Контроль проведения гидравлического разрыва пласта акустическими методами

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В настоящее время ГРП применяют практически как самый эффективный метод для стимуляции скважин. В результате ГРП в породах образуются новые или расширяются существующие трещины за счет создания на забое скважины высокого давления, превышающего вес вышележащих пород. В работе рассмотрена технология проведения ГРП , необходимое для него аппаратура и оборудование, освещена оценка контроля ГРП методом кросс-дипольного акустического каротажа.

Пример контроля акустическими методами был рассмотрен на одной из скважин Приразломного месторождения, которое расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины.

Рассмотрены экономическая рентабельность работ по проведению ГРП, аспекты обеспечения БЖД персонала, а также мероприятия по защите окружающей среды.

Аbstract

Currently, hydraulic fracturing is used almost as the most effective method for well stimulation. As a result of hydraulic fracturing new fractures are created and existing fractures are expanded by means of creating of well bottom pressure exceeding the weight of overlying rocks . This paper presents the technology of hydraulic fracturing, necessary hardware and equipment, evaluation and control of hydraulic fracturing by means of cross-dipole sonic logs. The example of control by acoustic methods has been considered in one of the wells of Prirazlomnoe field, which is located in the central part of the West Siberian Plain. The paper presents hydraulic fracturing economic profitability, aspects of emergency risk management, procedures for environmental protection.

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

1.2 История освоения района

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

2.2 Продуктивные пласты

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения разработки месторождения и их показатели

3.2 Контроль за разработкой Приразломного месторождения

3.2.1 Контроль гидродинамическими методами

3.2.2 Контроль за разработкой геофизическими методами

4. Техническая часть

4.1 Требования к конструкциям скважин

4.2 Оборудование, средства КИПиА, инструменты и приспособления, применяемые при ГРП

4.3 Основные требования к качеству рабочих жидкостей (жидкости разрыва, жидкости песконосителя и продавочной жидкости)

4.4 Основные требования к проппанту

4.5 Потребное количество материалов на проведение операции ГРП на месторождениях

5. Специальная часть

5.1 Описание физической сущности ГРП

5.2 Порядок проведения и объем работ по гидравлическому разрыву пласта(ГРП)

5.3 Технология проведения работ по гидроразрыву пласта

5.4 Расчет параметров процесса ГРП в скважине

5.5 Анализ проведения ГРП

6. Контроль ГРП

6.1 Котроль ГРП нефтегазоносного пласта геофизическими методами

7. Расчет эффективности проекта ГРП

7.1 Аннотация

7. 2 Методика обоснования экономической эффективности проведения ГРП

7.3 Исходные данные

7.4 Расчет ЧТС и ПДН за период с 1994-1997гг.

7.5 Анализ чувствительности проекта

7.6 Выводы

8. Безопасность и экологичность

8.1.1 Основные опасности и вредности в нефтяной промышленности. Методы их снижения и устранения

8.1.2 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда. Организация рабочих мест

8.1.3 Санитарные требования

8.1.4 Противопожарные требования и средства пожаротушения

8.1.5 Мероприятия по безопасности при выполнении работ по ГРП

8.2 Экологичность проекта

8.2.1 Влияние проектируемых работ на охрану окружающей среды

8.2.2 Мероприятия по защите окружающей среды

8.3 Чрезвычайные ситуации

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Вместе с положительными достижениями в разработке месторождений, за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с ростом обводненности продукции и снижающимися темпами добычи нефти. Кроме того, при разработке залежей нефти заводнением, ожидаемая нефтеотдача в лучшем случае может достигнуть 50%. Более половины запасов нефти при освоении заводнением остаются не извлеченными. Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействуя на пласт, повышает производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Практически считается, что в любой технически исправной скважине, в которой дренирует неистощенный пласт с проницаемостью ниже 0,05 мкм², может быть применен ГРП, дающий экономический эффект при соблюдении технологии.

ГРП начал внедряться за рубежом и в России с 1949 года и в настоящее время стал стандартным методом повышения нефтеотдачи в низкопроницаемых пластах, имеющий эффект в 90% случаев.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прочностные свойства породы пласта. В практике ГРП, давления, при которых происходит разрыв пласта, как правило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5-2 раза гидростатическое давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

Для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

Для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин;

Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

В практике разрыва пласта различают три основных вида процесса:

Однократный разрыв пласта;

Многократный разрыв пласта;

Направленный (поинтервальный) разрыв пласта.

Технология однократного гидроразрыва пласта предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины. Технологические схемы многократного разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При направленном разрыве, в отличие от двух первых видов, места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины.

Технология гидроразрыва ставит перед геофизикой следующие задачи:

· определение азимутального направления естественной трещеноватости для ориентирования направленного гидроразрыва и определение направления развития трещины ГРП

· определение интервала, на котором произошли изменения вследствие проведения на скважине ГРП

· оценка изменений качества цементирования обсадной колонны и нарушение герметичности после проведения ГРП

Цель работы: Рассмотреть методику контроля проведения ГРП акустическими методами

Задачи:

· Рассмотреть технологию проведения ГРП(Требования к конструкциям скважин,

оборудование, инструменты и приспособления, применяемые при ГРП)

· Рассмотреть контроль ГРП акустическими методами на одной из скважин Приразломного месторождения

· Рассчитать экономическую эффективность проведения ГРП

· Рассмотреть основные требования БЖД персонала на скважине, мероприятия по обеспечению безопасности при выполнение работ ГРП

· Оценить влияние проектируемых работ на охрану окружающей среды и предложить мероприятия по повышению эффективности защиты окружающей среды

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Приразломное месторождение расположенное западнее Салымского месторождения (рис.1.1), открыто в 1982 году в результате испытания скважины 154, давшей промышленный приток нефти дебитом 4,8 м³/сут на штуцере 2 мм, из горизонта БС4-5.

Балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа Приразломного месторождения подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии и утверждены ГКЗ СССР в 1985 году. В разработку месторождении введено в 1986 году.

Приразломное месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины в зоне промышленной добычи нефти, где эксплуатируются такие крупные месторождения, как Усть-Балыкское, Правдинское, Мамонтовское и другие.

В административном отношении оно принадлежит Ханты-Мансийскому району, Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области.

Месторождение удалено на 90 км к востоку от города Ханты -Мансийска и на 70 км к западу, от города Нефтеюганска.

К югу от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепроводы Усть - Балык - Омск.

Район месторождения представляет собой слаборасчленённую, заболоченную равнину.

Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым, Малый Салым. Река Обь протекает с востока на запад севернее месторождения и является основной водной артерией.

В районе много озёр. Месторождение расположено в зоне многолетнемёрзлых пород, имеющих преимущественно прерывистое строение. На сопредельных территориях толщина их составляет 15 - 40 метров.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким летом. Снежный покров держится 180 - 190 дней и достигает толщины 1,5 метра.

Населённые пункты расположены, преимущественно, по берегам рек. Завоз основного объёма оборудования и материалов на площадь работ осуществляется автомобильным, железнодорожным и воздушным транспортом. В близи месторождения проходит автотрасса Ханты-Мансийск - Тюмень, а также железная дорога. Ближайшие станции Пыть-Ях, Островная, Куть-Ях расположенные к югу и юго-востоку от месторождения. В городе Нефтеюганске имеется аэропорт.

Основным источником питьевого и хозяйственного водоснабжения служат подземные воды атлымского горизонта (подмерзлотные воды), являющиеся в санитарном отношении идеально чистыми.

Приразломное нефтяное месторождение находится на стадии разработки. Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Правдинскнефть» (п.г.т. Пойковский), входящее в состав Открытого Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» (г. Нефтеюганск).

Рис.1.1

1.2 История освоения района

Приразломное месторождение открыто в 1982 году. Это, по существу первое крупное месторождение в ОАО «Юганскнефтегаз», имеющее залежи литологического типа.

Месторождение многопластовое, нефтеносность приурочена к семи пластам - А¹₁₁, А²₁₁, БС₁, БС_4-5, БС₅, ачимовской толще и пласту Ю₀. Однако лишь горизонт БС_4-5 представляет интерес рентабельной разработки. В нём сосредоточенно 95,0% извлекаемых запасов нефти категории С₁.

Разбуривание месторождения началось в 1987 году по проектному документу «Технологическая схема разработки Приразломного месторождения», СибНИИНП 1984г., утверждённая протоколом № 1087 ЦКР МНП от 24.07.87г. (1), с корректировкой технологических показателей разработки по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения», СибНИИНП 1987г. (3).

С 1989 года месторождение разрабатывалось по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах», СибНИИНП 1989г., утверждённые ЦКР Главтюменьнефтегаза - протокол № 107 от 7.04.89 года (4).

В мае 1990 года был составлен проектный документ «Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения», СибНИИНП 1990г. (5), которая явилась первым крупным проектным документом составленным на всё месторождение.

Данная работа была утверждена ЦКР МНГП от 16.01.91года, протокол № 1397. Основные проектные решения рекомендуемого к внедрению варианта:

основной объект разработки БС_4-5;

максимальный проектный уровень добычи нефти 3500 тыс. т;

общий проектный фонд составил - 3107 скважин;

основной способ эксплуатации механизированный

(ШГН-70%, ЭЦН-20%, ЭДН-10%);

В конце 1990 года в связи с изменением границ зоны приоритетного природоиспользования была составлена «Дополнительная записка к комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения», 1990г. СибНИИНП, так как возникла необходимость пересмотра показателей разработки с поправкой на изменение границ, но вскоре снова вернулись к проектному документу (5), после пересмотра границ природоиспользования.

В 1996 году был составлен новый проектный документ «Уточнение технологических показателей разработки по площади обустройства Приразломного месторождения», 1996г. Тюмень, ТОО «Тэрм», который учитывал проведение массовых ГРП на Приразломном месторождении, но так как он не был утверждён, то на сегодняшнее время разработка осуществляется в соответствии с проектным документом (5).

Темпы разбуривания

Месторождение разбуривается с 1987 года. На 4-й год (1990г.) объём бурения составил 422 тыс. м (из бурения было принято 125 скважин), максимальный был, достигнут в 1991 году - 471 тыс. м (принято 155 скважин). В 1994 - 95 годах бурение резко сократилось. Например, в 1994 году объём бурения составил 118 тыс. м., что в 4 раза меньше максимального, в 1995 году - 158 тыс. м, что в 3 раза меньше максимального (54 скважины). За 1996 год пробурено менее 70 тыс. м (39 скважин) при годовом плане 84 тыс.м.

Темпы бурения низкие, годовой объём бурения составляет на 1996 год 3% от оставшегося.

На 1997 год объём бурения составлял 63 тыс. м (35 скважин), а в 1998 году - 51 тыс. м (28 скважин).

Дебиты скважин

Входной дебит разведочной скважины был достаточно высоким - 21 т/сут, по эксплуатационным скважинам входные дебиты были существенно ниже. В период 1991 - 1994 г. они составляли 6 - 10 т/сут. в 1995 году средний дебит нефти по новым скважинам составил за первые 1 месяцев 9,6 т/сут. Средний дебит нефти за 11 месяцев 1996 года составил 16,6 т /сут, дебит жидкости - 18,1 т/сут. В 1997 году средний дебит составил 19,7 т/сут, дебит по жидкости - 21,3 т/сут.

В 1998 году по прежнему продолжается рост дебита нефти, который составил на конец года по нефти - 20,3 т /сут, по жидкости - 22,7 т/сут.

В динамике среднего дебита нефти отмечалась тенденция снижения с 20,9 т/сут в 1986 году до 10,8 т/сут в 1992 году. С 1993 года средний дебит нефти растёт. Это связано с увеличением объёмов гидроразрыва пласта, который обеспечивает хорошие результаты.

Обводнённость продукции

Добываемая продукция начала обводняться с 1988 года. К 1990 году процент обводнения составил уже - 3,49%. За 1992 год обводнённость повысилась незначительно и составила - 5,24%. 1993 год - процент воды продолжает медленно расти и к 1994 году он вырос ещё на 1,54% и составил соответственно 6,78%.

В период с 1994 по 1996 года процент воды не изменился, даже не существенно снизился, а к 1997 году обводнённость продукции составила 7,39%. К концу 1999 года процент воды содержащийся в добываемой продукции составляет - 16,1%.

В основном фонд малообводнён, безводных скважин около 6%.

Закачка воды

По состоянию на 1.12.1998г. нагнетательный фонд составлял 158 скважин. Соотношение добывающего и нагнетательного фонда - 3,9:1,0.

Объём закачки за 1997г. - 4444 тыс. м3, за 1998г. - 5477 тыс. м3.

В центральной части основные нагнетательные ряды трёхрядной системы в основном сформированы, в южной же части система заводнения полностью пока не сформирована.

Основные показатели разработки по месторождению (по состоянию на 1.12.1998 год)

Добыча нефти…………………………………………….3294,5 тыс. т

Добыча нефти накопленная…………………………....19148,9 тыс. т

Дебит нефти………………………………………….....20,3 т/сут

Дебит жидкости……………………………………………...22,7 т/сут

Добыча жидкости……………………………………….…..3671,4 тыс. т

Добыча жидкости накопленная…………………………..20609,1 тыс. т

Обводнённость…………………………………………………...10,3%

Закачка воды……………………………………………5477,0 тыс.м3

Закачка воды накопленная………………………….31488,0 тыс.м3

Действующий фонд добывающих скважин……………………533

Действующий фонд нагнетательных скважин…………………158

Вывод

Расположение района работ в холодной климатической зоне налагает трудности в осуществлении производственных процессов на Приразломном месторождении.

Разработка месторождения осуществляется согласно проектным документам, где одним из способов добычи нефти предусмотрен механизированный, с помощью погружных установок ЭЦН. Особенности климата позволяют эксплуатировать электроцентробежные насосы на месторождении.

Дебиты скважин достаточно высоки, продукция имеет незначительный процент воды, поэтому внедрение УЭЦН на Приразломном нефтяном месторождении целесообразно.

Таким образом, Приразломное месторождение находится в начальной стадии своего освоения. Потенциал месторождения требует уточнённой оценки с учётом применения современных технологий разработки.

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла.

Доюрские образования толщиной 107 метров вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 метров представлена туфоаргиллитами. Нижняя - кварцевыми порфиритами и порфиритами среднедевонского возраста.

В состав платформенного чехла входят терригенные отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (см. рисунок 2.1), общей толщиной 3320 метров.

Нижнемеловые отложения готерив-баремского возраста продуктивны. Представлены неравномерным по толщине переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин.

В тектоническом отношении Приразломное месторождение приурочено к Салымской моноклинали, имеющей субмеридиональное простирание. На востоке через неглубокий прогиб она сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.

Салымская моноклиналь осложняется структурами второго порядка: на севере Салымское куполовидное поднятие и Пойкинский вал, на юге - Верхне-Салымское куполовидное поднятие. Разделяются они между собой Милясовской котловиной.

Приразломное нефтяное месторождение приурочено к группе малоамплитудных локальных структур 4-го порядка и меньше, осложняющих Салымское куполовидное поднятие.

В районе скважины 160 отмечается Чусинская приподнятая зона, замыкающаяся сейсмоизогипсой - 2875 метров, имеющая субширотное простирание.

Для всех структур свойственен унаследованный характер развития с постепенным выполаживанием структур вверх по разрезу.

По данным Главтюменьгеологии в меловое время отмечалось инверсионное развитие структур. Наличие инверсий, по-видимому, связано с активным прогибанием Салымской моноклинали в это время и резким вздыманием центральной части Сургутского свода.

Такое активное, резконаправленное тектоническое развитие структур, несомненно, повлияло на распределение углеводородов в залежах пластов неокома.

На Приразломном месторождении к песчаным фациям нижнемеловых отложений приурочены залежи нефти пластов А111, А211, БС1, БС15, ачимовской толщи и горизонта БС4-5.

Горизонт БС4-5 является основным продуктивным горизонтом Приразломного месторождения. Содержит 95-97% извлекаемых запасов нефти категории С1, утверждённых ГКЗ СССР.

Горизонт БС4-5 имеет довольно сложное строение и представляет совокупность песчаных пластов Б14, Б24, Б15, Б25, образующих единую гидродинамическую систему.

Литологический состав пород, слагающих продуктивные отложения горизонта, представлен переслаиванием аргиллита, алевролита и песчаника.

Песчаники серые, светло-серые, буровато-серые в зависимости от степени нефтенасыщенности, мелко и среднезернистые, среднесцементированные, слюдистые.

Структура псаммитовая, чаще алевропсаммитовая. Текстура однородная или слоистая.

Алевролиты по вещественному составу сходны с песчаниками.

Переслаивание песчаника и алевролита не всегда чёткое. Иногда наблюдается постепенное замещение песчаника алевролитом и наоборот.

Аргиллитовые прослои линзовидные, маломощные и приурочены, в основном, к подошве пласта.

Цемент по составу кварцево-хлористый. Часто отдельные поры заполнены кальцитом.

Средняя общая толщина горизонта составляет 35 метров. Отмечается общее увеличение толщины горизонта в его северо-западном погружении, где в скважине 222 она составляет 50 метров.

В центральной части месторождения, в районе скважин 47, 154, 193, 198, 221, 222, 314 отмечается зона развития монолитного песчаного слоя толщиной 3 и более метров.

Коллекторы горизонта БС4-5 низкопроницаемые. Проницаемость по керну 14 мд, пористость - 0,18, расчленённость - 4,2.

Покрышкой над горизонтом БС4-5 служит глинистая пачка толщиной в среднем 38 метров.

В составе горизонта БС4-5 выделяется две залежи нефти: Приразломная (основная) и залежь в районе скважины 191 (северная).

Приразломная (основная) залежь ограничена, в основном, линией глинизации. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 1,0 метра в скважине 219 до 21,8 метра в скважине 222.

Горизонт БС4-5 на Приразломной залежи был испытан в 25-ти скважинах. В 5-ти скважинах дебиты нефти от 4,8 м3/сут до 36,1 м3/сут были получены через 2 и 6мм штуцера.

ВНК не вскрыт. По комплексу данных испытаний ГИС и керна ВНК на Приразломной залежи принимается условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 221 на абсолютной отметке - 2549,2 метра.

Размеры залежи 55,4 х 7,25км, высота 187 метров. По типу залежь литологически экранированная.

Залежь в районе скважины 191 (северная) с юга и юго-востока ограничена линией глинизации. С севера и северо-запада оконтурена линией ВНК.

Залежь была вскрыта 2-мя разведочными скважинами 190 и 191, эффективная нефтенасыщенная толщина, в которых составляет 1,6 и 9,8м соответственно.

ВНК залежи не вскрыт, принимается условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 190 на отметке - 2598м.

Размеры залежи 10,3 х 4км, высота 33 метра, по типу залежь литологически экранированная.

2.2 Продуктивные пласты

Приразломное месторождение открыто в 1982 году и является крупным по объёму запасов, многопластовым месторождением.

Продуктивность выявлена в шести пластах (А¹11, А211, Б1, горизонт Б4-5, ачимовская толща - пласты Ач1-2-3, Ач4) из которых основным объектом разработки является горизонт Б4-5, содержащий около 95% всех извлекаемых запасов нефти по категории С1.

Горизонт Б4-5

Продуктивный горизонт Б4-5 характеризуется низкими коллекторскими свойствами (проницаемость по керну составляет 15мд, пористость - 0,18, расчленённость - 4,2) расчленённостью и литолого-фациальной изменчивостью отдельных прослоев, линзовидностью, особенно в нижней части разреза горизонта.

Литологически пласт БС4-5 представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причём в нижней части продуктивного интервала песчаники развиты преимущественно в виде изолированных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения. Горизонт состоит из двух литологически экранированных залежей - основной и северной.

Основная залежь имеет в плане заливообразную форму, которая расширяется и раскрывается в северном направлении. Ограничена линией глинизации.

Глубина залегания 2430 - 2720 м. Размеры залежи составляют 55 х 30 км. ВНК не зафиксирован и принят условно на абсолютной отметке - 2528 м.

Северная залежь вскрыта двумя разведочными скважинами №190 и 191, эффективная нефтенасыщенная толщина, в которых составляет соответственно 1,6 и 9,8 м. ВНК принят условно на абсолютной отметке - 2528 м. Размеры залежи 10,3 х 4 км. В скважине №191 получен приток безводной нефти дебитом 6,7 м3/сут.

Средняя толщина пласта составляет 11,8 м. Максимальная насыщенная толщина достигает 32 м. Основные геолого-физические параметры пласта БС4-5 приведены в таблице 2.2.

Геолого-физическая характеристика горизонта БС4-5

Глубина залегания кровли пласта 2430-2720 м

Тип залежи литологически экранированная

Тип коллектора терригенный поровый

Абсолютная отметка ВНК (условно) 2559,2 м

Средняя нефтенасыщенная толщина 11,8 м

Средняя проницаемость 15 мд

Средняя пористость 18%

Средняя нефтенасыщенность 71%

Начальное пластовое давление 25,4 Мпа

Давление насыщения 10,8 Мпа

Пластовая температура 800С

Вязкость нефти в пластовых условиях 1,34 Мпа с

Газовый фактор 68 м3/т

Плотность нефти в поверхностных условиях 855 кг/м3

Содержание серы в нефти 0,9%

Содержание парафина в нефти 3,35%

Содержание смол и асфальтенов в нефти 7,63%

Температура застывания нефти -60С

Ачимовская толща

Пласт Ач1-2-3

В 1987г. в процессе доразведки была доказана промышленная нефтеносность пласта Ач1 и Ач2-3.

Залежь пласта расположена в юго-западной части месторождения, на склоне структуры, в плане с основной залежью пласта БС4-5 не совпадает.

По типу залежь литологически экранированная. Эффективная нефтенасыщенная толщина пачки Ач1 варьирует от 0 до 7,2 м, пачки Ач2-3 от 0 до 18,5 м.

Основные геолого-физические параметры пласта Ач1-2-3 в целом представлена в таблице 2.3.

Геолого-физическая характеристика пласта Ач1-2-3

Глубина залегания кровли пласта 2590-2640 м

Тип залежи литологически - экранированная

Тип коллектора терригенный поровый

Абсолютные отметки ВНК 2780-2790 м

Средняя нефтенасыщенная толщина 9,93 м

Средняя проницаемость 12 мд

Средняя пористость 16-18%

Средняя нефтенасыщенность 60%

Пластовая температура 970С

Вязкость нефти в пластовых условиях 0,82 Мпа с

Газовый фактор 55 м3/г

Плотность нефти в поверхностных условиях 840 кг/м3

Содержание серы в нефти 1,08%

Содержание парафина в нефти 2,36%

Содержание смол и асфальтенов в нефти 7,71%

Температура застывания нефти -60С

Пласт Ач4

Нефтеносность пласта выявлена в 1984г. в процессе испытания разведочной скважины №161.

Залежь имеет размеры 42 х 17 км и в плане охватывает территорию площадок ДНС-1, ДНС-2 и ДНС-3. Участок залежи с запасами категории С1, где расположены 14 добывающих на пласт Ач4 скважины (кроме скважины №37 К), расположен в пределах площадки ДНС-1.

Основные геолого-физические параметры пласта Ач4 представлены в таблице 2.4.

Геолого-физическая характеристика пласта Ач4

Глубина залегания кровли пласта 2815м

Тип залежи литологически экранированная

Тип коллектора терригенный поровый

Абсолютные отметки ВНК 2897 м

Средняя нефтенасыщенная толщина 16,75 м

Средняя проницаемость 5 мд

Средняя пористость 16%

Средняя нефтенасыщенность 54-56%

Пластовая температура 970С

Вязкость нефти в пластовых условиях 0,82 Мпа с

Газовый фактор 70 м3/т

Плотность нефти в поверхностных условиях 856 кг/м3

Содержание серы в нефти 1,08%

Содержание парафина в нефти 2,36%

Содержание смол и асфальтенов в нефти 7,71%

Температура застывания нефти -60С

Пласты А111,А122,Б1

Залежи пластов А111 и А112 пластовые сводовые, разделённые между собой глинистой перемычкой толщиной 4 - 15 м. Эффективные средние нефтенасыщенные толщины пластов составляют соответственно 5м и 1,07м. Коллекторские свойства пласта низкие, залежь недоразведана.

Залежь пласта Б1 литологически экранированная. Эффективная средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,85м. Коллекторские свойства пласта низкие, залежь недоразведана.

Залежи пластов А111,А112 и Б1на современном этапе разработки месторождения интереса не представляют. Это залежи отдалённого будущего.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

На месторождении глубинные пробы нефти были отобраны из пластов БС4-5 (19 скважина), разгазированные нефти представлены анализами поверхностных проб из пластов АС11, БС1, БС4-5 и Ю0. Отбор и исследование нефти проведён институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Юганскнефтегаз». Наиболее полно исследованы нефти пласта БС4-5.

Глубинные пробы жидкости отбирались с помощью пробоотборника типа ВПП-300. Методическое обеспечение исследований соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ проб выполнен по типовым стандартным методикам.

Компонентный состав газа определяли при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Свойства пластовой нефти горизонта БС4-5 исследованы методом однократного разгазирования.

Нефть находится в условиях повышенных пластовых давлений (28 Мпа) и температур (1000С). Давление насыщения в 2 раза ниже пластового и изменяется в диапазоне 9-13,8 Мпа. Свойства нефти в пределах пласта изменяются незначительно. Газосодержание выше среднего для данного типа залежей и изменяется в пределах 69 - 97 м3/т.

В таблице 2.5 представлены сведения о компонентном составе нефти и нефтяных газов. В составе пластовой нефти содержание метана 22,67%. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над их изомерами. Нефтяной газ высокожирный.

Разгазированная нефть пластов АС111, БС1, БС4-5, Ю0 сернистая, парафинистая. Выход фракции до 3500С в нефти пластов А111 и 300 больше 45%, в нефти отдельных пластов от 45% до 54,9%.

Нефть пласта БС1 смолистая, тяжёлая, у остальных пластов нефти малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта БС4-5 маловязкая, пластов АС111, Ю0 средней вязкости.

Для составления технической схемы были приняты значения газового фактора, объёмного коэффициента и плотности нефти, приведённые в таблице 2.6.

Указанные параметры были получены при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовой нефти.

Численные значения газового фактора, объёмного коэффициента и плотности нефти приведены к стандартным условиям (0,1 Мпа и 200С).

Таблица 2.5

Наименование	ПЛАСТ БС4-5
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференц. разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть
	выделившийся газ	Нефть	выделившийся газ	нефть
Сероводород
Углекислый газ	1,53		2,25	0,02	0,84
Азот + редкие в т. ч. гелий	0,58 0,006		0,70	0,00	0,26
Метан	52,19	0,06	61,32	0,04	22,67
Этан	12,41	0,27	13,30	0,49	5,22
Пропан	17,91	1,45	14,77	3,75	7,78
Изобутан	2,89	0,59	1,72	1,34	1,48
Норм. Бутан	7,46	2,61	3,88	4,43	4,22
Изопентан	1,47	1,48	0,61	1,88	1,41
Норм. Пентан	1,99	3,00	0,81	3,28	2,36
Гексаны Гептаны Остаток (С8 + высшие)	1.57	90,54	0,64	84,77	53,76
Молекулярная масса	30,75	218	26,36	205	139
Молекулярная масса Остатка
Плотность газа, кг/м3 газа относит-ная (по воздуху)	1,278 1,061		1,096 0,910
Доли единиц нефти, кг/м3		863		857	773

Значения, принятые при составлении технологической схемы разработки и обустройства Приразломного месторождения

Таблица 2.6

Индекс пласта	Газовый фактор, м3/т	Объёмный коэффициент	Плотность разгазированной нефти, кг/м3
АС111	31	1,110	885
АС211	31	1,110	885
БС1	36	1,110	870
БС4-5	69	1,192	857
БС15	73	1,194	849
Ачимовская пачка	102	1,310	846

Примечание: аналоги для:

пласты АС111, АС211 - по АС11 Салымского месторождения;

пласт БС1 - по БС1 Петелинского месторождения;

Ачимовская пачка - по скважине №282 Приразломного месторождения с интервалом перфорации 2871-2903 м.

Свойства пластовой нефти Приразломного месторождения

Таблица 2.7

Наименование	Индекс пласта БС4-5
	Диапазон изменения	Среднее значение
Пластовое давление, Мпа	24,6 - 26,1	25,3
Пластовая температура, 0С	110 - 115	96
Давление насыщения, Мпа	9 - 13,8	10,8
Газосодержание, м3/т	69 - 97	81
Газовый фактор при усл. Сепарации, м3/т	60 - 79	69
Объёмный коэффициент	1,195 - 1,313	1,231
Плотность нефти, кг/м3	745 - 792	773
Объёмный коэффициент при усл. Сепарации	1,166 - 1,254	1,192
Вязкость нефти, Мпа с	0,90 - 1,80	1,33
Коэффициент объёмной упругости 1/Мпа 10-4	11,36 - 13,83	12,74
Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3	852 - 869	857

3.Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения разработки месторождения и их показатели

Рис.3.1. Технология работ проведения ГРП

Приразломное месторождение относится к числу наиболее перспективных месторождений АО Юганскнефтегаз (наряду с Приобским и Мало-Балыкским месторождениями).

На 1.01.1999г здесь пробурено 851 скважина или около 1/5 части от общего перспективного фонда (вертикальные скважины).

За 1999г добыто 3,465 млн.т нефти (16,1% обводненность), накопленная добыча нефти 19,557 млн.т, средний дебит нефти 19,2 т/сут.

Месторождение отличается высокой концентрацией запасов в одном пласте БС^4-5 - 80% НИЗ. Тип залежи - литологически экранированная.

За 1996-2000гг здесь будет бурится 18% скважин, а в 2001-2005гг - 34% оставшегося фонда (исключая Приобское месторождение), в сумме же на Приразломное и Приобское месторождения будет приходиться в указанный период соответственно около 30 и 54% буримых скважин.

Разработка Приразломного месторождения начата в 1986г. За последние девять лет (1991-2000гг) она осуществляется на основе "Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения" Янина А.И., составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР МНП СССР (протоколы № 1397 от 16.01.1991г и № 1412 от 22.03.1991г) со следующим и основными положениями:

1. Проектные уровни: добыча нефти - 3,5 млн.т/год:

жидкости - 5,2 млн.т/год:

попутного газа - 226 млн.м³/год;

закачка воды - 10, млн.т/год.

- выделение в качестве основного эксплуатационного объекта пласта БС^4-5 и второстепенных объектов - пластов А11¹, А11², ЮС⁰;

- применение по основному объекту БС^4-5 блоковой трехрядной системы с размещением проектных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием 500м; вопрос оптимизации сетки скважин внутри блоков и формирование поперечных линий разрезания решать в процессе разработки по мере выявления деталей геологического строения и на основе геолого-промыслового анализа особенностей выработки запасов;

- с целью изучения добывных возможностей предусмотреть на пласте А11¹ бурение на северном куполе 20 скважин по площадной девятиточечной схеме, на пласт А11² - одного площадного девятиточечного элемента (9 скважин), с размещением скважин по сетке 500х500;

- осуществление пробной эксплуатации по объекту ЮС⁰ на опытном участке (проектный фонд - 13 скважин, рядная система, расстояние между скважинами и рядами - 1000м);

- бурение на месторождении 3484 скважин, в т.ч. 2163 добывающих, 499 нагнетательных, 727 резервных, 81 контрольных и 14 водозаборных при общем проектном фонде 3736 скважин: для перспективного планирования предусмотреть дополнительно 662 скважины на затраты 60-100 руб/т: (1994 г.)

- давление на устье нагнетательных скважин 18,0 МПа;

- применение нестационарного заводнения;

- механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).

В "Дополнительной записке к комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения" произведены расчеты основных технологических показателей разработки с учетом изменения границ приоритетной зоны природопользования и корректировки темпов разбуривания месторождения в сторону их уменьшения.

Расчеты технологических показателей разработки по пласту БС^4-5 без учета приоритетной зоны с измененными границами в дополнительной записке проведены раздельно для центральной зоны с нефтенасыщенной толщиной пласта более 5 м и для приконтурного кольца с нефтенасыщенной толщиной 3-5 м.

В результате расчетов получены следующие основные проектные показатели разработки пласта БС^4-5 Приразломного месторождения (без учета Приоритетной зоны):

- добыча нефти, тыс.т/год - 2760

- добыча жидкости, тыс.т/год - 6239

- закачка воды, тыс. м³/год - 8456

Проектный фонд скважин (без учета Приоритетной зоны) при этом составил 2819 единиц (64% от общего утвержденного фонда). Распределение проектного фонда скважин по назначению дано в табл.3.1.1.

Таблица 3.1.1.

Проектный фонд скважин по техсхеме 1990г (протокол № 1397 КРМПП от 16.01.91г)

Категория скважин	В целом по месторождению	Север (без Приоритетной, зоны)	Юг (Приоритетная Зона)
	Центр	Кольцо	Всего	Центр	Кольцо	Всего	Центр	Кольцо	Всего
Добывающие	2344	417	2761	1592	158	1750	752	259	1011
в т.ч. уплотн.	549		549	372		372	177		177
с констр.нагн.	499	124	623	343	46	389	156	78	234
Нагнетательные	559	159	718	383	71	454	176	88	264
Резервные	727	86	813	495	34	529	232	52	284
Всего:	3630	662	4292	2470	263	2733	1160	399	1559
Контрольные	90		90	76		76	14		14
Водозаборные	16		16	10		10	6		6
Итого:	3736	662	4398	2556	263	2819	1180	399	1579

3.2 Контроль за разработкой Приразломного месторождения

3.2.1 Контроль гидродинамическими методами

Контроль за энергетическим состоянием пласта БС4-5

Контроль за энергетическим состоянием пласта БС4-5 осуществляется замерами Рзаб (динамического уровня) но 39-46% фонда добывающих скважин с периодичностью в 2 раза меньшей, чем требует "Регламент комплексного контроля" Охват замерами нагнетательных скважин соответствует требованиям Регламента. Добывающие скважины, в которых хотя бы раз и год производится замер давления, располагаются равномерно но площади залежи, за исключением южной части в районе скважин NN 3515-3524, 6541-6547.

Для периодического построения карты изобар замеры пластового давления (статического уровня) проводятся в 45-46% фонда добывающих скважин. В табл3.3.1. представлены объемы исследований за 1997-98гг. Прямые замеры, сделанные глубинными манометрами, информативны на 95-98%, значения давлений, полученные путем пересчета замеренных статических и динамических уровней на 30-40% неинформативны и отличаются от фактических по двум основным причинам:

1. погрешности при расшифровке диаграмм записи, отсюда неправильное определение положения уровня;

2. несовершенство применяемых методик обработки результатов замера уровней;

3. технические неполадки регистрирующих приборов.

Уточнение гидродинамических параметров

С начала разработки в 195 скважинах определены коэффициенты продуктивности, выполнено 305 его определений. Переливающие скважины исследовались на установившихся режимах, механизированные - путем регистрации кривых восстановления уровня. Интерпретация КВУ до 1997 года проводились методами Маскета, Муравьева-Крылова, затем по методике, разработанной в центре "Информнласт" (ВНИИ нефть).

КВУ обычно бывают искажены перетоками в стволе скважины, имеют значительный разброс точек. При обработке указанные факторы влияют на достоверность получаемых значениий продуктивности и гидропроводности. КВУ обрабатывается двумя-тремя методами, входящими в методику ВННИнефть, принимается среднее значение коэффициента продуктивности для данной скважины.

Выполнение объемов основных видов промыслово-гидродродинамнчсских исследований Приразломного месторождения в 1997году

1. Добывающие 720 325/1320 295/637 45/48

Замер Рпл (Нет) 320/3840 255/1670 39/43

Замер Рзаб (Ндин) 60/60 77/77 24/100

Опред. коэф. Продуктивности 17/17 19/19 3/100

Опред.коэф.гидропроводности

2. Нагнетательные 177

Замер Рпл (Нет) 40/160 40/120 50/75

Замер Рзаб (Ндин) 50/600 35/194 44/32

3. Пьезометрич., контрольные 23 23/92

Но пласту БС4 среднее значение коэффициента продуктивности на 1.01.97года составляет 0,23 м3/сут.ат., гидроироводности - 7,86 Д.см/спз. В таблице3.3.2.представлено изменение параметров за период разработки.

Таблица 3.3.2

Динамика гидродинамических параметров пласта БС4

Параметры	на 01.01.90	на 01.01.97
Коэффициент продуктивности, м3/сут.ат	0,30	0,23
Коэффициент гидропроводности,Д.см/спз	10,41	7,86

Из таблицы 3.3.2. видно, что наблюдается изменение параметров в сторону их уменьшения, вероятно, в связи с вводом в разработку скважин, на менее проницаемых, а следовательно, менее продуктивных участках залежи.

Контроль за изменением призабойной зоны пласта

На месторождении для интенсификации притока применяется гидроразрыв пласта. Гидродинамические исследования скважин до и после гидроразрыва обязательны с целью выявления эффективности воздействия. Эффективность мероприятий определяется по изменению дебита скважины. Исследования но выявлению изменения параметров, состояния призабойной зоны ЦНИПР не проводит.

В первом квартале 1997 года резко обводнялась группа скважин (вода 45-90%). Скважины расположены вблизи нагнетательных рядов. Наличие в разрезе интервалов с высокой проницаемостью и хорошей гидродинамической связью, зоны нагнетания с зоной отбора, возможно и явились причиной опережающего обводнения.

Выводы:

1.Контроль за изменением пластового давления по добывающим и нагнетательным скважинам удовлетворительный, обеспечивает равномерный охват залежи.

2. Не выполняется контроль за изменением пластового давления в пьезометрических скважинах.

3. Коэффициенты продуктивности определены в 1/3 фонда добывающих скважин равномерно но площади залежи, за исключением юго-восточнои части.

4. Не накапливается информация о динамике продуктивной и гидродинамической характеристик скважин в зависимости от проводимых геолого-технологических мероприятий но увеличению дебита и в зависимости от обводнения скважин.

3.2.2 Контроль за разработкой геофизическими методами

На месторождении на 1.03.97г пробурено более 850 скважин. Количественная интерпретация по определению параметров пласта не проведена из-за отсутствия петрофизического обеспечения. И только в 1997 предпринята попытка количественной интерпретации геофизиками ПО Юганскнефтегеофизика.

Отсутствие обоснованных алгоритмов по определению параметров пласта создает трудности в анализе выработки запасов.

Комплекс ГИС в бурящихся скважинах и по контролю за разработкой в основном выполняется при ежегодном сокращении объемов работ по контролю за разработкой и увеличивающемуся эксплуатационному фонду скважин.

4. Техническая часть

4.1 Требования к конструкциям скважин

Крепление скважин.

Крепление скважин на Приразломном месторождении на пласте БС4-5 осуществляется в соответствии с рабочим проектом № 63 и технологическим регламентом на крепление скважин.

Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324.

Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 гс/см3 до устья. Для ускорения схватывания тампонажного раствора к цементу добавляется 4% СаCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 1м3 технической воды. В качестве промывочной жидкости используется буровой раствор.

Кондуктор диаметром 245 спускается на глубину 560 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй - на 10 м выше и один на верхней трубе.

Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Для ускорения схватывания тампонажного раствора к цементу добавляется 4% СаCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 5м3 технической воды, обработанной сульфанолом.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-1,центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-216-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга. Уплотнительная смазка для труб направления, кондуктора и эксплуатационной колонны применяется Р-402.

Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора (до уровня 460 м).

Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8гс/см3 (добавка глинопорошка 14% к массе цемента ). Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 15м3 буферной жидкости (техническая водва обрабатывается 0,6% сульфанола ).

При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположеной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5м на участке 20м от границы интервала перфорации

Конструкция водонагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м цементируется до устья портландцементом.

Согласно протокола № 6 технического совещания Главтюменнефтегаза от 20 марта 1987 г по вопросу «Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин» предусматривается:

Кондуктор диаметром 245 с резьбой ОТТМБ спускается на глубину 780 м, с целью перекрытия Люминворской свиты. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245-2.

Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1мм с резьбой типа «Батресс» с тефлоновым уплотнением спускается на проектную глубину 2590 м.

Продуктивная часть разреза в интервале 2370-2590м цементируется портландцементом, с 2370м до устья-глиноцементом.

Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовку кондуктора и эксплуатационной колонны производить водой.

Закачивание воды в водонагнетательные скважины производить через НКТ с установлнным выше колонным пакером.

4.2 Оборудование, средства КИПа, инструменты и приспособления, применяемые при ГРП

Основное оборудование, используемое для производства ГРП, включает в себя смесительный агрегат (пескосм...