Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

Самая большая залежь нефти вскрыта 188 скважинами. Она имеет удлиненную форму северо-западного простирания. В пределах контура нефтеносности, принятого на абс. отметке минус 853,0м, размеры залежи составляют 23,2 3,5 км.

Этаж нефтеносности равен 65,8м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в интервале от 0,8 до 6,6м.

В северо-западной части месторождения выявлены две небольшие по площади залежи нефти на Катергинском (р-н скв. № 932) и Восточно-Узеевском (р-н скв.№ 920, 1065) поднятиях пластово-сводового типа с узкими водо-нефтяными зонами.

ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 853 м. Этажи нефтеносности равны 12,3м и 11,5м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют 6,4м и 5,0-6,0м.

Покрышкой для верейских залежей служат глинисто-карбонатные пачки в верхней части верейского и подошвенной части каширского горизонтов.

Таким образом, отложения продуктивных горизонтов Нурлатского месторождения характеризуются:

- сложным строением и значительной фациальной изменчивостью;

- полным совпадением структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям и частичным с девонским;

- наличием тектонических нарушений в кристаллическом фудаменте;

- достаточно большими размерами залежей нефти;

- размывом палеоповерхности турнейского яруса на Корнеевском поднятии и увеличением толщин терригенных отложений бобриковско-радаевского возраста, в результате компенсации ими размытых карбонатных отложений.

ВНК по залежам определялись по данным опробования и ГИС. Для кыновских, бобриковско-радаевских и верейских продуктивных отложений характерен поровый тип коллектора, а для турнейских и башкирских – трещинно-поровый.

1.2 Коллекторские свойства пластов

Характеристика коллекторов Нурлатского месторождения изучена по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и данным образцов керна.

Нижними по разрезу являются пласты-коллекторы До-б и До-в кыновского горизонта.

Пласт До-б представлен песчаниками и алевролитами и поэтому неоднороден по коллекторским свойствам. Песчаники коричневые и бурые от пропитки нефтью, кварцевого состава, слабо сцементированные, алевритистые, неравномерно глинистые. По данным гранулометрического анализа преобладает мелкозернистая (0,1-0,25 мм) фракция, составляющая 58,2-79,7 %. Содержание крупнозернистой алевролитовой фракции составляет 3,6-25,5 %, пелитовой- 2,4-35,4 %. Тип цемента контактовый, а также пойкилитовый. Состав цемента различен: наряду с глинистыми минералами присутствует сидерит.

Нефтенасыщенные алевролиты по структуре порового пространства близки к вышеописанным песчаникам и отличаются от них только гранулометрическим составом. Содержание песчанистой фракции колеблется от 4,7 до 46,5 %, а крупноалевритовой фракции (0,05-0,1 мм) возрастает до 49,7-89,2 %. В сильнозаглинизированных алевролитах пористость снижается до 4,9-7,2 %, проницаемость – до 0,01 мкм2 и менее.

Породы-коллекторы пласта До-в сложены песчаниками и алевролитами, аналогичными или близкими по составу и коллекторским свойствам пласта До-б.

Емкостно-фильтрационные свойства пород определены по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.

Среднее значение открытой пористости пород-коллекторов по данным лабораторных исследований керна составляет 20,8% (36 определений), проницаемости–0,313 мкм2 (24 определений), нефтенасыщенности– 83,7% (23 определения).

По данным геофизических исследований среднее значение пористости составляет 19 %, нефтенасыщенности – 78%. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям имеет менее высокие значения и равна 0,194 мкм2 .

Кондиционные пределы пород-коллекторов по пористости составляют 11,0-14,0 %, по проницаемости – 0,016 мкм2, по нефтенасыщенности – 54,5 %.

Рассматриваемые продуктивные отложения, согласно классификации Дахнова В.Н., можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым коллекторам порового типа.

Продуктивные отложения состоят из одного - трех нефтенасыщенных прослоев, поэтому коэффициент расчлененности равен 2,32, доля коллекторов составляет – 0,66 .

Для проектирования разработки залежей нефти в отложениях кыновского возраста приняты параметры, рассчитанные по данным геофизических и гидродинамических исследований.

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

На Нурлатском месторождении промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов, турнейского яруса нижнего карбона, кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.

Физико-химические свойства нефтей изучались по поверхностным и глубинным пробам.

Отбор пластовых проб производился специальными глубинными пробоотборниками ПД-ЗМ и ПГМ 27.

Исследовались пластовые пробы на установках УИПК-2 и АСМ-300 по общепринятой методике.

Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом.

Анализы пластовых проб выполнены в секторе пластовых нефтей "ТатНИПИнефть" и группой физики пласта Геологопоисковой конторы.

Анализы поверхностных проб нефтей проводились в нефтесырьевых лаабораториях ВНИИУСа, согласно следующих ГОСТов: плотность - ГОСТ- 39-47, сера - ГОСТ - 377-49, разгонка по Энглеру - ГОСТ-2177-66. Определение концентрации ванадия в нефтях выполнены в лаборатории геологии и геохимии природных битумов ВНИГРИ методом рентгенофлуоресцентного анализа (РФА).

Ниже приведены физико-химические характеристики нефтей по горизонтам.

Бобриковский горизонт

Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно: 77 проб из 4 скважин и 5 проб из 5скважин. В пластовых условиях нефть имеет следующие параметры: давление насыщения 14,05 МПа при колебаниях 4,0÷20,0 МПа, вязкость пластовой нефти – 40,41 мПа·с, при изменении значений 37,75÷43,38 мПа·с. Плотность пластовой нефти изменяется от 0,877 до 0,882 г/см³, составляя в среднем 0,879 г/см³. Плотность сепарированной нефти – 0,898 г/см³, при изменениях 0,895÷0,902 г/см³. Газовый фактор в среднем – 8,06 м³/т, при изменениях (2,76÷13,0), объёмный коэффициент – 1,032 (1,015÷1,058).

Верейский горизонт

Нефть верейского горизонта изучалась в пластовых и поверхностных условиях. По данным анализов 4 проб из 2 скважин основные параметры физических свойств изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 22,0 до 39,2 МПа, в среднем составляет 31,22 МПа, объёмный коэффициент от 1,025 до 1,033, составляя в среднем 1,028, средний коэффициент сжимаемости – 7,972·10-5 МПа, газовый фактор от7,51 до 8,77, составляя в среднем 8,38 м3/т, плотность пластовой нефти от 0,8899 до 0,902 г/см3, составляя в среднем 0,895 г/см3, плотность сепарированной нефти от 0,9088 до 0,9104 г/см3, составляя в среднем 0,910 г/см3. Динамическая вязкость пластовой нефти по 2 пробам составляет 42,87 мПа·с, вязкость дегазированной нефти 54,2 мкм2

Растворённый в нефти газ, выделенный при разгазировании , содержит в своём составе (%% объёмный) азота в среднем 28,25 %, метана 7,83 %, этана 15,16 %, высших углеводородов 48,03 %.

Нефть верейского горизонта высокосернистая (содержание серы 3,73). Кинематическая вязкость нефти при 50°С изменяется от4,75 до 7,38 ВЭУ, средняя 5,88 ВЭУ. Содержание смол 60% указывает на смолистый характер нефти. Выход светлых фракций до 300° - 32,8%.

Тульский горизонт

Тульский горизонт представлен тремя анализами пластовых проб отобранных из скважины № 9039. Нефть тульского горизонта имеет следующие физические свойства:

давление насыщения – 11,7 МПа, вязкость – 84,7мПа·с, плотность пластовой нефти – 0,904 г/см3, плотность сепарированной нефти – 0,916г/см3, коэффициент сжимаемости – 5,4·10-5

МПа, газовый фактор – 1,37 м3/т, объёмный коэффициент – 1,018.

Бобриковский горизонт

Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно в 4 скважинах по 77 пробам и из 5 скважин по 5 пробам.

В пластовых условиях нефть имеет следующие средние параметры: давление насыщения - 14,05 МПа (2,76-13,0), вязкость пластовой нефти - 5,4 мПа·с (4,1-7,8), кинематическая вязкость сепарированной - 40,41 мкм2/с (10,62-95,01), плотность пластовой нефти 0,880 г/см3 (0,863-0,907), сепарированной - 0,898 г/см3 (0,884-0,929). Газовый фактор - 8,06 м3/т (2,76-13,0), объемный коэффициент 1,032 (1,015-1,058).

Газ, выделенный из нефти при однократном разгазировании, содержит в своем составе азота в среднем 22,41%, метана 12,9%, этана 22,41%, высших углеводородов 32,14%.

Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях по 5 пробам из 5-ти скважин следующие: нефть сернистая (серы3,81%), парафинистая (парафина 3,17 %), асфальтенов - 8 %. Нефть тяжелая (плотность 0,9920 г/см3).

Турнейский ярус

Нефть турнейского яруса изучалась в пластовых и поверхностных условиях.

По данным 107 анализов пластовых проб, отобранных из 13 скважин в разное время, основные физические параметры следующие: давление насыщения изменяется от 3,0 до 10МПа, составляя в среднем 6,5 МПа, объемный коэффициент – от 1,014 до 1,097, составляя в среднем 1,034, газовый фактор от 1,19 м3/т до 34,73 м3/т, составляя в среднем 8,56 м3/т. Вязкость варьирует от 9,94 до 126,64 мПа·с, в среднем составляя 53,55 мПа/с. Плотность сепарированной нефти от 0,865 до 0,942 г/см3, в среднем - 0,907 г/см3.

Растворенный в нефти газ при однократном разгазировании содержит в своем составе в среднем (%% объемный), азота-23,52 %, метана-0,98%, этана 22,07 %, высших углеводородов-32,65 %. Это говорит о преобладании низших углеводородов над высшими, сероводорода 0 26 % .

По данным анализа 33 поверхностных проб из 24 скважин нефть турнейского яруса тяжелая, плотность колеблется от 0,9069 до 0,9530 г/см3, в среднем составляя 0,9210 г/см3; вязкая - кинематическая вязкость при 50°С изменяется от 23,79 до 94,96 мкм2/сек, в среднем - 44,29 мкм2/сек; сернистая - серы от 1,5 до 4,0 % в среднем составляет 3,45%, парафинистая - парафина 3,5-4,2%, в среднем 3,53 %.

Содержание смол - от 19,9 до 74%, в среднем - 57,1%, указывают на смолистый характер нефти.

Выход светлых фракций до 300° при разгонке по Энглеру составляет 29-46%, в среднем - 31%.

Кыновский горизонт

Нефть кыновского горизонта исследована как в пластовых, так и поверхностных условиях.

По данным анализов 2 пластовых проб, отобранных в разное время из 1-ойскважины, основные физические параметры нефти следующие: давление насыщения изменяется от 35 до 63 МПа, составляя в среднем 49,0 МПа. Объемный коэффициент - от 1,153 до 1,183, в среднем - 1,168; газовый фактор – от 47,1 до 59,2 м3/т, составляя в среднем 53,15 м3/т; плотность пластовой нефти - 0,807 до 0,825 г/см3, в среднем - 0,816 г/см3; сепарированной - от 0,870 до 0,870 г/см3, составляя в среднем - 0,870 г/см3; вязкость пластовой нефти - 5,17 МПа·с.

Растворенный в нефти газ при разгазировании содержит в своем составе в среднем: метана - 41,8%, этана - 22,0%, пропана - 21,2%.

Приведенные данные свидетельствуют о преобладании низших углеводородов над высшими. Азота в газе содержится в среднем 3,5%.

По данным анализов 2 поверхностных роб, отобранных из 2-х скважин, нефть кыновского горизонта имеет следующую характеристику. Плотность нефти изменяется от 0,871 до 0,899 г/см3, составляя в среднем 0,885 г/см3, вязкость при 50°С составляет 17,29мкм2/с; нефть сернистая – содержание серы 1,8%, парафинистая - 4%, при колебании 3,7÷4,3%. Нефть смолистая, смол - 42%, при изменении 40-44%.

Выход светлых фракций по Энглеру до 300°С составляет 36%.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика фонда скважин

Согласно схемы бобриковского горизонта утверждено для бурения 149 скважин, в том числе 145 добывающих, 4 нагнетательная.

По состоянию на 1.01.2005 года бобриковского горизонта пробурено 128 скважин, в том числе 124 добывающих, 4 нагнетательных.

По бобриковскому горизонту среднесуточная добыча нефти в декабре 2005 года составила 698 тонн, вместо 724 тонн в декабре 2004 года. Средний дебит нефти одной скважины по сравнению с прошлым годом не изменился и составил 3,1 тонн в сутки.

Таблица 1. Средний дебит по нефти и жидкости по способам эксплуатации.

Таким образом, за 2005 год при фонтанном способе эксплуатации и при способе эксплуатации с ЭЦН наблюдается увеличение среднего дебита нефти, а при эксплуатации штанговыми глубинными насосами наблюдается уменьшение среднего дебита нефти на 0,1 т/сут.

ТАБЛИЦА 2. Характеристика действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин на 1 января 2005 года

Средний дебит для жидкости для фонтанного способа эксплуатации уменьшается, а с использованием электроцентробежного насоса и штангового глубинного насоса дебит жидкости увеличивается на 2,0 т/сут и 0,1 т/сут соответственно.

2.3 Анализ выработки пластов

Основными объектами разработки на Нурлатском месторождении являются терригенные отложения кыновского и бобриковского возрастов, в которых заключено более 65 % извлекаемых запасов нефти по категории В+С1. Они характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью, которая создает дополнительные трудности при выработке запасов нефти.

В целом на месторождении добыча нефти велась 181 скважиной и составила на 01.01.2004 4,874 тыс. т или 33,5 % от утвержденных извлекаемых запасов по категории В+С1. Начальные дебиты нефти в скважинах варьируют от 1,0 до 108 т/сут.

Нижним объектом эксплуатации на месторождении являются продуктивные отложения пласта До-б кыновского горизонта верхнего девона, вступившие в промышленную эксплуатацию в 1975 году .

Уже через три месяца после начала разработки, несмотря на небольшой объем извлеченной жидкости, наблюдалось быстрое падение пластового давления. В зоне отбора оно снизилось с 20,0 до 16,5 МПа. Одной из причин могла быть плохая гидродинамическая связь законтурной области с зоной отбора, другой - малый объем (45 тыс.м3) воды, закачанной в пласт.

Это доказывает, что в залежах пластово-сводавого типа на начальной стадии разработки при удалении зоны отбора от краевых вод на расстояние более, чем расстояние сетки скважин, влияние законтурной области практически отсутствует и давление в указанной зоне пласта быстро падает.

С целью оптимизации добычи нефти на залежи с 1976 г. внедрена система ППД с использованием законтурного, внутриконтурного, очагового заводнения. Всего на кыновской залежи были введены в работу 23 нагнетательные скважины. Соотношение их к эксплуатационным составило 1: 3. Объем закачанной в пласт жидкости равен 6624 тыс. м3, что составляет 140 % от отбора жидкости в пластовых условиях.

Полнота выработанности запасов нефти пласта Д0-б определялась по степени охвата пластов-коллекторов заводнением по площади их распространения и толщине. Для этой цели использовался комплекс информации, включающий геолого-промысловые и геофизические данные, особенности геологического строения залежи, изменения коллекторских свойств продуктивных пластов.

Заводнение того или иного пласта устанавливалось в основном по результатам анализа геолого-промысловых данных.

Признаками заводнения коллекторов при анализе геолого-промысловых данных служили:

1. Высокий темп обводнения продукции скважин после длительного периода безводной эксплуатации, либо эксплуатации при стабильной обводненности.

2. В случаях монотонного роста обводненности дата начала заводнения пласта условно устанавливалась после отбора скважиной 20 % от балансовых запасов нефти, приходящихся на скважину.

3. По химическому анализу воды, добываемой с нефтью в общем объеме продукции скважины.

Кроме того, характер насыщенности пластов устанавливался по материалам ГИС-контроля, но объемы таких исследований малы, поэтому основной объем информации получен по результатам анализа геолого-промысловых данных.

Охват пласта заводнением по толщине, в условиях дефицита данных ГИС, определялся косвенным методом, путем расчета по формуле Лысенко В.Д.

Кохв. = 1 – ( 1-В2t / 1-В2ф ) ,, (лит. 4 стр. 76) (1)

1 + ((Yв · Мн/ Yн ·Мв) · Кф –1) ( 1- В2t )

В2t , В2ф – соответственно, текущая и начальная обводненности продукции скважин;

Yв, Yн – соответственно, плотности воды и нефти в пластовых условиях;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7