Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть"

Зависимость эффективности методов воздействия на пласт от геолого-физических характеристик пласта и параметров обработок. Определение приоритетных видов обработок на эксплуатационных объектах Копей–Кубовского месторождения НГДУ "Октябрьскнефть".
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Размещено на

Введение

Проблема повышения нефтеотдачи пластов на заключительных этапах разработки месторождений становится крайне актуальной, так как вследствие естественного снижения извлекаемых запасов для большинства залежей и месторождений коэффициент нефтеотдачи довольно низок.

Это обуславливает необходимость широкого использования разнообразных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), чему в НГДУ «Октябрьскнефть» уделяется довольно большое внимание. Достаточно сказать, что в результате применения МУН дополнительная добыча нефти по НГДУ из года в год растет и в 1999 году составила 133,9 тыс. т. (с учетом переходящего эффекта от обработок предыдущих лет) или 14,6% от общей добычи по НГДУ.

Если учитывать только мероприятия по интенсификации добычи нефти, связанные с обработкой ПЗП (призабойная зона пласта) - кислотные обработки, гипано - кислотные обработки (ГКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ), обработка пеной, ПАВ, очистка ПЗП пластоиспытателями (ИП), гидроударами, термоимплозия, которые входят составной частью в МУН (дополнительная добыча при этом рассчитывается за один скользящий год), то эта составляющая также растет из года в год и в 1999 году составила 37,6 тыс. т. или 4,1% от общей добычи по НГДУ.

За 1999 год с дебитом до 1,0 т/сут эксплуатировалось 54,5% от действующих скважин. В течение 11 - 15 лет отработало 21,7% от эксплуатационного фонда, свыше 15 лет - 57,6%. На долю карбонатных пластов приходится 58,9% от эксплуатационного фонда скважин. В диапазоне обводненности добываемой продукции от 40 до 100% - 54,3% карбонатного фонда скважин. При этом из карбонатных отложений в 1999 году отобрано более половины от годовой добычи нефти по НГДУ - 53,8%. Доля карбонатного фонда с каждым годом растет за счет возвратных объектов.

В данной работе была поставлена следующая задача:

а) определить зависимости эффективности методов воздействия на пласт от геолого-физических характеристик пласта, параметров обработок и других факторов);

б) проанализировав полученные данные, определить какие виды обработок и при каких условиях наиболее эффективны на различных эксплуатационных объектах Копей - Кубовского месторождения НГДУ «Октябрьскнефть».

Чтобы определить влияние параметров обработок на их эффективность по каждой, обрабатываемой в этот период скважине, была создана база данных, в которую включены все воздействия на пласт за всю историю работы данных скважин.

Анализ проводился по методам воздействия на призабойную зону турнейского яруса, для увеличения производительности скважин.

1. Геолого-физическая характеристика Копей-Кубовского месторождения в НГДУ «Октябрьскнефть»

1.1 Общие сведения о районе работ

геологический обработка месторождение пласт

Копей-Кубовское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Туймазинского района Башкортостана, в 10 километрах к северо-востоку от железнодорожной станции Кандры и в 35 километрах поселка Серафимовский (рисунок 1).

Природно-климатические условия района сравнительно благоприятны. Большая часть территории покрыта лесами, которые преимущественно располагаются на северных и северо-восточных склонах водоразделов.

Район относится к области умеренно - континентального климата. Средняя температура зимой минус 9,7С, летом плюс 20,6С. Среднее годовое количество осадков около 372 мм. Преобладающее направление ветров: юго-западное.

Вблизи месторождения протекают притоки реки Усень - реки Кидаш, Карай и Б. Нугуш. Свое начало они берут из родников, вытекающих из отложений конкиферового и спириферового подъярусов.

В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой плато размыва. Рельеф отличается резкой асимметричностью строения водораздельных участков. Крутые склоны, обращенные на юг, образуют мысообразные выступы, изрезанные сетью глубоких долин и оврагов. Амплитуда колебаний рельефа - 198 м. Наиболее возвышенные участки расположены в центральной части месторождения. Абсолютные отметки рельефа в пределах возвышенности изменяются от 300 до 325 м. К западу и востоку от центрального возвышенного участка происходит постепенное понижение рельефа до 200 - 180 м. Особенностью рельефа является наличие впадин карстового происхождения. К подобному типу впадин относится и озеро Кандры - Куль, расположенное в 10 км юго-западнее станции Кандры.

Открыто месторождение в 1947 году. Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса. Карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаный пласт Д - 1 пашийского горизонта.

Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Октябрьскнефть», расположенное в поселке Серафимовский, а бурение скважин производит Кандринское УБР, находящееся в поселке Кандры.

Месторождение находится в районе с развитой сетью дорог. С городом Октябрьский и поселком Серафимовский месторождение связано асфальтированной дорогой Уфа - Октябрьский. По территории района проходит Куйбышевская железная дорога с ближайшей к месторождению станцией Кандры и две шоссейные. Одна из шоссейных дорог связывает станцию Буздяк с поселком Кандры через деревни Тюпкильды и Сайраново. Другая шоссейная дорога идет на станцию Буздяк через деревню Казаклар - Кубово. Остальные населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Копей - Кубовское нефтяное месторождение открыто в 1948 году, промышленное освоение его начато в 1953 году.

На Копей - Кубовском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента.

Месторождение приурочено к группе поднятий Копей - Кубовского вала, расположенного в краевой части Татарского свода, имеющего общее северо-западное простирание. Обособленно расположено Кандринское поднятие, относящееся к другому валу.

Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса, карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаный пласт Д-1 пашийского горизонта. Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1370 м, турнейского яруса 1450 м, верхнефаменского подъяруса 1500 м, пласта Д-1 1870 м.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитового пласта: С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3.

Песчаники кварцевые, мелкозернистые, часто алевритистые и глинистые, сцементированные глинистым цементом. Коллекторы пласта С6-1 развиты только в северо-западной части месторождения, на остальной площади верхние слои терригенной толщи, в том числе и пласт С6-1, размыты. Песчаники пластов С6-2 и С6-3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. По пласту С6-2 отмечается общая субмеридиональная направленность полос, а по пласту С6-3 полосы ориентированы с северо-запада на юго-восток.

К песчаникам пласта С6-1 приурочена одна залежь в районе скважин №№35 ккб и 928. Залежь структурно - литологического типа, имеет размеры 0,9х0,3 км при высоте 7,5 м. Водо-нефтяной контакт (ВНК) принят подошве нефтеносного прослоя в скважине 35 ккб, оценена запасами категории С1.

Скважинами №№2056 и 2058, 2080 и 2081, 2087, 2092, 2105 вскрыты небольшие литологические залежи (от 0,8х0,4 0,3х0,2 км), которые запасами не оценены.

В песчаниках пласта С6 - 2 выявлено 9 залежей нефти.

Залежь 1 сруктурно-литологического типа, имеет размер 2,4 х 2,0 - 0,9 км при высоте 17,7 м., ВНК установлен на отметках 1072,6 - 1073,3 м по подошвам нефтеносных прослоев скважин №№933, 921 и кровлям водоносных прослоев скважин №№934, 31к, 951, 931. Залежь разрабатывается скважинами №№32 ккб, 35 ккб, 945 и 2085, оценена запасами категории А.

Залежь 2 структурно - литологического типа, разделена на два участка. Участок в районе эксплуатационной скважины №11 ккб имеет размер 0,8 х 0,6 км при высоте 3,2 м. ВНК принят на отметке 1078,1 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №11 ккб. Участок в районе внутриконтурной нагнетательной скважины №920 имеет размер 1,5 х 0,8 км при высоте 23,4 м. ВНК принят на отметке 1079,5 м по кровле водоносного пласта в скважине №14 ккб. В целом залежь 2 оценена запасами категории А.

Залежь 3 вскрыта скважинами №№915, 43, 2125. Залежь структурно-литологического типа. ВНК принят на отметке - 1079,5 м по аналогии с залежью 2. Размеры залежи 1,6 х 0,3 км при высоте 6,9 м. Залежь оценена запасами категории С1. Структурно-литологическая залежь в районе скважины №2136, имеет размеры 0,4 х 0,3 км при высоте 1,6 м. ВНК принят на отметке 1080,5 м по подошве нефтеносных коллекторов в скважине №2136. Залежь запасами не оценена.

Залежь 4 структурно-литологического типа, имеет сложную конфигурацию: в районе скважин №№87, 2142, 2143 вклинивается полосой шириной 0,3-0,2 км в зону отсутствия коллекторов и примыкает к этой зоне с юга и востока полосообразной формой шириной 0,6-0,2 км. ВНК принят на отметке 1092,0 м по подошве нефтеносного прослоя в сква...