Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на Гремихинском месторождении

Гремихинское месторождение

Расположение Гремихинского месторождения, а также других нефтяных месторождений республики Удмуртия показано на карте ниже.

Рисунок 1. Гремихинское месторождение. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Гремихинское месторождение было открыто в 1964 году во время бурения параметрической скважины, которая и подтвердила наличие нефти в каменноугольных отложениях. Поисково-разведочное бурение здесь началось в 1965 году и завершилось в 1967 году. Разрабатываться оно началось в 1981 году, а до этого находилось в консервации.

Основным объектом разработки на Гремихинском месторождении является залежь нефти башкирского яруса среднего карбона, располагающаяся на глубине около 1200 метров. Данная залежь представляет собой массивный объект с подошвенными водами, которые относятся к водам крупного водонапорного бассейна. По своим фильтрационным свойствам продуктивный пласт месторождения делится на три части

Верхняя пачка залежи представляет собой переслаивание тонких низкопроницаемых коллекторов и пласто-неколлекторов (плотный известняк), толщина которых составляет от одного до трех метров. Общая толщина пачки колеблется от пятнадцати до восемнадцати метров. Общая нефтенасыщенная площадь по всей пачке 6,7 метров. Общая пористость составляет 18 %, а проницаемость около 0,062 квадратных микрометров. Нефть этой части характеризуется плотностью менее 2 кубометров на тонну и вязкостью до 200 мПа. Запасы пачки составляют 28 % от общих.

Средняя и нижняя пачки залежи представлены теми же коллекторами, что и верхняя, но обладает толщиной до 7,6 метров. Количество продуктивных пластов пачки – 10 штук. 4 из которых находятся в нижней части, а 6 в верхней части. Их общая толщина порядка 22 метров, нефтенасыщенная –более 18 метров. Слой, который разделяет среднюю и нижнюю часть имеет толщину от 1,1 до 3,6 метров. Характерной чертов средней и нижней пачек является прерывистость плотных слоев, что способствует образованию единой гидродинамической системы коллекторов и сложному характеру их сообщения между собой. Пористость пачек составляет около 22 %, а проницаемость от 0,083 до 0,149 микрометров. Самыми проницаемыми и высокопористыми коллекторами являются горные породы нижней части. Эти породы в основном состоят из раковинных песчаников с слаборазвитым цементом.

Начальное пластовое давление на месторождении 12,5 МПа, а температура около 28 градусов. Содержание парафина в добываемой нефти составляет около 7 % в среднем, а количество силикагелевых смол может достигать 17 %. Основным сопутствующим газом на Гремихинском месторождении является азот (около 61 %).

Методы повышения извлечения и интенсификации добычи нефти на Гремихинском месторождении

Все методы воздействия на призабойную зону скважины можно разделить на три основных группы:

1. Механические. Такие методы применяют в малопроницаемых горных породах.
2. Химические. Данные методы применяют для месторождений, где проницаемость призабойной зоны ухудшается из-за отложения различных веществ.
3. Тепловые методы интенсификации применяют при наличии в скважинах отложений, состоящих из парафина, смол и т.п.

На Гремихинском месторождении каждый год проводятся меропрития, которые направлены на интенсификацию добычи нефти и рационального использования ее запасов. Эти мероприятия позволяют в среднем увеличить извлекаемость нефти в среднем на 17 %. Дополнительно добываемая нефть (за счет проведения мероприятий по ее интенсификации) позволяет регулировать объемы годовой добычи на месторождении, что обеспечивает выполнение установленных показателей разработки. На Гремихинском месторождении применяются такие методы интенсификации добычи, как: гидроразрыв пласта, обработка скважин соляными растворами, нагрев отложений парафина и ряд других.

Основным методом повышения интенсификации добычи нефти и рационального использования запасов на Гремихинском месторождении является обработка скважин соляной кислотой. На месторождении для проведения это процедуры используют 8 % раствор кислоты. В среднем соляной кислоты требуется около 1,2 кубометров на 1 метр обработки. Для предотвращения выпадения из раствора кислоты солей железа в него добавляют уксусную кислоту, количество которой зависит от процента добавки, объема раствора соляной кислоты и концентрации уксусной кислоты. И формула для определения объема добавки выглядит следующим образом (рассчитывается индивидуально для каждой скважины):

$Q = (100 • b • V) / C$, где:

• $b$ – процент добавки уксусной кислоты;
• $V$ – объем соляного раствора;
• $С$ – концентрация уксусной кислоты.

Для изоляции зумпфа применяется раствор хлористого кальция.