1 слайд Целью данного курсового проекта является наглядное изображение эффективности применения гидроразрыва пласта на Самотлорском месторождении, а именно на пласте АВ11-2 2 слайд Самотлорское Нижневартовском нефтегазовое районе месторождение Ханты-Мансийского находится автономного в округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска. Было открыто в 1965 году. Природные ископаемые здесь залегают на относительно небольшой глубине: от 1,6 до 2,6 километра. На территории участка сейчас пробурено около 17 тыс. скважин. За все время существования месторождения из земли было извлечено около 2,5 млрд нефти. 3 слайд Разработка пласта АВ1 начата в 1977 г; Всего в нем насчитывается около 18 пластов. Добыто около 30 млн. т. Нефти Активизация тектонических явлений положительного знака стала устойчиво проявляться с аптского времени и продолжалась до неоген-четвертичного, включительно. В этот промежуток времени произошло формирование современного облика Варьеганского поднятия. Здесь вы можете ознакомится с разрезом пласта БС10. Коллектор характеризуется высокой нефтенасыщенной толщиной (10,5),высокой расчленностью, вертикальной неоднородностью и средней проницаемостью. 4 слайд Далее приведены основные ГФХ по пласту. Средняя глубина залегания составляет 2370 м. Коллектор средний по насыщенности ,с средней пластовой температурой. Пластовое давление составляет почти 25МПа.Нефть обладет малой вязкость. 5слайд Объект БС10 разбурен площадной пятиточечной сеткой скважин, закачка воды полностью компенсирует в объёме залежи в фонд скважин входит 325 скважин из 217 добывающих и 108 нагнетальных.По состоянию на 2014 год уровень добычи нефти на объекте составляет 7,6 т/сут при добычи жидкости 154 т/сут обводненность состаляет 95,1% КИН 0,287.По объекту предусмотренна программа ГТМ и доразведки. 6слайд На слайде приведенна динамика основных прогнозных показателей разработки пласта БС10.Исходя из обводненности в 95% и значения отбора от НИЗ в 82,1% месторождение находится на завершающей стадии разработки. 7слайд Применение ГРП на месторождении начато в 2001 г. (в 2001 г. – 2 ГРП, в 2002 г. 3 ГРП в 2003 – 2004 гг. выполнение обработок было приостановлено; в 2005 г. вновь возобновлено. По состоянию на 1.01.2010 г. на объекте выполнено 18 обработок 14 ГРП – на скважинах эксплуатационного фонда, 4 ГРП – на скважинах из бурения. Суммарная дополнительная добыча нефти на дату анализа по скважинам эксплуатационного фонда составляет 196.5 тыс. т в среднем на одну скважино-операцию – 14.0 тыс. т или без учета скважины № 5552 – 69.5 тыс. т в среднем – 5.3 тыс. т/скв.; по скважинам фонда из бурения – 30.5 тыс. т из них 2 после эксплуатации в добыче 2 месяца были переведены под закачку, их суммарной отбор нефти составил 390 тонн. 7слайд В ходе анализа гидроразрыва, сопоставляя обработки 2005-2008 гг пласта на скважинах эксплуатационного фонда отмечены тенденции роста дебита жидкости и нефти после воздействия это связанно с ростом средней мощности мощности пласта после ГРП, но наряду с дебитом нефти растет обводненность после ГРП, что связанно с ростом дебита жидкости после воздействия.Но не везде эта тенденция пррслеживается так на скв. № 5651 была проведена малообъемная обработка (9 т проппанта), после чего дебит жидкости увеличился в 3 раза (с 35 до 92 т/сут), при этом обводненность не изменилась (на уровне 90-95 %). Это обусловлено тем, что скважина до ГРП работала с внутрипластовым перетоком с подошвенной водонасыщенной части пласта, а после обработки произвели замену насоса на более мощный Что же касается ГРП на скважинах из бурения.В результате операции 2007 года на скважине из бурения № 6053 (с закачкой 12 т проппанта), расположенной в южной части залежи, получено 36.9 т/сут жидкости и 0.7 т/сут нефти. Высокая обводненность продукции (98.1 %) обусловлена перетоком из нижней водонасыщенной части пласта (глинистая перемычка – 0.8 м). После отработки в добыче 14 суток, скважину перевели под закачку с приемистостью – 300 м 3 /сут. Эффективные толщины данного пласта по площади Самотлорского л.у. довольно устойчивы, хотя и изменяются в целом от 0 до 30,4 м. На диапазон Нэф от 12 до 20 м при этом приходится более чем 50% случаев, на диапазон 812 м – 22%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в диапазоне 820 м (55% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне – 66%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м не превышают 4% случаев. В разрезе горизонта АВ11-2 выделены два существенно различных типа строения, обладающих разными геолого-промысловыми характеристиками: глинистые коллектора типа «рябчик» и слабоглинистые и слаборасчлененные песчаные тела, идентифицируемые с барьерными палеобарами. Глинистые «рябчиковые» песчаники занимают большую часть площади пласта АВ11-2 в пределах Самотлорского лицензионного участка. Доля в нефтенасыщенном объёме пласта таких коллекторов составляет порядка 8085%. По геофизическим данным в их разрезе иногда выделяются от 1 до 4 практически заглинизированных интервалов, которые зачастую имеют линзовидную форму залегания и не прослеживаются даже в соседних скважинах. Процессы фильтрации в глинистых «рябчиковых» песчаниках имеют очень сложный и до конца не изученный характер. Наиболее массивные высокопористые коллектора залегают в восточной части месторождения на Белозерном участке . Здесь они распределены по всей толщине пласта или тяготеют к его кровле и середине. На запад эффективная толщина убывает, причем хорошие коллекторы присутствуют или в подошвенной части пласта, или в средней. Размеры этой зоны 12х6 км. Отдельными протяженными до 2,5 км зонами с шириной до 0,8 - 1 км слабоглинистые коллекторы увеличенной толщины распространяются на северо-запад от Белозерного участка к северной границе газовой шапки. В районе Мыхпайского поднятия эффективная нефтенасыщенная толщина увеличивается до 10-14 метров и хорошие коллектора присутствуют в средней и подошвенной частях пласта. Аналогичный разрез характерен и для пограничной зоны между Приобским и Черногорским участками. На остальной части Самотлорского месторождения слабоглинистые коллектора залегают отдельными пятнами, эффективная толщина которых не превышает 1 – 2 метра. Внутри таких песчаных тел по геофизическим данным нередко выделяются маломощные непроницаемые прослои линзовидного залегания, чаще всего определяемые как уплотненные карбонатизированные песчаники. Они могут оказывать определенное влияние на вертикальное перемещение флюидов но практически никак не препятствуют латеральной фильтрации. ласт АВ отделен от вышележащего пласта АВ11-2 глинистым разделом толщиной 0.4 - 7 м. Залежь нефти пласта АВ11-2 относится к сруктурно-литологической с обширной газовой шапкой, контуры залежи выходят далеко за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов Самотлорского месторождения, залежь нефти пласта АВ11-2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 40´65 км, этаж нефтеносности - 75 м. Размеры газовой шапки 25´35 км, высота 78 м. В пределах залежи пласт АВ11-2 представлен своеобразными породами, которые в силу текстурных особенностей получили название "рябчиковая порода". Литологически они представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов, глин толщиной 0.01 – 0.1 м. Самотлорское месторождение открыто в 1965 г., промышленная разработка начата в 1969 году, максимальная добыча нефти достигнута в 1980г. и составила 154 млн т, максимальный отбор жидкости –519 млн т. Основным продуктивным горизонтом месторождения является группа пластов АВ, включающая рядразнохарактерных в геологопромысловом отношении пластов: АВ1(1-2), АВ1(3), АВ2-3АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8. Особенным геологическим строениемхарактеризуется 43пласт АВ1(1-2). На большей его части песчано-алевролитовые и глинистые породы залегают ввиде частого чередования тонких прослоев различного литологического состава. Такое сочетание пород получило местное название «рябчик». Особенности геологического строения объекта, характеризующегося наибольшей площадью развития на месторождении, долгое время не позволяли приступить к широкомасштабному, промышленному освоению его запасов ввиду отсутствия подходящей технологии разработки, обеспечивающей оптимальные техникоэкономические показатели. слабодренируемые запасы нефти На долю объектаАВ1(1-2) приходится 38,4% от общих запасов месторождения
