ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО. Трудноизвлекаемые запасы нефти это


Трудноизвлекаемый запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Трудноизвлекаемый запас - нефть

Cтраница 3

Российская инновационная топливно-энергетическая компания ( РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20 - 30 и более лет назад, но не были введены в разработку, потому что при стандартных, обычно применяемых системах разработки это экономически нерентабельно, экономически разорительно даже для богатых компаний и государства.  [31]

В сборнике также рассматриваются проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на стадии проектирования и реализации технологий воздействия.  [32]

Таким образом, здесь обосновано: в качестве критерия выделения трудноизвлекаемых запасов нефти следует применять минимальный средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на рассматриваемый нефтяной пласт.  [33]

Далее хотя бы кратко надо перечислить предложенные нами технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но трудноизвлекаемых не по основному признаку крайне низкой продуктивности пластов, а по другим признакам.  [34]

В настоящее время серьезное внимание уделяется вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На всех месторождениях решаются задачи интенсификации, а в ряде случаев научно-производственного обеспечения разработки залежей нефти нижнего карбона и девона с карбонатными коллекторами.  [35]

В книге освещены основные особенности геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана, приведены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и промысловых работ по совершенствованию технологий разработки этих залежей.  [36]

Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-ураяья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 4 от объема остаточных балансовых.  [37]

Проводимые АОЗТ Татнефтеотдача работы по повышению нефтеотдачи пластов вовлекают в работу трудноизвлекаемые запасы нефти. Необходимость применения специальных технологий и мероприятий требует значительных затрат. В силу своей специфики, применение технологий ПНП имеет затратный механизм. Работы ведутся на грани себестоимости. Себестоимость добычи нефти с их использованием примерно в 1 5 раза превышает себестоимость нефти добываемой без применения методов ПНП.  [38]

Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-уралья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 / 4 от объема остаточных балансовых.  [39]

В сборнике представлены исследования по решению некоторых проблем разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.  [40]

Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще.  [41]

В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и особенно объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимо существенно улучшить использование пробуренного фонда скважин. В этом вопросе большая надежда возлагается на постановление правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях и постановления кабинета министров РБ от 15 февраля 2000 г. № 38 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях РБ, освобождающие организации, осуществляющие добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан, от регулярных платежей за добычу нефти и газа и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в отношении нефти и газа, добытых из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г., за исключением новых скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения.  [42]

Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще.  [43]

Решается стратегическая задача достижения мирового технологического уровня, что обеспечит эффективное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти, прирост новых высокопродуктивных запасов, минимизацию производственных издержек, расширение участия в международных проектах.  [44]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО

Содержание

ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................................................. 3

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО

ИХ ВОВЛЕЧЕНИЮ ................................................................................................................................ 4

1.1. Тенденции в недропользовании ХМАО-Югры .................................................................. 4

1.2. Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификация ..................................... 5

1.3. Принципиальные решения по длительно разрабатываемым месторождениям ХМАО-Югры 10

1.4. Современные технологии интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи на месторождениях ХМАО-Югры ........................................................................................................... 12

 

1.4.1. Основные подходы к применению гидроразрыва пласта ............................................... 13

1.4.2. Бурение горизонтальных скважин ..................................................................................... 15

1.4.3. Зарезка боковых стволов ................................................................................................... 20

1.4.4. Основные решения по обработке призабойной зоны пласта ........................................ 22

1.4.5. Нестационарное заводнение .............................................................................................. 23

 

1.5. Принципиальные решения по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов ........................................................................................................ 25

1.6. Основные технологические решения по вовлечению в разработку мелких залежей нефти 28

1.7. Перспективные технологии вовлечения в разработку баженовско-абалакского комплекса 30

1.8. Принципиальные решения по разработке залежей высоковязкой нефти 33

2. ИННОВАЦИОННЫЕ технологии ДЛЯ вовлечения в разработкутрудноизвлекаемых запасов .......................................................................................................... 35

2.1. Общие сведения об инновационных технологиях ........................................................ 35

2.2. Газовые и водогазовые методы воздействия на продуктивный пласт 38

2.3. Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт .......................................... 41

2.4. Электромагнитное воздействие на продуктивный пласт ........................................ 45

2.5. Термогазовое воздействие на продуктивный пласт .................................................. 48

2.6. Дилатансионное воздействие на продуктивный пласт ............................................. 50

2.7. Комплексные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи ..................... 53

2.8. Технология резонансно-волнового воздействия .......................................................... 57

2.9. «Интеллектуальные» скважины .................................................................................... 59

Список используемой литературы .............................................................................................. 63

ВВЕДЕНИЕ

В учебном пособии к теоретическим и практическим занятиям по дисциплине «Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» представлены актуальные вопросы, касающиеся проблем вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и основных решений, направленных на преодоление факторов, затрудняющих их выработку. Представлен теоретический материал по наиболее известным инновационным технологиям разработки месторождений нефти и возможностях их применения в различных геолого-физических условиях.

При изучении дисциплины необходимы знания по следующим дисциплинам: математика, геология нефти и газа, физика нефтяного и газового пласта, подземная гидромеханика, а также основам проектирования, разработки и обустройства нефтяных месторождений.

Методические указания предназначены для студентов, обучающихся по

специальностям: 130503 – «Разработка и эксплуатации нефтяных и газовых

месторождений» и по направлению 131000 – «Нефтегазовое дело» для всех профилей, всех форм обучения.

Курс «Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» предназначен для ознакомления магистров с современным состоянием и тенденциями в нефтедобыче, обуславливающими их причинами, а также возможностями улучшения выработки запасов посредством внедрения технологий воздействия на нефтесодержащие пласты.

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ИХ ВОВЛЕЧЕНИЮ

Тенденции в недропользовании ХМАО-Югры

Ханты-Мансийский автономный округ – Югра является основной базой нефтедобычи Российской Федерации. Максимальные объемы добычи нефти были достигнуты в 1985 году, когда было добыто 361 млн. т, после чего начался период неуклонного снижения. К 1996 году объемы годовой добычи упали до 165 млн. т., обводненность продукции скважин составила 84% при отборе менее 40% извлекаемых запасов. С 1998 года с учетом растущих цен на углеводородные продукты нефтяные компании стали наращивать добычу нефти. В 2007 г. был достигнут максимальный постперестроечный уровень добычи нефти для ХМАО-Югры - 278,4 млн. т. Однако с 2008 года уровни добычи снова начали снижаться. В 2013 году было добыто 255 млн. т нефти, что составило 49% российской и 7% мировой добычи.

Основным фактором снижения добычи нефти послужило ухудшение структуры запасов: в то время как разбуренные НИЗ выработаны более чем на 70%, запасы неразбуренные, содержащиеся в новых месторождениях, характеризуются менее благоприятными геолого-физическими условиями – нашедшими выражение в значительно более низких коэффициентах нефтеотдачи.

Согласно структуре запасов нефти ХМАО-Югры накопленная добыча нефти 10,2 млрд т, что составляет немногим более половины запасов. Текущие запасы промышленных категорий распределенного фонда недр составляют 8 млрд т,, в составе которых 2,5 млрд т нефти в пластах с проницаемостью более 50 мД с обводненностью более 90%. Наибольшие запасы 2,6 млрд т содержат продуктивные пласты с проницаемостью от 10 до 50 мД и обводненностью 64%. Выработанность начальных извлекаемых запасов нефти этих пластов составляет 37% и делает их первоочередным объектом. В пластах с проницаемостью от 2 до 10 мД содержится 1,6 млрд т нефти с обводненностью продукции 44% и выработанностью начальных извлекаемых запасов 23%. В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 2 мД содержится 1,3 млрд т нефти, что при применении современных технологий также являются объектами разработки.

На территории ХМАО-Югры в качестве традиционного применяется способ разработки, основанный на вытеснении нефти нагнетаемой в пласт водой. На длительно разрабатываемых месторождениях применение заводнения послужило причиной высокой доли воды в добываемой продукции. Тенденции к снижению добычи нефти, выбытию эксплуатационного фонда, а также текущие отборы воды, кратно превышающие текущие отборы нефти, свидетельствуют о том, что возможности заводнения по обеспечению роста нефтеотдачи на этих месторождениях в основном исчерпаны. Дальнейшая их разработка при нагнетании воды будет сопровождаться ростом доли воды в добываемой продукции и, как следствие, увеличением эксплуатационных затрат.

Для поддержания уровней добычи нефти и повышения нефтеотдачи на большинственефтяных месторождениях проводятся геолого-технические мероприятия. В 2014 г. в ХМАО-Югре выполнено 26462 ГТМ, за счет которых добыто дополнительно 26 млн. т нефти (10,4 % общей добычи). По сравнению с 2013 г. число мероприятий увеличилось на 21,9 %, дополнительная добыча за счет ГТМ – на 8,6 %. Наиболее часто реализуемыми технологиями являются бурение горизонтальных скважин (ГС) и боковых стволов, различные модификации гидроразрыва пласта (ГРП), гидродинамические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Однако несмотря на рост объемов применения и дополнительной добычи нефти от ГТМ, их удельная эффективность снижается.

Перспективы нефтяной отрасли ХМАО-Югры связаны с доразработкой

месторождений, находящихся на завершающих стадиях эксплуатации, но обладающтхзначительными добычными возможностями, а также с реализацией потенциала новыхместорождений, характеризующихся более сложным строением и ухудшенными

фильтрационно-емкостными свойствами, эффективную выработку которых не обеспечивают традиционные технологические решения.

Для реализации добычного потенциала нефтяных месторождений ХМАО-Югры необходимо применение принципиально новых технологических решений, комплексное внедрение инновационных технологий повышения нефтеотдачи.

Табл.1. Модификации технологии ГРП на месторождениях Западной Сибири

 

Модификация технологии ГРП Краткая характеристика Назначение
Системный Обработка нагнетательной и добывающих скважин участка Поддержание потенциала пластов с низкой проницаемостью
Селективный Установка пакера между интервала перфорации Разделение разрывов продуктивных пачек
Большеобъемный Масса проппанта значительно выше средней по совокупности обработок Увеличение охвата пласта воздействием
Безпакерный Без установки пакера Щадящий ГРП при дефектах эксплуатационной колонны
Многозонный (на горизонтальной скважине) Множественный ГРП на горизонтальном участке ствола Интенсификация притока и увеличение охвата пласта воздействием
Комбинация проппанта различного фракционного состава Последовательная подача пачек проппанта, различающихся размером зерен Оптимизация упаковки трещины в сложнопостроенном разрезе
Использование проппантов с полимерным покрытием Подача на последней стадии зерен, покрытых смоло-полимерной оболочкой Снижение выноса проппанта из трещины
Принудительное закрытие трещины Отбор жидкости из трещины сразу после прекращения закачки Принудительное удаление нераспавшегося геля из трещины, фиксация более равномерной упаковки трещины
Концевое экранирование трещины (TSO) Пониженный объем подушки, увеличенный темп роста концентрации проппанта Создание широкой трещины. Ограничение длины трещины.
Создание экранируемой оторочки на кромке трещины гидроразрыва Буферная жидкость с цементным раствором Закупорка системы микротрещин на кромке магистральной трещины

 

Установка экранов Предварительная (до проведения ГРП) задавка глинистой суспензии или ПДС (не менее 40 м3 ) Закупорка системы естественных и/или техногенных трещин в интервале проектного гидроразрыва. Изоляция обводненных пропластков
Снижение интервала обработки относительно продуктивных интервалов Перфорация в глинистых экранах выше или ниже продуктивного интервала Ограничение по глубине нижней или верхней кромки трещины с целью недостижения ею водонасыщенных зон
Безпакерный Без установки пакера Щадящий ГРП при дефектах эксплуатационной колонны

Теоретически на дебиты горизонтальных скважин наряду с такими параметрами как депрессия, вскрытая нефтенасыщенная толщина, оказывает влияние длина горизонтального участка ствола. С увеличением длины горизонтального ствола до определенного предела дебит увеличивается. Однако в низкопродуктивных коллекторах проницаемостью порядка 10 мД, как показали теоретические исследования, увеличение длины горизонтального участка ствола более 200-300 м не приводит к существенному увеличению среднего дебита скважины.

Современные технологии позволяют успешно осуществлять проводку горизонтальных скважин с большим или инвертированным углом отклонения от вертикали. В случае пластов с малыми эффективными мощностями не редко применяется синусоидальная траектория проводки ствола скважины, что повышает вероятность вскрытия пропластков коллекторов. Направление горизонтального ствола уточняется после бурения пилотного ствола скважины и обработки данных, полученных в результате геофизических исследований.

Технология бурения ГС может вполне эффективно применяться в случае наличия:

• продуктивных пластов с малой эффективной нефтенасыщенной толщиной;

• низкопроницаемых и неоднородных пластов;

• залежей с обширными водонефтяными зонами;

• пластов с развитой системой вертикальных трещин.

Применение горизонтальных скважин может оказаться низкоэффективным в случае значительной расчлененности пластов либо заглинизированности пластов. Для повышения эффективности бурения ГС применяется многостадийный (многозонный) гидроразрыв пласта (МГРП). В результате МГРП не только повышается производительность скважины (как при обычном гидроразрыве), но и увеличивается область дренирования и обеспечивается гидродинамическая связь горизонтального ствола с невскрытыми пропластками. Данное обстоятельство позволяет рассматривать технологию многозонного гидроразрыва как метод увеличения нефтеотдачи - по крайней мере, на пластах с неоднородным геологическим строением. В качестве метода интенсификации многозонный гидроразрыв может применяться также на низкопроницаемых пластах.

На территории ХМАО многозонный гидроразрыв на горизонтальных скважинах применяется с 2009 года двумя крупнейшими недропользователями - ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и НК «Роснефть». Опыт применения данной технологии отмечен на 15 месторождениях, включая Урьевское, Северо-Покачевское, Повховское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Приобское и Самотлорское. Дебиты нефти по горизонтальным скважинам с многозонным гидроразрывом в 2-4 раза превышает аналогичный показатель по скважинам обычного профиля.

Кроме того, высокая расчлененность и геологическая неоднородность в отдельных случаях обуславливают необходимость специфического дизайна горизонтального бурения,

при котором горизонтальным участком вскрывается наиболее мощный из пропластков, тогда как на вышележащих пропластках профиль скважины близок к наклонно-направленному. Тем самым достигается максимизация дренируемой поверхности, за счет чего обеспечивается не только увеличение охвата по разрезу и площади, но и более высокая продуктивность.

Имеются и другие особенности бурения и размещения горизонтальных скважин для эффективной разработки неоднородных пластов. Во-первых, горизонтальные участки ориентированы в направлении застойных зон. Во-вторых, горизонтальные участки размещаются перпендикулярно фильтрационным потокам со стороны нагнетательных скважин. При этом площадная и очагово-избирательная системы превращаются в аналог рядных, где в качестве стягивающих рядов используются горизонтальные скважины. При корректно обоснованной ориентации такой системы с учетом особенностей строения пласта, напряженно-деформационного состояния существенно повышается эффективность вытеснения нефти. В-третьих, длина горизонтального участка принимается предельно возможной - т.е. сопоставимой с размерностью сетки скважин. Помимо стремления к максимальному охвату застойных зон такой подход продиктован высокой неоднородностью строения среднеюрских пластов, снижающей эффективность горизонтального бурения. Увеличение длины участка в таких условиях служит основным способом повышения производительности горизонтальной скважины.

Зарезка боковых стволов

Бурение боковых стволов применяется как метод повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, в основном, за счет улучшения гидродинамической связи скважины с пластом, а также с целью реанимации аварийных, не эксплуатируемых по геологическим причинам скважин с критическими значениями обводнённости и дебита нефти. Бурение боковых стволов может эффективно применяться на различных стадиях разработки залежей.

Бурение боковых стволов позволяет решить ряд важных задач:

• увеличить охват воздействием за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных дренированием запасов - преимущественно в прикровельной части пласта, а также в низкопроницаемых пропластках;

• вовлечь в разработку зоны залежей, недоступные для других видов воздействия на пласт;

• существенно увеличить дебит нефти, особенно в низкопроницаемыхколлекторах, за счет увеличения поверхности взаимодействия скважины с пластом;

• высокообводненным, низкодебитным, аварийным и не эксплуатируемым по геологическим причинам скважинам. Благоприятными условиями для успешности зарезки бокового ствола является достаточно высокая нефтенасыщенная толщина, низкая расчлененность пласта и удалённость от воды (как пластовой, так и нагнетаемой).

К объектам, где данная технология может оказаться экономически не достаточно эффективной, относятся:

• высокопроницаемые пласты с большой эффективной толщиной;

• тонкие пласты с прослоями практически непроницаемых или малопроницаемых пород;

• трещиноватые нефтяные пласты, подстилаемые подошвенной водой, быстропрорывающейся по крупным вертикальным трещинам в скважины;

• продуктивные пласты с низкой величиной отношения вертикальной и горизонтальной проницаемостей породы;

• слабоизученные объекты разработки.

Массовое бурение боковых стволов на месторождениях Западной Сибири началась с 1998г. Успешность эксплуатации боковых стволов по оценкам ОАО «Сургутнефтегаз» в целом за весь период от бурения до окончания разработки залежи в среднем составляет 80%, по наклонно-направленным и пологим - 73%, по горизонтальным - 84% и по многоствольным горизонтальным - 100%.

Теоретически влияние боковых стволов на нефтеотдачу аналогично влиянию уплотняющего бурения, но с большей эффективностью. Бурение наклонно-направленного бокового ствола из уже пробуренной скважины равносильно одной дополнительной скважине. Скважину с пробуренным горизонтальным боковым стволом при проектировании разработки рассматривают как эквивалент трех скважин. Многоствольные скважины эквивалентны локальному уплотнению сетки скважин обычного профиля, кратному числу стволов.

Значительная часть объема бурения боковых стволов приходится на Самотлорское, Лянторское, Приобское и Ватинское месторождения (всего около трети всех проведенных операций). В масштабе округа областью применения боковых стволов служат длительно разрабатываемые объекты, отнесенные, главным образом, к неокомским отложениям.

За счет бурения боковых стволов с начала 2000-х гг в целом по округу обеспечено 55 млн. т нефти. Годовые объемы бурения имеют тенденцию к росту - за последние 10 лет они выросли почти в 2.5 раза. Между тем, удельная эффективность новых операций в указанный период снизилась вдвое - с 5.1 до 2.61 тыс. т. В среднем накопленная добыча нефти на 1 боковой ствол оценивается в 16 тыс. т, длительность эксплуатации - 3.5 года.

Нестационарное заводнение

Технология предусматривает увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды. Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора.

Продолжительности циклов должны быть неодинаковы, возрастая с некоторого минимального значения до максимальной экономически допустимой величины. Для полного капиллярного удержания воды в пористой среде при максимально возможной скорости извлечения нефти продолжительности циклов должны возрастать по квадратичной параболе.

Технология проходила испытания на месторождениях различных нефтедобывающих районов - Урало-Поволжья, Западной Сибири, Украины, Белоруссии и т.д. Первый этап промышленного внедрения метода охватывает период с 1965 г. по 1978 г. Особенностью этого этапа является перевод на циклическое заводнение отдельных участков и блоков месторождений, циклическое заводнение осуществлялось на базе существующей системы ППД при линейном заводнении.

Процесс нестационарного нагнетания воды с целью обеспечения колебаний в пласте в основном осуществлялся делением рядов нагнетательных скважин на примерно равные группы и созданием по ним разнофазных условий нагнетания. Колебания расхода по группам скважин создавались двумя способами:

1) при безостановочной работе всех нагнетательных скважин по смежным группам попеременно создавались разные фазы расхода воды изменением давления на устье скважин; такой способ применялся на Абдрахмановской, Азнакаевской и Южно-Ромашкинской площадях Ромашкинского месторождения; на Самотлорском, Вагинском и Меги-онском месторождениях Западной Сибири;

2) при попеременном отключении смежных групп скважин - при полной остановке одних групп по другим группам обеспечивалось увеличение приемистости; такой способ был рекомендован на Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадях Ромашкинского месторождения, на участках месторождений Шаимского и Сургутского районов Западной Сибири, Украины, Самарской области. Длительность фаз противоположного знака несколько отличалась от расчетной и была равна в среднем 15 сут (полуциклы по 15 сут). Такие симметричные циклы применялись на месторождениях Урало-Поволжья, Украины, на месторождениях Правдинском и Усть-Балыкском (Солкинская площадь) Западной Сибири. На большинстве месторождений Западной Сибири длительность фазы уменьшения нагнетания была обычно меньше противоположной фазы.

Такая организация процесса удобна для рядных систем разработки; кроме того, при этом создаются условия для частичной смены направлений фильтрационных потоков.

Вместе с тем практически полностью отсутствовал резерв увеличения мощности системы ППД, в результате чего средние уровни нагнетания при циклике составляли 60...80 % доциклического уровня, что явилось отклонением от программы ОПР.

Был получен прирост добычи нефти, снижена обводненность продукции, в промысловых условиях подтвердились теоретические предпосылки применения циклического заводнения, были уточнены критерии применимости этого метода. Были выделены области параметров пластов и режимов работы скважин, при которых с высокой степенью надежности можно рассчитывать на максимальную эффективность циклического заводнения:

• для соотношения средних уровней компенсации: от 60 до 100%;

• для времени начала нестационарного воздействия: до 10 лет;

• для послойной неоднородности: более 0,5;

• для начальной нефтенасыщенности: от 55 до 75;

•для средней проницаемости пласта: от 50 до 600 мД.

Применение нестационарного заводнения целесообразно на невыдержанных по площади, зонально неоднородных пластах большой площади, при сформированной системе заводнения на стадии снижающейся добычи. Данному критерию на территории ХМАО удовлетворяют пласты горизонтов АС-АВ и в меньшей степени - БС-БВ (последние выработаны в большей степени). Массовое применение гидродинамических методов отмечено в т.ч. на Федоровском, Приобском и Северо-Лабатъюганском месторождениях (25-30% мероприятий).

Всего с начала 2000-х гг вклад нестационарного заводнения в добычу нефти по округу составил 48 млн. т. При этом удельная эффективность мероприятий низкая: в последние 7 лет она составляла 300-500 т на скважинно-операцию. Падение эффективности нестационарного заводнения связано с выходом объектов, на которых оно применяется, на завершающую стадию разработки, сопровождающуюся расформированием системы заводнения.

Высоковязкой нефти

При разработке залежей высоковязких нефтей первой проблемой является быстрое, часто «прорывное» обводнение скважин на фоне низких темпов отбора и низкой выработки запасов объекта. В отсутствие интенсификации, по причине высокой вязкости нефти, а также низким величинам пластового давления (ограничивающим депрессию), входные дебиты скважин оцениваются в 0.5-1 т/сут на каждые 10 мД проницаемости. Т.е. при относительно высокой проницаемости в 100 мД дебит не превысит 10 т/сут. Наличие контактных зон ограничивает область применения гидроразрыва на пластах высоковязкой нефти, на территории ХМАО отнесенных к сеноманскому НГК. В этих условиях перспективно применение таких технологий, как нагнетание горячей воды, нагнетание водяного пара, нагнетание загущенной полимером воды, сочетание нагнетания загущенной воды и бурения скважин с пологим или горизонтальным положением ствола в пласте, а также термогазохимическое воздействие (нагнетание О2)

При нагнетании горячей воды или пара за счет повышения температуры пластовой системы снижается вязкость нефти, уменьшается обводненность, продуктивность скважин по нефти растет. Однако данная технология имеет свои недостатки – тепловые методы воздействия эффективны только при достаточно плотной сетке скважин (до 4 га/скв. – расстояние между скважинами 200 м), кроме того, они характеризуются высокой стоимостью вследствие необходимости подогрева воды.

Другой эффективный метод воздействия – нагнетание растворов полимера. Эффект заключается в снижении темпов обводнения добывающих скважин, что достигается за счет увеличения вязкости вытесняющего агента (снижении его подвижности относительно нефти) и выравнивания фронта вытеснения – частичной изоляции высокопроницаемых промытых каналов. Обязательное условие для применения данной технологии – хорошие фильтрационно-емкостные свойства пласта для обеспечения достаточной продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Ограничением для данной технологии является температура пласта – полимеры сохраняют свои свойства при температуре не выше 90°С.

Поскольку высоковязкая нефть является тяжелой, можно выделить еще один вопрос – низкие товарные качества нефти. Следствием являются меньшая цена, большие затраты на переработку и, в итоге, низкая экономическая привлекательность разработки таких запасов. В качестве современных технологий можно предложить газовые и термогазовые методы воздействия, эффект от применения которых заключается в окислении нефти, снижении ее плотности и уменьшении доли тяжелых фракций. Кроме того, данный вид воздействия увеличивает продуктивность скважин за счет снижения вязкости нефти. Применение данной технологии требует специфического оборудования – насосно-компрессорные станции различной мощности, построение сети газопроводов, оборудование по подготовке агента воздействия.

Нефтеотдачи

Технологии физико-химического воздействия основаны на нагнетании

высокомолекулярных составов и направлены на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет обеспечения равномерного вытеснения нефти из неоднородного продуктивного пласта. Эффект достигается за счет перераспределения потоков в пластах вследствие проникновения композиции вглубь пласта на значительные расстояния.

При нагнетании химических реагентов потокоотклоняющего свойства, в соответствии с законами подземной гидродинамики, происходит их продвижение в наиболее проницаемые прослои перфорированного интервала. В условиях разработки пласта за счет искусственного заводнения (нагнетания воды) эти прослои одновременно являются и в наибольшей степени промытыми водой. Взаимодействие нагнетаемого реагента с водой приводит к изменению гидродинамических характеристик последней и приводит к снижению ее подвижности. Соответственно, суммарный приток воды в скважину (обеспечиваемый главным образом за счет промытых прослоев) снижается без ущерба для притока нефти.

В числе технологий, основанных на физико-химическом воздействии, можно выделить нагнетание полимеров, биополимеров (БП), сшитых полимерных систем (СПС), полимердисперсных суспензий (ПДС), а также комплексное применение щелочей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров.

Наиболее широкое применение получил полимер ПАА (полиакриламид).

Полиакриламиды, используемые в полимерном заводнении, подвергаются частичному гидролизу, в результате чего анионные (отрицательно заряженные) карбоксильные группы (-COO-) оказываются разбросанными вдоль основной цепи макромолекулы. По этой причине полимеры называются частично гидролизованными полиакриламидами. Обычно степень гидролиза составляет 30-35% акриламидных мономеров; поэтому молекула частично гидролизованного полиакриламида отрицательно заряжена, что объясняет многие ее физические свойства.

Эта степень гидролиза была выбрана с таким расчетом, чтобы оптимизировать определенные свойства, как например, растворимость в воде, вязкость и удерживающую способность. Если степень гидролиза слишком мала, полимер не будет растворяться в воде. Если велика, его свойства будут слишком чувствительны к действию минерализации и жесткости.

В России потокоотклоняющие технологии применяются достаточно широко. В 2000-е годы среднегодовой охват действующего фонда ГТМ с их использованием составил 5.5%, что при численности действующих скважин порядка 90 тыс. ед. равносильно нескольким тысячам скважинно-операций в год. В то же время существует ряд проблем, препятствующих более масштабному использованию данной технологии.

Одним из факторов, ограничивающих применение полимерных технологий на месторождениях России, является высокая стоимость рабочего агента - ПАА. В настоящее время в стране используется импортный ПАА, стоимость которого составляет около 3 тыс. долл./т. Масштабы применения полимерных технологий в будущем будут определяться как возможностью снижения стоимости рабочего агента (в результате использования отечественного ПАА или альтернативного агента), так и динамикой мировых цен на нефть и налоговой политикой государства.

Кроме того, на некоторых месторождениях Западной Сибири применение полимерного заводнения имело низкую эффективность в связи с разбалансированностью системы разработки участка и низкой текущей компенсации отборов (менее 30 %). Во многих случаях было проведено недостаточное количество лабораторных испытаний, что сказалось на большом отклонении фактических данных от проектных. Кроме того, существует проблема некачественного контроля над продвижением химических реагентов в пласте.

Наконец, реагенты, используемые для физико-химического воздействия подвержены механической (под действием высоких скоростей потока) и термической деструкции. В последнем случае разрушение «гелевого» экрана происходит по мере роста температуры или в силу ее высокого начального значения. Следствием является подключение пропластка снова в разработку и отключение низкопроницаемых пропластков. Кроме того, процесс разрушения геля ускоряется за счет окислительных процессов под действием растворенного кислорода воздуха, привнесенного в систему через эжектор при дозировании ПАА в поток нагнетаемой в пласт воды.

Кроме пластовой температуры, на деструкцию полимеров также рН или жесткость воды. При нейтральном рН деструкция очень часто бывает незначительной, тогда как при очень низком или высоком рН, и особенно при высоких температурах, она бывает значительной. В случае частично гидролизованных полиакриламидов гидролиз разрушит тщательно подобранную степень гидролиза, присутствующую в исходном продукте.

Перечисленные проблемы могут быть решены использованием зарубежного опыта применения физико-химических МУН: таких его положений, как системность воздействия (вместо одиночных операций) и использование комплексных технологий – дающих эффект по нескольким направлениям и оттого менее чувствительным к неблагоприятным условиям.

Примером комплексной технологии служит одновременное нагнетание с полимерами поверхностно-активных веществ и щелочей. При этом щелочь взаимодействует с кислой нефтью, в результате чего выделяется поверхностно-активное вещество. В свою очередь, ПАВ снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-вода», способствуя увеличению коэффициента вытеснения. Действие полимера аналогично эффекту традиционных физико-химических методов и выражается в уменьшении подвижности воды.

Системный характер эффекта от физико-химического воздействия достигается в тех случаях, когда оно осуществляется как модификация традиционного заводнения - с максимальным охватом нагнетательного фонда, а не отдельными краткосрочными операциями.

Специалисты концерна Shell используют технологии комплексного физико-химического воздействия на месторождениях США с 80-х годов. Первые испытания, проведенные на месторождении Уайт Касл, штат Луизиана, США, продемонстрировали эффективность технологии. Кроме того, положительный эффект в 1989 году получен на нескольких скважинах Лос-Анджелеса, где 38% нефти, оставшейся после других методов заводнения, было добыто в результате комплексного физико-химического заводнения.

На месторождениях Китая, таких как Дацин, Шенгли и Карамай, комплексное физико-химическое воздействие применяется примерно с середины 90-х годов. Воздействие осуществляется чередованием нагнетания полимерных растворов и ASP-систем в суммарных накопленных объемах, сопоставимых с поровым объемом пласта. Прирост коэффициента извлечения нефти за счет воздействия составляет 15-25%.

Получено значительное увеличение нефтедобычи с помощью комплексного физико-химического воздействия в Омане, на месторождении Мармул. Добыча на нем велась в течение 25 лет, однако извлечено было лишь 15% от запасов по причине высокой плотности и вязкости нефти. Данное обстоятельство обусловило низкую эффективность заводнения. С начала 2010 года недропользователь месторождения Мармул – компания PDO - ведет нагнетание полимерного раствора в объеме 100 тыс. баррелей (15 тыс. м3) в сутки. В планах недропользователя достичь прироста добычи на 8 тыс. баррелей (более 1 тыс. т) в сутки и повышении КИН с 15 до 25%

По другим примерам, таким как индийское месторождение Вирадж и месторождения канадской провинции Саскачеван, внедрение технологий комплексного физико-химического воздействия только начато, однако и там, несмотря на экстремальные геолого-физические условия, прогнозируется существенный прирост нефтеотдачи.

Предпочтительными для комплексного физико-химического воздействия являются пласты с высокими коллекторскими свойствами, длительно разрабатываемые с применением заводнения и содержащие нефть умеренной вязкости. При высокой вязкости нефти) необходимо сочетание физико-химического воздействия с тепловым.

Интеллектуальные» скважины

Под этим понятием в практике разработки нефтяных месторождений понимают технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов и бурения многоствольных горизонтально-разветвленных скважин. В обоих случаях цель заключается в распределении нагнетаемой воды в интервалы с низким охватом дренированием и ограничении бесполезной циркуляции воды в промытых прослоях и застойных зонах.

Известно, что одновременное нагнетание воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к быстрому обводнению залежей, низкому охвату их воздействием и образованию водяных блокад отдельных невыработанных зон. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин и как следствие возрастают объем попутно добываемой воды и затраты на ее нагнетание. Это в лучшем случае приводит к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае - выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах. Практика одновременного нагнетания воды в несколько пластов приводит также к потере информации о фактических объемах нагнетаемой воды в каждый из пластов.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Разработка - трудноизвлекаемый запас - нефть

Разработка - трудноизвлекаемый запас - нефть

Cтраница 1

Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти системами ГС позволяет в 2 - 3 раза сократить количество скважин, необходимых для выработки запасов.  [1]

В настоящее время при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти усилия ученых направлены на создание технологий, обеспечивающих увеличение конечной выработки запасов нефти за счет улучшения охвата пласта воздействием, что подтверждается следующими данными.  [2]

В качестве классификационного признака для технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти может быть принята одна из важнейших характеристик, определяющая площадной или локальный характер воздействия на продуктивный пласт. В первом случае воздействием охватывается значительная часть месторождения. Во втором случае осуществляется обработка призабойной зоны пласта.  [3]

Одним из элементов высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, разработанной специалистами АО Татнефть и ТатНИПИнефть, является широкое использование горизонталь-ных и разветвление горизонтальных скважин. Татарстане пробурено 146 горизонтальных скважин, из них 122 освоены, эксплуатируются или введены в эксплуатацию. Средний дебит нефти горизонтальных скважин составляет 6 5 т / сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2 раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 748 тыс. т нефти.  [4]

Специализируется в области совершенствования технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов.  [5]

В сборнике также рассматриваются проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на стадии проектирования и реализации технологий воздействия.  [6]

Российская инновационная топливно-энергетическая компания ( РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20 - 30 и более лет назад, но не были введены в разработку, потому что при стандартных, обычно применяемых системах разработки это экономически нерентабельно, экономически разорительно даже для богатых компаний и государства.  [7]

Далее хотя бы кратко надо перечислить предложенные нами технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но трудноизвлекаемых не по основному признаку крайне низкой продуктивности пластов, а по другим признакам.  [8]

Республики Татарстан в области науки и техники 1994 г. - за высокоэффективную комплексную систему разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.  [9]

Задача стабилизации добычи нефти в республике Татарстан требует активизации работ по более активному вводу в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. Это достигается, в частности, за счет совершенствования строительства скважин.  [10]

Острота проблемы увеличения нефтеотдачи пластов обусловлена тем обстоятельством, что при неуклонном спаде добычи нефти, истощении легко доступных активных запасов, расположенных в благоприятных природно-геологических условиях, в стране практически отсутствуют эффективные технологии по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Имеющиеся инженерные решения в этом направлении в основном носят поисковый характер и, как правило, имеют ряд серьезных ограничений.  [11]

Таким образом, предлагаемые РИТЭК плунжерные насосы, а также услуги по их установке и рациональному применению позволяют осуществить значительный прогресс в заводнении нефтяных пластов, особенно малопродуктивных, особенно, на мелких месторождениях и месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти; провести экономически рентабельную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.  [12]

Здесь необходимо отметить, что разработка новых МУН ( и КТУН в том числе) дело, как правило, наукоемкое и дорогостоящее [2], тем более, если речь идет о КТУН для условий низкодебитных, низкоэффективных скважин, пробуренных с целью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти.  [13]

Принимая во внимание современные темпы научно-технического прогресса, можно утверждать, что и работы но Серафимовско-Копей - Кубовской, Краснохолмской и Приуфимской группам месторождений в период до 1990 года при условии модернизации глубиннонасосного оборудования и оборудования для закачки воды в пласт окажутся рентабельными. В конечном счете мероприятия, связанные с повышением темпов разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, имеют прямую связь с повышением нефтеотдачи пластов.  [14]

Большое значение необходимо также уделять проблеме обучения и переподготовки кадров высшего и среднего звена управления в области добычи нефти, разработки, геологии, моделирования и проектирования. Необходимо отметить, что проведение Всероссийских семинаров и совещаний в области повышения нефтеотдачи, контроля и регулирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований пластов и скважин позволит существенно повысить квалификацию производственного персонала нефтяных Компаний, нефтедобывающих объединений и научно-исследовательских организаций.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификация

Анализ структуры остаточных извлекаемых запасов округа показывает, что дальнейшая реализация его добычного потенциала связана с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти – низкопроницаемых коллекторов ачимовской толщи и тюменской свиты, отложений баженовской свиты, объектов с высоковязкой нефтью, мелких залежей, пластов с высоким газовым фактором.

В соответствии с современными представлениями трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения УВ геологическими условиями залегания нефти и (или) аномальными физическими её свойствами. В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью. Разработка таких объектов сказывается на технико-экономических показателях из-за необходимости применения нетрадиционных технологий, специального несерийного оборудования и пр.

В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э. М., Лисовский Н. Н., 2005 г.) все критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым объединены в пять групп по признакам аномальности свойств нефтей и газов (вязкость), неблагоприятности характеристик коллекторов (низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, латеральная и вертикальная неоднородность пластов), типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка), технологическим причинам (выработанность) и горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

Причины осложнения выработки запасов нефти можно разделить на две составляющие: естественные и техногенные, в соответствии с которыми при определении принадлежности залежей к группе ТрИЗ используются геологические, технологические и экономические критерии. По данным Государственного баланса запасов в достаточной степени достоверно судить о доле и характеристике ТрИЗ можно, используя только геологические критерии их определения.

В «Классификации…» достаточно формализованы признаки трудноизвлекаемости по свойствам нефтей, к которым можно отнести вязкость (>30мПа*с), битуминозность (плотность при 20оС >0.895 г/см3) нефти, содержание в ней парафина (>6%) и серы (>3.5%). Эти параметры и их граничные значения учитывают технологию добычи, транспортировки, переработки сырья, обеспечивают его комплексное использование и содержатся в характеристиках залежей данных Госбаланса РФ. Дополнительно при отнесении залежей очень сложного геологического строения к группе ТрИЗ используется предельная величина КИН, равная по экспертной оценке 0.230.

По геологическим критериям в категорию ТрИЗ на территории ХМАО-Югры отнесены 1150 залежей, которые характеризуются аномальными физико-химическими свойствами нефти, являются подгазовыми зонами нефтегазоконденсатных залежей (нефтяные оторочки небольшой мощности) или приурочены:

• к продуктивным отложениям текстурного строения типа «рябчик»;

• к породам доюрского комплекса с латеральной и вертикальной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств резервуара, преобладающим кавернозно-порово-трещинным типом коллектора;

• к макро- и микроанизотропным коллекторам отложений тюменской свиты «мозаичного» строения с высокой степенью неоднородности разреза;

• к отложениям ачимовской толщи с ловушками клиноформного строения и неоднородным характером строения резервуара;

• к отложениям баженовской свиты, характеризующимся сложным типом коллектора и резервуара.

Залежи содержат начальные геологические/извлекаемые запасы (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС в количестве 7994/1926 млн.т и 6583/1294 млн.т по категории С2.

Залежи нефти с аномальными физико-химическими свойствами.В этукатегорию ТрИЗ по данным Госбаланса относится 268 залежей большой группы пластов 52месторождений ХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами(НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС1 в количестве 3178/511 млн.т и 1115/255млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефти составляет 459.2 млн.т – 47.3% от НИЗкатегорий АВС1. По критерию вязкости нефти из 52-х в эту категорию входят шестьместорождений: Ван-Еганское, Восточно-Янлотское, Жумажановское, Западно-

Варьеганское, Остапенковское и Экутальское, суммарные НИЗ которых составляют 16% и 8% категорий АВС1 и С2, накопленная добыча – 0.3%, степень выработанности запасов – 1.7% от НИЗ. Четыре месторождения из этих шести располагаются в западной части округа в пределах Красноленинской, Приуральской и Фроловской нефтегазоносных областей (НГО).

Залежи в отложениях пластов с «рябчиковой» текстуройсложены песчано-глинистыми породами алымской свиты, характеризующимися сильной литологической неоднородностью, тонким переслаиванием песчаных и глинистых включений различной формы и размеров. Основная отличительная особенность коллекторов «рябчиковой» текстуры состоит в том, что она представляет собой тонкое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород. В пачке «рябчика» чередование прослоев коллекторов и неколлекторов не всегда подчиняется закону параллельного напластования, а имеет более сложную мозаичную или «рябчиковую» текстуру. При оценке подсчётных параметров этих пластов по ГИС применяется модель анизотропного коллектора, поскольку она является более адекватной по сравнению с моделью порового коллектора с рассеянной глинистостью.

В эту категорию отнесено 12 залежей 9 месторождений ХМАО-Югры с начальнымигеологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС1 вколичестве 69/15 млн.т и 107/22 млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефтисоставляет 1.4 млн.т – 9.5% от НИЗ категорий АВС1. Основная часть запасов всех категорий(92%) сосредоточена в пластах АВ11-2 трёх месторождений Большого Самотлора(Мегионское, Нижневартовское, Северо-Покурское) и Лугового месторождения,

расположенных в пределах Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской НГО.

Залежи в доюрском комплексе (ДЮК)приурочены к комплексу породдислоцированного складчатого основания (фундамента) и промежуточного комплексапредположительно пермо-триасового возраста. Триасовые образования представленыпокровами основных эффузивов с прослоями туфов, песчаников, алевролитов и аргиллитов.Фильтрационно-емкостные свойства пород доюрского комплекса невысокие. Эффективнаяемкость коллекторов преимущественно кавернозно-поровая, преобладающий тип

коллектора – кавернозно-порово-трещинный. Несмотря на низкие фильтрационно-емкостные свойства пород по керну, при опробовании пород доюрского комплекса получены неплохие притоки нефти, обусловленные наличием трещин.

К образованиям доюрского комплекса приурочено 48 залежей 24 месторожденийХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефтипромышленных категорий АВС1 в количестве 338/66 млн.т и 137/25 млн.т по категории С2.Накопленная добыча нефти составляет 8.7 млн.т - 13.2% от НИЗ категорий АВС1.Основнаячасть запасов всех категорий (91%) сосредоточена в отложениях триаса и корывыветривания фундамента четырёх месторождений: Рогожниковского (с Северо-Рогожниковским), Высотного, Красноленинского и Северо-Даниловского. Территориально месторождения расположены в западной части округа в пределах Красноленинской и Приуральской НГО.

Залежи тюменской свитыприурочены к продуктивным отложениям с

неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей аален-байос-бат-раннекелловейского возраста.. Особенностями продуктивного разреза тюменскойсвиты являются сильная фациальная изменчивость отложений. По результатам керновых,гидродинамических и индикаторных исследований установлена высокая степень послойнойи зональной фильтрационной неоднородности отложений. Зачастую по разрезу скважиныпроницаемость слоев-коллекторов меняется на порядок и более, что существенносказывается на однородности выработки запасов. Толщина отдельных проницаемыхпрослоев невелика и составляет, в основном, 0.5-2.0 м. Песчанистость разреза тюменскойсвиты увеличивается вниз по разрезу, где, как правило, мощные песчаные телаоказываются водонасыщенными. Среднее значение суммарной эффективной

нефтенасыщенной толщины залежей в скважинах изменяется в диапазоне 0.1-15 м и составляет, в среднем, около 4 м.

Запасы нефти отложений тюменской свиты имеют со стратиграфические индексы Ю2-9, ЮС2-9, ЮК2-9, ЮВ2-9, Т1-3 и «тюменская свита». На Государственном балансе РФ вотложениях тюменской свиты по ТрИЗ числится 329 залежей 109 месторождений,содержащих (НГЗ/НИЗ) 1672/350 млн.т нефти промышленных категорий АВС1 и 3575/642млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефти составляет 39.0 млн.т - 11.2% от НИЗкатегорий АВС1. Наибольшая часть запасов всех категорий (60%) содержится на 11месторождениях (Ай-Пимское, Восточно-Сургутское, Галяновское, Кечимовское,

Красноленинское, Ловинское, Рогожниковское, Родниковое, Русскинское, Средненазымское, Федоровское) с НИЗ в диапазоне 10-105 млн.т, расположенных в западной и центральной частях округа в пределах Красноленинской, Приуральской, Фроловской и Среднеобской НГО.

Залежи ачимовской толщиприурочены к отложениям нижней части осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи, осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень неоднородности как по латерали, так и по разрезу, а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют коллекторы IV-V класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости 17% и нефтенасыщенности 51%. Среди коллекторов преобладают алевролиты, реже аркозовые песчаники средней сортировки с многочисленными включениями сидерита.

Продуктивные пласты индексируются по-разному, поэтому на Государственном балансе РФ запасы нефти ачимовских отложений учтены в объектах стратиграфических индексов: как БС16-БС22 и БС18-БС22 (до 1985 года), Ач, Ач2...Ач6 (после 1985-1991 г.г.). В последние годы при постановке на учёт Госбаланса подсчётным объектам ачимовской толщи присваивается двойной индекс – к примеру Ач(БС10), в скобках указывается синхронный ачимовскому пласт покровного залегания на шельфе. На Государственном балансе РФ по ТрИЗ отложений ачимовской толщи числится 378 залежей 90 месторождений ХМАО-Югры с НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС1 в количестве 568/113 млн.т и 771/147 млн.т по категории С2. Наибольшая часть запасов всех категорий (75%) содержится на 34 месторождениях с НИЗ 1-14 млн.т, расположенных в центральной и восточной частях округа. Накопленная добыча нефти составляет 15.8 млн.т - 14.0% от НИЗ категорий АВС1.

Залежи, связанные с подгазовыми зонаминефтяных оторочек небольшой мощности. На Государственном балансе РФ числится 22 нефтегазоконденсатные залежи группы пластов ПК15-20, АС4-10, БВ6-21 по 11 месторождениям. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов достаточно высокие: пористость и нефтенасыщенность изменяются в широких пределах (Кп=19-34%, Кн=37-65%), преобладают коллекторы со средними значениями пористости 24% и нефтенасыщенности 51%. В 22 залежах содержатся НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС1 в количестве 651/144 млн.т и 43/8 млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефти составляет 122.1 млн.т - 84.9% от НИЗ категорий АВС1.

Залежи нефти баженовской (тутлеймской) свитыхарактеризуются сложным строением структуры порового пространства. Выделяется три морфологических типа коллекторов: трещинно-поровый, трещинный и трещинно-кавернозный. Пласты баженовской свиты характеризуются невысокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость 8-10%, трещинная ёмкость невелика и составляет 0.1-0.3%, проницаемость для коллекторов трещинного и трещинно-порового типа составляет 0.01-0.020 мкм2, нефтенасыщенность – около 80-90%. Продуктивность отложений слабо зависит от ёмкости порового пространства и, в большей степени, определяется фильтрационной сообщаемостью пор.

Особенности строения продуктивных отложений баженовской свиты влияют на однозначность определения стратиграфической принадлежности подсчётного объекта и на достоверность оценки запасов углеводородов. В настоящее время отсутствуют методики определения подсчётных параметров коллекторов в скважинах и площадного картирования продуктивного резервуара баженовских отложений по данным полевых и дистанционных методов исследований. При оперативных оценках запасов в последние годы параметры утверждаются условно в зависимости от результатов опробований: при получении притока нефти эффективная нефтенасыщенная толщина принимается как 1/3 от общей в высокоомной части свиты, величина открытой пористости коллекторов - равной 8% и нефтенасыщенности - 85%, площадь нефтеносности залежи ограничивается зоной дренирования скважины.

На Государственном балансе РФ запасы нефти отложений баженовской свиты учтены в пластах со следующими стратиграфическими индексами: Ю0, ЮК0, ЮК0-1, ЮС0, ЮСОК и «баженовская свита» по 93 залежам 44 месторождений, в которых содержится (НГЗ/НИЗ) 1058/269 млн.т нефти промышленных категорий АВС1 и 834/194 млн.т по категории С2. Накопленная добыча нефти составляет 5.6 млн.т - 2.1% от НИЗ категорий АВС1. В нераспределённом фонде недр ХМАО-Югры находятся 77% НИЗ всех категорий, в том числе 83% промышленных категорий ВС1. Основную часть составляют уникальные по объёму запасы нефти пласта Ю0 Салымского месторождения, однако достоверность их невысока, поскольку полный пересчёт запасов нефти этого месторождения не проходил Госэкспертизу ГКЗ с 1986 года. Доля начальных извлекаемых запасов нефти остальных месторождений, экспертиза которых осуществлялась ФГУ «ГКЗ» Роснедра в последние годы, незначительна и составляет в общем балансе не более 20% (10% промышленных категорий ВС1). Залежи нефти в пласте Ю0 расположены в западной и центральной частях округа в пределах Красноленинской, Фроловской и Среднеобской НГО.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Трудноизвлекаемый запас - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Трудноизвлекаемый запас

Cтраница 1

Трудноизвлекаемые запасы обычно вырабатываются темпами в два-три раза ниже активных и требуют во столько же раз больше затрат на добычу, а также применения прогрессивных технологий и нового оборудования для достижения достаточной рентабельности.  [1]

Трудноизвлекаемые запасы стали потому, что при существующей системе налогов и акцизов, добывать их нерентабельно. Налоговое бремя столь тяжело, что идет перекос в добыче, губятся месторождения. Так, у ЛУКОЙЛа 17 % скважин бездействуют.  [2]

Всего трудноизвлекаемые запасы составляют 54 % в структуре доказанных извлекаемых запасов Калиниград-ской области.  [3]

Доля трудноизвлекаемых запасов составляет 79 % от ТИЗ.  [4]

По классификации трудноизвлекаемых запасов, предложенных в настоящей работе, участки залежи, пласты и пропластки, проницаемость которых ниже 0 200 мкм2, отнесены к категории низкопроницаемых. Доля запасов нефти в этих коллекторах составляет более половины всех запасов ТрИЗ месторождений Башкирии.  [6]

Всевозрастающая доля трудноизвлекаемых запасов в оставшихся ресурсах нефти, огромные масштабы производства и связанные с этим трудности охраны недр и окружающей среды требуют существенного расширения научно-исследовательских, опытно-промышленных и промысловых работ, направленных на интенсификацию выработки этих запасов.  [7]

Полнота выработки трудноизвлекаемых запасов требует более тщательного изучения условий залегания и физико-химических свойств пластовых флюидов и обоснованного подхода к проектированию и разработке залежей.  [8]

Годовая добыча трудноизвлекаемых запасов в общей добыче составляет 59 1 % и оказывается выше, чем активных запасов.  [9]

Для высокообводненных трудноизвлекаемых запасов показатели выработанное существенно ниже - - 70 - 75 % по месторождениям Урало-Поволжья и 50 - 60 % - по месторождениям Западной Сибири.  [10]

Идея выделения трудноизвлекаемых запасов очень давняя, наверное, ей не менее 20 лет. Изначально трудноизвлекаемые запасы нефти предлагалось выделять по многим различным критериям в соответствии с представлениями того времени о трудностях извлечения запасов.  [11]

Значительная часть трудноизвлекаемых запасов ( ТИЗ) вязких неф-тей Урало-Поволжья приурочена к карбонатным коллекторам, поэтому создание технологий повышения нефтеотдачи для подобного типа месторождений представляет важную практическую задачу. Однако в настоящее время подоб-ные технологии разработаны, главным образом, для месторождений с мало - и средневязкими неф-тями и терригенными коллекторами.  [12]

Для вовлечения трудноизвлекаемых запасов ТТНК используются физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Так, применение биологических поверхностноактивных веществ на Михайловском месторождении позволяет увеличить эффективность добычи нефти из малопродуктивных коллекторов ТТНК.  [13]

Группа с трудноизвлекаемыми запасами ( далее ТрИЗ), харакгертоукждая-ся малыми нефтенасыщенными толщинами терригенных колгипоров от 0.8 до 1.5 метров.  [14]

Проблемы эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов решаются путем разукрупнения эксплуатационных объектов, оптимизации сеток скважин, совершенствования систем заводнения, оптимизации пластовых и забойных давлений, применения стимуляции скважин, вторичных и третичных методов повышения нефтеотдачи пластов.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Трудноизвлекаемый запас - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Трудноизвлекаемый запас

Cтраница 3

Наибольшее расхождение отмечается при выделении трудноизвлекаемых запасов в терригенных коллекторах.  [32]

В то же время выработанность трудноизвлекаемых запасов уникальных месторождений существенно отстает ( на 20 - 25 %) от выработанности запасов других групп месторождений.  [33]

Темпы разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами в 2 - 3 раза ниже, чем для пластов с активными запасами нефти, приуроченных к продуктивным пластам с лучшими коллекторскими свойствами.  [34]

Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами ( высокая вязкость нефти, малая проницаемость и большая неоднородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьшаются до 0 3 - 0 35 при увеличивающейся кратности промывки с 0 8 - 1 до 5 - 7, а при вязкости нефти более 25 - 30 мПа - с заводнение становится малоэффективным. Поэтому перед нефтедобывающей отраслью стоит проблема повышения нефтеотдачи пластов, заключающаяся в увеличении эффективности заводнения как основной технологии и в отборе остаточной нефти из уже заводненных зон ( третичные методы добычи) и из залежей, которые разрабатываются при других режимах истощения или вытеснения.  [35]

Для повышения эффективности извлечения нефти из трудноизвлекаемых запасов необходимо применять циклическую закачку жидкости в нагнетательные скважины.  [36]

Решение проблемы кардинального повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов связано с использованием новых технических средств и технологий. Наряду с созданием новых технологий и технических средств добычи трудноизвлекаемых запасов, решение данной проблемы должно опираться на широкое применение уже разработанных, эффективных, малозатратных технологий повышения нефтеотдачи пластов, широко опробованных в промысловых условиях.  [37]

Все три региона характеризуются большой долей трудноизвлекаемых запасов, до 60 - 80 %; перед каждым из них стоит задача по стабилизации добычи, по удержанию ее постоянного уровня, весьма низкого по сравнению с максимальным, достигнутым 20 - 25 лег назад.  [38]

В целях интенсификации разработки низкопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов необходим избирательный подход к выбору методов ОПЗ и различным группам коллекторов.  [39]

Экономическую оценку вариантов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами следует проводить с учетом Закона Российской Федерации О недрах, в котором в целях стимулирования их освоения предусматривается освобождение от выплаты трех налогов: акциза, платы за недра, отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.  [40]

В монографии рассматривается классификация залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья. Значительное внимание уделяется изучению особенностей состава и свойств остаточных нефтей, влиянию их на характер фильтрации и вытеснения нефти из коллекторов различных типов.  [41]

Уже в настоящее время залежи, содержащие трудноизвлекаемые запасы, обеспечивают более половины добычи нефти. Со временем этот показатель будет увеличиваться как в силу естественного ухудшения качества запасов в процессе разработки залежей ( увеличение выработанное и обводненности), так и в связи с существенным дефицитом подготовленных активных запасов, невовлеченных в разработку. В настоящее время на их долю приходится лишь 3 % разведанной ресурсной базы.  [42]

В табл. 1.9 приведена структура и освоенность трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья Татарстана.  [43]

Решение проблемы повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами связано с созданием новых и усовершенствованием существующих физико-химических методов, обеспечивающих более полное извлечение нефти и уменьшение объемов добычи попутной воды. В связи с этим важное значение приобретают методы регулирования разработки месторождений, вступающих в позднюю стадию, с высокой выработкой запасов и значительной обводненностью добываемой продукции.  [44]

Проектные значения коэффициентов нефтеизвлечения из пластов с трудноизвлекаемыми запасами составили 16 - 20 % для карбонатных и 25 - 35 % - для терригенных коллекторов.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Трудноизвлекаемый запас - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Трудноизвлекаемый запас

Cтраница 2

Вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов требует широкого применения различных методов воздействия на при-забойную зону пласта.  [16]

На месторождении к трудноизвлекаемым запасам относятся терригенные отложения нижнего карбона южной части, которая имеет ухудшенные коллекторские свойства.  [17]

К низкопродуктивным и трудноизвлекаемым запасам отнесены запасы залежи пласта АВЛ ( рябчик) СамотлорекогО месторождения, сеноманская залежь высоковязкой нефти Ван-Еганского месторождения, все залежи ачимовской пачки, большинство залежей юры и отдельные залежи готерив-барремского комплекса.  [18]

Дополнительно к перечисленным трудноизвлекаемым запасам предлагается относить также запасы кольцевых зон. Под кольцевыми зонами понимается часть залежи, расположенная между внешним контуром нефтеносности и первым внешним рядом добывающих скважин при неподвижном водонефтяном контакте и разработке залежи только при внутриконтурном заводнении.  [19]

Бураевское месторождение с трудноизвлекаемыми запасами приурочено к тер-ригенным отложениям нижнего карбона. Эти отложения имеют ухудшенные коллек-торские свойства.  [20]

К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами относятся те, которые вырабатываются со сравнительно низкими технико-экономическими показателями и низкой нефтеотдачей при обычных методах разработки. Повышение эффективности разработки этих залежей в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них.  [21]

Образование объектов с трудноизвлекаемыми запасами главным образом связано со сложностью условий разработки месторождений: особенностями строения продуктивного пласта, его про-ницаемостной неоднородностью, различием физико-химических свойств насыщающих и закачиваемых жидкостей.  [22]

К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами относятся такие месторождения, которые при обычных методах разработки вырабатываются со сравнительно низкими технико-экономическими показателями и низкой ( обычно не выше 20 - 30 %) нефтеотдачей. Причинами являются особенности геологического строения залежей ( ухудшенные свойства пласта и пластовой жидкости, проявление реологических свойств нефти, сравнительно низкая концентрация запасов как по площади, так и по разрезу, небольшие размеры залежей), их разбросанность и удаленность от основных месторождений и районов нефтедобычи.  [23]

К настоящему времени доля трудноизвлекаемых запасов достигает 50 % в балансе запасов страны.  [24]

Галеева посвящена проблемам выработки трудноизвлекаемых запасов основных нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Большое внимание в ней уделяется физико-химическим свойствам остаточного углеводородного сырья в регионе, вопросам повышения нефтеотдачи на залежах от девонских неф-тенасыщенных пластов до пермских отложений природных битумов, а также экологическим проблемам нефтегазодобычи.  [25]

Эффективность разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами значительно зависит от качества заканчивания скважин и методов воздействия на призабойную зону пласта. Создан комплекс методов вскрытия пластов с применением широкой гаммы промывочных жидкостей: естественных водных суспензий, глинистых растворов, растворов на углеводородной основе, гидрофобно-эмульсионных растворов, малоглинистых растворов на полимерной основе. Последние обладают регулируемыми в широком диапазоне структурно-механическими свойствами, стойки к деструкции, позволяют проводить утяжеление до требуемой плотности и обладают низким кольматирующим эффектом.  [26]

Из таблицы следует, что трудноизвлекаемые запасы составляют 33 6 % начальных извлекаемых запасов нефти в республике и 79 6 % от остаточных извлекаемых запасов.  [27]

Один из лицензионных участков содержит трудноизвлекаемые запасы полезных ископаемых. В соответствии со ст. 40 44 Закона Российской Федерации О недрах от 21 февраля 1992 г. № 2395 - 1 ( в редакции, действовавшей до 1 января 2002 г.) организация освобождена от уплаты платежей за пользование недрами и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы при добыче полезных ископаемых по этому лицензионному участку.  [28]

Эффективная разработка низкопроницаемых коллекторов и трудноизвлекаемых запасов предусматривает необходимость принятия решений по регулированию комплекса технологических процессов. Их основой является получение геолого-промысловой информации о состоянии разработки.  [29]

Важное значение для эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов имеет получение объективных данных о свойствах пласта и насыщающих его жидкостей.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru