Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Моделирование процесса гидроразрыва пласта на скважинах месторождения. Оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов. Способы борьбы с выносом пластового песка и проппанта.
Аннотация к работе
Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и введено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире. Однако к настоящему времени уровни отборов углеводородного сырья заметно снизились. Вместе с тем оставшиеся запасы нефти оцениваются в 1,08 млрд. тонн, из которых 630 млн. тонн являются слабодрейнируемыми и для вовлечения в разработку требуют применения технологий повышения нефтеотдачи пластов. Причём 347 млн. тонн таких запасов находятся в низкопродуктивных зонах пластов АВ1³, АВ2-3 и БВ10. Целью данного проекта является анализ широкомасштабного применения гидравлического разрыва пласта, как способа разработки продуктивных пластов. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. На глубине от 200 до 350 метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 0 0С до 0,5 0С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов снизу вверх: БВ10, БВ8, АВ4-5, АВ2-3 и АВ1, к которым приурочены нефтяные нефтегазовые залежи промышленного значения. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и алымская свиты) общей толщиной 1330 метров. Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ1, АВ2-3 и АВ4-5 составляет 1750 метров, горизонтов БВ8 и БВ10 соответственно 2130 и 2220 метров. Водонефтяной контакт в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 - 2160 метров, понижаясь в восточном направлении. Средняя эффективная толщина пласта БВ80 равна 4,8 метра. 1.3.4 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта АВ4-5 Основная залежь нефти горизонта АВ4-5 относится к типу пластовых сводовых. В составе горизонта выделяют два пласта: АВ13 - сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ11-2 - представленный в основном своем объеме сильно глинистыми (“ рябчиковыми “) породами. Физико-химические свойства жидкостей Самотлорского месторождения позволяют добывать пластовую жидкость установками ЭЦН, но из-за негативных свойств (содержание серы, парафина, смол и т. п.) жидкости приходится использовать УЭЦН с более жесткими претензиями к оборудованию Таблица 1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях Горизонты Вязкость, МПа•с Содержание серы, % Содержание парафина, % Содержание асфальтен.% Содержание смол, % Усадка, д. ед. Объект АВ11-2 Основные показатели разработки на 1.01.2010 г Показатели СНГДУ-2 Добыча нефти в 2009 г, тыс. т 1373,1 Накопленная добыча нефти, тыс.т 4610,6 Добыча жидкости в 2009 г, тыс.т 2867,3 Накопленная добыча жидкости, тыс.т 9941,8 Обводненность, % 52,1 Закачка воды, тыс.м3 308,5 Накопленная закачка воды, тыс.м3 4535,9 Текущий КИН, ед 0,011 Отбор от НИЗ, % 3,75 Темп отбора от НИЗ, % 1,12 Темп отбора от ТИЗ, % 1,15 Дебит нефти в 2009 г, т/сут 10,4 Дебит жидкости в 2009 г, т/сут 21,7 Приемистость в 2009 г, м3/сут 120,0 Эксплуатационный фонд добывающих скважин, шт. В настоящее время разработка пласта характеризуется растущей добычей, что связано с активной работой по переводу бездействующих скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах, на пласт АВ11-2 и проведением ГРП. В добывающем фонде СНГДУ-2 на 1.01.2010 г. на пласте АВ11-2 числится 485 скважин, в том числе в эксплуатационном фонде числится 422 добывающих и 17 нагнетательных скважин.