Исследование и разработка технологии повышения коэффициента вытеснения нефти водой различной минерализации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Машорин Владимир Александрович

• Машорин Владимир Александрович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Машорин Владимир Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ВЛИЯНИЯ СОСТАВА ВОДЫ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

1.1. Анализ требований, предъявляемых к системам ППД и агентам воздействия на пласт

1.2. Исследование источников водоснабжения для целей поддержания пластового давления нефтяных месторождений Западной Сибири

1.3 Анализ опыта, теоретических и лабораторных работ по обоснованиею применения воды различного состава для поддержания плас

1.4 Характерные особенности продуктивных пластов Приобского месторождения как объектов исследования

1.5 Анализ текущего состояния разработки объекта исследований

1.6 Анализ энергетического состояния и выработки запасов

Выводы по разделу

2 РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЛИЯНИЯ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ЗАКАЧИВАЕМЫХ ВОД НА ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ КОЛЛЕКТОРОВ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

2.1 Результаты лабораторных исследований совместимости воды различной

минерализации

2.1.1 Ионный состав, солевая насыщенность подтоварной, сеноманской и

пресной воды. Определение их физико-химических характеристик

2.1.2. Моделирование склонности к солеотложению смесей вод

2.2. Исследование набухаемости глинистого материала продуктивных

пластов месторождения

2.5. Результаты лабораторных исследованией по оценке изменения

нефтевытесняющих способностей

2.5.1 Описание подготовки исходного материала и лабораторной

установки

2

2.6. Результаты исследования влияния набухаемости на проницаемость пористой среды

2.7. Результаты исследования изменения коэффицента вытеснения нефти при

закачке воды различных источников

Выводы по разделу

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПРЕСНОЙ ВОДЫ В КАЧЕСТВЕ

НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩЕГО АГЕНТА

3.1 Результаты гидродинамических исследований добывающих скажин

3.2 Результаты гидродинамических исследований нагнетательной скважины, закачивающей пресную воду

3.3 Результаты гидродинамических исследований нагнетательных скважин,

закачивающих воду сеноманского яруса

Выводы по разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка технологии повышения коэффициента вытеснения нефти водой различной минерализации»

Актуальность проблемы.

В связи с падением пластового давления и снижением дебитов скважин при освоении нефтяных месторождений на естественном режиме в конце первой стадии их разработки применяют гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Многочисленными исследованиями доказано, что закачиваемая в эксплуатируемый объект месторождений углеводородного сырья вода по своему химическому составу должна быть максимально близка к пластовой для сохранения структуры порового пространства коллектора. Поэтому на начальных стадиях эксплуатации, когда объема попутно-добываемой (подтоварной воды) недостаточно, недропользователями используется, как правило, вода из пластов сеноманского яруса. Однако ее применением экономически менее выгодно, чем использование пресной воды при небольших (менее 4000 м /сут) объемах закачки, в случае освоения мелких по запасам месторождений. Например, стоимость строительства «сеноманской» скважины составляет порядка 23 млн. руб, а бурение скважины на горизонты с пресной воды - около 5 млн. руб. При добыче воды из сеноманских скважин возникают осложнения, связанные с большим количеством взвешенных части (КВЧ) в добываемой продукции, в этой связи средний межремонтый период (МРП) не достигает и 100 сут. По водозаборным скважинам на пресную воду это показатель в пять раз выше.

Известно, что в верхнемеловых отложениях Западной Сибири сосредоточены значительные ресурсы нефти. Значительная часть из этих месторождений мелкие по запасам, их залежи имеют клиноформное строение. Обоснование оптимальной технологии заводнения таких залежей, зачастую, предопределяется рентабельность их разработки. Поэтому актуально исследование применимости для систем ППД воды из различных источников, что позволяет обосновать оптимальные технико-технологические параметры системы заводнения мелких нефтяных месторождений.

Степень разработанности темы исследования

Проблемами формирования систем ППД занимались многие отечественные и зарубежные ученые. Технические аспекты, проблемы и методы оптимизации систем ППД рассмотрены в работах Абызбаева И.И., Алтуниной Л.К., Горбатикова В.А., Губанова Б.Ф., Еронина В.А., Стрекалова А. В. и др. Они рассматривали поддержание пластового давления как элемент системы разработки, не учитывали влияние состава закачиваемых вод на свойства коллектора. Эта проблема рассмотрена в работах Апельцина И.Э., Валеева М.Д., Редькина И.И., Гиматудинова Ш.К., Желтова Ю.В., Тронова В.П. и др. Они приходят к основному выводу, что применением воды для ППД отличной по составу от пластовой, негативно сказывается на процессах разработки нефтяных месторождений.

Однако проблема выбора оптимального источника водоснабжения остается актуальной для месторождений с небольшим объемом закачиваемой воды, на которых оборудование водозаборов на сеноманский водоносный комплекс может значительно снизить рентабельность проекта.

Цель работы - повышение эффективности выработки запасов нефти терригенных коллекторов верхнемеловых отложений путем разработки технологии повышения коэффициента извлечения нефти водой различного состава.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является продуктивный нефтенасыщенный пласт АС10-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения, разрабатываемый с поддержанием пластового давления; предметом - процессы фильтрации и вытеснения нефти при использовании пресной воды в качестве рабочего агента системы ППД.

Основные задачи исследования

1. Анализ опыта применения воды различных источников для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений.

2. Лабораторные исследования влияния минерализации воды на процесс вытеснения нефти из коллекторов верхнемеловых отложений.

3. Промысловые исследования влияния минерализации воды на процесс вытеснения нефти из коллекторов верхнемеловых отложений Верхне-Шапшинского месторождения.

4. Промысловая апробация технологии внутрикустового поддержания пластового давления закачиванием пресной воды для на объекте АС10-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлено, что применение пресной воды приводит к набухаемости глинистого цемента и снижению проницаемости до 23,5 %. Однако, использование смеси пресной воды с сеноманской и подтоварной водой снижает эффект набухания глин и, соответственно проницаемости. Эффект набухаемости проявляется при содержании пресной воды выше 75 %.

2. Заводнение с использованием пресной воды после эксплуатации системы ППД сеноманской и подтоварной водой, после достижения обводненности 60 % позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти на 7 %.

2. Установлено, что при использовании в качестве агента поддержания пластового давления пресной воды на 7,7 % увеличивается коэффициент вытеснения нефти на терригенных коллекторах верхнемеловых отложений.

Теоретическая значимость работы

1. Лабораторными и промысловыми исследованиями влияния закачиваемой в пласт пресной воды на фильтрационно-емкостные свойства коллектора и коэффициент извлечения нефти доказано положительное влияние на нефтеотдачу продуктивных пластов, приуроченных к верхнемеловым отложениям, использование для ППД пресной воды.

2. Раскрыты существенные особенности процесса применения пресной воды при котором снижается проницаемость пласта и происходит повышение коэффициента вытеснения нефти.

3. Исследованием факторов, оказывающих влияние на процесс вытеснения нефти пресной воды, установлены причинно-следственные связи между повышением коэффициента вытеснения нефти и изменением структуры порового пространства коллекторов.

3. Проведена модернизация существующих математических моделей вытеснения нефти пресной водой, обеспечивающая получение новых результатов по теме диссертации - описание влияния минерализации и последовательности закачивания воды различного состава для ППД на процесс вытеснения нефти.

Практическая значимость работы

1. Для месторождений, продуктивные пласты которых представлены верхнемеловыми отложениями, обоснована целесообразность применения пресных вод (подземных источников) для поддержания пластового давления при объемах закачки до 5000 м /сут.

2. Результаты выполненных исследований легли в основу проектирования системы поддержания пластового давления при составлении «Дополнения к технологической схеме разработки Приобского месторождения в границах Верхне-Шапшинского лицензионного участка.

3. Для поддержания пластового давления на объекте АС10-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения обосновано строительство скважин на водоносный горизонт атлымской свиты нижнего олигоцена. Экономический эффект в размере 2,5 млн. руб. достигнут за счет увеличения межремонтного периода водозаборных насосов со 100 до 550 сут, и экономии капитальных затрат в размере 18 млн.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - лабораторные и промысловые эксперименты, статистические методы обработки результатов лабораторных экспериментов, современные технические средства гидродинамических исследований скважин, программные продукты трехмерного гидродинамического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Результаты лабораторных исследований по изучению применимости пресных вод в качестве агента поддержания пластового давления нефтяных месторождений продуктивные пласты которых приурочены к верхнемеловым отложениям.

2. Влияние закачиваемой пресной воды на технологические показатели разработки объекта АС10-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения.

3. Результаты промысловых исследований влияния минерализации воды на процесс вытеснения нефти из коллекторов верхнемеловых отложений Верхне-Шапшинского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 2 - «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Степень достоверности результатов работы

Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических, экспериментальных и промысловых данных, подтвержденной с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Выполнен анализ теоретических работ и практических результатов по применению воды различной минерализации для поддержания пластового давления. Результаты работ внедрены при реализации системы поддержания пластового давления на объекте АС10-12 Верхне-Шапшинского лицензионного участка Приобского месторождения, которые подтвердили достоверность теоретических и лабораторных исследований.

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно-технических советах ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР» (Ханты-Мансийск, 2013-2015 гг), заседаниях ЗападноСибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС (Тюмень, 2014 г), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2014-2015 гг.).

1 СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ВЛИЯНИЯ СОСТАВА ВОДЫ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Разработка залежей углеводородов с поддержанием пластового давления путем закачки вод различной минерализации, вскрытие продуктивных горизонтов буровыми растворами на водной основе, а также глушение скважин при текущих и капитальных ремонтах водными растворами требует знания поведения породы при воздействии на нее слабоминерализованных растворов и фильтратов. Исследования [9] показали, что глинистые минералы - наиболее активная компонента коллектора, которая чутко реагирует на процесс фильтрации воды.

Снижение проницаемости породы при смене более минерализованных вод на менее минерализованные, обусловлено многими факторами, среди которых можно выделить несколько основных: во-первых, набухаемостью глинистого материала, приводящего к сужению сечения фильтрующих каналов; во-вторых, частичным закупориванием сечения поровых каналов глинистыми частицами, которые из-за высокой дисперсности и удельной поверхности могут быть оторваны от обломочных зерен и вовлечены в поток; в-третьих, увеличением пленки связанной воды на поверхности зерен, зависящей от степени минерализации фильтруемой жидкости и ее состава, которое также ведет к сужению сечения фильтрующих каналов, и, наконец, в-четвертых, степенью чистоты закачиваемых вод, то есть наличием в них взвешенных веществ, и если таковые имеются, то их количеством и размерами.

1.1. Анализ требований, предъявляемых к системам ППД и агентам воздействия на пласт.

Согласно требованиям нормативных документов [10] проектируемые

соооружения системы поддержания пластового давления должны

предусматривать рациональное размещение и централизацию технологических

объектов. Действующая система должна обеспечивать объемы закачки в соотвествие с технологическими проектными документами на разработку, подготовку воды до требований установленных в технологических документах. Позже требования к качеству воды были сформулированы в отраслевом стандарте [11] Основными показателями качества воды являются:

1) кислотность (рН) определяемый, велична должна находится в пределах от 4,5 до 8,5. Этот показатель весьма важен с точки зрения коррозионности среды и необходим для выбора оптимального материала изготовления нефтепромыслового оборудования;

2) фильтрационная характеристика [12], подразумаевющий необходимость проведения операций по обработке призабойной зоны (ОПЗ) в случае снижения приемистости нагнетательных скважин;

3) совместимость закачиваемой воды с пластовой и породой, этот показатель определяется по методике, изложенной в [13] и позволяет оценить опасность образования нерастворимых солей и изменения проницаемости коллектора;

4) размер механических частей и глобул нефти [14,15]. В этой критерии определеяется допустимые размеры частиц в зависимости от проницаемости коллектора;

5) содержание нефти и механических примесей - показатель, определяющий абразивную активность и степень очистки, определяется по методикам, установленных в [16,17];

6) набухаемость пластовых глин - показтель определяющий опасность снижения абсолютной проницаемости коллектора вследствие рабухания глинистого материала коллектора.

Кроме перечисленных выше к закачиваемой воде предъявляются требования по содержанию растворенного кислорода, сероводорода, сульфатвосстанавливающих бактерий и трехвалентного железа.

Согласно дейсвующих в настоящее время правил проектирования разработки месторождений [18] основные требования к формированию

системы поддержания пластового давления регламентируются в технологических проектных документах на разработку месторождений. В частности в документах обосновывается источник воды для ППД на основе максимального потребного количества, а также рассматриваются различные варианты выбора агента ППД (газовое, водогазовое воздействие и др.).

Следуя правилам разработки нефтяных и газовых месторождений [19] cхема расстановки объектов системы ППД должна быть совмещена с технологически связанными объектами системы обустройства. Она должна обеспечивать:

- необходимый объем закачки рабочего агента в целевые горизонты под проектным давлением;

- подготовку агента до требований регламентирующих документов [11];

- учет объемов закачиваемого агента по скважинам, их группам, объектам разработки и месторождению в целом;

- возможность проведения различного вида исследований нагнетательных скважин;

- наличие резерва поглощающих скважин в случае избытка подтоварной воды, не используемой для ППД.

Таким образом, обеспечение необходимых объемов воды может быть достигнуто несколькими источниками водоснабжения [20], наиболее часто используемыми являются воды подземных горизонтов (сеноманский ярус) и поверхностных источников (открытие водоемы). Следует отметить, что использование воды поверхностных источников влечет за собой значительно увеличение затрат на её подготовку в связи с присутствием в ней микроорганизмов [21].

1.2. Исследование источников водоснабжения для целей поддержания пластового давления нефтяных месторождений Западной Сибири.

Рассмотрим на примерах проектных технологических документов на

разработку нефтяных месторождений Западно Сибири, составленных в 20122014 гг. обоснование выбора источников водоснабжения для системы ППД.

Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено большей частью на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа разрабатывается ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз». Промышленная нефтегазоносность установлена в пластах:

тюменской свиты (пласты ЮВ2) средней юры, васюганской свиты (пласты

1 2 12

ЮВ1, ЮВ1 , ЮВ1 , ЮВ1 ") верхней юры, мегионской (пласты Ач1, Ач-11, Ач3, БВ8, БВ81) и вартовской (пласты БВ73, БВ7, БВ6, БВ5, БВ50, БВ22, БВ20, АВ112,

2 1 1 3 2

АВ7 , АВ5 , АВ2 ) свит нижнего мела и покурской свиты (пласты ПК22 , ПК22 , ПК221, ПК21) верхнего мела. Месторождение находится на третьей стадии разработки источником воды для закачки в пласт являются попутная пластовая вода, отделяемая в системе подготовки продукции (сточная), и вода с Вынгапуровского ЦПС. Максимальный годовой объем закачик рабочего агента составляет 23,2 млн.м3. Вода апт-альб-сеноманского комплекса также может служить источником воды для заводнения. Утилизации в системе ППД подлежат и воды площадки ДНС с УПСВ (производственные, дождевые, бытовые, сточные) после соответствующей очистки. Применение поверхностных вод менее эффективно. Вода апт-альб-сеноманского комплекса, является минерализированной и коррозионно-активной, также как и промсточная вода. Согласно проектным решениям на месторождении планируется эксплуатация 14 водозаборных скважин, в т.ч. бурение 5 новых водозаборных скважин на водоносные пласты сеноманского яруса [22].

Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное месторождение Месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской низменности, на юго-западе Гыданского полуострова и разрабатывается ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз». Промышленная нефтегазоносность установлена в 19 пластах (ПК1-3, ПК20, ПК21, ПК22, МХ1-2, МХ3-4, МХ7, МХ8-9, БУ6(1+2), БУ63, БУ7, БУ8, БУ9, БУ102, БУ122, БУ131, БУ142, БУ15, БУ19). Месторождение находится на первой стадии разработки. Годовой объем

закачик воды не превышает 100 тыс.м . Для водоснабжения системы ППД запланировано бурение водозаборной скважины. Требуемый среднесуточный дебит водозаборной скважины на этапе ПЭ - 124 м3/сут. Отбор воды предполагается из водоносных пластов сеноманского яруса, для этого предусмотрено бурение 8 водозаборных скважин [23].

Новопортовское месторождение расположено в северной части ЗападноСибирской низменности, на юго-востоке полуострова Ямал и разрабатывается ООО «Газпромнефть Новый Порт». Промышленная нефтегазоносность в пределах месторождения установлена в девятнадцати пластах (ПК1, ХМ1, ХМ3, ТП0, ТП1-4, БЯ22, бя23, БЯ24, НП1, НП2-3, НП4, НП51, НП52, НП7, НП8, Ю2-6, Ю111,

2 3

Ю11 , Ю11 ). Источником воды для закачки в пласт на период ОПЭ определен сеноман, в дальнейшем планируется использовать подтоварную воду, недостаток воды для системы ППД восполнять за счет сеноманского комплекса, путем бурения 12 водозаборных скважин [24].

Кальчинское месторождение находится в пределах Уватского района Тюменской области разрабатывается ООО «РН-Уватнефтегаз». Промышленная нефтеносность месторождения связана с залежами нефти в пластах Ю4, Ю3, Ю1, ЮГ, Ю0, Ач3, Ач22, Ач21-2, Ач21-1, Ач14, Ач13, Ач12 и Ач1 . Заводнение продуктивных пластов осуществляется подтоварной водой с УПН Кальчинского месторождения, недостаток подтоварной воды компенсируется водой из 4 водозаборных скважин, пробуренных на пласты новомихайловской свиты. Пресная вода новомихайловской свиты гидрокарбонатнонатриевого типа. Пластовая вода ачимовских отложений Кальчинского месторождения в основном гидрокарбонатного типа и совместима с водой новомихайловской свиты [25].

Северо-Тямкинское месторождение расположено на территории Уватского района юга Тюменской области, разрабатывается ООО «РН-

Уватнефтегаз». Промышленная нефтеносность на месторождении установлена

21

в терригенных отложениях пластов Ю4 , Ю4 , Ю3 и Ю2 верхней подсвиты тюменской свиты. В качестве дополнительного источника водоснабжения на

месторождении рекомендуется использовать подземные воды апт-альб-сеноманского горизонта. Подземные сеноманские воды обладают лучшими нефтевымывающими свойствами, чем поверхностные. Использование сеноманской воды также препятствует сероводородному заражению нефтяных пластов. В проектном документе предусмотрено бурение двух водозаборных скважин [26].

Унтыгейское месторождения расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, разрабатывается Компанией КанБайкал Резорсез ИНК. Промышленная нефтеносность связана с отложениями юрского возраста, продуктивны пласты ЮС1 , ЮС2, ЮС3 и ЮС4 васюганской и тюменской свит. В качестве рабочих агентов для системы поддержания пластового давления (ППД) используется апт-альб-сеноманская вода. Система ППД введена в действие в 2006 г. На Унтыгейском месторождении пробурено две водозаборные скважины. Основными компонентами добываемой воды являются: катионы натрия и калия (10 222 мг/л), катионы кальция (517 мг/л), анионы гидрокарбоната (317 мг/л), анионы хлора (16 774 мг/л). Плотность воды при температуре 20оС составляет в среднем 1.014 г/см , кислотность - 5.0, общая жесткость - 393. Минерализация изменяется от 20 до 36 г/л (в среднем 28 г/л). Содержание ТВВ составляет 250 мг/л, т.е. в несколько десятков раз превышает допустимые нормы [27].

Ярудейское месторождение расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Нефтегазоконденсатоносность месторождения связана с отложениями нижней части котухтинской свиты (пласт ЮН12) и верхней части тюменской свиты (пласты ЮН2, ЮН2-4). В качестве рабочих агентов для системы поддержания пластового давления (ППД) планируется использовать подтоварную и апт-альб-сеноманскую воду. Для добычи воды из отложений апт-альб-сеноманского комплекса планируется бурение 11 водозаборных скважин. По технологическим показателям разработки месторождения, максимальный

проектный уровень закачки воды для системы ППД составляет по рекомендуемому варианту разработки 6917,9 тыс. м . При случае полной утилизации подтоварной воды, максимальная годовая потребность в подземной апт-сеноманской воде будет составлять - 6445,5 тыс. м в 2017 году [28].

Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, разрабатывается ЗАО «Мессояханефтегаз». В пределах Восточно-Мессояхского лицензионного участка выявлена нефтегазоносность в 31 продуктивном пласте в отложениях покурской свиты (пласты ПК1-3, ПК15, ПК19, ПК20, ПК21, ПК22,), малохетской (МХ1, МХ3, МХ4, МХ7, МХ8-9) и суходудинской (пласты БУ6(1+2), БУб3, БУ7, БУ8, БУ9, БУю1, БУю2, БУц, БУ122, БУ130, БУ131, БУ132, БУ141, БУ142,

3 0 2

БУ14 , БУ15, БУ16, БУ21 , БУ21 и БУ22). На месторождении предусмотрено ППД. Для этих целей необходимо использовать воду сеноманских отложений (предусмотрено бурение 8 водозаборных скважин) [29].

Ореховская площадь Орехово-Ермаковского месторождения находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, разрабатывается ОАО «НК «Магма». Промышленная нефтеносность

установлена в верхнеюрских отложениях васюганской свиты (пласты ЮВ11,

2-1 2-2

ЮВ1 - и ЮВ1 -). При расчете проектных объемов добычи жидкости и закачки рабочего агента на Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения подтоварной воды и вод апт-альб-сеноманского комплекса не достаточно. Дополнением к технологической схеме предусмотрена для целей ППД добыча пресной воды с 2013 г. С этой целью предусмотрено строительство водозаборных скважин по одной на действующих и проектных кустовых площадках. В качестве источника является водоносный горизонт отложений талагайкинской (ОШ) свиты нижнего неоплейстоцена (18 - 48 м), резервным является верхняя и нижняя часть олигоценового водоносного комплекса (68 - 240 м). С 2018 года в качестве основного рабочего агента для системы ППД планируется использовать смесь попутно добываемой и пресной вод [30].

Зимнее нефтяное месторождение расположено в Уватском районе Тюменской области и Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа, разрабатывается ООО «Газпромнефть - Хантос». Промышленная нефтеносность установлена в отложениях черкашинской свиты (пласт АС10 ). Закачка воды в пласт АС10 для ППД начата в октябре 2008. По состоянию на 01.01.2013 г. под закачкой находятся 44 нагнетательных скважины. В качестве вытесняющего агента используется попутно добываемая пластовая вода после соответствующей подготовки и вода апт-альб-сеноманского горизонта. Средняя приемистость скважин составляет 161,7 м /сут, с 2014 г. планируется дополнительно использование пресной воды, добытой из водозаборных скважин [31]. Следует особо отметить, что для Зимнего месторождения также атктуальна проблема снижения минерализации закачивамой воды и переход на вышележщаие водоносные комплексы, вода которых имеет меньшую минерализацию. Это связано с тем, что на месторождении остро стоит проблема солеоотложений на рабочих органах УЭЦН, вызванное несовместимостью пластовых вод с закачиваемыми (сеноманского яруса).

1.3 Анализ опыта, теоретических и лабораторных работ по обоснованиею применения воды различного состава для поддержания плас

Важность поддеражния пластового давления при разработке нефтяных месторождений показана ещё в начале становления нефтегазовой науки в трудах Щелкачева В.Н. [32]. В дальнеших работа Желтова Ю.П. [33] процесс ППД расмматривается как необходимость обеспечения рациональной разработки нефтяных месторождения и достижения максимальной выработки запасов. Это было подтверждено и в работах многих других отечественных ученых, например Закирова С.Н. [34], Крылова А.П. [35], Телкова А.П. [36].

Работы, посвященные влиянию физического процесса заводнение на изменение структурно-механических свойств колллектора и процесс вытеснения нефти можно встретить у таких известных ученых как Гиматудино Ш.К. [37], Котяхов Ф.И [38], Абызаева И.И. [39], Гудок Н.С [40], Желтов Ю.В.

[41], Рогачев М.К. [42], Хавкина А.Я. [43].

Очевидно, что наибольшую опасность при использовании воды, отличной по составу от пластовой представляет снижение проницаемости коллектора вследствие набухания глин [44]. Однако, исследованию этого процесса посвящена работа Ступоченко В.Е. [45] в которой он приходит к выводу, что в некоторых случаях набухание глинистого цемента положительно сказывается на процессе вытеснения нефти, так как происходит перестроение структуры порового пространства, а фазовая проницаемость для нефти снижается, при неизменной её величне для нефти. Этот вывод был подтвержден результатами лабораторных исследований полимиктовых коллекторов [46]. В работе [47] показано, что процесс набухания глинистого цемента может быть остановлен при использовании ПАВ в малой концентрации, тогда он будет выступать ингибитором этого процесса.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Машорин Владимир Александрович, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Уолкотт, Дон. Разработка и управление месторождениями при заводнении / Дон Уолкотт; «Шлюмберже» ; пер. Ю.А. Наумова. М., 2001.

2. Кашинков О.Ю. Исследование и учет деформационных процессов при разработке залежей нефти в терригенных коллекторах // Дисс... канд. техн. наук, Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. - 153 с.

3. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений - М.-Л.: Гостоптехиздат, 1948. - 415 с.

4. Машорин В.А. Обоснование закачки пресных вод для поддержания пластового давления на Верхне-Шапшинском месторождении / В. А. Машорин, М.А. Черевко, О.В. Фоминых // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 6. - С. 7-10.

5. Редькин И.И. Прогнозирование основных показателей качества сточных вод, пригодных для заводнения коллекторов смешанного типа // Дисс. канд. техн. наук, 1984. - 290 с.

6. Исаева Г.Ю. Разработка методики и модели компьютерного прогнозирования процесса солеотложения в нефтяных пластах при заводнении // Дисс. канд. техн. наук. - М., 2000 - 163 с.

7. Тронов А.В. Научное обоснование и создание комплекса технологий очистки нефтепромысловых вод для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений // Дисс. д-ра техн. наук. - Бугульма, 2001. - 323 с.

8. Машорин В. А. Исследование влияние минерализации закачиваемых вод на проницаемость коллекторов Верхне-Шапшинского месторождения / В. А. Машорин, О.В. Фоминых // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 12. - С. 120-121.

9. Отчет о НИР «Комплексные литолого-петрофизические исследования керна, отобранного на территории деятельности ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР», ОАО «СибНИИНП». - 2012. - 33 с.

10. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, Москва., 1987 г.

11. ОСТ 39-225-88 Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству.

12. ОСТ 39-227-89 Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение фильтрационной характеристики и водовосприимчивости низкопроницаемых пород-коллекторов в пластовых условиях.

13. ОСТ 39-228-89 Вода для заводнения нефтяных пластов. Оценка совместимости закачиваемой воды с пластовой водой и породой продуктивного пласта.

14. ОСТ 39-230-89 Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение размера частиц механических примесей.

15. ОСТ 39-232-89 Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение размера частиц эмульгированной нефти.

16. ОСТ 39-231-89 Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания механических примесей в речных и промысловых водах.

17. ОСТ 39-133-81 Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде

18. РФ ГОСТ Р 53710-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки».

19. ГОСТ Р 53713-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки.

20. Еронин В. А. «Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях».

21. Тронов В.П. «Очистка вод различных типов для использования в системе ППД».

22. Дополнение к Технологической схеме разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения, ООО «Газпромнефть НТЦ» Тюмень, 2011 г.

23. Проект пробной эксплуатации залежей нефти пластов ПК1-3, МХ8-9 и БУб(1+2 Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпромнефть НТЦ», Тюмень, 2011 г.

24. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, ООО «Газпромнефть НТЦ», Тюмень, 2012 г.

25. Технологический проект разработки Кальчинского нефтяного месторождения, ФГУП «ЗапСибНИИГГ», Тюмень, 2012 г.

26. Проект пробной эксплуатации Северо-Тямкинского месторождения, ЗАО «ТюменьНИИпроект», Тюмень, 2012 г.

27. Дополнение к технологической схеме разработки Унтыгейского нефтяного месторождения», ЗАО «ТюменьНИИпроект», Тюмень, 2012 г.

28. Дополнение к технологической схеме разработки Унтыгейского нефтяного месторождения, ЗАО «ТИНГ», Тюмень, 2013 г.

29. Дополнение к проекту пробной эксплуатации пластов ПК1-3, МХ8-9 и БУ6(1+2) Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения, ЗАО «ТИНГ», Тюмень, 2013 г.

30. Дополнение к технологической схеме разработки Ореховской площади Орехово-Ермаковского нефтяного месторождения, ООО «Газпромнефть НТЦ», Тюмень, 2013 г.

31. Дополнение к технологической схеме разработки Зимнего нефтяного месторождения, ООО «Газпромнефть НТЦ», Тюмень, 2013 г.

32. Щелкачев В.Н. Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем, 1939 г

33. Желтова Ю.П. Разработка нефтяных месторождений, Учеб. для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. — 365 с

34. Закиров С.Н. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа / Москва, Издательский Дом «Грааль», 2000, 642

35. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений

36. Телков, А. П. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи / А. П. Телков, С. И. Грачев. - М. : Изд. ЦентрЛитНефте-Газ. - 2008. - 512 с.

37. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта, Учебник. Изд. 2, перераб. и доп. М., Недра , 1971, стр. 312

38. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов, М.: Недра, 1977. - 287с.

39. Абызаев И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин // Уфа: Башю из-во «Китап», 1994. - 180 с.

40. Гудок Н.С. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород / Н.С. Гудок, Н.Н. Богданович, В.Г. Мартынов // Учеб. пособие для вузов. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592 с.

41. Желтов Ю.В. Об особенностях заводнения нефтяных залежей с глиносодержащими коллекторами / Ю.В. Желтов, В.Е. Ступоченко, А.Я. Хавкин, В.Н. Мартос, В.М. Рыжик // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 7. - С. 42-47.

42. Гладков П. Д. Особенности реализации систем заводнения в условиях продуктивных горизонтов неокомского комплекса Западной Сибири / П. Д. Гладков, М.К. Рогачев // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т. 7. - № 1.

43. Хавкин А. Я. Влияние минерализации закачиваемой воды на показатели разработки низкопроницаемых пластов Учебное пособие — М. РГУ нефти и газа, 1998, 126 с.

44. Машорин В.А. Обоснование закачки пресных вод для поддержания пластового давления на Верхне-Шапшинском месторождении / В. А. Машорин, М.А. Черевко, О.В. Фоминых // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 6. - С. 7-10.

45. Ступоченко В. А. Научное обоснование методов интенсификации разработки глиносодержащих коллекторов и усовершенствованных полимерных технологий с целью повышения нефтеотдачи пласта, дисс... д-ра техн. наук, Москва, 2001 г. - 438 с.

46. Мартос В.Н., Ступоченко В.Е. Особенности вытеснения нефти водой из коллекторов с набухающими глинами// Нефтепромысловое дело.-1982.-№ 9.-С.42-47

47. Еронин В. А. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях, 1973. - 211 с.

48. Сахабутдинов Р.З. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - 324 с.

49. Панов Г.Е., Старикова Г.В., Вишневская В.В. и др. Охрана окружающей среды в нефтяной и газовой промышленности. - М.: МИНХиГП им. Губкина, 1982. ч. II. - 217 с.

50. Кессельман Г.С., Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при добыче, транспорте хранении нефти и газа // М., Недра, 1981, — 256 с.

51. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды // М.: Недра, 1979. - 319 с.

52. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов // М.: Недра, 1992. - 270 с.

53. Гринченко В. А. Повышение эффективности выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах // Авторефарт дисс... канд. техн. наук, Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 24 с.

54. Гладков П.Д. Обоснование технологий физико-химического воздействий на низкопроницаемые полимиктовые коллектора (на примере южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения // Автореферат дисс. канд. техн. наук, СПб: ФГБОУ ВПО «НМСУ «Горный», 2012. - 20 с.

55. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень, 2007. ОАО Тюменский дом печати. 664 с

56. Стрекалов А.В. Комплекс математических моделей для проектирования и управления гидросистемами поддержания пластового давления // Дисс. д-ра техн. наук, Тюмень: ТюмГУ, 2009. - 497 с.

57. Морозов В.Ю. Технология регулирования систем поддержания пластового давления нефтяных промыслов // Дисс. канд. техн. наук, Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 122 с.

58. Пуртова И. П. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей посредством адаптации гидродинамических моделей к условиям техногенного

упруговодонапорного режима // Дисс. канд. техн. наук, Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. -160 с.

59. Машорин В.А. Исследование вытесняющей способности смеси вод различных источников для поддержания пластового давления на примере Приобского месторождения / В.А. Машорин, М.А. Черевко, О.В. Фоминых // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 7. - С. 13-15.

60. Технологическакя схема разработки Приобского месторождения // ООО «Газпромнефть НТЦ»

61. «Проект пробной эксплуатации Верхне-Шапшинского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО №454 от 24.12.2003 г.)

62. «Технологическая схема разработки Верхне-Шапшинского лицензионного участка Тюменской области» (протокол ЦКР № 4819 от 28.12.2009 г.)

63. Дополнение к технологической схеме разработки Приобского месторождения в границах Верхне-Шапшинского лицензионного участка // РуссНефть - НТЦ, 2015.

64. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Условия формирования остаточной нефтенасы- щенности в полимиктовых коллекторах при их заводнении // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 9. - С. 40-45.

65. Волошин А.И. и др., Заключительный отчет по договору на тему «Обоснование применения пресной воды и её смеси с подтоварной и сеноманской водой в качестве нефтевытесняющего агента. Оценка нефтевытесняющих характеристик, совместимости пресной воды с попутно добываемой и сеноманской водой, коррозионной агрессивности», ООО «ГРИТ», г. Уфа, 2009 г.

66. Миронов Е.А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в продуктивные и поглощающие горизонты, М. Недра, 1976. - 176 с.

67. Сулейманов А.Б. «Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений»

68. РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987 г.

69. Videm K., Dugstad A. Effect of Flow Rate, pH, Fe2+ concentration and steel quality on the CO2corrosion of carbon steels // CORROSION/87. Paper 42. San Francisco.

70. Norsok M-506 CO2 Corrosion Rate Calculation Model // Norwegian Technology Standards InstitutionOscarsgt. 20, Postbox 7072 Majorstua N-0306 Oslo, NORWAY

71. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях

72. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. -М.: Недра, 1977. - 214 с.

73. Фильтрационные характеристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири. Серия «Нефтепромысловое дело» Выпуск 15 ВНИОЭНГ М. 1981

74. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. -М.-Л.: Гостоп-техиздат, 1949.

75. Отчет о ГДИ Скважина 2141, куст 7, Верхне-Шапшинское месторождение // ООО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегеофизика», 2014 г.

76. Отчет о ГДИ скважины № 2222 Верхне-Шапшинского месторождения // ООО «Альтаир», 2014 г.

77. Отчет о ГДИ скважины № 2638 Верхне-Шапшинского месторождения // ООО «Альтаир», 2014 г.

78. Машорин В. А. Обоснование применения пресных вод для поддержания пластового давления нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. 2014. -№ 10. - С. 27-31.