Тевлинско-Русскинское месторождение

Месторождение приурочено к структурам второго порядка: Савуйскому структурному куполу и Тевлинскому куполовидному поднятию, осложняющими северо-восточное погружение Сургутского свода.

Нефтеносность связана с терригеными отложениями меловой и юрской систем. Продуктивными являются пласты БС₁₀⁰, БС10^2-3, БС_11-12, БС_16-22, ЮС_1-2. Основным объектом разработки является пласт БС₁₀^2-3, где сосредоточены основные запасы нефти.

Пласт БС₁₀^2-3 чрезвычайно сложен по геологическому строению. Подошвенная часть его представлена коллектором типа «рябчик», для пласта характерно наличие литологических экранов, причём развитие коллектора наблюдается в виде полос субмеридиального простирания.

Характеристика объекта – невыдержанность толщин и коллекторских свойств по толщине и простиранию, наличие зон замещения коллектора слабоппроницаемыми породами, высокий коэффициент расчленённости. При подобном строении объекта и нефтенасыщенных толщ пласта БС₁₀^2-3 до 15 м дебиты скважин, вскрывших подошвенную часть разреза не превышают 3-5 т/сутки.

Физико-химические свойства нефти и газа пласта БС₁₀^2-3 характеризуются следующими показателями: вязкость нефти 1,44 мПа с, плотность нефти 766 кг/м³, газосодержание 66,9 м³/т, давление насыщения 10,4 мПа с, Объёмный коэффициент 1,143, пластовая температура 83,5 ⁰С.

Данные по эффективности реагентной разглинизации добывающих скважин приведены в табл. 8.


Таблица 8

Эффективность реагентной разглинизации добывающих скважин Когалымской группы месторождений

№	№	Глубина	Толщина	Дебит, т/ сутки		Приращение дебита, т/сутки
П./п	Скважины	Скважины, м	пласта, м	до обработки	После Обработки
Вать-Еганское месторождение
1	2276	2087	7.2	12.4	21.2	8.8
2	2399	2140	5.4	10.3	14	3.7
3	2655	2150	6	10.3	20	9.7
4	2658	2123	11.4	11.6	24.8	13.2
5	2723	2210	3.4	6.4	9.5	3.1
6	2725	2168	7	12	40	28
7	2726	2320	6.8	9.8	19	9.2
8	2727	2225	3.8	12.9	16.4	3.5
9	2728	2088	7.2	11.4	18.1	6.7
10	2729	2098	3	7.6	13.6	6
11	2724	2073	7	8	29	21
Повховское месторождение
12.	4675	2739	14.4	6	60	54
13.	2611	2680	19.2	30	60	30
14.	3956	2921	7.6	5	11	6
Южно-Ягунское месторождение
15.	869	2608	12	7	54	47
16.	8355	2712	38	23	38	15
17.	8055	2680	42	13	21	8
18.	6243	2753	35	10	35	25
Тевлинско-Русскинское месторождение
19.	6535	2712	38	1	8	7
20.	8075	2638	27	3.1	9.2	6.1
21.	8055	2646	43.4	2.4	8.9	6.5
22.	8056	2605	32	6.2	11.3	5.1
23.	6533	2701	28	1.7	3.9	2.2
24.	7947	2680	25.6	4.3	9.1	4.8
25.	6444	2632	31	4	6	2
26.	7993	2705	24	1.7	13.4	11.7
27.	6477	2670	28.5	4.3	1ё2	7.7
28.	8049	2520	24.5	3.9	11.1	7.2

АО “Когалымнефтепрогресс“ по результатам обработок 10-ти скважин Тевлинско-Русскинского месторождения установлено, что суммарная дополнительная добыча за счет обработок составила 13112 тонну.

Результаты обработок добывающих скважин представлены в табл.9.

Результаты обработок добывающих скважин представлены в табл. 10.

Средние значения параметров коллекторов составляют: пористость 16,1% , проницаемость по керну 4.9 mD и по промысловым данным 1,4 D. Начальное пластовое давление 13,7 МПа, пластовая температура 66⁰С. Месторождение эксплуатируется свыше 30 лет, степень выработанности запасов 86,8 %, обводненность 59,5 %.

В 1992-1993 годах на месторождении было сооружено три скважины. Продуктивный пласт вскрывали промывочной жидкостью на основе следующих компонентов (кг / м³) : бентонитовый глинопорошок 50, карбонат натрия 5, каустическая сода 5, ПУЩР 30, нефть 80. По всей вероятности значительные репрессии на пласт обусловили существенную кольматацию пласта, а последующее освоение скважин с использованием гидродинамических методов не обеспечило притока флюида из пласта. Для освоения скважин были использованы порошкообразные реагенты.

Результаты реагентного освоения скважин после бурения представлены в табл.11.

Обработки производили в скважинах нижнего олигоцена ( № 14, 65 на МПС 3 ) и нижнего миоцен ( № 820 на МПС 8).

Результаты обработок представлены в таблице 12.

Таблица 12

Эффективность реагентной разглинизации добывающих скважин

месторождения Белый Тигр

№	Глубина скважины, м	До обработки			После обработки			DQн
Скв.		Дебит,т/сут.		Обвод.	Дебит, т/сутки		Обводн.	т/сутки
		Qж	Qн	%	Qж	Qн	%
14	3828	51	30.4	40.3	67.6	46.5	31.2	16.1
65	3460	51	41	19.6	84.8	67.3	20.6	26.3
820	2715	34,5	34,5	-	55,2	55,2	-	20,7

Дополнительная добыча нефти за счет обработок трех скважин составила 7824 тонн.

Обобщенные данные по эффективности реагентной обработки 159 добывающих скважин приведены в табл.13 .

Таблица 13

Обобщенные данные по эффективности реагентной разглинизации добывающих скважин на различных месторождениях

№	Группа месторождений	Количество Скважин	Средний дебит скважины, т/cутки			Средняя дополнительная добыча нефти на 1 скважину, Qнак, тн
			До обработки, Q0	После обработки, q1
1	Юганская	46	7,9	21,7	2,7	Нет данных
2	Сургутская и Ниженвартовская	43	7,8	18,0	2,3	1198
3	Когалымская	28	9,6	23,3	2,4	1311
4	Муравленковское	17	5,6	25,2	4.5	2849
5	Пермская	13	3,3	6,6	2,0	Нет данных
6	Долинское	9	6,5	9,3	1,4	Нет данных
7	Белый Тигр	3	35,7	56,9	1,6	2608
	Итого:	159	10,9	23,0	2,1	1991

По результатам обработок 159 скважин среднее приращение дебита составило 12,1 т/сутки и дебит скважин увеличился на 110 %. Дополнительная добыча нефти за счет обработки одной скважины изменяется от 1198 до 2849 тонн.

В соответствии с ОСТ 39-255-88 к воде для заводнения пластов предъявляются следующие требования:

• 
  Реакция среды рН =4,5-8,5;
  
• 
  Содержание растворенного кислорода до 0,5 мг/л;
  
• 
  Коэффициент коррозии > 0,1 мм/год;
  
• 
  Содержание мехпримесей до 3 мг/л;
  
• 
  Отсутствует набухаемость пластовых глин.
  

На ряде месторождений нефти Широтного Приобья в Западной Сибири для закачки в продуктивные пласты используют воды рек Обь и её притоков. Анализом состава речных вод установлено, что содержание взвешенных частиц в среднем за год составляет 18-25 мг/л при максимуме 40-80 мг/л в периоды весенних и осенних дождевых паводков и и минимуме 4-15 мг/л в подледный период.

Лабораторными исследованиями установлено, что химический состав взвеси, отобранный на песчаном фильтре при фильтрации обской воды, представлен следующими компонентами (%): Fe₂O₃ 18,5; Al₂O ₃ 25,4; MgO 0,9;CaO 0,8; SiO₂ 22,1. Потери при прокаливании составляют 24,5 .Содержание взвеси в фильтруемой воде составило 6 мг/л, мутность 10,5 мг/л , цветность 65⁰ при концентрации железа 2,5 мг/л, марганца 0,55 мг/л и щелочности 2,6 мг/л.

Наличие железа, нитробактерий и сульфат – восстанавливающих бактерий в речных водах свидетельствует об их биологической нестабильности, что подтверждает наличие слизистых железистых биообрастаний и язвеннных коррозий металла в нагнетательном водоводе. Индекс стабильности исследуемых вод изменяется от 0,2 – 0,5 в летне-осенний период до 2-2,5 в зимний подледный период, что наряду с повышенным содержанием в воде свободной углекислоты (до 30-60 мг/л зимой) указывает на невозможность инкрустации водоводов карбонатной пленки, защищающей их от коррозии.

Вещества органического происхождения, находящиеся в речных водах, попадают в фильтрационные каналы зоны перфорации и частично проникают в пласт, образуя в каналах кольматирующую пленку. По мере подачи воды в скважину кольматирующая пленка нарастает и может полностью заполнить фильтрационные каналы, пропуская воду. Одновременно при фильтрации воды в прискважинной зоне происходит выпадение минеральных соединений в виде железистых, карбонатных образований, а также глинистых минералов.

Для изучения свойств кольматирующих образований были проведены опыты по фильтрации обской воды через песчаный фильтр с последующим отбором образовавшейся пленки. Исследованиями состава пленки кольматирующих образований были получены следующие показатели: содержание органики 22,5 %; содержание минеральных соединений растворимых в кислоте 58,6 % и нерастворимых в кислоте 19,4 % ; объемный вес скелета 0.83 г/ см³ ; пористость 71,3 % ; удельный вес 2,75 г/ см³ ; коэффициент проницаемости 2,1 mD.

Таким образом, при закачке речных вод в продуктивные пласты основными компонентами кольматирующих образований являются органические, минеральные соединения и среди последних преобладают глинистые минералы и гидроксидные формы железа.

При закачке в нагнетательные скважины подтоварных вод формирование состав кольматирующих образований всецело зависит от компонентов подтоварных вод и предопределяет конкретный подход к их оценке на каждом месторождении.

На месторождении Белый Тигр для поддержания пластового давления осуществляют очаговое заводнение пластов морской водой. В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется от 3,5 до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90 % примесей имеет размер в пределах 1-4 микрон. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования), агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы , как кварц , полевой шпат , карбонаты и образования в виде магматических пород.

Как установлено практикой, в общем случае состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и минерального происхождения.

Технология реагентной обработки нагнетательных скважин разработана на основании совремённых представлений о строение и свойствах образований органического происхождения, природе структурных связей в глинистых кольматирующих образований и выявленных факторов, обуславливающих их разрушение.

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Западной Сибири, Украины и шельфе Вьетнама.

Эффективность обработок представлена в табл. 14.

Эффективность обработок нагнетательных скважин порошкообразными реагентами представлена в табл.15.

Результаты обработок нагнетательных скважин месторождения Белый Тигр представлены в табл. 17.

Таблица 17

Эффективность реагентных обработок нагнетательных скважин

месторождения Белый Тигр

№	№ скважины/	До обработки		После обработки		Увеличение Расхода закачки, раз
П/п	Куста	Q, м3/сутки	P, Мпа	Q, м3/сутки	P, МПа
1	145/7	155	19.5	240	18	1.5
2	1004/10	120	22.9	523	19.5	4.3
3	62/6	80	21.7	233	20.8	2.9

По результатам обработок 36 нагнетательных скважин среднее приращение расхода нагнетания составило 148 м³/сутки, т.е.расход нагнетания увеличился на 155 % (табл.18).

Таблица 18

Обобщенные данные по эффективности реагентных обработок нагнетательных скважин

Группа Месторождений	Кол-во Скважин	Суммарный расход нагнетания, м3/сутки		Увеличение Расхода закачки, м3/сутки
		до обработки	после обработки
Мегионская	24	2175	6120	3945
Муравленковское	5	720	1230	510
Луквинское	4	172	396	224
Белый Тигр	3	355	996	641
Итого :	36	3422	8742	5320

3.Газовые скважины
Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в Заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове в бассейне реки Пойловояха. Разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В нижнемеловых отложениях выделяются мегионская ( валанжин ), вартовская (верхний валанжин-баррем) и покурская ( апт-сеноман ) свиты. Промышленная разработка Ямбургского месторождения связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями.

Сеноманская залежь газа контролируется структурным фактором - наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500-800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологически газовый резервуар представлен неравномерным переслаиванием песков, песчаников, алевролитов и глин со значительным преобладанием коллекторов. Содержание проницаемых пород в газонасыщенной части разреза колеблется от 42 до 85%. Коллекторами газа являются пески, песчаники и алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Средневзвешенная по мощности пористость по анализам керна - 30%. коэффициент газонасыщенности - 0,74. Среднее значение проницаемости -569,3 mD. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 64,8 м. По химическому составу газ месторождения метановый (СН₄ - 93,4-99,2%), сероводород отсутствует.

По объектам разработки пластовые давления изменяются от 26,3 до 33 МПа, пластовая температура - от 70 до 80 ⁰С, глубина залегания - от 2515 до 3317 м. Скважины эксплуатируются в режиме постоянной депрессии на пласт.

Результаты отдельных реагентных обработок скважин представлены в табл. 19.

Таблица 19

Эффективность реагентных обработок газовых скважин Ямбургского месторождения

№	Дебит, тыс.м3/сутки		Депрессия, атм		Температура 0С		Приращение Дебита, тыс.м3/сутки
Скважины	До	после	До	После	До	после
7043	Отс.	1438	-	8.63	-	11.2	1438
7071	Отс.	476	-	3.83	-	10.2	476
7113	470	782	4.09	3.83	12.5	14.1	312
7121	798	953	5.27	5.24	12.7	13.4	155
7104	345	525	28.19	17.72	3	7	180
6068	280	374	5.75	4.96	7.5	10.8	94
7126	468	732	9.13	8.45	12.5	14.1	264
5087	Отс.	890	-	12.58	-	9	890
7021	812	871	20.55	9.22	9.2	11.3	59
Среднее	352.5	782.3	12.16	8.27	9.6	11.2	429.8

Необходимо отметить, что в результате экспериментальных обработок температура на устье скважины увеличилась в среднем на 17 %, а каэффициент А, характеризующий потери давления на трение и при фильтрации газа в пористой среде, уменьшился в среднем на 67,6%.

Всего на Ямбургском и Уренгойском месторождениях была произведена реагентная обработка 39 скважин с успешностью 87 %. В результате обработок среднее увеличение дебита скважин составило 40 % и дополнительная добыча, усреднённая по всему массиву проведённых обработок, составила 84 тыс.м³/сутки на каждую скважину.

.
4. Подземные хранилища газа

Технология реагентной разглинизации скважин на основе порошкообразных реагентов была внедрена на Акыр-Тюбинском ПХГ (Узбекистан) Щелковском и Кущевском ПХГ , месторождении Медвежьем и ПХГ Польши..

Геологические характеристики ПХГ приведены в табл.20.

Таблица 20

Геологические характеристики ПХГ

№	Параметры	Актыр-Тюбинское	Щелковское	Медвежье	Кущевское
1.	Коллектор	Слабо сцементированные Песчаники		Песчаники и алевролиты
2.	Глубина скважин, м	до 800	до 800	до 1200	до 1500
3.	Проницаемость, mD	4209	350	2000	120
4.	Пластовое давление, Мпа	8.3	0.8	5.5	2.5
5.	Пластовая температура, 0С	18	28	15	47

Результаты реагентных обработок скважин представлены в табл.21.

Таблица 21

Эффективность реагентной разглинизации скважин ПХГ

№	Коэффициенты				Дебит, тыс.м3/сутки		Увеличение подачи газа, %
Скважин	До		После		До	после
	A	B	a	b	Обработки	Обработки
Акыр-Тюбинское ПХГ
40	4.7	2.5	2	2.15	36.7	51.5	40.3
49	55	0.93	34	1.2	43.4	51.2	18
50	27	0.56	4	0.28	65	85.4	31.4
Щелковское ПХГ
130	0.9	0.05	0.75	0.015	176	228	29.5
Медвежье
61	0.38	-	0.28	-	302.6	359.8	18.9
619	2.52	-	2.25	-	183	213.9	16.9

При ремонте газовых скважин ПХГ в Пшемыле и Краковсом воеводстве на территории Польши компания «Polish Oil and Gas Company» для глушения скважин использовала раствор бентонитовой глины. Последующие кислотные обработки скважин увеличили их приёмистость лишь до 40 -60 % от значений, зафиксированных до глушения скважин глинистым раствором.

В результате проведённых реагентных обработок 4-х скважин раствором на основе порошкообразного реагента приёмистость скважин была увеличена в среднем до 115 % относительно значений, зафиксированных до глушения скважин, что может быть объяснено как удалением из прискважинных зон газовых скважин твердой фазы жидкости глушения, так и твердой фазы бурового раствора.

жүктеу/скачать 0.61 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: