Методы интенсификации и добычи нефти на Ельниковскои месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Удмуртский государственный университет»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра «Геология нефти и газа»

Отчет

По учебной практике, технологичекой

Выполнил: альмансури каррар

Руководитель практики от кафедры ГНГ

С.А. Красноперова

Ижевск - 2022



Содержание

Введение

1. Общие сведения о ельниковское месторождение

1.1 Геологическое строение месторождения

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов

1.4 Свойства и состав пластовых флюидов

1.5 Запасы углеводородов

1.6 Осложняющие геологические факторы

2. Текущее состояние разработки исследуемого месторождения

2.1 Проектные показатели разработки месторождения

2.2 Фонд скважин

2.3 Методы интенсификации и добычи нефти на данном месторождении

3. Практическая часть

Заключение

Список использованных источников



Введение

Учебная практика, технологическая, проходила на кафедре геологии нефти и газа Института нефти и газа им. М.С. Гуцериева.

Срок прохождения практики: c 21.06.21г. по 10.06.21г. в соответствии с приказом №3624/01-01-05 от 18.06.21г.

Место прохождения практики - учебно-лабораторные комплексы ИНГ.

Руководителем практики является доцент кафедры ГНГ Красноперова С.А. месторождение стратиграфический пластовый флюид

Цель учебной практики:

Целью практики являются закрепление теоретических знаний, полученных студентом во время аудиторных занятий и учебных практик, приобретение им общекультурных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций и приобретение им цифровых компетенций, необходимых для работы в профессиональной сфере.

Основные задачи:

закрепление знаний, полученных при изучении базовых дисциплин, полученных студентами в процессе теоретического изучения дисциплин учебного плана;

приобретение практических навыков работы с текущей нормативно-правовой документацией месторождений нефти и газа для решения отдельных задачах по месту прохождения практики;

сбор и систематизация материалов для выполнения задания по практике;

приобретение навыков по анализу и обработке необходимой информации;

Подготовка письменного отчета о прохождении практики (отчет по практике).

1. Общие сведения о ельниковское месторождение

Ельниковское нефтяное месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики, в 100 километрах от города Ижевска, в 35 километрах от города Сарапула.

Расположение Ельниковского месторождения представлено на рисунке 1. Месторождение разрабатывается компанией ОАО «Удмуртнефть».

Местность представлена холмистой, глубоко изрезанной сетью ручьев и оврагов. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров.

По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая При- камский участок от Ельниковского месторождения. С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами.

В орогидрографическом отношении Ельниковское месторождение расположено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмасс, пересекающая месторождение с востока на запад.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +2 оС, морозы в январе-феврале иногда достигают -40 ч -45 оС. Средняя глубина промерзания грунта - 1,2-1,5м. Среднее годовое количество осадков около 500мм. Среди полезных ископаемых, кроме нефти, представлены аллювиально- деллювиальные суглинки, конгломераты и галечники, небольшие 10 месторождения гравия, используемого для дорожного строительства, и пресные воды с хорошими питьевыми качествами. Последние используются для бытовых нужд, как работниками предприятия, так и местными жителями. Геологический разрез Ельниковского месторождения представлен на рисунке 2.



Рисунок 2 - Схема размещения месторождений Удмуртской Республики



1.1 Геологическое строение месторождения

1. Ельниковское месторождение по своему геологическому строению является сложным. Глубокими скважинами на месторождении вскрыты отложения рифейского возраста. Ельниковское месторождение контролируется Соколовским, Ельниковским и Апалихинским поднятиями, каждое из которых в свою очередь осложнено множеством мелких куполов. Причем Ельниковское и Апалихинское поднятия контролируют лишь турнейские залежи, в вышезалегающих пластах происходит их слияние. Вышеперечисленные поднятия являются структурами облекания рифогенных массивов верхнефранско-фаменского возраста. Согласно пересчёту запасов нефти на месторождении выделено 13 подсчетных объектов в объеме пластов: С1t турнейского яруса нижнего карбона, C-II, C-III, C-IV, C-V и C-VI визейского яруса нижнего карбона; К1, К2+3, К4 каширского и П1, П2, П3 и П4 подольского горизонтов среднего карбона.

Всего в пределах подсчетных объектов выделено 166 нефтяных залежей, в т.ч. в турнейских отложениях - восемь, в визейской толще - 94, в каширо-подольских отложениях - 64. Основные запасы нефти сосредоточены в отложениях визейского яруса.

Все продуктивные пласты имеют сложное литологическое строение, характеризуются неоднородностью по площади и разрезу. Отмечаются зоны слияния продуктивных пластов визейского возраста



Рис.1.Обзорная карта района работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении явля- ются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яс- нополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонат- ные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.
Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют сложное строение, они включают отложения тульского (пласты С II-C-IV), бобриковского (пласт С-V) горизонтов и малиновского (пласт С-VI) надгоризонта.

Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт С-VIII), радаевского (С-VII), бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов кожимского надгоризонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты С-II, C-III, C-IV).

Уровень водонефтяного контакта (далее ВНК) установлен по материалам геологических исследований скважин (далее ГИС) и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 - 1269,3 м.

Пласт СV залегает в кровле бобриковского горизонта. Развит повсеместно, имеет линзовидное строение. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами. Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55).

Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам варьируют в широких пределах: от 0,013 мкм2 до 3,550 мкм2. Пласт C-IV залегает в подошве тульского горизонта окского надгоризонта. Характеризуется фациальной неоднородностью, имеет многочисленные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано- 3 алевролитовыми фракциями на глинистые разности. Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м. По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед., проницаемость определена по керну и изменяется от 0,193 мкм2до 0,416 мкм2. Пласт C-III имеет наибольшее распространение коллекторов как по площади, так и по разрезу. Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ельниковском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м. Коэффициент песчанистости по пласту С-III в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).

Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта С-III пачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м. Залежи нефти пласта С-II литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности. Общая толщина пласта изменяется от 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.

Коэффициент пористости по керну изменяется от 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед.; по результатам интерпретации материалов ГИС - от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17. Проницаемость определена по керну и изменяется в широких пределах: от 0,037 мкм2 (Апалихинское поднятие) до 0,368 мкм2 (Ельниковское поднятие). Коэффициент 4 нефтенасыщенности по керну определен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91. Для пласта С-II уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м. В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину от 25,0 м до 119,2 м, в среднем составляя 31,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлена в таблице 1.



Таблица 1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

1.3 Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов

3. Нижне-средневизейский терригенный нефтеносный комплекс

Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена практически на всех месторождениях юга Пермской области, в том числе и на Трифоновском месторождении.

В разрезе комплекса выделяются 6 проницаемых пластов: Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл, Т. Все они являются промышленно нефтеносными.

Яснополянский надгоризонт

Отложения яснополянского надгоризонта представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.

Тульский горизонт

Пласт Тл2-а

Пласт Тл2-а залегает в кровле терригенной части тульского горизонта и имеет общую толщину от 7.6 до 4.4 м. Покрышкой его служат аргиллиты толщиной до 4 м. В пласте выделяется от 2 до 3 проницаемых пропластков толщиной от 0.4 до 2.6 м.

По данным ГИС и испытаниям пласт нефтеносен. Водонефтяной контакт принят на отметке -1305 м по данным ГИС в скв.535. К категории C1 отнесена центральная часть поднятия, ограниченная линией, проведенной на отметке -1299 м (нижняя дыра перфорации с учетом проницаемого прослоя в скв. 535). Залежь пластовая сводовая, размеры 3.1x1.8 км, этаж нефтеносности 16 м. В контуре нефтеносности находятся 4 скважины. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 3.0 м (скв.532 до 5.2 м (скв.535), средневзвешенная по площади она равна для категории C1 - 2.8 м, категории C2 -1.9м. Коэффициент песчанистости равен 0.74, расчлененности - 2.4.

Коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритистыми, слабо глинистыми. Представительный керн взят в скв.532, 535. Коллекторские свойства их неплохие и достаточно однородны - размахи значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности 4.9%, 0.7162 мкм2 и 10.2%, а коэффициенты вариации пористости проницаемости 0.074 и 0.597.

Распределение проницаемости асимметричное, с максимумом интервале 100-250*10 -3 мкм2. Среднее геометрическое и медианное значения проницаемости равны 0.275 и 0.249 мкм2 или 0.836 и 0.757 от среднеарифметического. Пористость, принятая при подсчете запасов, равна 19% при интервале изменения 15.3-20.2% по 24 определениям, проницаемость 0.329 мкм2 (интервал изменения 0.0658-0.782), нефтенасыщенность 87% (при интервале изменения 80.3-90.5%).

Пласт Тл2-б

Пласт Тл2-б от вышележащего пласта Тл2-а отделяется толщей аргиллитов от 2 до 8 м. Пласт проницаем во всех скважинах, кроме скв.532, в которой пласт замещен плотными породами. По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным. Водонефтяной контакт принят на отметке -1319 м по нижней дыр перфорации с учетом проницаемого прослоя. Граница категории С1 принята в двойном радиусе дренажа скв.535, остальные запасы в пределах ВНК отнесены к категории C2.

Залежь пластовая сводовая, размеры 2.7x1.5 км, этаж нефтеносности 16 м. Эффективная толщина изменяется от 0.8 до 3.2 м. В пределах пласта выделяется от 1 до 3 проницаемых прослоев толщиной от 0.4 до 1.6 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина равна 1.4 м (категория C1 ) и 2 м (категория C2). Коэффициент песчанистости 0.44, расчлененности - 1.8. Коллекторы представлены крупнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми песчаниками с преобладанием первых. Размахи пористости, проницаемости и нефтенасыщенности равны - 2.7%, 0.307 мкм2, 26.9%. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0.055 и 1.560 соответственно. Геометрическое значение проницаемости равно 31.4*10-3 мкм2 или 0.446 от среднего арифметического.

Для подсчета запасов приняты: пористость 19% (при интервале изменения 17.5-20.2%), что также подтверждается данными ГИС (17.5%), нефтенасыщенность - 72% по 6 определениям.

Бобриковский горизонт

В разрезе горизонта выделяются 2 проницаемых пласта: Бб1 и Бб2, оба промышленно-нефтеносны.

Пласт Бб1

Проницаемый пласт литологически выдержан по площади. От вышележащего пласта Тл2б отделяется аргиллитово-алевролитовой толщей от 1.5 до 6.5 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 1.2-9.0 м, эффективная - 1.2-8.0 м. В пределах продуктивной части пласта выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной 0.6-4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 3.4 м. Коэффициент песчанистости 0.72, расчлененности - 1.8.

По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным. ВНК принят условно на отметке -1329 м по результатам ГИС в скв.548. Граница категории C1 ограничена линией, взятой на расстоянии двойного радиуса дренажа в скв.548. Остальные запасы в пределах ВНК отнесены к категории С2.

Залежь пластовая сводовая с размерами 2.3x1.5 км, этаж нефтеносности 11 м. Коллекторы представлены алевролитами с относительно невысокими коллекторскими свойствами (единичные представительные определения принадлежат скв.532). Для подсчета запасов взяты данные по этой скважине - пористость 17% по 2 определениям при интервале изменения 16.5-17.2%, нефтенасыщенность 73% (интервал изменения 71.8-74.9%). Пласт Бб2 Пласт Бб1 от вышележащего пласта Бб2 отделяется толщей аргиллитов от 2 до 5 м.

Пласт проницаем во всех скважинах.

По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным.

ВНК принят условно на отметке -1340 м по ГИС скв.548. Запасы в пределах ВНК отнесены к категории C1. Залежь пластовая сводовая, размеры 2.5x1.5 км, амплитудой 14 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 3.8 до 11.4 м. В пределах пласта выделяется от 1 до 3 проницаемых пропластков толщиной от 0.6 до 11.4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 5.3 м. Коэффициент песчанистости 0.91, расчлененности - 1.4.

Коллекторы представлены песчаниками средне-мелкозернистыми с цементом уплотнения зерен и скудным глинистым, с высокими коллекторскими свойствами. Размахи значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности - 6.9%, 2.7393 мкм2, 0.332. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости невелики - 0.062-0.497. Распределение проницаемости асимметричное с максимумом в интервале 1-2.5 мкм2. Среднее геометрическое и медианное значения проницаемости равны 1.003 и 1.289 мкм2 или 0.702 и 0.903 от среднего арифметического .

Для подсчета запасов коэффициент пористости принят равным 22% (по 21 определению при интервале изменения 17.3-24.2%), нефте-насыщенность 90% (при интервале изменения 60-93.2%).

Малиновский надгоризонт

Пласт Мл

Покрышкой пласта, сложенного мелкозернистым песчаником, является выдержанная по площади пачка аргиллитов от 1 до 5 м. Пласт невыдержан по площади, в скв.532 замещен плотными породами.'

По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным. ВНК принят на отметке -1364 м по нижней дыре перфорации с учетом проницаемого прослоя. Залежь пластовая сводовая, размеры 2.5x0.8 км, амплитуда 18 м. Запасы в контуре нефтеносности отнесены к категории С1. Эффективная толщина изменяется от 1.4 до 2.2 м. В пределах пласта выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной от 0.6 до 1 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составила 1.3 м. Коэффициент песчанистости 0.58, расчлененности - 2.25.

Коллекторы представлены песчанниками мелкозернистыми от сильно глинистых до сцементированных с помощью уплотнения зерен. Размах значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности -10%, 0.3204 мкм2, 0.364. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости - 0.246, 1.35. Среднее геометрическое значение проницаемости равно 22.3*10 -3 мкм2 или всего лишь 0.228 от среднего арифметического. Для расчета запасов взята пористость по керну, она равна 16% (при интервале изменения 10.5-20.5) по 5 определениям; нефтенасыщенность изменяется от 54.2 до 90.6% - средняя 73%.

Турнейский ярус

В разрезе турнейского яруса в результате детальной корреляции выделяются два самостоятельных пласта T1 и Т2. Нефтеносным является верхний пласт Т1.

Пласт T1

Проницаемый пласт выделяется в 5-6 м от кровли турнейского пласта и прослеживается по всему месторождению. Общая толщина пласта изменяется от 4.6 до 19.4 м, эффективная - 2.4-11.4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина 2.4 м. В составе пласта выделяется от 1 до 6 проницаемых пропластков толщиной от 0.6 до 1.6 м. Коэффициент песчанистости - 0.59, расчлененности - 4.2.

Водонефтяной контакт принят на отметке

-1374 м по результатам испытания в колонне в скв.532 с учетом результатов ГИС. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая, размеры 2.7x1.5 км, высота 10 м.

Представительный керн взят в скв.507, 533, 535. Коллекторами являются известняки сгустковые и сгустково-биоморфные с невысокими пористостью и проницаемостью. Размахи значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности равны 8.6%, 0.0703 мкм2, 34%. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости - 0.201 и 1.05.

Распределение проницаемости асимметричное, нестабилизированное, с максимумом в интервале 1-2.5*10-3 мкм2. Средние геометрическое и медианное значения проницаемости равны 6.72-6.7*10-3 мкм2, что составляет 0.391 и 0.39 от среднего арифметического.



1.4 Свойства и состав пластовых флюидов

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 1 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 650-839 кг/ м3 (среднее значение - 807,8), вязкость динамическая 3,62-16,4 мПаЧс (среднее - 7,49), газосодержание 53,87-104,09 м3/т (среднее - 83,0), давление насыщения 7,06-14,17 МПа (среднее - 12,16), коэффициент объемной упругости 10,87-37,67 1/МПаЧ10-4 (среднее 20,02).

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 2 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 750-828 кг/м3 (среднее значение - 803,2), вязкость динамическая 5,72-11,98 мПаЧс (среднее - 8,86), газосодержание 71,75-100,78 м3/т (среднее - 82,39), давление насыщения 11,38-14,45 МПа (среднее - 12,18), коэффициент объемной упругости 10,87-14,73 (среднее 13,33).

Растворенный газ при однократном разгазировании состоит в среднем: из метана 72,403%, этана 11,779%, пропана 7,138%, i-бутана 1,019%, n-бутана 2,819%, пентаны+высшие 2,498%, гелия 0,067%, углекислого газа 0,08, азота 2,199%. Растворенный газ при дифференциальном разгазировании состоит в среднем: из метана 81,839%, этана 5,453%, пропана 2,39%, i-бутана 0,128%, n-бутана 0,575%, пентаны+высшие 0,869%, гелия 0,285%, углекислого газа 0,055, азота 8,405%.

Компонентный состав дегазированной нефти представлен в среднем: метаном 0,389%, этаном 0,3%, пропаном 0,632%, i-бутаном 0,36%, n-бутана 1,295%, пентаны+высшие 97,023%.

Компонентный состав пластовой нефти представлен в среднем: метаном 39,539%, этаном 5,449%, пропаном 3,361%, i-бутаном 0,641%, n-бутана 1,853%, пентаны+высшие 46,98%, гелия 0,075%, углекислого газа 0,048, азота 2,052%.

При исследовании нефтей залежи 1 пласта плотность составляет 807-910,8 кг/м3 (в среднем 865,5 кг/м3), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20оС (3,87-76,67 МПа, в среднем 36,17 МПа. Нефть сернистая (0,02-1,55%, в среднем 0,80%), средне и высокосмолистая (5,75-34,35%, в среднем 17,87%), парафинистая (0,27-3,79%, в среднем 1,91%). Температура застывания нефти -22,7 С. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет от 5 до 42%, в среднем 18,47%; до 300С - от 21 до 56%, в среднем 38,45%. Температура начала кипения нефти +79,8 С.

При исследовании нефтей залежи 2 пласта Бт плотность составляет 879,4-889 кг/м3 (в среднем 882,2 кг/м3), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20оС (44,36-104,01 МПа, в среднем 71,89 МПа. Нефть сернистая (0,01-0,94%, в среднем 0,55%), средне и высокосмолистая (14,96-42,1%, в среднем 27,4%), парафинистая (2,04-3,8%, в среднем 2,64%). Температура застывания нефти -17 С.

Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет от 12 до 20%, в среднем 14,53%; до 300С - от 34 до 42%, в среднем 38%. Температура начала кипения нефти +99,8 С.

Образцы нефти ботуобинского горизонта отобранной для детального исследования товарно-эксплуатационных характеристик нефти и нефтяных фракций были обезвожены.

Содержание хлористых солей в обезвоженной пробе составило 97 мг/литр.Наличие сероводорода и меркаптанов по ГОСТ Р 50802-2003 было определено хроматографическим методом с пульсирующим пламенно-фотометрическим детектором (PFPD) и составило в сумме менее 0,1 млн-1.
Давление насыщенного пара по Рейду (100F) составляет 126 мм.рт.ст.(16,8 кПа).

В составе нефти концентрация металлов составила (ppm на остаток выше 350 С/4.0 ppm в пересчете на нефть): натрий(Na) - 170/87; ванадий (V) - 10/6; никель(Ni) - 11/6.

Выходы бензиновых дистиллятов, фракции: НК-70, 70-100, 100-120, 120-150, 150-200 оС, составляют 1,6%, 1,8%, 1,6%, 3,1% и 7,3% масс, соответстсвенно. Содержание широких бензиновых фракций 28-120 и 28-180 - 4,9% и 12%.

Выходы керосиновых и дизельных дистиллятов, фракции: 120-150, 150-180, 180-210, 210-240, 240-270, 270-300, 300-330, 330-360, определены как 3,1%, 4,0%, 5,1%, 6,1%, 7,0%, 7,8%, 8,2% и 8,3%, соответственно. Потенциальное содержание базового масла из остатка выше 350оС с индексом вязкости 85 составляет 53,2% в пересчете на остаток выше 350 оС и 25,4% в пересчете на нефть.

Выход остатка выше 300 оС составляет - 61,5%, выше 350 оС - 47,8%, выше 380 оС - 39,6%, выше 450 оС -22,7%. В декабре 2006 года были отобраны глубинные пробы нефти в скважинах Сбт-1018, Сбт-1021. В апреле 2009 года в скважине Сбт-53 также проводился отбор глубинных проб. Впервые удалось получить пробы, данные которых, соответствовали условиям залегания нефти.

1.5 Запасы углеводородов

В декабре 2004 - январе 2005 гг. в Удмуртнефти был проведен гидроразрыв пласта на 9 скважинах Ельниковского месторождения (песчаники СIII Яснополянских отложений). Среднесуточный дебит скважин после ГРП в течение 12 месяцев составил 22 т/сут, что составляет 150% прирост (13 тонн) от 9 т/сут дебита скважин до ГРП. Фактические результаты оказались на 50% выше прогнозируемых.

1.6 Осложняющие геологические факторы

Осложняющие факторы по геологическому строению залежей, структуре запасов (наличие крайне неоднородных, трещиновато-порово-кавернозных карбонатных коллекторов и др.), многопластовость, расчлененность, наличие газовых шапок, водоплавающих залежей. Нефти повышенной и высокой вязкости со значительным содержанием асфальто-смоло-парафиновых соединений (АСПО).

Осложняющие факторы геологического строения разреза на Ельниковском месторождении. К осложняющим особенностям данной площади относятся: многопла-стовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая из-менчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая оста-точная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены ос-новные запасы нефти



2. Текущее состояние разработки исследуемого месторождения

Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения

Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации

Ельниковского месторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских, визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-подольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень выработки запасов нефти.

В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре - яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами.

На 01.01.06 г. отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости.
Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 82,4 %. Среднесуточный дебит по нефти - 4,6 т/сут, по жидкости - 26,2 т/сут. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189. Распределение добычи нефти по объектам разработки следующее: каширо-подольский - 99,4 тыс.т; визейский - 20927,7 тыс.т; турнейский - 45,2 тыс.т. Разработка визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления, каширо-подольского и турнейского - на естественном режиме.



2.1 Проектные показатели разработки месторождения

«Удмуртнефть» добыла 30-миллионную тонну нефти на Ельниковском месторождении с начала его разработки. Достижение данного результата стало возможным благодаря применению передовых технологий нефтегазодобычи.

Ельниковское -- первое из группы месторождений Сарапульского Прикамья Удмуртии. Оно было открыто в 1972 г, через пять лет началась опытно-промышленная эксплуатация.

В настоящее время 505 скважин Ельниковского месторождения обеспечивают суточную добычу нефти на уровне 2150 т/сут. Месторождение стало площадкой для испытаний нового оборудования, одна из наиболее успешных примененных технологий нефтедобычи -- одновременно-раздельная эксплуатация. Также внедряются новые компоновки одновременно-раздельной закачки и добычи, зарезка боковых горизонтальных стволов.

Для интенсификации добычи на Ельниковском месторождении применяется комплекс геолого-технических мероприятий: дострелы пласта, изоляционные работы по ограничению водопритока, обработки призабойной зоны. С прошлого года на карбонатных коллекторах применяются гидроразрывы пласта с закреплением проппантом. Проведенные 37 операций ГРП дали средний пусковой прирост около 11 т/сут.

Данный положительный опыт позволил пересмотреть стратегию разработки месторождения в сторону увеличения проведения операций гидроразрыва пласта как наиболее эффективного способа повышения эффективности нефтедобычи.

Справка:

ОАО «Удмуртнефть» -- крупнейшее нефтедобывающее предприятие на территории Удмуртии. На его долю приходится около 60% всей добываемой нефти в республике. Предприятие работает под управлением ПАО «НК «Роснефть» и Китайской нефтехимической корпорации Sinopec.

«Удмуртнефть» ведёт разведку и разработку 33 месторождений. С начала производственной деятельности в 1967 году накопленная добыча предприятия составила более 295 млн тонн нефти.

Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртии. Имеет площадь около 135 км2. По территории месторождения протекает судоходная река Кама.

2.2 Фонд скважин

Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м.

На общем фоне поднятий выделяется ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона.

В структурном плане на месторождении выделяется 3 крупных поднятия:

Соколовское,

Ельниковское,

Апалихинское.

Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга значительным прогибом.

По изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.
Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на 3 зоны.

Все поднятия имеют тектоно-седиментационное происхождение. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско- франско-фаменского возраста.

Тектоника Ельниковского месторождение является типичной для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов.

Наличие большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти, является их общим признаком. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения хорошо изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м.

В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям. Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофизическим и промысловым данным. Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.

В визейском ярусе породы имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого- физических свойств по разрезу и по площади. Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах.

Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.

Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами. Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%. По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные. Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%.

Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения. Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом. Тип цемента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые. Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый. В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты. В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые. В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов. На основании исследований по керну принято, что нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075 мкм2.



2.3 Методы интенсификации и добычи нефти на данном месторождении

Компания «Удмуртнефть» приступила к промышленной эксплуатации нового месторождения - Весеннего, расположенного в Воткинском районе Удмуртии.

В настоящее время на месторождении действуют семь наклонно-направленных и вертикальных скважин. В ближайшее время планируется бурение ещё трёх скважин. Учитывая успешный опыт проведения операции гидроразрыва пласта на поисковой скважине, позволившей увеличить дебит до 44,5 тонн/сут., данный метод интенсификации будет применён на всех вновь пробуренных скважинах месторождения.

На новом нефтепромысле ведётся обустройство дороги и нефтесборной сети до дожимной насосной станции Лиственка. Использование существующей инфраструктуры Лиственского месторождения по подготовке и транспортировке товарной нефти даст дополнительный синергетический эффект.

В 2019 году «Удмуртнефть» продолжит работу по расширению ресурсной базы и реализацию программы геологоразведочных работ.

Кислотная обработка скважин - одна из технологий, применяющаяся при освоении скважин и их эксплуатации. Основной ее целью является очистка забоя для интенсификации притока пластового флюида. Различают несколько модификаций данной технологии, в зависимости от режима воздействия на пласт и геологических условий.

Назначение и принцип

Кислотная обработка применяется при бурении, эксплуатации и обслуживании объектов добычи нефти для решения следующих задач:

обработка призабойной зоны в период освоения скважины (для притока пластового флюида после окончания ее строительства);

интенсификация (повышение дебита);

очистка фильтра и забоя от загрязнений, скапливающихся в процессе эксплуатации, после закачки воды или ремонта скважины;

устранение отложений в обсадных колоннах и другом подземном оборудовании.

Кислоты, закачиваемые в скважину, растворяют кальцийсодержащие породы (известняк, доломит и другие), а также частицы цементирующих составов, которые остаются на забое после цементирования затрубного пространства.

Типы обработки

В практике эксплуатации и обслуживания объектов добычи нефти выделяют следующие виды кислотной обработки:

матричная (закачка реагента под давлением, значение которого меньше гидроразрыва пласта);

кислотные ванны внутрипластовые (простая обработка);

под большим давлением (кислотный гидроразрыв, при этом происходит трещинообразование);

поинтервальное воздействие;

термокислотная обработка.

Последний вид технологии применяется в тех ситуациях, когда поры коллектора в призабойной зоне забиты отложениями парафина, смолами и высокомолекулярными углеводородами.

Кислотные ванны скважин в основном проводят в следующих случаях:

первичное освоение (ввод скважин в эксплуатацию);

очистка необсаженных фильтров;

очистка фильтра, перекрытого обсадными трубами, от кислоторастворимых материалов.



3. Практическая часть



Заключение

Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртии, в 100 км от г. Ижевска. Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург. Сеть автомобильных дорог в пределах месторождения представлена асфальтовым шоссе Ижевск - Сарапул - Камбарка, проходящим по территории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское и Вятское месторождения. По территории месторождения протекает судоходная река Кама, отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. Речные пристани расположены в городах Сарапул и Камбарка.

Ельниковское месторождение по своему геологическому строению является сложным. Глубокими скважинами на месторождении вскрыты отложения рифейского возраста. Ельниковское месторождение контролируется Соколовским, Ельниковским и Апалихинским поднятиями, каждое из которых в свою очередь осложнено множеством мелких куполов. Причем Ельниковское и Апалихинское поднятия контролируют лишь турнейские залежи, в вышезалегающих пластах происходит их слияние. Вышеперечисленные поднятия являются структурами облекания рифогенных массивов верхнефранско-фаменского возраста. Согласно пересчёту запасов нефти, утвержденному ГКЗ СССР 28 февраля 1990 года (протоколы №№ 10818, 10819) на месторождении выделено 13 подсчетных объектов в объеме пластов: С1t турнейского яруса нижнего карбона, C-II, C-III, C-IV, C-V и C-VI визейского яруса нижнего карбона; К1, К2+3, К4 каширского и П1, П2, П3 и П4 подольского горизонтов среднего карбона. Всего в пределах подсчетных объектов выделено 166 нефтяных залежей, в т.ч. в турнейских отложениях - восемь, в визейской толще - 94, в каширо-подольских отложениях - 64. Основные запасы нефти сосредоточены в отложениях визейского яруса. Все продуктивные пласты имеют сложное литологическое строение, характеризуются неоднородностью по площади и разрезу. Отмечаются зоны слияния продуктивных пластов визейского возраста. Следует отметить, что в пересчете запасов остались недоизучены продуктивные отложения турнейского яруса, каширского и подольского горизонтов московского яруса, пропущены продуктивные отложения верейского горизонта московского яруса, недоизучены не охваченные бурением краевые части месторождения.

Месторождение разбурено эксплуатационным фондом скважин, всего на 01.01.2014 г. пробурено 637 скважин, из них 34 поисково-разведочные и 603 эксплуатационные.

После утверждения последнего проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки Ельниковского нефтяного месторождения Удмуртской республики» на Ельниковско-Апалихинском поднятии пробурено пять скважин, вскрывших отложения башкирского яруса и подтвердивших геологическое строение отложений среднего карбона. В 2010 г. проведены сейсморазведочные работы 3D в объеме 27 км2 на северном окончание Ельниковского поднятия с целью уточнения геологического строения отложений карбона и девона, подтвердившие недоизученность краевых зон месторождения, не охваченных бурением.

Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению по категории В+С1 составляют 139126 тыс.т. и по категории С2 - 8566 тыс. т.



Список использованных источников

1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2012. -480 с.

2. Бренц А.Д. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями: Учебник для вузов/ А.Д.Бренц, В.Е.Тищенко, Ю.Н.Малышев и др. - М.: Недра, 2009. - 511 с.

3. Бренц А.Д. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов./ А.Д.Бренц и др. - М.: Недра, 2012. - 510 с.

4. Гиматутдинова Ш.К. Справочная книга подобыче нефти. - М.: Недра, 2014. - 427 с.

5. Истомин А.З., Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 2012. - 240 с.

6. Инструкции по охране труда для рабочих цеха добычи нефти и газа. Уфа, 2011.

7. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 2013. - 128 с.

8. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 2011. - 250 с.

9. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. - М.: Недра, 2014. - 320 с.

10. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 2012. - 399 с.

11. Шматов В.Ф., Малышев Ю.М. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 2013. - 359 с.

12. Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование нефтегазодобывающих предприятий, - М.: «Недра», 2012. - 391 с.

Размещено на Allbest.ru

...