Файл: Новое направление повышение нефтеотдачи пластов месторождения кенкияк.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.12.2023
Просмотров: 14
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КЕНКИЯК
Новые технологии
НОВОЕ НАПРАВЛЕНИЕ: ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КЕНКИЯК
А. Росляков, В. Бурлий, Самарский ГТУ
Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.
Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 — 50%. В частности, метод паратеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.
Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, это наличие:
* ресурсов высоковязкой нефти;
* высокоэффективных технологий воздействия на залежи нефти;
* теплоэнергетического оборудования;
* термостойкого внутрискважинного и устьевого оборудования;
* возможности эффективного контроля за процессами их регулирования.
Широкое развитие термических методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеодачи до 50 — 60%.
Нефтенасыщенные пласты — коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания до 370 м и мощностью 50 — 60 м представлены песками и глинами с редкими прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25 мм; состав: кварц (80 — 90%), полевые шпаты (5 — 10%), смолы (2 — 5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15 — 0,47 мкм; средняя остаточная нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.
Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/м·К, что является благоприятной предпосылкой успешного теплового воздействия. Нефть высокоплотная — 0,897 г/см3 в пластовых условиях и 0,916 г/см3 разгазированная; вязкая — 137 — 532 МПас; с незначительным газосодержанием — 4,6 м3/т; объемным коэффициентом — 1,02; давлением насыщения нефти газом — 1,14 МПа; низким содержанием смол (8 — 9,8%), асфальтенов (0,3 — 0,4%), парафина (0,4 — 0,7%), температурой застывания (от 36 до 52°С); температурой начала перегонки (250°С) и высоким содержанием серы (0,56 — 0,68%). Вязкость и плотность нефти увеличиваются к контуру залежи, тогда как при температуре выше 80°С вязкость нефти ниже 10 МПа, что является благоприятным фактором.
В гидрогеологическом отношении в бассейне среднеюрских отложений месторождения Кенкияк установлены два генетических типа подземных вод: инфильтрационные в законтурной водоносной области и седиментационные в продуктивном разрезе.
Добыча высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк
Месторождение Кенкияк, находящееся в южной части Актюбинской области в 220 км от города Актобе и 45 км от месторождения Жанажол, в промышленную эксплуатацию вступил в 1966г.
Нефтяное месторождение Кенкияк приурочено к асимметричной брахиантиклинальной складке, разбитой тектоническим нарушением на четыре поля. Технологическая схема составлена на терригенные продуктивные горизонты II и III среднеюрского возроста, находящиеся на глубине 300 – 350 м, представленные частым чередованием песка, песчаника, алевролитов и глинистых пород. Нефтенасыщенная мощность пласта на опытном участке – 25,7 м, пористость – 30,5%, проницаемость – 4 Д, нефтенасыщенность – 72%, вязкость нефти при 20 °С – 180 сП, плотность нефти – 0,915 г/см3 [1].
Месторождение Кенкияк находится в Урало-Эмбинской солянокупольной тектонической зоне восточного борта Прикаспийского бассейна.
В региональном тектоническом плане район представляет собой зону сочленения Прикаспийской впадины и Мугоджарской складчатой системы.
Структура Кенкияк надсолевой представляет собой субширотную брахиантиклиналь, амплитуда поднятия по кровле средней юры порядка 80 м, размер около 6,2 х 3,1 км, углы падения северного крыла 4-50, южного – 8-100.
В надсолевых залежах месторождения Кенкияк выделяют 9 нефтеносных горизонтов, которые согласно проектному документу по геолого-физическим характеристикам пластов разделены на шесть объектов разработки:
Первый объект разработки - барремский горизонт (K1br).
Второй объект разработки - горизонт Ю2 – I.
Третий объект разработки - горизонт Ю2 – II (А+Б+В).
Четвертый объект разработки - горизонты Ю2 – III + Ю2 – II (Г).
Пятый объект разработки - нижнетриасовый горизонт (T1 –I, T1 –II).
Шестой объект разработки - верхнепермский горизонт на своде соляного купола. Основным эксплуатационным объектом разработки является горизонт Ю2–II (А+Б+В).
В геологическом строении месторождения принимают участие осадочные отложения палеозоя - пермские
, мезозоя - триасовые, юрские, меловые и кайнозоя - четвертичные.
Залежи нефти всех продуктивных горизонтов относятся к типу пластовых, сводовых, тектонически и литологически экранированных.
С учетом особенностей, геологического строения, условий залегания и параметров пластов, специфики нефтей, горизонты II и III являются благоприятными объектами для реализации метода паротеплового воздействия (ПТВ).
В 1966 г. юрские горизонты II и III вступили в разработку на естественном режиме. Одновременно в пределах западной части южного крыла месторождения был запроектирован опытный участок ПТВ, разбуренный в 1967-1969 гг.
Опытные работы по ПТВ начаты в 1972 г. по технологической схеме ВНИИ и ЦНИЛ Эмбанефть, нагнетанием пара в четыре площадных семиточечных элементах. Нефтеотдача к этому времени за счет естественного режима составила 4 %.
В соответствии со схемой технология ПТВ реализовывалась в два этапа.
На первом этапе создавалась тепловая оторочка (0,6-0,8 объема пор), на втором
- тепловая оторочка перемещалась не нагретой водой. Горизонты II и III объединяются в один эксплуатационный объект. Система размещения скважин
рядная в крест простирания пласта.
По мере наращивания парогенераторных мощностей в разработку вводились новые площадные элементы и с 1978 г. началось испытание линейной трехрядной системы размещения скважин.
С 1981 г. внедрение метода ПТВ приобрело промышленные масштабы [2, 3].
На месторождении Кенкияк применяется технология пароциклической обработок скважин (ПЦОС). При ПЦОС в скважину закачивается десятки тонн пара на 1 метр эффективной нефтенасыщенной толщины. Затем скважину останавливают для пропитки – перераспределения тепла в окружающие породу и флюиды на период до нескольких суток для перераспределения температуры в пласте. Длительные остановки чреваты чрезмерными потерями тепла в окружающие породы, а короткие – непроизводительным отбором закаченного пара. По завершении остановки скважину пускают в эксплуатацию. Постепенно, по мере охлаждения пласта, приток нефти из пласта в скважину будет снижаться. Когда дебит приблизится к предельно рентабельному уровню. ПЦОС повторяют.
Продолжительность цикла закачки пара обычно составляет 10-20 суток и зависит от толщины обрабатываемого пласта и приёмистости скважины по пару. Считается, что на 1 п. м. нефтенасыщенного пласта необходимо закачать 100 т пара. Таким образом, при толщине пласта 20 м и приёмистости скважины 200 т в сутки продолжительность цикла закачки пара составит 10 суток.
Для высоковязкой нефти Кенкиякского месторождения, эти периоды в цикле воздействия составляли (Таблица - 1):
Таблица - 1 - Прогнозные показатели разработки горизонтов Ю2-II (А+Б+В) методом пропитывания пара по одной скважине
| Цикл | Время эксплуатации, сут | Показатели разработки | | ||||||||
| Нагнетание пара | Закрытие скважины после нагнетания пара | Эксплуатация скважины | Всего | Добыча нефти, т | Объем закачки пара, т | Обводненность, % | Паронефтяной фактор | Текущий КИН, % | Суточная добыча нефти, т | | |
| | |||||||||||
| 1 | 10 | 5 | 190 | 205 | 888 | 1800 | 59.06 | 0.55 | 1.19 | 5.2 | |
| 2 | 10 | 5 | 170 | 185 | 739 | 1950 | 66.67 | 0.37 | 0.88 | 4.3 | |
| 3 | 10 | 5 | 160 | 175 | 609 | 2100 | 72.86 | 0.29 | 0.73 | 3.8 | |
| Всего | 30 | 15 | 520 | 565 | 2236 | 5850 | | | 2.8 | | |
В первом цикле эксплуатация скважин длится 190 дней, при этом количество нагнетаемого пара на одну скважину составит 1800 т, паронефтяной фактор достигнет величины 0,55, обводненность продукции 55%, суточный дебит нефти составит 5,2 т/сут.
Второй цикл. Эксплуатация скважин длится 170 дней. Объем закачиваемого пара 1950 т, паронефтяной фактор 0,37, обводненность 66,6%, среднесуточный дебит нефти 4,3 т/сут.
Третий цикл. Скважина эксплуатируется 160 дней. Объем закачки пара 2100 т, паронефтяной фактор 0,29, обводненность 72,8%, суточный дебит нефти 3,8 т/сут.
Результаты ПТВ показывает что, осуществление ПЦОС положительно влияет на интенсификацию добычи нефти: дебиты скважин по нефти увеличивается, однако прослеживается тенденция роста обводненности добываемой продукции скважин.
Пароциклическая обработка скважин является одним из немногих методов, которые оказывается наиболее эффективными, особенно при добыче высоковязких нефтей.
ПЦОС проводят с целью: интенсификации добычи вязких нефтей; повышения нефтеотдачи; очистка призабойной зоны скважины от отложений парафина и смол.
Универсальность ПЦОС заключается в том, что они могут применятся в сочетании с другими методами термического воздействия, а также как самостоятельной способ разработки участка или всей залежей в целом, на различных стадиях разработки месторождения.