Геологическая характеристика Чикулаевского месторождения

А) Анализ графика разработки по турнейскому эксплуатационному объекту

1 стадия: С 1987-1988гг.- период пробной эксплуатации залежи. Начальное Рпл равнялось 14,85 МПа, текущее Рпл не изучалось. В этот период максимальное число добывающих скважин составляло 6: № 10, 11, 16, 17, 18 и 19. В 1987 года годовой отбор нефти составлял 7,798 тыс.т., а добыча жидкости 8,892 тыс. т. Среднегодовой дебит по залежи был равен 9,9 т/сутки. Вода в продукции скважин в незначительном количестве стала появляться с 1987 г. К 1988 г. ее весовое значение составило 14,3% и в дальнейшем наблюдалось постепенное увеличение. Такие колебания обводненности по пласту можно объяснить введением в эксплуатацию новых безводных скважин.

В 1988 году начали работу на турнейскую залежь ещё 6 скважин: №12, 13, 14, 15, 24 и 25. Максимальный отбор нефти составлял 23,01 тыс. т. Начальный дебит нефти новых скважин составлял 7,3 - 8,4 т/сутки. К концу года в продукции новых скважин появилась вода. Максимальная добыча жидкости на 1988 год составила 27,01 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн.

2 стадия (1988-1990): С 1988 года прослеживается снижение добычи нефти и жидкости. С 1989 года в связи со снижением пластового давления в залежи, была организована закачка воды - 0,05 тыс. м3. накопленная компенсация составляла 20% и постепенно росла.

В 1989 году введено 5 новых добывающих скважин: 27, 29, 32, 33 и 34. Фонд действующих скважин составил 15. Добыча нефти и жидкости идет на спад, прослеживается увеличение обводненности продукции и уровня закачиваемой воды. Отбор нефти на 1991 год достиг 8,387 тыс. т., а отбор жидкости до 11,32 тыс. т. За весь период наблюдается увеличение Qж и ее превышение над Qн. Начальный дебит нефти новых скважин изменялся в пределах 2,3 - 4,0 т/сутки. Пластовое давление в течение 2 стадии колеблется на уровне 14,7 МПа. Все новые скважины имели в продукции воду от 4,3 до 11,0%. Средняя обводнённость в целом по залежи составляла 20,2%. Процент воды составлял 25,9%.Уровень закачиваемой воды составлял 18,25 тыс. м3, накопленная компенсация - 45,2%.

3 стадия (с 1991 года и по сегодняшний год): С 1991 года прослеживается резкое увеличение закачки. С 1992 года идет снижение добычи нефти и жидкости, снижается и пластовое давление. Среднегодовой дебит нефти по турнейской залежи составлял 1,4 т/сутки, среднегодовая обводнённость - 31,5%. В 1994 году в связи с ростом обводнённости продукции в целом по залежи до 45,9%. Наблюдается снижение накопленной компенсации.

С 1993 по 1998 год закачка воды в турнейскую залежь не велась. Среднегодовая обводнённость в целом по объекту снизилась до 33% (в 1996 году). Прослеживается постепенное увеличение Рпл.

В 1998 году возобновили закачку воды. Действующий фонд добывающих скважин составлял 13. Прослеживается увеличение компенсации.

В 1999 году выбыли из действующего фонда 4 добывающие скважины из-за низких дебитов и высокой обводнённости.

С 1999 года по 2004 год наблюдалось незначительное увеличение дебитов нефти и снижение обводнённости продукции скважин. Фонд добывающих скважин в течение пяти лет оставался постоянным - 9 скважин.

В 2000 году добыча нефти и жидкости достигли минимального уровня: добыча нефти - 5,05 тыс. т., жидкости - 7,191 тыс. т.

По состоянию на 1.01.2004 года в действующем фонде находятся 9 добывающих и две нагнетательных скважины. Годовая добыча нефти составила в 2003 году 7,456 тыс. т. (темп годового отбора - 1,26%), добыча жидкости - 8,716 тыс. т, обводнённость продукции - 14,5%. Годовой объём закачиваемой воды составил 19,007 тыс.м3. Накопленная добыча нефти равна 151,954 тыс. т (26,4 % от утверждённых НИЗ), жидкости - 199,27 тыс.т, попутного газа - 6,986 млн.м3. Накопленная закачка воды - 187,976 тыс.м3.

Б) Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведены в таблице 8.1.

Сравнение фактических показателей с проектными проводится с 2001 года. Проектом с 2001 по 2005 гг. предусматривалась падение годовой добычи нефти по месторождению. Превышение фактическими показателями проектных связано с увеличением среднего дебита нефти по добывающим скважинам. Увеличение среднего дебита при меньшем фонде добывающих скважин привело к превышению фактической годовой добычи нефти. Увеличение дебита вызвано проведением различных методов воздействия на призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин. Уменьшение объема закачки воды при стабильных отборах жидкости не сказывается отрицательно на энергетическом состоянии залежей нефти. Это подтверждается динамикой пластовых давлений.

В) Анализ энергетического состояния скважин

Начальное пластовое давление Рнач составляет 14,8 МПа. Давление насыщения Рнас 7,8 МПа. Средневзвешенное значение пластового давления Рвзв по залежи в целом составляет 13,6 МПа, что ниже Рнач, но выше Рнас. Среднее давление в зоне отбора Ротб11,6 МПа, в зоне закачки Рзак - 13,7 МПа. Перепад давления между зонами нагнетания и отбора в среднем составляет 2,1 МПа. В районе скважин 38, 16, 12 и др. наблюдаются локальные воронки депрессии. Для залежи в целом характерна общая воронка депрессии.

Табл. 8.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели	Ед. изм		2001	2002	2003	2004	2005
Добыча нефти	тыс.т	проект	35,0	33,8	32,3	30,9	29,6
		факт	36,865	36,427	36,121	34,767	33,983
Накопленная добыча нефти	тыс.т	проект	925,8	959,6	991,9	1022,8	1052,4
		факт	927,68	964,109	1000,23	1035	1068,98
Добыча нефтяного газа	млн.м3	проект	1,138	1,099	1,050	1,004	0,962
		факт	1,995	2,255	2,757	1,2153	1,1937
Накопленная добыча	млн. м3	проект	45,917	47,015	48,065	49,069	50,031
нефтяного газа		факт	46,774	49,029	51,786	53,001	54,195
Обводненность	%	проект	52,7	54,3	56,4	58,2	60
		факт	50,2	48,7	52,1	59,4	63,6
Добыча жидкости,	тыс.т	проект	74,0	74,0	74,0	74,0	74,0
годовая		факт	73,999	71,036	75,364	85,711	93,25
Накопленная добыча	тыс.т	проект	1381,8	1455,8	1529,8	1603,8	1677,8
жидкости		факт	1381,8	1452,86	1528,22	1613,94	1707,19
Закачка воды, годовая	т.м3	проект	44,0	44,0	44,0	44,0	44,0
		факт	38,87	20,729	20,636	15,259	35,546
Накопленная закачка воды	т.м3	проект	218,9	262,9	306,9	350,9	394,9
		факт	213,77	234,502	255,138	270,397	305,943
Действующий фонд добыв.	скв.	проект	33	33	33	33	33
скважин на конец года		факт	33	33	31	28	26
Действующий фонд нагн.	скв.	проект	4	4	4	4	4
скважин на конец года		факт	3	3	3	3	8
Ср. дебит добыв. скважин	т/c	проект	3,1	3	2,8	2,7	2,6
по нефти		факт	3,8	3,8	3,8	3,8	3,75
Ср. дебит добыв. скважин	т/c	проект	6,5	6,5	6,5	6,5	6,5
по жидкости		факт	7,6	7,3	8,0	9,1	10,2
Ср. приемистость нагнет. скв.	м3/с	проект
		факт	39,4	19,2	22,1	17,4	31
Газовый фактор	м3/т	проект	32,5	32,5	32,5	32,5	32,5
		факт	54,1	61,9	76,3	35,0	35,1



9. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НА ЧИКУЛЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

А) Применяемые гидродинамические методы исследования скважин, их суть и назначение:

На месторождении применяют 2 гидродинамических метода исследования скважин: метод установившихся отборов и метод не установившихся отборов.

Гидродинамические исследования скважин проводятся с целью определения геометрических, фильтрационных и гидродинамических характеристик пласта при известных величинах давления и дебита.

Гидродинамические исследования (ГДИ) скважин Чикулаевского месторождения проводились в разведочный период и в период эксплуатации.

Метод установившихся отборов. Основан на изучении установившихся в скважине скорости фильтрации жидкости, газов, их смесей и предусматривающий замеры дебитов (Q), пластовых и забойных давлений на нескольких режимах работы скважины. Как правило, число режимов не менее трех. Изменение режима работы в разных скважинах достигается по-разному:

В добывающих фонтанных скважинах - меняют диаметр штуцера, в скважинах с ШГН - изменяют длину хода штока или число качаний, в скважинах с ЭЦН - изменяют противодавление на устье скважине.

В нагнетательных скважинах - изменяют расход воды.

При исследовании скважины применяют не менее трех установившихся режимов ( при отсутствии разницы в замерах забойного давления и дебита в течении 12 - 48 часов режим считается установившимся). При установившемся режиме производят замер Рзаб. По полученным замерам строят индикаторные диаграммы (пример индикаторной диаграммы см. рис.9.1).

Рис. 9.1

Индикаторная диаграмма описывается уравнением

,

n - определяет выпуклость кривой и зависит от изменения коэффициента проницаемости в ПЗП в связи со смыканием трещин; от изменения упругих свойств флюидов и пластов; из-за самого изменения режима работы скважины.

- характеризует добывные возможности скважины, является величиной постоянной при установившемся режиме работы (количество нефти, добытое из скважины при снижении Рпл до величине Рзаб). При условии, что поток жидкости в пласте имеет напорный характер и подчиняется линейному закону фильтрации, дебит скважин можно рассчитать из формулы Дюпюи.

Кпр - проницаемость, hp - эффективная работающая толщина пласта, ДР - депрессия, мн - вязкость нефти, R - радиус дренажа (влияния скважины), r - радиус долота, С - поправочный коэффициент за несовершенство скважины по характеру и по степени вскрытия пласта. Из формулы Дюпюи можно получить и другие промысловые характеристики, которые называются комплексными:

1) коэффициент проницаемости

2) Гидропроводность - характеризует способность плата толщиной h фильтровать флюид вязкостью м в единицу времени при напорном градиенте давления, равном 1:

2) Коэффициент проводимости

- характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в радиусе дренажа скважины.

3) Коэффициент пьезопроводости

,

в - коэффициент упругой емкости пласта.

,

.

Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте вследствие упругого расширения жидкости и породы, вж - коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, вп.с. - коэффициент сжимаемости пористой среды.

Метод неустановившихся отборов (метод восстановления давления). Позволяет определить фильтрационные характеристики пласта при неустановившемся режиме работы скважины. Суть метода состоит в прослеживании времени восстановления давления после изменения режима работы в скважине.

В добывающих скважинах процессе добычи нефти вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии, т.е. в радиусе влияния скважины величина Рпл уменьшается до Рзаб и соответствует величине отбора. Последующая остановка скважины ведет к постепенному восстановления Рзаб вплоть до величины Рпл. Время восстановления давления зависит от фильтрационных характеристик пласта и литологического состава. График восстановления давления называется КВД - кривая восстановления давления.

С помощью КВД можно определить Рпл, Рзаб, ДP, Кпрод, коэффициент приемистости, а также рассчитать комплексные характеристики (е, б, ч), приведенный радиус скважины R.

Результаты ГДИ пласта Т1 приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1

Наименование	Северный купол	Южный купол	Восточно-Южинское поднятие	Северо-Этышское поднятие
Начальное Рпл, Мпа	14,85	14,87	14,6	14,72
Пластовая Т оС			26	26,5
Геотермический градиент, оС/100 м			1,76	1,86
Дебит нефти, т/сут	2,7	2,1	2	1,4
Обводненность весовая, %	16	31	9	43
Продуктивность, т/сут /Мпа	3,7	2,2	5,6	13,6
Гидропроводность, мкм2 см/мПа с	2,4	3,2	4,2	16,4
Пьезопроводность, см2/с	120	199	378	1193
Проницаемость, мкм2	0,047	0,069	0,135	0,365

Б) Обоснование необходимости применения методов интенсификации добычи нефти для пластов и для скважин:

Исходя из коллекторских свойств пластов и физико-химических свойств нефтей продуктивных пластов Чикулаевского месторождения были подобраны одновозрастные продуктивные пласты месторождений-аналогов. Исходя из результатов проведения обработок ПЗП и особенностей геологического строения продуктивных пластов, физико-химических свойств нефтей на Чикулаевском месторождении и месторождениях-аналогах, рекомендуются к проведению на данном месторождении по степени ожидаемой эффективности следующие технологии:

Для повышения эффективности физических методов воздействия рекомендуется комплексное воздействие на продуктивный пласт, сочетающее в себе применение как физических методов воздействия на ПЗП, так и химических.

- В качестве водоизолирующих составов на добывающих и нагнетательных скважинах рекомендуется применение реагентов Полисил ДФ, СНПХ-9633, эмульсионной композиции ЭМКО.

Также для проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на Чикулаевском месторождении рекомендуется применение гелеобразующих вязкоупругих составов с регулируемым индукционным периодом гелеобразования на основе ПАА, хромпика и восстановителя, гидрофобных эмульсий. Эти составы обладают достаточной прочностью для закупорки пор, не дают усадки, стойки к воздействию агрессивных пластовых флюидов, не поддаются вымыванию из порового пространства призабойной зоны пласта.

Для интенсификации добычи нефти на Чикулаевском месторождении можно рекомендовать локальное бурение вторых стволов и горизонтальных скважин в продуктивном пласте.

Рекомендуется применение физико-химических методов воздействия - ТГХВ и виброволнового воздействия.

В ООО ПермНИПИнефть проведена комплексная работа по акустическому воздействию (АВ) на ПЗП с терригенным типом коллектора, включающая лабораторные исследования и промысловые испытания на скважинах. Изучение влияния АВ на абсолютную проницаемость по воде, на свойства нефти доказало перспективность АВ как самостоятельного метода интенсификации добычи нефти и увеличения МРП работы скважин. Повышение абсолютной проницаемости по воде достигает 60%, вязкость нефти снижается на 8-9%. Прирост коэффициента вытеснения за счет АВ составляет 8,5-10,4% от объема остаточной нефти.

Реализация АВ в промысловых условиях осуществлена с помощью аппаратуры ААВ-310, разработанной фирмой “Интенсоник К” (Екатеринбург). Прибор оснащен магнитостракционными излучателями и имеет следующие параметры: частота 21 кГц, интенсивность излучения до 8 Вт/см2, диаметр и длина скважинного снаряда соответственно 42 и 2200 мм. Коэффициент успешности обработок четырех скважин 100%. Технология АВ рекомендуется для обработок ПЗП на Этышском месторождении в комплексе с составами серии КСПЭО.

- С целью интенсификации притока нефти (уменьшение скин-фактора) к добывающим скважинам рекомендуется применение кислотных составов серии КСПЭО (кислотные составы противоэмульсионные). Для обработки терригенных продуктивных пластов глинистостью до 5% добывающих скважин Чикулаевского месторождения рекомендуется применение кислотного состава комплексного действия КСПЭО-3Т, для обработки карбонатных продуктивных пластов - составы КСПЭО-2, КСПЭО-СК (сухокислотный состав).

- Для обработки добывающих скважин в карбонатных коллекторах в ООО ПермНИПИнефть разработан солянокислотный состав КСПЭО-2 комплексного действия, сочетающий свойства гидрофобизатора пористой среды, деэмульгатора нефти и ингибитора солянокислотной коррозии промыслового оборудования.

Кислотный состав КСПЭО-2 обладает рядом преимуществ.

1. Высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе КСПЭО-2 - нефть (табл. 9.2).

Таблица 9.2 Межфазное натяжение на границе КСПЭО-2 с нефтями ряда месторождений

№	Характеристика нефти	Межфазное натяжение , мН/м
пп	вязкость	плотность	12%-ная	кислотный
	, мПа.с	г/см3	НС1	состав КСПЭО-2
1	4,58	0,828	14,7	0,015
2	6,4	0,84	14,7	0,04
3	4,2	0,824	12,9	0,003

2.Эффективное предотвращение образования стойких высоковязких эмульсий, приводивших к осложнениям при освоении скважин после обработки соляной кислотой вплоть до отсутствия притока нефти (табл.9.3).

Таблица 9.3 Вязкость продуктов реакции после обработки КСПЭО-2

Характеристика нефти	Вязкость продуктов реакции
Плотность г/см3	Вязкость мПа.с	Содержание, %	Эмульсии НС1, мПа.с	нефти после обраб. КСПЭО-2, мПа.с
		асфальтены	смолы	парафин
0,828	4,58	1,05	7,36	3,31	230	4,9
0,84	6,39	0,7	9,62	3,84	2500	8,15
0,824	4,23	0,27	6,86	4,93	660	4,7

При использовании разработанного КСПЭО-2 эмульсии не образуются даже при наличии минерализованной воды и продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры, что и до обработки ее КСПЭО-2.

3. Кислотный состав КСПЭО-2 обладает высокой диспергирующей способностью в отношении АСПО. Размер частиц АСПО при диспергировании в составе не превышает 1-2 мм. При диспергировании в соляной кислоте без добавок образуются частицы размером более 7 мм.

4. Скорость коррозии образцов из стали ст.3 в кислотном составе КСПЭО-2 не превышает 0,2 г/м2ч, что согласуется с требованиями ТУ, предъявляемыми к ингибированной соляной кислоте.

Кислотный состав КСПЭО-2 является продуктом крупнотоннажного производства, выпускается в г. Перми.

- Для обработки терригенных продуктивных пластов с глинистостью до 5% добывающих скважин Чикулаевского месторождения рекомендуется применение кислотного состава комплексного действия КСПЭО-3Т.

Кислотный состав КСПЭО-3Т обладает рядом преимуществ по сравнению с глинокислотой.

1. Высокая проникающая способность в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе кислотный состав - нефть. В табл. 3.5.2.5 показана сравнительная характеристика межфазного натяжения глинокислоты и КСПЭО-3Т с различными нефтями.

2. Эффективное предотвращение образования стойких высоковязких нефтекислотных эмульсий, способных привести к осложнениям при освоении скважин после кислотной обработки. Характер взаимодействия различных кислотных составов с нефтями приведен в таблице 9.4.

Таблица 9.4 Результаты взаимодействия кислотных составов с нефтями

	Характеристика нефти	Вязкость продуктов реакции
Классификация нефти	Плотность г/см3	Вязкость мПа. с	Эмульсии нефти с глинокислотой, мПа. с	нефти после обработки КСПЭО, МПа. с
Легкая	0,82-0,86	4-9	230-750	4-12
Средняя	0,86-0,89	9-30	460-2700	13-45
Тяжелая	0,89-0,914	34-90	300-1500	40-120

При использовании КСПЭО-3Т эмульсии не образуются даже в присутствии продуктов реакции кислотного состава с породой. После отстаивания нефть имеет те же параметры, что и до обработки ее кислотным составом.

3. Замедление скорости реакции состава с породой в 2 раза выше по сравнению с глинокислотой.

4. КСПЭО-3Т обладает высокой диспергирующей способностью в отношении АСПО. Размер частиц АСПО при диспергировании в составе не превышает 1 мм. При диспергировании в глинокислоте без добавок образуются частицы размером более 7 мм.

5. После обработки образцов керна составом КСПЭО-3Т проницаемость для нефти возрастает на 30-50%.

- Для обработки карбонатных коллекторов можно рекомендовать разработанный ЗАО «Полиэкс» совместно с ООО «ПермНИПИнефть» сухокислотный состав комплексного действия, не уступающий по своим свойствам традиционно используемым жидким кислотным составам на основе соляной кислоты. Сухокислотный состав (СКС) может использоваться при всех обработках скважин, для которых применяется соляная кислота и составы на ее основе, а именно: интенсификация притока нефти, освоение после бурения, консервации или при переводе на другой горизонт.

Состав КСПЭО-СК поставляется в виде одной сухой композиции.

Ингибированный сухой кислотный реагент на основе производных азотной кислоты, воздействующий на компоненты карбонатных пород-коллекторов нефти.

Использование сухого кислотного реагента позволяет обеспечить снижение транспортных расходов при перевозке химреагента; безопасность транспортировки и хранения, а также улучшение производственной безопасности и условий труда в процессе приготовления состава.

Отсутствие необходимости хранения сухого кислотного реагента в стальных емкостях исключает проблему, связанную с быстрым ухудшением качества соляной кислоты и составов на ее основе при хранении в емкостях, не оборудованных специальной защитой от агрессивного воздействия кислот.

Состав КСПЭО-СК характеризуется повышенной проникающей способности в нефтенасыщенную часть пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе «кислотный состав - нефть» (у=0,07-0,1 мН/м), эффективно предотвращает образование стойких нефтекислотных эмульсий.

Характеристика товарного продукта.

Поставка компонентов КСПЭО-СК осуществляется следующим образом:

Сухой кислотный реагент - в полиэтиленовых мешках (15, 25, 50 кг).

Приготовление рабочего раствора КСПЭО-СК осуществляется путем растворения его компонентов в пресной воде. Рекомендуемый расход реагентов на приготовление 1 м3 рабочего раствора КСПЭО-СК:

Сухой кислотный реагент ~125 кг Пресная вода остальное

Основные физико-химические свойства рабочего раствора КСПЭО-СК

Плотность, г/см31,05-1,06

Межфазное натяжение на границе с нефтью, мН/м0,07-0,1

Скорость растворения стали Ст.3, г/м2·час0,3-0,35

Растворяющая способность по отношению к СаСО3, кг/т45-47

Скорость растворения СаСО3 (мрамор), г/м2·час

При 20?С1820

При 80?С4750

Скорость растворения доломита, г/м2·час

При 20?С250

При 80?С1900

Образование стойких эмульсий, осадков, сгустков при взаимодействии с нефтями отсутствует

Преимуществом КСПЭО-СК является замедленная скорость его реакции с карбонатом кальция, в том числе при высоких температурах, позволяет увеличить глубину обработки пласта (для 12%-ной НС1 скорость реакции с мрамором при 20?С порядка 10000 г/м2·час).

СКС может использоваться также в коллекторах, сложенных доломитами.

Расход рабочего раствора КСПЭО-СК в карбонатных коллекторах составляет 1,5-2 м3 на 1 метр нефтенасыщенной толщины пласта с учетом коэффициента охвата.

Для более полного вовлечения в разработку всех продуктивных пропластков Чикулаевского месторождения рекомендуется проводить кислотные обработки составами серии КСПЭО поинтервально или с временным отключением высокопроницаемых пропластков эмульсионными составами по технологии ООО ПермНИПИнефть.

Для вызова притока жидкости из скважины после кислотной обработки призабойной зоны рекомендуется применять метод импульсно-депрессионного воздействия на пласт (ИДВ) с целью создания мгновенной депрессии на пласт, очищения призабойной зоны от продуктов реакции кислотных составов с породой и вовлечения в работу низкопроницаемых пропластков.

ВВВ нефтью совместно с КСПЭО-3Т рекомендуются к применению на добывающих скважинах терригенных продуктивных пластов с удовлетворительной герметичностью цементного кольца низа эксплуатационной колонны.

С целью повышения эффективности и успешности кислотных обработок в ООО ПермНИПИнефть разработаны кислотные составы КСПЭО-3ТН и КСПЭО-2Н, предназначенные для обработки ПЗП нагнетательных скважин с терригенными и карбонатными коллекторами. В качестве основы КСПЭО-3ТН и КСПЭО-2Н используется смесь минеральных кислот (соляной и плавиковой) с добавлением поверхностно-активных ингредиентов в строго определенных соотношениях.

Область применения КСПЭО-3ТН и КСПЭО-2Н.

Восстановление и увеличение приемистости нагнетательных скважин снизивших приемистость за счет кольматации ПЗП осадками: привносимыми с закачиваемой водой, выпадающими вследствие коррозии нефтепромыслового оборудования, образующимися вследствие взаимодействия закачиваемых и пластовых вод:

- КСПЭО-3ТН - для нагнетательных скважин с терригенными коллекторами, в которые осуществляется закачка пресной воды.

- КСПЭО-2Н - для нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами, а также для скважин, в которые осуществляется закачка соленой или подтоварной воды.

Освоение скважин под нагнетание после бурения или консервации.

Перевод нефтедобывающих скважин в разряд нагнетательных.

Технология прошла промысловые испытания на эксплуатирующихся и осваиваемых после бурения скважинах. Обработка ПЗП по предлагаемой технологии позволила восстановить гидродинамическую связь скважин с пластом и освоить их с высокими дебитами по нефти.

С целью повышения эффективности и успешности кислотных обработок в ООО ПермНИПИнефть разработаны кислотный состав КСПЭО-2Н, предназначенный для обработки ПЗП нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами. В качестве основы КСПЭО-2Н используется смесь минеральных кислот с добавлением поверхностно-активных ингредиентов в строго определенных соотношениях.

Область применения КСПЭО-2Н.

Восстановление и увеличение приемистости нагнетательных скважин снизивших приемистость за счет кольматации ПЗП осадками: привносимыми с закачиваемой водой, выпадающими вследствие коррозии нефтепромыслового оборудования, образующимися вследствие взаимодействия закачиваемых и пластовых вод:

- КСПЭО-2Н - для нагнетательных скважин с карбонатными коллекторами, а также для скважин, в которые осуществляется закачка соленой или подтоварной воды.

Освоение скважин под нагнетание после бурения или консервации.

Перевод нефтедобывающих скважин в разряд нагнетательных.

Обработка составом КСПЭО-2Н может успешно сочетаться с различными физическими методами воздействия на ПЗП нагнетательных скважин (гидроимпульсное, виброволновое воздействие, ГРП).

Основные свойства КСПЭО-2Н

1. Способность стабилизировать ионы железа в растворенном состоянии при растворении железосодержащих осадков.

2. Низкое межфазное натяжение на границе с нефтями, высокая поверхностная активность и отмывающая способность, позволяющие достичь эффективность очистки ПЗП от нефтепродуктов, привносимых в пласт в процессе закачки сточных и подтоварных вод, а также имеющихся в ПЗП скважин, переводимых под нагнетание из добывающего фонда.

Результаты применения КСПЭО-2Н

Кислотным составом КСПЭО-2Н обработано около 25 нагнетательных скважин Пермского Прикамья, в которые осуществляется закачка как пресной, так и соленой воды. Успешность обработок составила более 90%, приемистость скважин после обработок увеличилась в 3-24 раза (табл.9.5).

Таблица 9.5 Влияние кислотных обработок составом КСПЭО-2Н на приемистость скважин

№ скв.	Обрабатываемый коллектор	Закачиваемая вода	Объем закачки состава, м3	Приемистость, м3/сут
				До обработки	после обработки
356	карбонатный	пресная	11	13	250
226	карбонатный	пресная	7	10	240
373	карбонатный	пресная	18,9	15	176
940	карбонатный	соленая	12	24	62
972	терригенный	соленая	12	110	368
957	терригенный	соленая	12	30	206

С целью повышения эффективности и успешности кислотных обработок в нагнетательных скважинах ООО ПермНИПИнефть разработаны кислотный состав КСПЭО-3ТН, предназначенный для обработки ПЗП нагнетательных скважин с терригенными коллекторами. В качестве основы КСПЭО-3ТН используется смесь минеральных кислот (соляной и плавиковой) с добавлением поверхностно-активных ингредиентов в строго определенных соотношениях.

Область применения КСПЭО-3ТН.

Восстановление и увеличение приемистости нагнетательных скважин, снизивших приемистость за счет кольматации ПЗП осадками, привносимыми с закачиваемой водой, выпадающими вследствие коррозии нефтепромыслового оборудования, образующимися вследствие взаимодействия закачиваемых и пластовых вод:

- КСПЭО-3ТН - для нагнетательных скважин с терригенными коллекторами, в которые осуществляется закачка пресной воды.

Освоение скважин под нагнетание после бурения или консервации.

Перевод нефтедобывающих скважин в разряд нагнетательных.

Обработка составами КСПЭО может успешно сочетаться с различными физическими методами воздействия на ПЗП нагнетательных скважин (гидроимпульсное, виброволновое воздействие). Обычно на новых месторождениях с целью ППД применяют пресную воду, для повышения приемистости нагнетательных скважин с терригенным коллектором с подобными условиями идеально подходит кислотный состав КСПЭО-3ТН.

Основные свойства КСПЭО-3ТН

1. Высокая растворяющая способность по отношению к составляющим терригенных пород и кольматантам ПЗП нагнетательных скважин. В частности, растворимость извлеченного из скважины осадка, содержащего как неорганические соединения, так и органические продукты биогенного происхождения в составе КСПЭО-3ТН более чем в 2 раза выше, чем в соляной кислоте (табл.9.6). Растворяющая способность КСПЭО-3ТН возрастает с повышением температуры, что позволяет использовать состав в условиях высоких температур (40-100С).

Таблица 9.6 Растворимость осадка из нагнетательной скважины в соляной кислоте и составе КСПЭО-3ТН

Реагент	% растворившегося осадка
Соляная кислота (12%)	24,3
Соляная кислота + разглинизатор	24,5
КСПЭО-3ТН	54,5
КСПЭО-3ТН после обработки осадка органическим растворителем	80

2. Низкое межфазное натяжение на границе с нефтями, высокая поверхностная активность и отмывающая способность состава позволяют значительно повысить проницаемость по воде в скважинах, переводимых под нагнетание из добывающего фонда. После обработки составом КСПЭО-3ТН нефтенасыщенных образцов керна их проницаемость по воде увеличивается в 2,7-2,8 раза. Проницаемость водонасыщенных образцов повышается на 20-30%.

Результаты применения КСПЭО-3ТН

Кислотный состав КСПЭО-3ТН прошел промысловые испытания более чем на 60 скважинах Пермского Прикамья. Обработки проводились как в сочетании с физическими методами воздействия на ПЗП, так и без дополнительного воздействия. Успешность обработок составила более 90%, приемистость скважин после обработок повышалась в 2-7 раз (табл.9.7).

Таблица 9.7 Влияние кислотных обработок составом КСПЭО-3ТН на приемистость скважин

№ скв.	Обрабатываемый интервал, м	Расход КСПЭО-3ТН, м3	Приемистость, м3/сут
			До обработки	После обработки
		общий	на 1 м
169	19	18	0,95	10	70
171	14	10,5	0,75	29	100
241	15	10	0,7	50	100
331	15	10	0,7	14	90
901	11	9	0,8	50	130

Для условий Чикулаевского месторождения рекомендуется приготовление кислотных составов серии КСПЭО с использованием кислотного модификатора МК-Р (модификатор кислотный с растворителем ТУ 2122-041-53501222-2004), так как нефти данного месторождения имеют повышенное содержание асфальтенов, смол, парафинов и при разработке месторождения высока вероятность выпадения АСПО в призабойной зоне пласта.

Рекомендуется также использование указанных составов (КСПЭО-Р) при переводе добывающих скважин под нагнетание воды и освоение под нагнетание вновь пробуренных скважин, в которых вскрыта перфорацией преимущественно нефтенасыщенная часть пласта.

При дальнейшей эксплуатации скважин ожидается рост обводненности продукции.

10. ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДУЕМОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБРАННОЙ ТЕМЫ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

В данной курсовой работе будет изучен пласт Т1 в качестве объекта исследований для раскрытия темы «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки».

Чикулаевское месторождение находится на третьей стадии разработки. Это видно из графика разработки. Его характеристики были рассмотрены выше в главе 8.

На Чикулаевском нефтяном месторождении выявлено 15 эксплуатационных объектов: на Северном куполе: В3, Бш1, Тл2-а+Тл2-б, Бб1, Т1; на Южном куполе: Тл2-а+Тл2-б, Т1; на Восточно-Южинском поднятии: Тл2-а, Бб2, Мл, Т1; на Северо-Этышском поднятии: Тл2-а+Тл2-б, Бб1, Мл, Т1.

Для исследования я выбрал объект Т1. Нефтенасыщенная часть пласта сложена известняками коричневато-серыми, мелкозернистыми, крепкими.

К пласту Т1 приурочена залежь пластово-сводового типа. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,4 до 81,2 м, в том числе эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 0,4 до 38,3м.

По величине проницаемости (0,154 мкм2) пласт хорошо проницаемый, хотя все остальные пласты - среднепроницаемые; по коэффициенту пористости (13,25%) относится к пористым. В целом по месторождению улучшение коллекторских свойств происходит вверх по разрезу, таким образом можно сказать, что породы пласта Т1 обладают хорошими коллекторскими свойствами, по сравнению со свойствами пород вышележащих пластов.

Коллектора пласта характеризуются достаточно высокой степенью неоднородности, в то время, как все остальные пласты месторождения имеют незначительную степень неоднородности. Можно отметить, что пласт Т1 обладает наибольшим коэффициентом расчленённости (13,27 д.ед.), по сравнению с другими пластами; высокая доля коллекторов (Кп=0,453 д.ед.).

Накопленный отбор нефти по рассматриваемому эксплуатационному объекту составляет 160,4 тыс.т.

Извлекаемые запасы пласта Т1 составляют 1432 тыс.т. от всех запасов месторождения; из них отнесены к категории С1 - 589 тыс.т (Северный купол), 49 тыс.т. (Южный купол), 54 тыс.т. (Северо-Этышское поднятие), 27 тыс.т. (Восточно-Южинское поднятие); к категории В - 576 тыс.т (Северный купол), 49 тыс.т. (Южный купол), 53 тыс.т. (Северо-Этышское поднятие), 35 тыс.т. (Восточно-Южинское поднятие). Основная часть всей добытой нефти в основном прослеживается на Северо - Чикулаевском куполе.

Для написания специальной главы курсовой работы я выбрал тему «Влияние динамики пластового давления на текущее состояние разработки», для того, чтобы рассмотреть эффективность применяемой системы разработки.

11. ВЛИЯНИЕ ДИНАМИКИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ

Начальное пластовое давление в целом по залежи составляет 14,8 МПа, давление насыщения нефти газом составляет 7,8 МПа.

Изучение динамики пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар, построенных на 1.01.2007 г.

На 1.01.2007 г. начальное пластовое давление в целом по залежи составляет 14,8 МПа, давление насыщения нефти газом составляет 7,8 МПа, среднее Рпл. в зонах отбора составляет 10,0 МПа, в зонах закачки - 15,4 МПа.

По состоянию на 1.01.2007 г. в действующем фонде находятся 7 нагнетательных скважин, из которых 5 скважин расположены на Северо-Чикулаевском куполе (районы скв.18, 19, 24, 25, 29), 1 скважина на Южно-Чикулаевском куполе (район скв.21) и 1 скважина на Восточно-Южинском поднятии (район скв.52).

При детальном анализе карт изобар на территории пласта Т1 были выявлены зоны пониженного Рпл. в районах добывающих скважин 14, 17, 38. В этих скважинах низкие значения Рпл. обусловлены плохими ФЕС пласта в их районе, т.к. на протяжении всего периода эксплуатации данные скважин характеризовались низкими дебитами. Во всех остальных добывающих скважинах 12, 13, 15, 16, 20, 22, 27, 35, 36 наблюдаются средние и высокие значения Рпл. Это, напротив, связано с хорошими ФЕС пласта в районе этих скважин, т.к. для них всегда были характерны высокие дебиты. В районе скважин 24, 25 были выявлены зоны повышенного Рпл. Это обусловлено тем, что данные скважины являются нагнетательными и через них производится интенсивная закачка под давлением рабочего агента в пласт.

Средняя величина депрессии составляет 10,44 МПа (таблица 11.1).

Анализ карт текущих отборов (на 1.07.2007 г.).

Весь исследуемый период эксплуатация залежи производилась через добывающие скважины 12, 13, 14, 15, 16 17, 20, 22, 27, 31, 35, 36, 38; а закачка через нагнетательные скважины 18, 19, 21, 24, 25, 29, 52. Применяемый тип заводнения - внутриконтурное, приконтурное и законтурное.

При построении графиков зависимости, дебита нефти от Рпл. (рис.11.1), дебита жидкости от Рпл. (рис. 11.2) и обводненности от Рпл. (рис. 11.3) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью, а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.

По графикам зависимости дебита жидкости от Рпл (рис 11.2) и обводненности от Рпл (рис11.3) видно, что с увеличением Рпл растут дебиты жидкости и обводненность.

Изучение динамики пластового давления по пласту Т1 на основании карт изобар, построенных на 1.01.2008 г.

На 1.01.2008 г. среднее Рпл. в зонах отбора составляет 11,6 МПа, в зонах закачки - 13,7 МПа.

По состоянию на 1.01.2008 г. действующий фонд нагнетательных скважин не изменился. При изучении динамики Рпл. в добывающей скважине 16 было выявлено снижение Рпл., а в скважинах 14, 17, 20, 27, 35, 36 зафиксирован рост Рпл. В нагнетательной скважине 25 было зафиксировано, что Рпл снизилось.

Средняя величина депрессии составляет 11,06 МПа (таблица 11.2).

Анализ карт текущих отборов (на 1.01.2008 г.)

При построении графиков зависимости, дебита нефти от Рпл. (рис.11.4), дебита жидкости от Рпл. (рис. 11.5) и обводненности от Рпл. (рис. 11.6) залежь была условно разделена на части с наибольшей и наименьшей обводненностью, а также на части с наибольшими и наименьшими дебитами скважин. После чего я произвел анализ и пытался проследить наличие связи между дебитами жидкости и динамикой Рпл. в каждой выделенной зоне.

По графикам зависимости также видно, что с увеличением Рпл. растут дебиты жидкости и обводненность.

Вывод: Для залежи характерна следующая замкнутость: при уменьшении Рпл в зоне закачки, давление в зоне отбора увеличивается.

По проведенным исследованиям можно сказать, что применяемая система разработки является эффективной, т.к. главное - чтобы продукция скважин не обводнялась, и производилось регулирование дебитов в добывающих скважинах. Для этого необходимо производить оптимальную закачку в пласт, так чтобы и продукция скважины не обводнялась, и велось поддержание пластового давления.

Таблица 11.1 2007г.

№ скв	Рнач, МПа	Ртек, МПа	ДР, МПа	Qн, т/сут	Qж, т/сут	В,%
12	13,3	7,7-9	10,4	4,9	6,2	20,9
13			8,8	4,4	4,6	5,0
14			11,1	1,9	2,1	10,6
15			8,9	4,3	4,7	9,0
16			7,4	3,4	4,8	29,4
17			13,4	2,9	4,5	36,9
20			12,4	1,7	5,2	67,2
22			11,1	1,7	2,1	22,4
27			12,3	1,8	1,9	6,3
31				1,3	1,7	25,1
35			10,8	3,3	3,4	3,1
36			10	1,9	2,4	17,8
38			8,7	1,9	2,1	10,8

Рис.11.1



Рис.11.2

Рис.11.3

Таблица 11.2 2008г.

№ скв	Рнач, МПа	Ртек, МПа	ДР, МПа	Qн, т/сут	Qж, т/сут	В,%
14	14,8	7,7-9	11,3	1,6	1,8	8,9
16			7,4	3,5	4,6	25,0
17			13,4	2,9	3,7	21,3
20			12,1	1,7	4,0	57,4
27			12,3	2,9	3,0	5,0
35			10,5	3,1	3,3	5,8
36			10,4	1,7	2,0	14,0

Рис.11.4



Рис.11.5

Рис.11.6

Размещено на Allbest.ru

...