Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами - Научная работа

В настоящее время, эксплуатация месторождения Белый Тигр прошла точку максимальной нефтедобычи и находится в стадии падения. В настоящее время существуют 3 популярные группы методов повышения нефтеотдачи: Группа термических методов, газодинамическое вытеснение при смешанных режимах и группа химических методов. На месторождении Белый Тигр, по прогнозу и анализу многих научных изысканий и проектных документов, можно извлечь 11-17% от общего объема запасов нефти в пласте (OOIP) при естественных и механизированных способах добычи без применения ППД. Вторичные методы воздействия разработки залежей миоцена, олигоцена и фундамента позволяют достичь 28%, 24% и 38% OOIP, соответственно. Большая часть разрабатываемых участков месторождений СП «Вьетсовпетро» уже находятся на стадии необходимости применения третичных методов воздействия на залежи. Опираясь на успешность проведения работ по контракту 0245/09/T-N6/VSP5-TTUDCN-VPI по применению “Технологии повышения нефтеотдачи терригенных пластов с применением физико-химического и микробиологического комплексного метода”, Нефтяной институт Вьетнама и СП «Вьетсовпетро» заключили контракт 0979/11/T - N6/VSP5 - EPC.VPI по «Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами». Глава 1. ОБЗОР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ОЛИГОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР 1.1 Обобщение геолого-геофизической характеристики олигоцена месторождения Белый Тигр Олигоценовый комплекс стратиграфически приурочен к свитам Чатан (верхний олигоцен) и Чаку (нижний олигоцен), развит практически по всей площади структуры и залегает в пределах абсолютных отметок 3010- 3986м. Нефтяные залежи в них установлены по результатам опробования скважин. Верхний олигоцен Участок Северный Центральный Cеверо-восточный Давление насыщения, MПa 15,63 10,55 15,46 Газосодержание, м3/т 100,8 67,1 92,6 Объемный коэффициент 1,269 1,258 1,296 Вязкость в пластовых условиях, мПа*с 1,350 2,076 2,960 Плотность в пластовых условиях, кг/м3 753,1 736,9 740,4 Плотность глубинной нефти после сепарации, кг/м3 855,1 862,6 853,7 Нижний олигоцен РайонБлок IБлок IIБлок III Давление насыщения, MПa 20,76 19,69 28,95 Газосодержание, м3/т 174,0 133,6 277,8 Объемный коэффициент 1,488 1,439 1,807 Вязкость в пластовых условиях, мПа*с 0,476 1,409 0,244 Плотность в пластовых условиях, кг/м3 658,4 659,1 591,6 Плотность глубинной нефти после сепарации, кг/м3 831,9 830,4 823 Таблица 1.3 1.2 Энергетическая характеристика, пластовое давление в зонах отбора и закачки 1.2.1 Верхний Олигоцен А - Северный и Центральный участки Разработка залежей верхнего олигоцена ведется на упругом режиме и растворенного газа. В 2011 г. замеры пластового давления проводились в пяти скважинах. 15-БТ, 16-БТ, 7-БТ и 1202. 3666,0 м и -3471,0 м) в II и I горизонтах, соответственно; от 621 до 623,9 ат (абс. отм. -3752,0м и -3816 м) в III и IV горизонтах, соответственно. По результатам замеров, выполненных в 2010-2011 гг., текущее пластовое давление по основному фонду добывающих скважин находится в пределах 119-186 ат. НГЗ нефти по участкам утверждены в количестве 31768 тыс. т (категории P1 P2), извлекаемые - 2818 тыс. т. Текущий КИН составляет 0,027 д. ед., остаточные извлекаемые запасы - 1948 тыс. т. Таблица 1.4 Показатели выработки запасов нефти залежей верхнего олигоцена Северный и Центральный участки Характеристика фонда скважин На 01.01.2012 г. в общем фонде находится 18 скважин. Физико-химические микробиологические комплексы (ФХМК) принадлежат к этой группе. В процессе вытеснения поверхностно-активные вещества повышают смачиваемость поверхности породы пласта, при этом уменьшается угол смачиваемости q в модели 2-фазного контакта “твердое тело - жидкость - жидкость” (Рис. 2.3).