Разработка полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КАЗАХСТАНСКО-БРИТАНСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет энергетики и нефтегазовой индустрии

Кафедра нефтегазовой инженерии

Разработка полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов (на примере промысла Северного Бузачи)

Подготовил: Алиакпаров А.

Проверил: Джунусов М.

Руководитель дипломного проекта: Тикебаев Т.

Алматы, 2016

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геологическое строение месторождения

1.2.1 Стратиграфия

1.2.2 Тектоника

1.2.3 Нефтегазоносность

1.2.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

1.2.4.1 Свойства пластовой нефти

1.2.5 Характеристика энергетического состояния залежи

Введение

Месторождение Северные Бузачи было открыто и получило промышленную оценку в 1974-1977 гг. По причинам экономического и организационно-технического характера месторождение длительное время находилось в консервации.

«Технологическая схема разработки месторождения Северные Бузачи», была утверждена ЦКР РК 26.06.2003 г. К реализации был принят 2 вариант разработки, предусматривающий разработку месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки холодной воды. Проектные показатели были утверждены на 5 лет (2003 - 2007 гг.).

Проектным документом, на основании которого в настоящее время ведется промышленная разработка месторождения, является «Технологическая схема разработки месторождения Северные Бузачи», рассмотренная и утвержденная ЦКР РК 23.07.2004 г. К реализации был принят вариант 2, предусматривающий комплексный метод разработки: в 2003-2004 гг. - ППД путем закачки холодной воды, в 2005-2008 гг. - ППД путем закачки горячей воды, с 2009 года - путем закачки раствора полимера.

В течение реализации принятого варианта Технологической схемы были составлены «Авторские надзоры за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Северные Бузачи», за первый и второй год реализации Технологической схемы.

???? ?????? - ?????? ?????? ?????????? ? ?????????? ???????????? ?? ?? ?????????????????. месторождение северный бузач пластовый

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении Северные Бузачи

В географическом отношении газонефтяное месторождение Северные Бузачи находится в северо-восточной прибрежной части Каспийского моря на северо-западе полуострова Бузачи. В административном отношении площадь месторождения расположена на территории Тюбкараганского района Мангистауской области Республики Казахстан (приложение А).

Климат района месторождения характеризуется резкими колебаниями сезонных температур от плюс 30-45⁰ летом до минус 30⁰ зимой. Атмосферные осадки незначительные и, в основном, приходятся на осенне-зимний период. Гидрографическая сеть отсутствует за исключением соров - соляных озерков, временами заполняемых атмосферными осадками. Для технического водоснабжения используется волжская вода.

Поверхностный рельеф района представляет собой равнину с отметками от 19 до 28 м ниже уровня моря. В серединной части полуострова широко развиты барханные пески, отдельные массивы которых по площади достигают до 1200 км², а также останцы коренных пород разной величины. Почва полностью лишена плодородного слоя, непригодна для сельскохозяйственных нужд.

Близко к месторождению расположены действующие нефтепромыслы Каражанбас, Каламкас и Арман на расстояниях соответственно 22, 32 и 33 км. Ближайшим населённым пунктом является посёлок Шетпе, где находится железнодорожная станция, расположенная на расстоянии 120 км от месторождения. Областной центр - г. Актау находится на расстоянии 260 км. Автомобильные дороги соединяют нефтепромыслы Каражанбас, Каламкас и Арман с пос. Шетпе и городами Форт-Шевченко и Актау.

Через промысел Северные Бузачи проходит высоковольтная линия электропередачи, обеспечивающая его электроэнергией. Продукции скважин месторождения Северные Бузачи проходит подготовку на собственном ЦППН, где нефть проходит подготовку до кондиции для подачи в нефтепровод «КазТрансОйл».

1.2 Геологическое строение месторождения

Месторождение Северные Бузачи выявлено в 1974 г., а в 1977 г. по результатам бурения и опробования 168 поисковых и разведочных скважин была разработана модель природного резервуара, содержащего пластово-сводовые залежи нефти в нижнемеловых и среднеюрских отложениях и подсчитаны запасы нефти.

1.2.1 Стратиграфия

В пределах структуры вскрыт разрез, включающий верхнепалеозойские, нижнетриасовые, среднеюрские и нижнемеловые отложения. Верхнепалеозойские отложения представлены неравномерно переслаивающимися аргиллитами и известняками. Нижнетриасовые отложения сложены плотными аргиллитами, мелкозернистыми песчаниками с микропрослойками глинистого аргиллита. Триасовые отложения перекрываются юрскими, местами «опокой», возраст которой трудноопределим.

Среднеюрские отложения представляют собой переслаивание песчаников, песков, глин, алевролитов, а нижнемеловые представлены разнозернистым песчаником с прослоями глин и алевролитов. Границы между указанными комплексами характеризуются большим перерывом в осадконакоплении.

При стратиграфическом расчленении разреза и литолого-фациальной характеристике месторождения использованы материалы ГИС всех пробуренных поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, анализы керна и результаты интерпретации сейсмических исследований 3Д. В поисковых и разведочных скважинах проведен большой комплекс литолого-петрографических анализов керна и биостратиграфических определений.

Наиболее полно охарактеризованы керном и палеонтологическими данными отложения юры, неокома и апта, в меньшей степени - триаса.

При составлении Технологической Схемы были внесены изменения в стратиграфическую классификацию горизонтов и выделены пласты Neo A (ранее верхняя часть пласта А), Neo B (ранее пласт А, пласт Б и верхняя часть пласта В), Neo C (ранее нижняя часть пласта В и верхняя часть пласта Г), Neo D (нижняя часть пласта Г и пласт Д), J10 (ранее горизонты Ю-I и Ю-II) ), J20, J30 и J40.

1.2.2 Тектоника

В тектоническом отношении структура Северные Бузачи представляет собой асимметричную, нарушенную сериями разломов брахиантиклинальную складку запад-северо-восточного простирания, расположенную в присводовой части Бузачинского поднятия, выделяемого в Северо-Устюртско-Бузачинской системе прогибов и поднятий.

В результате проведения детальных сейсмических работ 2Д и 3Д в 2000-2001 гг. с учетом данных бурения на лицензионной территории, местоположения тектонических нарушений были уточнены и схема блокового строения месторождения, принятая в 1977 году, претерпела некоторые изменения. Вместо 9 блоков, выделяемых при подсчете запасов в 1977 г., была принята тектоническая схема, по которой месторождение разбито на 12 блоков.

Основным тектоническим нарушением является Северо-Бузачинский разлом. Этот основной разлом заканчивается разломами, которые простираются преимущественно в северо-запад-юго-восточном направлении в меловых отложениях и юго-запад-северо-восточном направлении в отложениях юрского возраста.

Так, для уточнения структурно-тектонической модели месторождения в 2005 году на месторождении была проведена дополнительная сейсмосъемка 2Д (93,4 пог. км) и 3Д (47 км²) в пределах западной и восточной частей месторождения (в 2001 г проведены детальные сейсморазведочные работы 3Д в центральной части). Местоположение тектонических нарушений, разделяющих залежь на ряд тектонических блоков, имеющих различные уровни газо- и водонефтяных контактов будет уточнено, и после этого новая структурно-тектоническая модель должна быть использована при пересчете запасов УВ месторождения Северные Бузачи.

Район расположения структуры Северные Бузачи характеризуется высокой тектонической активностью, способствовавшей образованию широкой сети тектонических нарушений, разбивших структуру на блоки. Самый протяжённый Северо-Бузачинский (восточно-западный) разлом является основным тектоническим нарушением, отделяющим северное крыло структуры, опущенное относительно южного крыла. Амплитуда сброса достигает 80-100 м, наблюдается ее уменьшение к западу, в переходной зоне, где Северо-Бузачинский разлом сочленяется с основным взбросом Каражанбасской антиклинали на юго-западе

1.2.3 Нефтегазоносность

На месторождении нефтегазоносными являются отложения среднеюрского и нижнемелового возраста.

В отложениях неокома в результате поисково-разведочного бурения на Северо-Бузачинском месторождении было выявлено и разведано 6 продуктивных пластов (А1, А2, Б, В, Г, Д), в отложениях юры - 2 горизонта (Ю-I, Ю-II). По этим 8 номенклатурным горизонтам приняты и утверждены геологические и извлекаемые запасы углеводородов по состоянию на 01.09.1977 г.

Продуктивными являются пласты NeoA, NeoB, NeoC, Neo D, приуроченные к неокомскому комплексу, а также J10 и J20 среднеюрского разреза. В свою очередь, пласты Neo B, Neo C и Neo D подразделяется на интервалы Neo B1, Neo B2, Neo B3, Neo B4, Neo С1, Neo С2, Neo С3, Neo D1, Neo D2, Neo D3.

Коллекторами во всех продуктивных горизонтах являются алевролитово-песчаные образования.

Данные, полученные по новым скважинам, позволили уточнить фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, характер строения пластовых резервуаров, детализировать структурные карты по кровле коллекторов юрского объекта разработки, а также карты эффективных нефте- и газонасыщенных толщин по этому объекту.

При составлении технологической схемы разработки месторождения Северные Бузачи была выделена определенная площадь, охватывающая VI, VII, VIII, IX, X блоки, в пределах которой меловые продуктивные пласты могут быть объединены в одну единую нефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами. Кроме того, юрские продуктивные пласты J10 и J20 в пределах этой площади также рассматриваются в качестве одного суммарного объекта для совместной эксплуатации месторождения (I объект разработки).

Породы-коллекторы как юрской, так и нижнемеловой продуктивной толщи представлены песчаниками и алевролитами, с хорошими и средними емкостно-фильтрационными свойствами.

В таблице 1.2.1 приведены характеристики толщин для каждого объекта разработки в пределах VI, VII и Х блоков, в которых в течение 2004-2006 года было пробурено 202 новых скважины.

Для определения характера поведения коллекторов в разрезе продуктивных толщ был проведен статистический анализ. В таблице 1.2.2 приведены подсчитанные коэффициенты неоднородности также для VI, VII и Х блоков.

Сравнивая результаты статистической оценки, следует отметить высокую изменчивость эффективных толщин, о чем свидетельствуют высокие значения коэффициентов вариации (табл.1.2.1).

Меловой продуктивный разрез

Общая толщина пластов-коллекторов в VI блоке в среднем составляет 87 м при изменениях от 38 до 98 м. Эффективная газонасыщенная толщина в среднем равна 5.3 м при максимальном значении 13,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.7 до 25.7 м и в в среднем составляет 12.4 м (табл.1.2.1).

Коэффициент песчанистости для VI блока равен 0.226. Количество пропластков в разрезе изменяется от 6 до 21. Коэффициент расчлененности равен 9.0 (табл. 1.2.2).

Таблица 1.2.1 - Характеристика толщин по объектам в пределах блоков VI, VII, X

Таблица 1.2.2 - Статистические показатели характеристик неоднородности в блоках VI, VII, X

Первый подсчет запасов по месторождению Северные Бузачи был выполнен в 1977 году. Были утверждены начальные геологические запасы

Нефти: категории С₁ - 207466 тыс. т.; категории С₂ - 4393 тыс. т.

Растворенного газа: категории С₁ - 1660 млн. м³; категории С₂ - 35 млн. м³

Свободного газа газовой "шапки" - категории С₁ - 455 млн. м³.

Таблица 1.2.3 - Сопоставление запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР в 1977 г и оцененных в Техсхеме в 2003 г.

После составления Технологической схемы за период 2004-2006 гг. на месторождении пробурено 202 эксплуатационные скважины.

1.2.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Изучение физико-химических свойств нефти и газа месторождения Северные Бузачи проводились в период с 1975 по 2008 гг. в «НИПИнефтегаз», КазНИГРИ, «КазНИПИнефть», Oilphase, Texaco UT, Expro, Pencor и других организациях.

К моменту составления данного проекта были уточнены результаты исследований 49 глубинных проб из 20 скважин, 30 проб дегазированной нефти из 25 скважин и компонентных состав растворенного газа по 19 пробам, выполненные за весь период разработки.

Обоснование параметров и расчет средних значений физико-химических свойств нефти по горизонтам по состоянию изученности на 1.07.08 г. выполнено после анализа всей информации и отбраковки непредставительных проб по результатам исследования кондиционных проб.

1.2.4.1 Свойства пластовой нефти

Для обоснования параметров нефти, характеризующих начальное состояние пластовых флюидов, в настоящем проекте к имеющимся по состоянию на 1977 г. исследованиям привлечены дополнительные исследования пластовых проб нефти за период до 01.07.08. Результаты исследований систематизированы по скважинам, пластам и горизонтам, выполнен их анализ и произведена отбраковка непредставительных проб, которые не участвовали в обобщении.

Непредставительными признаны:

- пробы, отобранные из скважин, работавших перед отбором проб с Рзаб< Рнас;

- пробы с высоким содержанием воды;

- пробы, по которым отсутствует взаимосвязь параметров.

Результаты исследований пластовой нефти из скважин меловых и юрских горизонтов приведены в таблице 1.2.4.1.

Анализ полученных свойств по меловым пластам А, Б, В, Г (табл. 1.2.4.1), позволяет сделать заключению о схожести и однородности физико-химических свойств пластовых флюидов данных объектов разработки и в дальнейшем характеризовать их как один объект - меловые залежи. По пробам, признанным кондиционными, получены средние параметры пластовой нефти по меловым пластам в целом, а также по юрским горизонтам Ю-1 и Ю-2, представленные в таблице 2.4.2. Они близки к принятым в Подсчете запасов 1977 (табл. 1.2.4.2).

Таблица1.2.4.2 - Месторождение Северные Бузачи. Средние параметры свойств пластовой нефти по горизонтам

Значения давления насыщения нефти газом определено по данным лабораторных исследований. Максимальное и минимальное значения были изъяты и, исходя из оставшихся семи значений давления насыщения, для юрских залежей было подсчитано среднеарифметическое значение, равное 3.97 МПа. Давление насыщения для меловых коллекторов принято равным 3.62 МПа.

В процессе разработки месторождения давление насыщения должно быть уточнено, так как результаты проведенных исследований по определению давления насыщения (3.97 МПа для юрских залежей и 3.62 МПа - для меловых) разнятся с результатами исследований, проведённых в период разведки 1977 г. и принятыми при подсчёте запасов в ГКЗ СССР - 2.36 МПа.

Свойства нефти незначительно и закономерно измененяются по площади залежей. Плотность, вязкость, содержание асфальто-смолистых веществ возрастают от свода к контуру залежи.

Вязкость нефти меловых залежей в пластовых условиях принята равной 171.33 мПа^.с. В юрских залежах вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 184.51 мПа^.с до 276 мПа^.с, в среднем составляя 235 мПа^.с.

Объемный коэффициент, при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях нефти меловых залежей равен 1.0235, юрских - изменяется от 1.0308 до 1.051, в среднем составляя 1.039.

Нефтяной газ месторождения Северные Бузачи метановый. Содержание метана более 90% моль. Сероводород отсутствует (по результатам анализа проб из скважины NB26).

1.2.5 Характеристика энергетического состояния залежи

Расчлененность продуктивного разреза и неоднородность по фильтрационно - емкостным свойством пластов - коллекторов усугубляют неравномерность выработки.

Разработка залежей в начальный период осуществлялась на естественном режиме, а затем с поддержанием пластового давления путем внутриконтурного заводнения.

Фактически начальное пластовое давление на месторождении Северные Бузачи определяется при вводе каждой новой скважины из бурения (замеры проводятся пластоиспытателем FMT).

В остальных скважинах пластовое давление определялось расчётным путем по статическим уровням.

Для оценки энергетического состояния объектов разработки были использованы все, имеющиеся на рассматриваемую дату, замеры пластового давления, полученные как с помощью непосредственных глубинных замеров, так и расчетным путем.

Таблица 1.2.9 - Результаты контроля пластового давления по скважинам находящимся в разработке месторождения с 2004 года

Следует отметить, что замеры пластового давления в 2004-2005 годах проводились регулярно по всему добывающему фонду скважин. В 2006 году исследованиями по замерам начального пластового давления охвачены 100% новых скважин, вышедших из бурения. Затем в процессе эксплуатации из 117 новых скважин текущие значения пластовых давлений зарегистрированы только по 18 скважинам и по 62 переходящим добывающим скважинам. Таким образом, из 215 добывающих скважин пластовое давление в 2006 году замерено по 80, что составляет 37% добывающего фонда скважин. Из 32 скважин нагнетательного фонда замеры пластового давления осуществлены по 12 скважинам.

Начальное пластовое давление, принятое по I объекту разработки в Технологической схеме составляло в среднем 5.2 МПа. Давление насыщения нефти газом - 3.97 МПа.

Дополнительные материалы представлены в приложении (Тектоническая схема, Схема расположения блоков, Структурная карта).

Список литературы

1. «Отчет по подсчету запасов нефти и газа по месторождению Северные Бузачи», 1977 г.

2. Технологическая схема разработки месторождения Сев. Бузачи. АО «НИПИнефтегаз». 2004 г.

3. Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки м. Сев. Бузачи (по состоянию на 01.01.06). АО «НИПИнефтегаз». 2006 г.

4. Отчет о научно-исследовательской работе «Проведение лабораторных исследований и подготовки к опытно-промысловым испытаниям технологии гелеполимерного заводнения месторождения Северные Бузачи» «Синьцзянский газонефтяной НИИ», АО «НИПИнефтегаз». 2006 г.

5. Отчет "Исследование глубинных проб пластовой нефти, отобранных из скважины №708, месторождения Северные Бузачи" АО «НИПИнефтегаз».

6. Отчет "Исследование глубинных проб пластовой нефти, отобранных из скважин № 642, 678 и 1092 месторождения Северные Бузачи" АО «НИПИнефтегаз».

7. «Проект пробной эксплуатации месторождения Северные Бузачи» Каспиймунайгаз 2000 г.

8. «Программа производственного экологического мониторинга месторождения Северные Бузачи на 2006 г.», КАПЭ, 2005 г.

9. «Ежеквартальные отчеты по мониторингу атмосферного воздуха, подземных вод, почв за 2006 год».

10. План природоохранных мероприятий на 2010 год филиал компании «Buzachi Operating Ltd».

11. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. Москва. Приложение № 1 к приказу Министерства Энергетики России № 722 от 23.11.2003 - 79 с.

Размещено на Allbest.ru