кВт

ПЭД = N / hПЭД = 21,79 / 0,85=25,63кВт

1.33. Проверяем установку на максимально допустимую температуру на приеме насоса

Т > =< [T], 87,5 < [90]

Температура на приеме ПЭД меньше допустимой.

.34. Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего расчитываем скорость потока откачиваемой жидкости

= Qс / 0,785 (D2 - d2 )= 95,128/24*3600*0,785*(0,1282 - -0,0962 )= 0,195 -

Что практически равно минимальной скорости охлаждающей жидкости

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на DL= 10-100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина DL зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

Литература

1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. "Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин" М. Недра, 1979 г.

. Байков Н.М. "Лабораторный контроль при добыче нефти и газа" М. Недра, 1983 г.

. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. "Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов" Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.

. Бухаленко Е.И. "Справочник по нефтепромысловому оборудованию" М. Недра, 1983 г.

. Викторин В.Д., Лычков Н.П. "Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам" М. Недра, 1980 г.

. Гиматудинов Ш.К. "Справочная книга по добыче нефти" М. Недра, 1980 г.

. Зарипов С.З. "Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте" Обзорная информация, серия "Техника и технология добычи нефти" ВНИИОЭНГ 1981 г. Выпуск 2.

. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. "Увеличение продуктивности и приемистости скважин" М. Недра, 1985 г.

. Кудинов В.И., Сучков Б.М., "Интенсификация текущей добычи нефти" "Нефтяное хозяйство 1990 г., №7.

. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. "Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии" Казань Таткнигоиздат 1989 г.

. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. "Регламент по технологии глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта" Татнефть, 1998 г.

. Сучков Б.М. "Причины снижения производительности скважин" Нефтяное хозяйство, 1988 г., №5. РД 153-39-007-96 "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений"

. Лицензия на право пользования недрами УЛН 09091 НЭ.

. Авторский надзор за разработкой месторождений ОАО "Ульяновскнефтеотдача", ВНИИнефть, М., 1998 г.

."Анализ технологических показателей разработки и прогноз уровней добычи нефти по месторождениям ОАО Ульяновскнефтеотдача". М., п. Новоспасское, ОАО "ВНИИнефть", ОАО "Ульяновскнефтеотдача", 1999 г.

."Исследования физико-химических свойств пластовых нефтей, отобранных из скважин ОАО "Ульяновскнефть". "Гипровостокнефть", г. Самара, 2003 г.

.Чипас Е.И. "Составление проектов пробной эксплуатации нефтяных месторождений Ульяновской области". Отчет "ГИПРОТОРФ". Книга 1. Москва, 1987 г.

. П.М. Усачев, "Гидравлический разрыв пласта" Москва, "Недра", 1986 г, 165 с.

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Введение

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

3. Характеристика применяемых методов для повышения продуктивности скважин

Проведение гидроразрыва пласта

4. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

Анализ эффективности применяемых методов

5. Методы воздействия на пласты месторождения

Похожие работы на - Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения