WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     || 2 | 3 |

На правах рукописи

КИРИЛЛОВ АЛЕКСАНДР ИВАНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ Разработки туймазинского нефтяного месторождения в завершаюЩей стадии

Специальность 25.00.17

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа - 2006

Работа выполнена в ДООО «Геопроект»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор

Лозин Евгений Валентинович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, доцент

Котенев Юрий Алексеевич

кандидат технических наук,

старший научный сотрудник

Шарафутдинов Ирик Гафурович

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью «Юганскнефтегаз – научно-технический центр УФА»

Защита состоится “17” ноября 2006 г. в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма (ОАО НПФ) «Геофизика» по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан октября 2006г

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор химических наук Д.А. Хисаева

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Туймазинское месторождение первым среди уникальных вступило в завершающую стадию разработки. Впервые в стране на этом месторождении была запроектирована и осуществлена научно обоснованная система разработки, внедрены многие научные и инженерные решения. Обобщение результатов теоретических, методических, технологических, технических разработок и исследование проблем повышения выработки запасов нефти с целью достижения высоких величин нефтеотдачи (0,5 и более) представляет несомненный научный и практический интерес. Достигнут высокий коэффициент нефтеизвлечения месторождения 0,503, обводненность продукции составляет 90,2% при действующем фонде 933 добывающих и 165 нагнетательных скважин. В тоже время огромный фонд скважин вышедших в тираж по обводнению и низкая степень выработки запасов нефти промежуточных объектов разработки дают основания к совершенствованию системы разработки, поиску участков повышенной нефтенасыщенности с использованием современных методов математического моделирования и вовлечению в разработку слабодренируемых зон с применением новых методов увеличения нефтеотдачи.

Цель работы. Изыскание научно обоснованных решений для совершенствования разработки уникального нефтяного месторождения и повышения нефтеотдачи на завершающей стадии.

Основные задачи исследований.

  1. Детализация особенностей геологического строения залежей нефти Туймазинского месторождения, систематизация физических свойств коллекторов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов.
  2. Уточнение влияния уплотнения сетки скважин на повышение КИН в завершающей стадии.
  3. Выявление характера выработки запасов нефти горизонтов DI и DII по данным бурения новых скважин, боковых стволов и оценочных скважин.
  4. Выявление техногенного влияния длительной разработки месторождения с применением заводнения на коллекторские свойства и выработку запасов.
  5. Оценка эффективности форсированного отбора жидкости (ФОЖ), в т.ч. на завершающей стадии.
  6. Решение технологических задач повышения коэффициента нефтеизвлечения в завершающей стадии разработки с помощью постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ).
  7. Оценка эффективности применяемых на месторождении методов увеличения нефтеотдачи.
  8. Разработка и внедрение новой технологии повышения нефтеотдачи.

Методы исследований.

Решение поставленных задач осуществлялось геолого-промысловыми, гидродинамическими, геофизическими, лабораторными и теоретическими исследованиями. Лабораторные, промысловые, гидродинамические и геофизические исследования проведены по разработанным программам с использованием стандартной аппаратуры. Теоретические исследования проведены с помощью аналитических, статистических методов и использованием методов теории адаптации при математическом моделировании.

Научная новизна работы.

  1. Предложен метод контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия на призабойную зону и пласт путем измерения изменения свойств нефти по коэффициенту светопоглощения, численные значения которых соединенные с замерами изменения вязкости, плотности, содержания смол, асфальтенов и серы, комплексно определяют границы и продолжительность периода воздействия.
  2. Усовершенствована методика оценки эффективности и выбора объектов для форсированного отбора жидкости, уплотнения сетки скважин и размещения боковых горизонтальных скважин путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с наивысшей нефтенасыщенностью и слабой дренируемостью при вытеснении нефти водой.
  3. Разработана технология управляемого волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт. (Патент РФ №2171354, от 27.07.2001г.).

Основные защищаемые положения.

  1. Методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия на ПЗП и пласт по данным изменения коэффициента светопоглощения и физико-химических свойств нефти.
  2. Методика оценки эффективности и выбора объектов для интенсификации отбора остаточных запасов по картам недренируемых подвижных запасов.
  3. Технология управляемого волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработаны эффективные решения принципиальных вопросов совершенствования разработки Туймазинского месторождения в завершающей стадии:

  1. Детализирована выработка запасов нефти по разрезу и площади горизонтов DI и DII.
  2. Определено влияние уплотнения сетки скважин на нефтеотдачу в завершающей стадии.
  3. Уточнены критерии и дана оценка форсированного отбора жидкости.
  4. Оценено техногенное влияние разработки на снижение проницаемости песчаников горизонтов DI и DII и на выработку запасов нефти.
  5. Уточнена методика оценки эффективности и выбора объектов для размещения боковых, горизонтальных скважин и обоснования технологий МУН.
  6. Разработана методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия по коэффициенту светопоглощения и физико-химическим свойствам нефти.
  7. Разработана и внедрена технология волнового воздействия на пласт; ее применение обеспечило добычу 34,2 тыс. т. дополнительной нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на XVII конференции молодых ученых и специалистов (г. Уфа, 2002 г.); на научно-практической конференции “60 лет девонской нефти” (г. Октябрьский, 2004 г.); на технических советах НГДУ и ОАО АНК «Башнефть»; на центральной комиссии по разработке месторождений (нефтяная секция), протокол № 3579 от 28.02.2006г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе получен 1 патент РФ. В совместных публикациях автору принадлежит постановка задач, разработка методических вопросов, анализ, обобщение, испытание и внедрение рекомендаций на Туймазинском нефтяном месторождении.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников. Содержит 142 страницы машинописного текста, 23 рисунка, 15 таблиц, 67 библиографических ссылок.

Работа выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Лозина Е.В., которому автор выражает глубокую благодарность. Признательность и благодарность за помощь и консультации автор выражает д.т.н. Гилязову Р.М., д.г-м.н. Баймухаметову К.С., д.т.н., проф. Хисамутдинову Н.И., к.т.н., с.н.с. Козлову Ю.А., к.т.н. Гареевой Т.Б., Гарифуллину А.Ш., Якупову Р.Ф.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, кратко освещаются цели и задачи исследований, показана научная новизна, основные защищаемые положения.

В первой главе рассмотрены особенности геологического строения Туймазинского месторождения. Геологическое строение месторождения изучалось М.В. Мальцевым, А.А. Трофимуком, Г.П. Ованесовым, Т.М. Золоевым, И.Г. Пермяковым, В.А. Кобелевой, К.С. Баймухаметовым, Ю.П. Кисляковым, Ф.М. Якуповым и др. Диссертантом проведен анализ данных по доизучению геологического строения. Типы залежей, свойства пластовых нефтей и коллекторские свойства пластов-коллекторов систематизированы и классифицированы.

Туймазинское месторождение было первым месторождением «платформенного» типа, открытым в России. Расположено на востоке южного (Альметьевского) купола Южно-Татарского свода и приурочено к обширной брахиантиклинальной структуре северо-восточного простирания. Строение брахиантиклинали асимметричное: северо-западное крыло пологое с углами падения 10-30', юго-восточное более крутое - 3-4о. Размеры собственно Туймазинской брахиантиклинали составляют 40 х 20 км.

Промышленно нефтеносными на Туймазинском месторождении являются (сверху вниз): карбонатная пачка алексинского горизонта Сал.к, пласты CVI.1, CVI.2, CVI.3 бобриковского горизонта; пачка СТ турнейского яруса; пачки Dзв1, Dзв2, Dфмс1, Dфмс2 фаменского яруса; пласты DIа, DIб, DIв, DIг, DIд пашийского горизонта, пласты DIIвх, DIIосн муллинского горизонта, пласты DIII, DIV ардатовского горизонта.

Основным объектом разработки месторождения является продуктивный горизонт DI, который представлен песчаниками и алевролитами. Эффективная толщина горизонта достигает 36,4 м. Чаще всего наблюдается слияние пластов DIв и DIг. Пашийский горизонт перекрывается пластом известняка кыновского горизонта (верхний известняк) толщиной 1,5-3,0 м, который прослеживается повсеместно. В горизонте DI выделяется 3 пачки – верхняя, средняя и нижняя. Верхняя залегает между подошвой «верхнего» известняка и кровлей средних, наиболее развитых пластов песчаников. В верхней пачке выделяются пласты DIа и DIб. Средняя пачка охватывает наиболее выдержанные и отсортированные песчаные пласты горизонта – DIв и DIг. Нижняя пачка залегает от кровли коричневато- и темно-серых глин до кровли аргиллитовой пачки – пласт DIд. В разрезах значительного числа скважин пласты сливаются из-за отсутствия глинистых перемычек.

Пласт DIа наименее выдержанный по площади из всех пластов горизонта DI. Характеризуется, в основном, мозаичным распространением. В пласте выделено 52 залежи нефти. Водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт ни одной скважиной. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,7 м. Коэффициент расчлененности составляет 1,1. В среднем пористость равна 19,1%, проницаемость - 0,169 мкм2.

Пласт DIб более выдержан по площади, чем пласт DIа, и залегает в виде извилистых полос, реже небольших линз. По пласту DIб выделено 23 залежи. На долю самой крупной залежи приходится 85 % от всей площади пласта DIб. Залежь пластовая, литологически экранированная, внутри неё имеются частые зоны замещения. Размеры залежи 27 x 19 км. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 1,4 м. Коэффициент расчлененности равен 1,3; коэффициент распространения - 0,57. В среднем пористость составляет 19,2%, проницаемость 0,295 мкм2.

Пласт DIв развит на всей площади месторождения. Выделено три залежи нефти. На долю основной залежи приходится 91 % от всей площади, занимаемой DIв. Размеры 35 x 18 км. В 30% скважин пласт сливается с пластом DIг. Зоны отсутствия коллекторов имеют локальный характер. Коэффициент распространения составляет 0,88. Максимальная нефтенасыщенная толщина достигает 11,8 м, средняя нефтенасыщенная толщина 2,8 м. Коэффициент расчлененности 1,8. Пористость в среднем равна 21,2%; проницаемость - 0,483 мкм2.

Пласт DIг имеет наибольшее развитие на площади месторождения из всех пластов пашийского горизонта (коэффициент распространения равен 0,96). Эффективная толщина пласта 4,3 м. В 20 % скважин происходит слияние с нижележащим пластом DIд. По пласту DIг выявлено 8 залежей нефти. Основная залежь размерами 33,5 х 17км и высотой 56 м. - пластового сводового типа. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 3,3 м. Коэффициент расчлененности 1,35. В среднем пористость равна 22,0%; проницаемость - 0,635 мкм2.

Песчаники пласта DIд залегают в виде узких извилистых полос, ориентированных с северо-северо-запада на юго-юго-восток. По пласту DIд выявлено 32 залежи нефти. Самая большая залежь имеет размеры 16,5 x 18 км. Максимальная высота залежи 38-43 м. Коэффициент распространения песчаников 0,49. Общая эффективная толщина пласта достигает 24,8 м, при среднем значении 4,8 м. Изменения толщин весьма значительны и часто происходят на коротком расстоянии. Накопление песчаников пласта происходило в зонах размыва глинораздела между песчаниками пашийского и муллинского горизонтов. Выявлено более десяти зон слияния песчаников пашийского и муллинского горизонтов. Общая эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 24,8 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м. Коэффициент расчлененности 1,4. В среднем пористость составляет 20,8%; проницаемость – 0,505 мкм2.

Продуктивный горизонт DII представлен кварцевыми, мелкозернистыми и крупнозернистыми алевролитами и песчаниками с незначительными примесями полевых шпатов. По литологическим особенностям горизонт DII делится на две пачки: верхнюю - DIIвх и основную - DIIосн.

Pages:     || 2 | 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»