Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы (стр. 2 из 3)
Нефть пласта АС 10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС 11 и АС 12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%.
Технологический шифр нефтей пласта АС 10 - II Т1П2, пластов АС 11 и АС12-П Т2П2.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристикми нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. Условия сепарации следующие:
1 ступень - давление 0,785 Мпа, температура 100С;
2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 300С;
3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 400С;
4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 400С. Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов.
2.4 Особенности разработки Приобского месторождения
Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны:
низкая проницаемость;
низкая песчанистость;
повышенная глинистость;
высокая расчлененность.
До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11, AC12 проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС 12.
В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны
коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.
Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластовнагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов). В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС12. Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС12 является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.
Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.
2.5 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении
Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются :
глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,
залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий
замкнутый,
толщина пластовАС10, АС11 и АС12соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.
начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,
пластовая температура- 88-90°С,
низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам
исследования керна - по пластам АС10, АС11 и АС 12 соответственно 15,4,
25,8, 2,4мd
высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,
плотность пластовой нефти- 780-800 кг/м3,
вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,
давление насыщения нефти 9-11 МПа,
нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.
Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).
3. Заводнение пластов
Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:
ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:
набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,
засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,
выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,
уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь
пласт (для прерывистых пластов, возможно также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу),
значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора засчет выпадения парафинов.
Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.
Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.
Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия .
Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.
Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:
- основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой , что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Кроме того, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательно воздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия на водород.
- сильно развитая неоднородность пласта и большое число пропластков, приводящие к низкому охвату пласта раствором щелочи. Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин.
| Исходные данныеИсходные данные | ||||
| 9 | ||||
| № | Наименование параметра | Еденица | Символ | Значения |
| п/п | измерения | |||
| 1 | Площадь нефтеносности | М2 | S | 2000*109 |
| 2 | Плотность сетки скв-н | М2/СКВ | Sc | 25*104 |
| 3 | Расстояние м/д линией нагнетания илинией отбора | М | 1 | 500 |
| 4 | Расстояние м/д сквжинами (ширина элемента) | М | b | 500 |
| 5 | Абсолютная проницаемость пласта | М2 | Кабс | 0,17*1012 |
| 6 | Общая толщина пласта | М | ho | 20.6 |
| 7 | Коэффициент охвата | Кохв | 0.7 | |
| 8 | Вязкость нефти в пластовых условиях | Па* с | µH | 1,54*10-3 |
| 9 | Вязкость воды в пластовых условиях | Па* с | µB | 0,36*10-3 |
| 10 | Относительная проницаемость | |||
| 11 | пласта для нефти | М2 | kn | 0,85 |
| 11 | Относительная проницаемость | |||
| пласта для воды | М2 | kн | 0,32 | |
| 12 | Толщина пласта, охваченного заводнением | М | h | 14,4 |
| 13 | Пористость пласта | m | 0,19 | |
| 14 | Начальная насыщенность связанной водой | SCB | 0,1 | |
| 15 | Остаточная нефтенасыщенность | SHOCT | 0,27 | |
| 16 | Перепад давлений м/д линиями нагнетания | . | ||
| и отбора | Па |  Рс | 0,476* 106 | |
Месторождение вводится в разработку в течение шести лет. При этом ежегодно разбуривается и вводится в эксплуатацию по 60 элементов