Курсовая с практикой на тему Результаты влияния гидроразрыва пласта на процесс разработки месторождения (Западно-Сургутское месторождение)
-
Оформление работы
-
Список литературы по ГОСТу
-
Соответствие методическим рекомендациям
-
И еще 16 требований ГОСТа,которые мы проверили
Введи почту и скачай архив со всеми файлами
Ссылку для скачивания пришлем
на указанный адрес электронной почты
Содержание:
ГЛАВА
1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ И РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ
1.1. Геолого-физическая
характеристика месторождения
1.2. Общие сведения о системе
разработки месторождения
2.1. Характеристика продуктивных пластов
2.2. Проектирование
гидравлического разрыва пласта
2.3.
Техника для гидравлического разрыва пласта
Введение:
Текущее состояние разработки нефтяных месторождений в
Западной Сибири показывает, что большая часть запасов нефти и газа
сосредоточена на производственных установках на более поздней стадии
эксплуатации, которая характеризуется снижением продуктивности скважин,
увеличением преждевременное орошение. Особенно сложными являются проблемы с
массовым разрывом месторождений, что часто сопровождается загрязнением
комплекса зоны формирования нижней скважины (ПЗП) в составе заполнителя при
эксплуатации скважин. Существующие методы восстановления продуктивности скважин
часто оказываются неэффективными, при этом уровень успешности работы составляет
не более 60% из-за сложности решения проблем и неадекватного выбора скважин и
технологий работы [1; 2].
На современном этапе освоения
Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции наблюдается рост затрат
горнодобывающих компаний и снижение добычи углеводородов на многих известных
месторождениях. Проблема увеличения нефтеотдачи и разработки конечных запасов
на более поздних стадиях разработки месторождений углеводородов становится все
более актуальной в нефтегазовом секторе России.
В пределах Сургутского
нефтегазового региона увеличение добычи нефти и газа возможно благодаря
изучению сложных месторождений. Представления о геологическом строении, модели
локализации месторождений нефти и газа содержатся в работах большого коллектива
исследователей под руководством Ф.Г. Гурари, И. Нестеров, М.М. Ростовцева, А.А.
Трофимуком, Е.Е. Фотиади, В.С. Сурков, А.Е. Конторович, Ю.Н. Карогодин и
другие.
В настоящее время гидроразрыв
пласта является очень эффективным методом интенсификации добычи нефти из
пластов с низкой проницаемостью (NPC), который широко используется в Западной
Сибири. Чаще всего трещины дают положительный результат, но эффективность
зависит от геолого-физических характеристик пласта. Одним из наиболее серьезных
факторов, снижающих успешность строительства трубопровода, является наличие
крупных нефтяных и нефтяных зон (IIS), особенно в депо, представленных NPC. В
этом случае возникает вопрос, что лучше: продолжить работу скважин (без ГРП) с
малым притоком нефти или после ГРП увеличить обводненность.
В ОАО «Сургутнефтогаз»
реализация ГРП была организована с учетом известного негативного опыта по
принципу выполнения всех работ по реализации ГРП в одиночку с максимальным
привлечением передового отечественного и международного опыта.
В условиях месторождений
Сургутнафтогаза гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных
методов воздействия на нефтяные месторождения. Общая фактическая дополнительная
добыча нефти за счет использования гидроразрыва пласта с 1993 года составляет
10,16 миллиона тонн, ожидаемая потенциальная дополнительная добыча — 19,81
миллиона тонн нефти. Фактическое среднее удельное значение дополнительной
добычи нефти в результате ГРП на скважину превышает 6,14 тыс. Тонн, а ожидаемый
потенциал — более 12,04 тыс. Тонн.
Эффективность этого метода во
многом зависит от правильного выбора технологических параметров процесса,
геологических характеристик структуры коллектора и удельных запасов нефти.
Поэтому следует рассмотреть возможность использования гидроразрыва пласта в
качестве одного из основных методов интенсификации добычи нефти на
месторождениях Западно-Сургутского месторождения.
Гидравлический разрыв
пласта — довольно эффективный в настоящее время, метод интенсификации добычи
нефти из низкопроницаемых коллекторов (НПК), получивший массовое применение в
Западной Сибири. Чаще всего гидроразрывы дают положительные результаты, однако
эффективность зависит от геолого-физических характеристик пластов. Одним из
наиболее серьезных факторов снижающих успешность проведения, является наличие
обширных водонефтяных зон (ВНЗ), особенно в залежах, представленных НПК. В этом
случае возникает вопрос, что предпочтительнее – продлить эксплуатацию скважин
(без ГРП) с невысоким дебитом нефти или, сделав ГРП, повысить обводненность.
Объект исследования: гидроразрыв пласта.
Предмет исследования: гидроразрыв пласта на Западно-Сургутском месторождении.
Цель исследования: Эффективное размещение горизонтальных скважин (ГС) в площадных системах
заводнения с применением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП).
Задачи исследования:
1.
Оценка эффективности использования горизонтальных скважин с МГРП в
площадных системах заводнения;
2.
Улучшение выработки трудноизвлекаемых запасов с использованием новых систем
разработки;
3.
Модификация методики прогнозирования оптимальной длины поперечных трещин
ГРП в горизонтальных скважинах;
4.
Разработка методики выбора горизонтальных скважин кандидатов для
проведения в них МГРП.
Заключение:
После
проведенного гидроразрыва и спада давления из скважины извлекается подземное
оборудование и замеряется забой. При наличии песчаной пробки производится
промывка ее. В том случае, если для контроля местоположения трещин и оценки их
раскрытия закачивался меченый изотопами материал, производится повторный замер
гамма-каротажа. Сопоставление контрольного и проведенного замеров
гамма-каротажа позволяет установить интервалы разрыва, а по величине зернистого
«меченого» материала оценивают раскрытие трещин.
Освоение и
эксплуатация скважины после процесса в большинстве случаев производятся тем же
способом, как и до гидроразрыва. После установления постоянного отбора жидкости
из скважины производится исследование методами установившегося и
неустановившегося отбора для определения коэффициента продуктивности по
добывающим или коэффициента приемистости по нагнетательным скважинам и других
параметров пласта, призабойной зоны скважины. Для выявления качественных
изменений, происшедших в скважине после гидроразрыва, следует производить
замеры дебита нефти и газа, процента обводненности, количества выносимого песка
и т.д.
Для более
полного представления о длительности эффекта в скважине при последующей
эксплуатации ее, помимо замеров дебита нефти и газа, необходимо периодически
(один раз в квартал) производить исследования по изучению динамики коэффициента
продуктивности. Особенно такие исследования необходимы при значительных
изменениях режима работы насосной установки (длины хода, числа качаний, глубины
подвески и диаметра насоса) или режимов работы фонтанного или газлифтного
подъемников
Схема ГРП
сводится к ряду последовательных операций: определение места разрыва для
образования трещин в породах нефтяного пласта, создание на выбранных
участках скважин условий (отверстий) для давления на пласт, закачка
в пласт под большим давлением разрывающей жидкости, закачка в образовавшуюся
трещину расклинивающего агента (проппанта), промывка скважины
и ее эксплуатация. Со времени проведения первого ГРП так или
иначе претерпели изменения все перечисленные этапы: сегодня технологию
стараются максимально подогнать под условия каждого месторождения. Современный
гидроразрыв, при всей массовости его применения, это очень индивидуальная
технология, обеспечивающая оптимальную эффективность именно за счет подбора
параметров для каждого конкретного случая.
В первых
гидроразрывах в качестве закачиваемой жидкости использовали техническую
воду, а для расклинивания скважины — речной песок. ГРП проводили
на любой скважине, где хотелось увеличить дебит, без предварительных
расчетов возможных последствий. Современные компьютерные возможности обработки
геологической информации и построения модели пласта позволяют выбрать наиболее
подходящее место для инициации образования трещины. А дальнейшее моделирование
с учетом свойств пластовых пород дает возможность рассчитать необходимые параметры
закачиваемой жидкости и подобрать подходящий проппант, которые обеспечат
получение трещины оптимальных размеров с максимальной проводимостью.
Фрагмент текста работы:
ГЛАВА 1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ И
РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ
1.1. Геолого-физическая
характеристика месторождения
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Стратиграфическое описание разреза Западно-Сургутского месторождения
проводилось согласно «Региональным стратиграфическим схемам мезозойских
отложений Западно-Сибирской равнины», утвержденным МСК 30.01.1991.
Литолого-стратиграфический разрез представлен породами двух структурных
комплексов: доюрской свиты и мезозойско-кайнозойского платформенного чехла.
Месторождение Дойур (Pz + T)
Внутри месторождения породы фундамента не выявлены. На прилегающих к
лагерю территориях в скважине №131Р лагеря Федоровский были обнаружены породы
туринской серии. Породы характеризуются ядром и представлены темно-зелеными,
черными и коричнево-кирпичными базальтами, миндалевидными, брекчированными.
Возраст пород классифицируется как триасовый. Мощность отложений не
установлена, мощность базальтов, вскрытых скважиной №131Р, составляет
Мезозойская группа (Mz)
Юрская система (J) в пределах района исследования состоит из трех
частей: нижнего, центрального и верхнего. Нижний разрез (J1) представлен
отложениями гарь, что проявляется с угловым и стратиграфическим расхождением на
породах подошвы Дойур. Осадки представлены четырьмя пачками пород: слоем
алевритового песчаника УС11 (скв. №202Р-Федоровская, 203Р-Джерельна),
наложенным на него тогурской пачкой и слоем песчанистого ила УС10 с пачкой
Радома в кровле осадочных образований. На более высоких участках подошвы Дойур
(скв. №61Р, 131Р Федоровского месторождения) отложения выжженного пласта
заклиниваются (мощность варьируется от 180 до
свиты — Плинсбах-Тоарский.
Отложения центрального разреза (J2) согласуются с вышележащими
породами гари (только на наиболее приподнятых выступах фундамента с несогласием
лежат в основании доюра) и представлены нижним, средним и верхним засветом
тюменской свиты. Нижняя подсветка представляет собой наслоение серых песчаников
и алевролитов со сланцами, реже углем (пласты US7-US9). Характерны растительные
остатки, есть ядра двустворчатых моллюсков (возраст Аален).
Отложения средней освещенности (слои ЮС5-ЮС6) представлены
неравномерным чередованием конденсированных серых глин и в разной степени
глинистых, иногда слабокарбонатных песчаников, возраст — байосковский. Верхняя
подсветка состоит из серых и темно-серых сланцев, чередующихся с глинистыми
песчаниками (слои US2-US4), алевролитов с обильными включениями растительных
остатков и пирита Батского — раннекелловского возраста. В кровле отложений
тюменской свиты залегает пласт УС2, регионально богатый нефтью. Свита
характеризуется четкими фациальными изменениями, литологически представлена
слоями темно-серого песчаника, плотного, с мелким и мелким зерном, сильно
цементированного.
Верхняя часть (J3) представлена отложениями Васюганского,
Георгиевского и Баженовского мира. Васюганская свита (верхний келло-оксфордский
возраст, мощность 41-
представлена нижней и верхней подсветкой: нижняя, преимущественно глинистая,
сложена плотными темно-серыми известковистыми сланцами, тонкими слоями с
включениями глауконита; верхние — песчаники и алевролиты темно-серые,
мелкозернистые, слюдистые, глинистые, слабокислые. Песчаники региональных
нефтеносных пластов — ими ограничен пласт УС1. Формация Сан-Джорджио состоит из
почти черных битуминозных сланцев со слоями серых песчаников, бледных кварцевых
полевых шпатов и кварц-глауконитовых песчаников. Мощность от 2 до
Отложения баженовской свиты в той или иной степени представлены битуминозными
глинами, близкими к сланцу (слой US0), от темно-серых до черных с прослоями
известняка (мощность 25-
Сейсмический горизонт «Б» приурочен к осадочным отложениям.
Меловая система (К)
Система представлена двумя подразделениями: нижним и верхним, состоящим
из морских, прибрежных и континентальных осадков. В составе нижнего отдела (К1)
выделены Сортимское, Усть-Баликское, сангоп Айская, Алимская и нижняя часть
покурской свиты.
Сортимская свита представлена глинистыми отложениями со слоями
песчаника и алевролита, которые сгруппированы в большие пучки и слои. Внизу
свита представлена пачкой глин (мощность 20-
ачимовские толщи, представленные слоистостью песчаников и алевролитов со
сланцами. Верхняя часть сортимской свиты преимущественно глинистая, с редкими
линзовидными прослоями песчаников и алевролитов. Время образования отложений
сортимской свиты — Берриас-Валанжина, мощность около
Усть-балийская свита представлена комплексом пород прибрежно-морского
генезиса валанжин-готеривского возраста мощностью около
промышленного нефтяного обучения BS1, BS2 + 3, BS4. В средней части отложений
свиты выделяется сарманская пачка глин, которые перекрывают песчаный слой BS8.
В верхней части представлена пачка Пим, представленная однородными темно-серыми
глинами, похожими на сланец.
Формация Сангопай делится
на две засветки: верхнюю и нижнюю, отложения которых образовались на мелководье
или в закрытых континентальных бассейнах. Литологические образования
представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие
прослои коричнево-серых сидеритовых глин. Отложения ниже представлены пластами
песка AC-4 AC12 (пласт AC9 — промышленно нефтяной) эпохи Гете-Баррем мощностью
136-
В верхней части продолжения выделяется Кошайская
