Повышение уровня нефтеотдачи

Сеноманский водоносный комплекс охватывает апт-альб-сеноманские  отложения общей мощностью 800-850м. Воды комплекса напорные.

Воды апт-альб сеноманских отложений хлоридно-натриевые. Их минерализация равна 16-17г/л, иногда она достигает 18г/л.

Воды в сепоманском  комплексе бессульфатные. Основными  солевыми компонентами являются хлор и натрий, составляющие 281-305 и 253- 274 мг-экв. Кальций и магний присутствуют в количестве 19-20 и 10-12 мг-экв.

Вязкость воды равна 0,63сП.

Концентрация в водах  йода колеблется в пределах 8-18мг/л, брома – 41-86 мг/л, аммония – 2-30мг/л, фтора – 0,5-1,6мг/л.

Газонасыщенность вод  комплекса 1,0-1,2. Растворенный газ представлен метаном 90- 97,3%. Азот содержится в количестве 1,09-2,76%. Тяжелые углеводороды составляют менее 1%. Содержание углекислоты доходит до 1,4-1,57%.

Вывод: Западно-Сургутское месторождение расположено  в  суровых климатических условиях, что существенно осложняет его разработку и эксплуатацию.

 

 

 

 

 

Таблица 2 - Характеристика продуктивных горизонтов
Пласт	Ед. изм.	АС-9	БС-1	БС 2+3	БС-4	БС10-11	БС-12	ЮС-1	ЮС-2
Параметры
Среднняя глубина залегания	м	1930	2100	2100	2100	2320	2320	2750	2860
Тип залежи		пласт, свод.				пласт-сводов,               структ-литолог		пласт, свод.	структ-литолог
Тип коллектора		поровый
Площадь нефтегаз-оносности	тыс.м2	579	149874	52042	2833	314767	1240	3927	295107
Средняя общая толщина	м	12,4	15,4	16,8	11,6	30,3	15,7	10,8	13,4
Среднняя эффективная  нефтенасыщенная толщина	м	2,7	4,4	8,9	3,5	8,2	4,1	2,1	3,1
Средняя эффективная  одонасыщенная толщина	м	3	1,2	4,1	5,2	0,6	0	0,6	0,8
Коэффициент пористости	доли ед.	0,270	0,270	0,270	0,270	0,230	0,210	0,180	0,150
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ	доли ед.	-	0,670	0,620	-	0,560	0,390	0,450	0,570
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ	доли ед.	0,470	0,570	0,580	0,510	0,500	0,390	0,380	-
Коэффициент нефтенасыщенности пласта	доли ед.	0,470	0,650	0,600	0,510	0,540	0,390	0,440	0,610
Проницаемость	0.001*мкм2	418	721	551	323	53	13	15	10
Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,650	0,380	0,790	0,730	0,260	0,300	0,390	0,280
Коэффициент расчлененности	доли ед.	3,7	2,5	3,5	3,6	5,7	2,5	2,3	3,2
Начальная пластовая  температура	град.С	65	60	62	62	67	67	73	73
Начальное пластовое  давление	Мпа	19,0	21,0	21,0	21,0	23,2	23,2	27,5	28,6
Вязкость нефти в пластовых условиях	МПа*сек*	5,80	5,48	5,68	5,68	3,84	3,84	3,13	3,13
Плотность нефти в  пластовых условиях	т/м3	0,869	0,835	0,846	0,846	0,828	0,828	0,811	0,811
Плотность нефти в  поверхностных условиях	т/м3	0,889	0,883	0,890	0,890	0,883	0,883	0,873	0,873
Абсолютная отметка  ВНК	м	-1872	-2009,2	-2009,2	-2009,2	-2280-2308	2342-2377.8	-2691-2704.9	-
Объемный коэффициент нефти	доли ед.	1,040	1,092	1,084	1,084	1,103	1,103	1,131	1,131
Содержание  серы	%	1,9	1,77	1,83	1,83	2,05	2,05	1,8	1,8
Содержание парафина	%	4,86	3,54	3,83	3,83	3,57	3,57	2,78	2,78
Давление насыщения	Мпа	5,9	9,1	9,3	9,3	9,9	9,9	8,2	8,2
Газовый фактор	м3/т	21	38	36	36	44	44	52	52
Содержание сероводорода, %		отсутствует
Вязкость воды в пластовых условиях	мПа*с	0,48	0,51	0,5	0,5	0,46	0,46	0,43	0,43
Плотность воды в пластовых условиях	т/м3	1,000	1,004	1,003	1,003	1,002	1,002	1,003	1,003
Плотность воды в поверхностных условиях	т/м3	1,011	1,012	1,012	1,012	1,012	1,012	1,012	1,013
Сжимаемость (пластовые  условия)	1/Мпа*0.001
Нефти		8,0	9	9,1	9,1	9,6	9,6	10,5	10,5
Пластовой воды		4,6	4,6	4,6	4,6	4,6	4,6	4,6	4,6
Породы		3,7	1,8	1,8	2	5,1	5,1	3,6	3,6
Коэффициент вытеснения	д.ед.	0,5	0,664	0,641	0,606	0,515	0,369	0,382	0,502

 

 

 

 

 

 

3.ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ

3.1. Задачи, решаемые  при гидродинамических исследований  скважин.

 

Цель исследования заключается  в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.

Исследование скважины основано на изучении неустановившихся процессов фильтрации, происходящих в пласте при остановке и пуске скважин. Можно исследовать скважины, в которых давление насыщения нефти в пласте ниже забойного давления, т. е. применимо для пластов, содержащих однофазную жидкость.

При этом решаются следующие  важные задачи:

1) уточняются гидродинамические  характеристики пластов,

2) контролируется ход  процессов выработки пластов

3)выявляется действительная  технологическая эффективность отдельных элементов принятой системы разработки (система поддержания давления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин и др.),

4) выявляется эффективность  проводимых мероприятий по повышению или восстановлению производительности скважин.

На базе этих данных в  систему разработки вносятся дополнения и усовершенствования (этот процесс продолжается в течение всего периода промышленной эксплуатации залежей).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2. Методы гидродинамических  исследований скважин.

 

Все применяемые  в промысловой практике методы гидродинамических  исследований делятся на две группы: метод установившихся отборов и  метод восстановления давления.

Метод установившихся отборов применяется в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Он наиболее эффективен в скважинах, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений связи между дебитом и забойным давлением (НДИН). Оптимальный процесс исследования - на трех режимах, при измерении затрубного давления с интервалом в 1 сутки.

Начальный режим- это существующий режим на данный период, проводятся замеры дебита, НДИН, РБУФ, РЗАТ, РЛИН, отбирается проба на процентное содержание воды, при необходимости замеряется газовый фактор (ГФ). Каждый последующий режим должен отличаться от предыдущего на 10-20%

На базе этих измерений строится индикаторная кривая (зависимость между дебитом скважины и забойным давлением) для определения коэффициента продуктивности скважины и текущего пластового давления. Полученные данные используются при расчетах коэффициента проницаемости и других гидродинамических характеристик пласта.

В нагнетательных скважинах при исследовании фиксируются давление и приемистость, при этом каждое последующее значение давления должно быть больше предыдущего.

Этим же методом  исследуется и фонтанный фонд, для чего скважина обязательно должна быть оборудована лубрикатором и  исследовательской площадкой. Глубинный манометр спускают до интервала перфорации с последующим замером забойного и пластового давления. По глубинным пробам уточняют физико-химические свойства пластовых жидкостей. Отбор проб производят проточными или всасывающими пробоотборниками

Перед исследованием  скважина шаблонируется до глубины, большей, чем будет спущен прибор. Низ НКТ должен быть оборудован воронкой. Не ранее, чем за двое суток до проведения глубинных исследований на фонтанной  скважине, необходимо провести горячую промывку скважины АДП для обеспечения нормального прохождения приборов.

Исследования  глубинным манометром более ценны, чем отбивка уровней, т.к. являются прямым методом определения пластового и забойного давлений и поэтому  несут в себе меньшее число  ошибок.

На основе результатов  глубинных замеров пластового давления и замеров статического уровня (по которым рассчитываются пластовые  давления) строят карты изобар. Основное назначение карт - контроль за энергетическим состоянием залежей нефти. Периодичность  обновления данных по пластам, находящимся в разработке длительное время, - 1 раз в полгода, по остальным пластам - ежеквартально.

 

 

 

 

Карты изобар могут  быть использованы для расчетов плотности  жидкости глушения, но не позже 2-х месяцев  с момента построения карты.

В дальнейшем для  этих целей необходимо замерять статический  уровень (пластовое давление) непосредственно  перед ремонтом скважины.

Контроль за пластовым давлением производится глубинным манометром в пьезометрических скважинах, которые должны быть оборудованы лубрикатором и исследовательской площадкой.

Опыт показал, что время для восстановления давления в остановленных скважинах, в зависимости от коллекторских  и фильтрационных свойств пласта, различно.

Второй метод  исследования скважин - метод неустановившейся фильтрации.

В фонтанных  скважинах замеряют забойное давление глубинным манометром, дебит скважины, расчетным путем определяют проницаемость  пласта, пьезопроводность, гидропроводность, коэффициент продуктивности и гидродинамического совершенства.

Для механизированных скважин - снимается кривая восстановления уровня (КВУ). Качественная информация получается при условии, что уровень поднимается от глубины спуска насоса до устья скважины.

Технология  исследования такова: после замера динамического уровня скважину останавливают и отбивают уровни через 5, 15, 30 мин, 1 час, 3 часа, 24 часа и далее через каждые сутки до стабилизации уровня.

Каждая скважина 1 раз за период эксплуатации должна пройти исследование методом неустановившейся фильтрации, так как это помогает оценить эффективность применяемых методов воздействия на пласт.

Метод КПД (кривая падения давления) - это один из способов исследования нагнетательных скважин, и также является методом неустановившегося режима. При снятии КПД необходимо знать приемистость скважины, т.к. она участвует в расчетах по определению проницаемости пласта и призабойной зоны.

Технология  такова: определяют рабочее буферное давление, затем закрывают скважину и прослеживают падение буферного  давления с промежутком времени через 5, 10, 20, 30 мин, 1 час, 4 часа, 24 часа и каждые сутки до РБУФ = 0.

При расчете  КПД определяются следующие параметры: пластовое давление, коэффициент  продуктивности, коэффициент проницаемости  удаленной зоны пласта и призабойной  зоны, последнее позволяет судить о необходимости обработок призабойной зоны пласта, а также отражает эффективность проведенных мероприятий.

Для замера газового фактора используется прибор СИБНИИНП, который подсоединяется к линейному  патрубку для отбора проб жидкости.

Основные параметры, замеряемые и рассчитываемые при исследовании скважин:

 

 

 

 

статический уровень (НСТ) - стабилизированный уровень жидкости в

остановленной скважине, при замеренном значении затрубного давления. Затрубная задвижка при отбивке НСТ должна быть закрыта;

динамический  уровень (НДИН) - уровень жидкости в работающей скважине;

пластовое давление (РПЛ) - давление на забое остановленной скважины, аналог НСТ;

забойное давление (РЗАБ) - давление на забое работающей скважины, аналог НДИН;

коэффициент продуктивности (КПРОД) - параметр, характеризующий добывные возможности скважины. Размерность - т/сут·атм. Физический смысл - увеличение дебита скважины (т/сут) при снижении забойного давления на одну атмосферу;

коэффициент гидропроводности (e = к·h/m) - комплексный параметр, учитывающий влияние коллекторских свойств пласта и флюидов на дебит (приемистость) скважин. Существует прямая зависимость между гидропроводностью и дебитом (приемистостью). Здесь к - проницаемость, h - толщина пласта, m - вязкость жидкости;

коэффициент пьезопроводности (c) - характеризует скорость передачи волны давления, т.е. определяет степень взаимодействия скважин при создании возмущения (организации закачки, остановок или запусков скважин, форсирование отборов и т.д.). Размерность - см2/сек.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3. Комплекс  исследований на месторождении

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.4. Оборудование  и приборы для исследования  скважин.

 

Из всего разнообразия глубинных приборов, применяемых  при исследованиях скважин, выделяются две большие категории, различающиеся способом преобразования и передачи информации.

1. Приборы с местной  регистрацией (или автономные приборы), у которых преобразование и запоминание информации осуществляется непосредственно в глубинном снаряде, находящемся в скважине; спуск их в скважину производится на проволоке.

2. Дистанционные приборы:  преобразование измеряемой величины осуществляется в глубинном снаряде, а регистрация - вторичным прибором, установленным на поверхности; спуск глубинного снаряда в скважину и передача информации на поверхность производится при помощи специального геофизического кабеля.

В процессе исследования скважин глубинными приборами регистрируются в основном следующие физические величины:

• давление и приращение давления;
• наличие и скорость движения жидкости в стволе скважины;
• температура;
• влагосодержание - фазовое соотношение нефти и воды в потоке          жидкости;
• технические параметры, необходимые для привязки приборов по глубине.

 

Измерение давления.

 

В соответствии с назначением глубинные приборы для измерения давления можно разделить на три основные группы.

1. Механические манометры,  предназначенные для измерения  абсолютного значения давления.

2. Механические дифманометры, предназначенные для измерения приращений давления.

3. Электронные манометры  - дистанционные и с местной  регистрацией; высокая разрешающая способность и широкий диапазон измерения позволяют использовать их для измерения абсолютного значения и приращений давления одновременно.

 

Приборы для измерения температуры.

 

Температура, характеризующая  тепловое состояние тел, измеряется двумя методами: контактным и бесконтактным. Приборы, предназначенные для измерения температуры контактным методом, называются термометрами, а бесконтактным - пирометрами.