Анализ геологических факторов, определяющих прирост дебитов нефти на Приобском месторождении
Автор: Инякина Е.И., Гордиевских А.В., Куприянов А.О., Шуплецов С.С.
Журнал: Академический журнал Западной Сибири @ajws
Рубрика: Производство
Статья в выпуске: 4 (81) т.15, 2019 года.
Бесплатный доступ
Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания. В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно - осадочные отложения пермо-триасового возраста. Месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями гео логического строения продуктивных пластов. В настоящее время выделяется 12 участков разработки, различающиеся геологическими характеристиками, долей пластов в запасах, а также системой разработки, вводом их в эксплуатацию. Часть участков находятся в активной разработке. Существенный рост добычи нефти наблюдается на протяжении всего периода разработки за счёт внедрения геолого-технических мероприятий.
Геологическое строение, физико-химические свойства, пластовая нефть, приобское месторождение, добываемый флюид, терригенные отложения, геолого-технических мероприятий
Короткий адрес: https://sciup.org/140248163
IDR: 140248163
Текст научной статьи Анализ геологических факторов, определяющих прирост дебитов нефти на Приобском месторождении
Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности. В связи с этим, наиболее актуальной задачей является внедрение на скважинах Приобского месторождения геологотехнических мероприятий. Одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов является гидроразрыв пласта [1].
Внедрение метода ГРП на Приобском месторождении началось в начале 2000 г., как одного из наиболее рекомендуемых в данных условиях разработки. Существенный рост добычи нефти за счёт ГРП наблюдается на протяжении всего периода. По итогам 2016 г. накопленная дополнительная добыча нефти за счёт ГРП составляет 68% от всей добытой нефти. Причём большая часть дополнительной добычи от ГРП составила нефть пласта АС 11 – 17823 тыс.тонн (86%), АС 10 -1658 (тыс. тонн (8%), АС 12 – 1244 тыс. тонн (6%), а это значит дополнительная добыча от пласта АС11 составляет 70% от всей добычи по пласту и 59% от добычи в целом.
] пласт АС10 прирост АС10
] пласт АС12 прирост АС12
пласт АС11
прирост АС11
Рис. 1. Эффективность проведения ГРП по пластам в зависимости от различных нефтенасыщенных толщин.
По пласту АС 12 – 46% от всей добычи по пласту и 7% от добычи в целом. По пласту АС10 – 75% от всей добычи по пласту и 4% от добычи в целом [2, 3].
Из числа геологических факторов, определяющих прирост дебитов нефти по скважинам на Приобском месторождении, была выделена нефтенасыщенная мощность, подвергшихся ГТМ. На это указывают результаты анализа эффективности проведения ГРП на различные пласты в зависимости от нефтенасыщенных мощностей. На рис. 1 показано распределение скважин и прирост по нефтенасыщенным мощностям.
Как видно из рис. 1, основным объектом ГРП является пласт АС11 и нефтенасыщенная мощность его изменяется равномерно в интервалах от 10 до 50 метров. Наибольшее количество ГРП проведено в интервалах пласта от 25-35 метров. Первоначальные приросты свыше 122 т/сут обеспечивает нефтенасыщенная мощность до 10 метров и далее с увеличением мощности приросты увеличиваются до 250 т/сут [4-6].
Маломощным объектом разработки считается пласт АС 10 – здесь большее количество ГРП проведено в интервалах мощностью от 10-15 метров. Распространение более мощных интервалов по этому пласту не наблюдается. Приросты добычи нефти данного пласта также небольшие – до 25 т/сут, при нефтенасыщенной мощности в интервале 10-20 метров [7].
Самым мощным объектом для проведения ГРП является пласт АС 12 , мощностью более до 50 метров. В остальных интервалах охват по мощности этого пласта весьма мал и приросты нефти по этому пласту незначительные всего до 6,5 т/сут., но при мощности более 50 метров – прирост достигал до 27 т/сут. Таким образом, полученные результаты от внедрения методов интенсификации хорошо согласуются с представлениями о коллекторских свойствах пластов Приобского месторождения.
Список литературы Анализ геологических факторов, определяющих прирост дебитов нефти на Приобском месторождении
- Алиев З.С., Мараков Д.А. Влияние переходной зоны на достоверность запасов газа и на производительность скважин // Нефть и газ: опыт и инновации. 2017. Т. 1, № 1. С. 22-40.
- Грачев С.И., Краснова Е.И. Термодинамические процессы при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. ТюмГНГУ, 2015. 99 с.
- Иванова М.С., Инякина Е.И., Краснов И.И., Инякин В.В. Влияние горно-геологических условий на отработку запасов углеводородов. // Горный журнал. 2019. № 2. С. 10-12.
- Инякина Е.И., Мамчистова Е.И. и др. Влияния неравномерности ввода залежей в разработку на величину конденсатоотдачи // Научный форум. Сибирь. 2015. Т. 1, № 1. С. 47- 48.
- Инякина Е.И., Краснов И.И., Инякин В.В. Опыт разработки нефтегазоконденсатных месторождений с осложненной геологофизической характеристикой // Нефть и газ: опыт и инновации. 2017. Т. 1, № 1. С. 41-56.
- Краснов И.И. Технология выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из сложнопостроенных нефтегазовых месторождений // Нефть и газ. 2003. № 2. С. 46-50.
- Островская Т.Д., Инякина Е.И., Краснов И.И. Влияние воды на извлечение углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения // Научный форум. Сибирь. 2018. Т. 4, № 2. С. 5-7.
