Разработка Южно-Сургутского месторождения

Характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов Южно-Сургутского месторождения. Конструкция, способы освоения и эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин. Технология и оборудование гидроразрыва пласта, структура трещин.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика и история освоения месторождения

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика продуктивных пластов

2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин, способы освоения скважин

4.2 Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

4.3 Эксплуатация скважин, оборудованных ШГН

4.4 Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН

4.5 Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

4.6 Способы воздействия на призабойную зону скважин

4.6.1 Применение большеобъемных гелеобразующих составов(БГС)

4.6.2 Полимерно-гелевая система (ПГС) "Темпоскрин"

4.6.3 Комплексные обработки ПЗП нагнетательных скважин (КОПЗП)

4.6.4 Обработка ПЗП добывающих скважин растворителями

5. Специальная часть

5.1 Гидроразрыв пласта

5.2 Трещины и их структура

5.3 Оборудование для гидроразрыва

5.4 Технология гидроразрыва

5.5 Материалы для гидроразрыва

Заключение

Библиография

Введение

ООО "РН-Юганскнефтегаз" - самое крупное нефтедобывающее предприятие Компании "Роснефть" и второе по величине в России, годовой объем добычи, нефти которого составляет примерно 220 млн. баррелей, или 61% общей нефтедобычи Компании.

Всего в ООО "РН-Юганскнефтегаз" насчитывается 28 месторождений.

Южно-Сургутское месторождение было введено в 1976 году. Сейчас это месторождение практически все разбурено. Запасы около 200 млн. тонн. Основные залежи находятся в пластах БС - 10, 11, ЮС - 1. Пласты имеют хорошие коллекторские свойства. Месторождение находится на второй стадии разработки, то есть добыча нефти в основном ведется при помощи насосов.

На Южно-Сургутском месторождении стратиграфический разрез представлен породами палеозойского фундамента, корой выветривания триасового возраста и осадочными породами от юрской до четвертичной систем.

Сложность в регулировании процесса разработки Южно-Сургутского месторождения составляет один из самых больших по ООО "РН-Юганскнефтегаз" нерентабельный фонд - 26%.

1. Общая часть

1.1 Характеристика и история освоения месторождения

Южно-Сургутское месторождение нефти расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км северо-восточнее г. Нефтеюганска. Месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь.

Месторождение расположено в непосредственной близости от железной дороги Тюмень - Сургут. С г.Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. C 1968 года в районе месторождения действует нефтепровод Усть - Балык - Омск.

В геологическом строении принимают участие отложения четвертичного, палеогенного, мелового и юрских возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4600м.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) месторождения представляет собой моноклинный склон, осложненный структурными носами и не большими куполами.

В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского, Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС10.

Южно-Сургутское месторождение, как и в большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разедочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюгаиской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10.

Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичных преобразованием пород, а так же с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железистотитанестого цемента.

История разработки горизонта БС10 в достаточной степени уникальна. На начальной стадии применялась трехрядная схема расположения скважин, затем уплотняющим бурением был осуществлен переход к блочно-квадратной сетке.

В октябре 1991 года СибНИИНП проверили работу по уточнению геологического строения, анализу эффективности мероприятий по совершенствованию разработки горизонта БС10 и составлен проект разработки и рекомендован к внедрению 3 вариант со следующими положениями и технико-экономическими показателями:

выделение трех объектов разработки;

применение по пластам БС10, БС10 блочно-замкнутой системы разработки с плотностью сетки 20 и 16 га/скв, по пласту ЮС1 - 12 га/скв;

максимальный уровень

добычи нефти - 11775 тыс.тонн (1985 г.)

добычи жидкости - 26928 тыс.тонн (1988 г.)

закачка воды - 34117 тыс.м (1989 г.);

максимальный темп отбора - 5,6%;

фонд для бурения - 318 скважин размещенный.

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика продуктивных пластов

Пласт БС10-1

Залежь пласта БС¹₁₀ распространена практически по всей площади месторождения. Тип залежи пластовая, сводовая, почти вся залежь чисто нефтяная (93% площади). Отметка ВНК-2346 м. Размеры 25х25 км.

Пласт БС¹₁₀ вскрыт в песчаной фракции на глубине 2310-2410 м. Общая мощность пласта 9,2-18,2 м. Наибольшая эффективная мощность отмечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла структуры.

Коллекторами нефти пласта БС¹₁₀ служат песчаники и алевролиты. Литологическая их характеристика сходна с характеристикой пласта БС²₁₀. Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств. Среднее значение пористости - 24%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700*10^-3мкм². Среднее значение проницаемости составляет 270*10^-3мкм².

Пласт БС10-2

Представляет собой мощную толщу, средняя общая толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородная по площади и по разрезу. О сложности строения говорят его параметры: песчанистость -0,48; расчлененность -9,5 м.; толщина проницаемого слоя -2м.

Для пласта БС²₁₀ характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами.

Тип залежи пластовая, сводовая, размеры 19,7х20,5 км., ВНК-2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75% площади).

Пласт БС²₁₀ сложен песчаниками, алевролитами и уплотненными глинами. Пласт разделен глинистыми прослоями на 5-14 песчаных пропластков, толщинами от 0,4 до 9,2 м. Коллекторами пласта являются песчаники и алевролиты.

Среднее значение пористости принято равным -23%. Проницаемость изменяется от 0,2 до 880*10^-3мкм²; среднее значение - 114*10^-3мкм²

Пласт ЮС-1

Пласт ЮС₁ стратиграфически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллита толщиной до 1 м.

Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5х5,2 км. Общая толщина пласта 16 м., эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м. (абсолютная отметка 2787 м.). Залежь пробурена в центральной части. Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренной части изменяется от 1,4 м. (скв.2034) до 20,6 м. (скв.1527). Средняя по залежи - 8,2 м.

Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность - 0,535%, подстилается подошвенной водой.

Пласт ЮС-2

Пласт ЮС₂ относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен переслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40м. Общая мощность пласта 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м.

Пласт ЮС₂ подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1 до 8,6 м., в среднем - 3,9 м.

Очень низкие показатели коллекторских свойств залежи: коэффициент пористости -1,6, коэффициент проницаемости -9,8 мкм².

Часть запасов отнесена к забалансовым (71%). Нефтенасыщенность пласта ЮС₂ доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти. Скважины, испытанные на пласт ЮС₂ практически "сухие". Дебит нефти более 5 М³/сут.

2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений и температуры (27 Мпа и 75С). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения намного ниже пластового. Газосодержание для данного типа залежей очень низкое.

Свойства нефтей в пределах залежи БС₁₀ изменяются незначительно: газосодержание в диапазоне 42-56...