Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование разработки массивной залежи нефти трещинно-гранитного фундамента месторождения Белый Тигр

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Трахачева, Екатерина Александровна

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Характеристика залежей нефти в образованиях фундамента.

1.1. Основные характеристики месторождений нефти, приуроченных к породам фундамента.

1.2. Особенности строения залежи нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр.

Глава 2. Основные принципы разработки массивной залежи трещинно-гранитного фундамента месторождения Белый Тигр.

2.1. Анализ текущего состояния разработки.

2.2. Решение задачи о рациональном размещении скважин, порядок вскрытия эксплуатационных объектов.

2.3. Особенности заводнения залежи.

Глава 3. Совершенствование системы разработки залежи фундамента.

3.1. Контроль и регулирование процесса разработки залежи нефти фундамента.

3.2. Оценка влияния гравитационной сегрегации фаз на процесс извлечения нефти. S

3.3. Моделирование и оценка эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование разработки массивной залежи нефти трещинно-гранитного фундамента месторождения Белый Тигр"

Породы многих разрабатываемых нефтяных залежей как в России, так и за рубежом, характеризуются наличием трещин, которые полностью или частично определяют фильтрацию пластовых флюидов. Для залежей нефти в трещинных породах характерна повышенная неоднородность коллекторских свойств по сравнению с терригенными пластами. Большинство разрабатываемых месторождений с трещинными коллекторами приурочено к карбонатным породам, однако все больше залежей нефти и газа открывается в породах кристаллического фундамента. Залежи нефти в породах фундамента чаще всего приурочены к коре выветривания или к выступам поверхности фундамента и содержатся в массивных резервуарах, неравномерно насыщенных флюидами по объему. Внутри резервуаров продуктивные трещинные зоны чередуются с интервалами развития плотных пород с низкой трещинностью, из которых притоки нефти отсутствуют. Общая пустотность продуктивных зон обычно составляет до 1,5 - 2,5 %, примерно половина этой величины связана с трещинами тектонического генезиса, остальная часть обусловлена кавернами и порами, образовавшимися под действием гидротермальных процессов. Достаточно часто высокими коллекторскими свойствами обладает кора выветривания у поверхности фундамента.

В массивных кристаллических породах встречаются два основных типа пустотности:

- трещины и разломы;

- объемные зоны дезинтегрированной породы.

Первые, как правило, играют роль флюидопроводящих каналов, но также с учетом оперяющей трещинности могут быть и емкими коллекторскими зонами. Вторые являются резервуарами нефти и газа.

Проблема разработки нефтяных залежей в трещинных породах фундамента является сложной и в недостаточной степени изученной.

Имеется весьма ограниченный опыт разработки таких месторождений, особенно крупных месторождений.

В данной диссертационной работе рассмотрен опыт изучения и разработки уникальной залежи нефти в гранитоидном фундаменте месторождения Белый Тигр. Несмотря на то, что промышленная разработка залежи ведется уже более 15 лет и нефтенасыщенные гранитоиды вскрыты во многих скважинах, пробуренных на месторождении, фундамент все же представляет собой достаточно сложный, малоизученный объект.

Залежь разрабатывается с применением заводнения. Нагнетаемая вода по высокопроницаемым трещинам поступает к забоям добывающих скважин, что приводит к росту обводненности продукции и сокращению периода безводной эксплуатации. Основная проблема при заводнении сложнопостроенных залежей, неоднородных по коллекторским свойствам, заключается в повышении коэффициента охвата нефтенасыщенных участков залежи дренированием.

В настоящее время актуальными задачами на месторождении является поддержание добычи нефти на достигнутом уровне и ограничение темпов роста обводненности добываемой продукции. Для условий нефтяной залежи фундамента с большим этажом нефтеносности (до 2000м) и высокими пластовыми температурами основная роль отводится гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи. Несмотря на то, что технологии гидродинамического воздействия достаточно хорошо изучены и широко применяются на практике, применение их на таком сложном объекте, как фундамент, имеет особенности и требует дополнительного изучения.

Актуальность работы заключается в значимости исследований процесса сегрегации в массивном неоднородном объекте, обосновании технологических подходов, позволяющих увеличить эффективность выработки запасов и повысить коэффициент нефтеизвлечения из массивной залежи.

Целью представляемой диссертации является исследование влияния закономерностей геологического строения залежи фундамента на процессы сегрегации фаз и извлечения нефти, обоснование и исследование эффективных технологий разработки массивной залежи фундамента месторождения Белый Тигр.

Данные цели работы определяют задачи исследований:

- обобщение представлений о геологическом строении месторождений нефти и газа, приуроченных к породам фундамента;

- комплексный анализ существующей системы разработки массивной залежи фундамента месторождения Белый Тигр;

- исследование процесса проявления гравитационной сегрегации фаз в массивной залежи при нагнетании воды в нефтенасыщенную часть пласта;

- обоснование рациональных методов повышения нефтеотдачи залежи фундамента.

Методы решения поставленных задач. Методы геолого-промыслового анализа показателей разработки; обобщение результатов лабораторных исследований пластовых флюидов, фильтрационно-емкостных свойств коллектора, данных гидродинамических исследований скважин при построении фильтрационной модели элемента системы расстановки скважин; гидродинамическое моделирование с использованием программного комплекса TEMPESTmori:.

Научная новизна работы:

1. Создана модель элемента системы расстановки скважин залежи фундамента месторождения Белый Тигр с учетом современных представлений о геологическом строении залежи.

2. Получены аналитические оценки интенсивности гравитационной сегрегации фаз на различных уровнях залежи фундамента.

3. Исследовано влияние анизотропии коллекторских свойств на процесс сегрегации воды и нефти.

4. Обосновано применение гидродинамических методов как основного способа повышения нефтеотдачи залежи нефти трещинного фундамента месторождения Белый Тигр.

5. Изучена эффективность перспективных технологий воздействия на массивную залежь с неоднородным коллектором.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Трахачева, Екатерина Александровна

Результаты исследования проницаемости макротрещинных зон в скважинах фундамента по данным термопрофилирования скв. Интервал фундамента Работающие толщины, м Прон ицаем ост ь микротрещинн ых зон, мкм2

419 3656,5 - 3671,5 15 1,651

923 3346,8 - 3350,9 4,1 1,076

556 3305,9-3337,2 31,3 1,049

3371,1 - 3395,3 24,2 1,037

450 3704,4-3708,8 4,4 1,923

3735,3 -3744,1 8,8 1,958

438 3678,8-3686,0 7,2 2,365

430 3630,7 - 3635,6 4,9 1,119

3476,6-3516,3 39,7 1,225

407 3526,3 -3556,1 29,8 1,138

3566,0 - 3585,9 19,9 1,147

Как видно из таблицы, основная продукция поступает в скважины из макротрещинных зон, толщина которых находится в пределах от 4 до 40 м, проницаемость 1-2 Дарси. Суммарная толщина таких макротрещинных зон в исследованных скважинах достигает 90м.

Решение задачи оценки проницаемости коллектора по индикаторным кривым зависит от достоверности определения приточных толщин в разрезе.

Очевидно, что этот метод позволяет дифференцировать коллектор по фильтрационно-емкоетным свойствам и типу пустотного пространства, оценка же поинтервальной проницаемости сильно затруднена.

Проведены опытно-промышленные работы по закачке трасс-индикаторов в нагнетательные скважины 405 (нитрат аммония, 50т) и 455 (роданит аммония, 90 т). В скважину 405 закачано 120 тонн 42% раствора нитрата аммония в течение трех суток. В соседних скважинах 404 и 450 через трое суток было обнаружено присутствие нитрата. В скважину 455 в течение четырех суток было закачано 225 тонн 40% раствора радонита аммония. Через двое суток после его поступления в пласт его присутствие обнаружено в скважинах 417, 420, 428.

Коэффициент вытеснения нефти для макро пустотной емкости определялся в 1997г. на керновых фильтрационных моделях. Средние значения коэффициента вытеснения равны:

0,886 - при вертикальном размещении моделей,

0,732 - при горизонтальном.

Среднее значение коэффициента вытеснения, определенное по кернам для микропустотной емкости составило 0,44.

В последующем для характеристики фильтрационно-емкостных свойств фундамента было отобрано 45 представительных образцов, максимально сохранивших структуру пустотного пространства. Пустотность образцов определена в пределах от 1,11 % до 12,54%, газопроницаемость от 15,3 мД до 37200 мД. Из подобранной коллекции составлено 19 единичных и сборных моделей, на которых определены коэффициенты вытеснения. Среднее значение коэффициентов вытеснения для вертикальной фильтрации равно 0,65 (диапазон изменения 0,558-0,763), а для горизонтальной - 0,647 (диапазон изменения 0,529-0,775). Результаты определения коэффициента вытеснения по кернам приводятся в табл. 1.2.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе рассмотрены особенности и проведен анализ состояния разработки массивной залежи в гранитоидных породах фундамента; создана гидродинамическая модель, параметры которой отражают средние свойства залежи фундамента; с помощью аналитических оценок и гидродинамического моделирования исследован процесс гравитационной сегрегации фаз в залежи; даны конкретные решения по применению комплекса гидродинамических методов в качестве основного метода управления выработкой запасов месторождения Белый Тигр. С помощью гидродинамического моделирования выполнена оценка технологической эффективности применения различных гидродинамических методов повышения нефтеотдачи залежи фундамента. Результаты данной работы внедрены при проектировании разработки и промышленном освоении месторождения Белый Тигр и других месторождений на шельфе Вьетнама.

По результатам всей работы можно сделать следующие выводы:

1. На основании анализа данных о геологическом строении залежи фундамента месторождения Белый Тигр установлено, что основная часть продуктивной толщи центрального блока хорошо контролируется развитой системой трещин; участок северного свода разбит на отдельные блоки, гидродинамическая связь между которыми значительно ухудшена. Это требует дифференцированного подхода к системе выработки запасов из центрального и северного блоков.

2. Анализ показателей разработки нефтяной залежи фундамента и сопоставление характеристики обводнения с обобщенными данными по ряду разрабатываемых месторождений свидетельствуют о наличии значительных резервов в темпах отбора запасов.

3. Сегрегация играет большую роль при разработке массивных залежей. С использованием аналитической зависимости установлено, что интенсивность сегрегации связана, в первую очередь, с проницаемостью коллектора. Чем больше проницаемость, тем выше скорость сегрегации.

4. Показано, что скорость вытеснения нефти закачиваемой водой в малопродуктивной подошвенной части залежи превосходит скорость сегрегации, что приводит к подъему уровня водонефтяного контакта.

5. Установлено, что процессы сегрегации в массивной залежи происходят при различной степени анизотропии фильтрационно-емкостных свойств. Подобные процессы необходимо учитывать при проектировании разработки объектов данного типа так, чтобы скорости сегрегации, заложенные в геолого-технологическую модель, соответствовали фактическим данным.

6. Показана возможность моделирования процесса сегрегации на отдельном расчетном элементе системы расстановки скважин.

7. На объектах разработки, подобных залежи фундамента месторождения Белый Тигр, основным способом повышения нефтеотдачи являются гидродинамические методы.

8. Результаты гидродинамического моделирования свидетельствуют, что наибольший технологический эффект достигается в результате переноса интервалов отбора и закачки, а также при уплотнении сетки скважин, в частности, за счет бурения боковых стволов.

9. На завершающем этапе разработки залежи фундамента месторождения

Белый Тигр при высокой обводненности добываемой продукции перспективной технологией является форсирование режимов работы скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Трахачева, Екатерина Александровна, Москва

1. Авторский надзор за разработкой месторождений Белый Тигр и Дракон и обоснование уровней добычи нефти и основных технологических показателей разработки на планируемый год (по состоянию на 01.01.2002г.). Отчет о НИР III.2 Вунгтау, 2002г.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем: Пер с англ. М.: Недра, 1982 - 407 с.

3. Алишаев М.Г., Белянин Г.Н. О влиянии гравитационной сегрегации на эффективность заводнения массивных залежей с трещиноватым коллектором. // Нефтяное хозяйство. 1999. -№6. - с.21-23

4. Амелин И. Д., Субботина Е.В. Особенности разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами // Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

5. Амелин И.Д., Сургучев M.JL, Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М. Недра, 1994.-308 с.: ил.

6. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Поспелов В.В. и др. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа южного Вьетнама. // Нефтяное хозяйство. 1996. -№8. - с.27-29

7. Арешев Е.Г., Гриценко А.Н., Попов O.K., Донг Ч.Л., Исайчев В.В. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр. // Нефтяное хозяйство. 1999. - №9. - с.30-37

8. Баренблатт Г.И., Ентов В.М, Рыжик В.М Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984, 211 с.

9. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. -416с.: ил

10. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды. // ВНИИОЭНГ, сер. «Нефтепромысловое дело». Обзорная информация. Вып.1 (73) -М. 1984

11. Геолого-промысловый анализ разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01. М., 2002

12. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. / Перевод с англ. М.: Недра, 1986. -608 с.

13. Запивалов Н.П. Нефтегазоносность фундамента Западной Сибири // Международная научно-практическая конференция: Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых и древних платформ, 4-8 июня 2001 г., Тезисы докладов, Казань 2001. -с. 22-25.

14. Запивалов Н.П., Левянт В.Б., Шустер В.Л. Перспективы нефтегазоносности фундамента на примере Западной Сибири и Хиндустанского субконтинента.

15. Исследование коллекторов с естественной трещиноватостью. Материалы научной конференции Американской ассоциации геологов-нефтяников. 4-8 мая 1987г. Сноуберд, штат Юта

16. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов / М.М. Мусин, Р.Х. Муслимов, З.Г. Сайфуллин, А.Х. Фактуллин Казань: Отечество, 2001. - 252 с.

17. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. Уфа: Тау, 2002. - 256 с.

18. Кошляк В. А., Куи Х.В. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-емкостных свойств. // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8. -с.41-47

19. Кристаллический фундамент Татарстана и проблемы его нефтегазоносности. Под ред. Р.Х. Муслимова, Т.А. Лапинской. Казань, изд. «Дента», 1996, 488 е., с илл.

20. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997.-397 с.

21. Лебединец Н.П. Особенности разработки нефтяной залежи фундамента месторождения Белый Тигр.// Геология нефти и газа. -2002. №5. - с. 25-29

22. Левянт В.Б., Авербух А.Г., Гогоненков Г.Н., Шустер В.Л. Перспективы использования данных сейсморазведки для выделения ловушек углеводородов в кристаллическом фундаменте. Сб. Международной научно-практической конф.

23. Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов», Москва, 2002г.

24. Майдебор В.Н., Лебединец Н.П., Посташ М.Ф., Чеховская Г.Ю., Харченко Б.С., Сенько А.А., Сюняев Я.Х. Разработка нефтяных месторождений с трещиновато-кавернозными и трещиновато-пористыми коллекторами. ТНТО ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело» -М., 1979

25. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980.-288 с.

26. Майдебор В.Н. Разработка месторождений с трещиноватыми коллекторами. -М.: Недра, 1971 -232 с.

27. Максимов В.М. Основы гидротермодинамики пластовых систем. М.: Недра, 1994 - 201 е.: ил.

28. Муслимов Р.Х. Потенциал фундамента нефтегазоносных бассейнов резерв пополнения ресурсов углеводородного сырья в XXI веке. // НТЖ «Георесурсы». - 2002. - № 412. -с.2-5

29. Особенности разработки сложнопостроенных залежей нефти Сборник научных трудов. Вып. 94 М., Всесоюзный нефтегазовй научно-исследовательский институт, 1986 - 197с.

30. Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения белый Тигр (по состоянию на 01.01.2002г.). Вунгтау, 2002.

31. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Книга 1,2.- М.: Недра, 1976

32. Трещинные коллекторы нефти и газа и методы их изучения. Труды ВНИГРИ. Вып. 242. Л.: Наука, 1965. - 290 с.

33. Хаппель Д., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса. М.: Мир, 1976. -630с.

34. Чан Ле Донг, Демушкин Ю.И., Х.В. Куи, Ф.Д. Хай. Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения Белый Тигр. // Нефтяное Хозяйство, 1996. № 8, с. 35-37

35. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещинных коллекторах. М.: ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», 2002. -254с.

36. Чоловский И.П., Иванова М.М., Гутман И.С., Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтепромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов: Учебник для вузов. М.: ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002,-456с.: ил.

37. Шан Н.Т., Белянин Г.Н., Штырлин В.Ф., Лой К.М., Хьен Л.Д., Хынг Х.Т. Гидропрослушивание скважин эффективный метод контроля за разработкой месторождения Белый Тигр. // Нефтяное хозяйство. - 2000. - №2. - с.34-36

38. Ehlig-Economides С.A., Taha М., Novoa Е. Drilling and completion strategies in naturally fractured reservoirs. SPE 59057. 2000

39. G.H. Lumsden, P.J. Black, S. Troemboecky, S.A. Mobarak. Development and operational planning for a fractured, gas-condensate reservoir with thin oil column, Szeghalom field, Hungary. SPE, 20777. 1990.

40. Hydrocarbon production from fractured basement formations. Compiled by Tony Batchelor, Jon Gutmanis. GeoScience Limited. February, 2002

41. James K.H. The Venezuelan hydrocarbon habitat. JPG, Jul 2002

42. Mijares O., Ramonez M., Romero M. Numerical simulation model of highly faulted reservoir based on an integrated approach in lake Maracaibo. SPE, 69576. 2001

43. Prospects of enhanced oil recovery for the Bach Ho fractured basement reservoir. Nguyen Dang Man, Pham Anh Tuan, Le Dinh Lang, Truong Cong Tai. 12th European Symposium on Improved Oil Recovery - Kazan, Russia, 8-10 September 2003

44. Saad S.V., Darwich T.D. Water coning in fractured basement reservoirs. SPE, 29808. 1995 p.p. 357-366