ВВЕДЕНИЕ

Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия  – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.

Соляно-кислотные обработки относятся к одним из видов геолого-технических мероприятий, основной задачей которых является интенсификация добываемой продукции, а также поддержание текущих отборов нефти

В данной работе будет рассмотрен пример соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины .

Объектом исследования является Гремихинское месторождение.

Предметом исследования является обработка призабойной зоны скважины с помощью соляно-кислотного воздействия

Целью курсовой работы является оценка и анализ эффективности соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины

Методы исследования курсовой работы:

- анализа литературы;

- анализа нормативно-правовой документации по теме курсовой работы;

- сравнение;

- теоретический анализ ;

- обобщение.

Практическая значимость работы заключается в том чтобы на теоретической основе показать технологическую и экономическую эффективность соляно-кислотной обработки .

I. Геологический раздел

1.1 Геологическое строение продуктивных отложений Гремихинского месторождения нефти.

Гремихинское месторождение расположено на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии, в 27 км к востоку от города Ижевска (рис. 2.1). На территории месторождения расположены деревни: Молчаны, Колюшево и др.

Площадь частично заселена и имеет сеть асфальтированных дорог. В 15 км к северо-западу от месторождения проходит шоссейная дорога Ижевск-Воткинск, и в 10 км в этом же направлении проходит железная дорога с ближайшей ж.д. станцией Июльское. В 3 км к юго-западу проходит шоссейная дорога Ижевск-Гольяны. В 6-8 км от площади месторождения находится пристань Гольяны на р.Кама.

В орографическом отношении территория месторождения представляет собой высокую равнину, интенсивно эродированную овражной сетью, где берут свое начало небольшие речки: Гольянка, Докша и их притоки, относящиеся к бассейну р. Кама. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +100 до +217 метров.

Климат района континентальный с продолжительной (6мес.) зимой. Среднегодовая температура +12°С, годовое количество осадков около 500 мм.

В экономическом отношении район месторождения сельскохозяйственный. Большая часть площади занята посевами, залесенность оврагов незначительна. Лес преимущественно хвойный.В районе развита и нефтедобывающая отрасль. Эксплуатацию месторождения осуществляет РИТС «Центр».

Основу энергетической системы составляют действующие ЛЭП-35 кВт.

Ближайшие месторождения нефти: Мещеряковское и Забегаловское.

Геологический разрез на месторождении вскрыт до глубины 2332 м (скв.123Р) и представлен отложениями протерозойского, палеозойского и кайнозойского возрастов. Породы кристаллического фундамента в пределах месторождения не вскрыты. По данным региональных сейсморазведочных работ отложения кристаллического фундамента зафиксированы на глубине 7800 м. Протерозойские отложения осадочного чехла представлены отложениями рифея и венда и вскрыты скважинами 81Р, 82Р и 123Р. Сводный геологический разрез представлен на графическом приложении 1.

Геологический разрез на Гремихинском месторождении представлен большим количеством отложений , которые приурочены к различным горизонтам , надгоризонтам и ярусам , а также имеют различное время образования. Основные продуктивные отложения , с которых ведётся промышленная добыча , приурочены к Турнейскому , Визейскому , Башкирскому ярусам и Верейскому горизонту.

Краткая литолого – стратеграфическая характеристика продуктивных отложений :

• Отложения Турнейского яруса представлены :

Малевско-упинский горизонт – C₁ml-up

Породы горизонта представлены известняками от светло-серых до коричневато-серых плотных, участками глинистых. В отложениях выделяется пласт-коллектор Ct-IV.Толщина 19-42 м.

Черепетский горизонт – С₁crp

Отложения представлены глинистыми известняками с прослоями аргиллитов. К пористым разностям приурочены пласты-коллекторы: Ct-II и Ct-III. К кровле карбонатных отложений приурочен отражающий горизонт ОГ IIп.Толщина 11-29 м.

Нефтяные залежи турнейского яруса :

Продуктивные пласты турнейского яруса представлены известняками серыми, кристаллическими, с отдельными включениями раковин.

Эффективные толщины проницаемых пропластков в основном имеют толщины 0,4-1 м, редко более 1,1 м. По заключению ГИС значительная часть коллекторов представлены неясной или неопределенной характеристикой насыщения. Коллекторы с неясным характером насыщения, расположенные гипсометрически выше принятых ВНК, условно отнесены к нефтяным.

Пласты Сt-II и Сt-III черепетского горизонта объединены в единый подсчетный объект – Сt-II+III. Пласт характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Состоит из 1-6, иногда 7-11 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 4,3. Общая толщина пласта в пределах контуров нефтеносности изменяется от 4,4 до 14,3 м. Общая эффективная толщина меняется от 1,4 м до 5,2 м, составляя в среднем 3,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта –2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 13%, нефтенасыщенность – 78%. В скважинах 11, 12, 17, 19, 111Р, 112А, 114Р, 115Р, 81Р, 9A, 517Р, 1531, 1561 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.

По пласту Сt-II+III выделены две залежи нефти. Нефтеносность пласта установлена по ГИС и результатам испытания скв.121Р и 1524 в эксплуатационной колонне. Водонефтяные контакты залежей приняты условно по подошве нефтенасыщенного коллектора по ГИС с учетом испытаний. Размеры залежей и уровни ВНК приведены в таблице 3.1.

Пласт Сt-IV малевско-упинского горизонта состоит из одного-трех, редко четырех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 2,45. Общая толщина пласта изменяется от 10 до 15 м, увеличиваясь на крыльях структуры до 17,3 м (скв.79Р), в пределах залежи нефти средняя общая толщина составляет 13,6 м. Общая эффективная толщина по скважинам варьирует от 0,9 м до 5,6 м, в контуре нефтненосности – от 2,5 м до 4,3 м и в среднем составляет 3,3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам –3,0 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 12%, нефтенасыщенность – 73%.

Нефтеносность пласта установлена по результатам ГИС и испытания в эксплуатационной колонне скв.366Р, где из интервала перфорации (-1258,9)÷(-1261,9) м получен приток безводной нефти дебитом 1,8 м³/сут. Как и ранее, выделена одна залежь нефти в районе скв. 366Р. Тип залежи пластовый сводовый, частично литологически ограниченный. Параметры залежи приведены в табл. 3.1. Водонефтяной контакт принят условно на отметке минус 1261,0 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.

• Отложения Визейского яруса представлены :

Терригенные отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, мелкозернистые. Местами песчаники сильно пиритизированы. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Промышленная нефтеносность связана с пластами С-V и C-VI.Толщина 10-36 м.

Окский надгоризонт – С₁ok

Тульский горизонт – С₁tl

По литологическому составу тульский горизонт подразделяется на две пачки: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Карбонатная пачка представлена глинистыми известняками с прослоями аргиллитов и алевролитов толщиной 7-8 м.

Терригенные отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, мелкозернистые. Аргиллитами зеленовато-серыми и темно-серыми. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Промышленная нефтеносность связана с пластами C-II, C-III, C-V, реже с пластом C-I, который встречается в виде линз.С кровлей терригенных отложений тульского горизонта связывается опорное отражение ОГ II.

Толщина 21-32 м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонты – С₁а_l+mh+vn

Карбонатные породы нерасчлененной толщи окского надгоризонта представлены серыми и темно-серыми доломитами и известняками светло-серыми до белых, скрыто- и мелкокристаллическими, с прослоями аргиллитов и ангидритов. В подошве выделяются терригенные отложения алексинского горизонта, представленные светло-серыми, мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и доломитов, толщиной 6-9 м.Толщина 107-158 м.

Серпуховский ярус – С₁s

Отложения представлены светло-серыми до белых мелкокристаллическими известняками и скрытокристаллическими доломитами пористыми и трещиноватыми, с включениями гипса и ангидрита.Толщина 69-91 м.

Средний отдел – С₂

Отложения среднего карбона представлены башкирским и московским ярусами.

Нефтяные залежи визейского яруса:

Промышленная нефтеносность отложений визейского яруса установлена в пластах тульского и бобриковского горизонтов. При подсчете запасов нефти в 1993 году в отложениях визейского яруса было выделено пять подсчетных объектов в составе пластов: Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III. В представленной работе использована современная индексация пластов. Сопоставление индексации представлено в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Сопоставление индексации пластов визейского яруса

Индексация ПЗ 1993 г.	Тл-I	Тл-II	Бб-I	Бб-II	Бб-III
Современная индексация	C-I+C-II	C-III	C-IV	С-V	C-VI

Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, неяснослоистые и слоистые за счет глинистых прослоев, мелкозернистые, средне- и слабосцементированные, с конкрециями пирита.

Пласт С-I залегает в кровле терригенной пачки тульского горизонта, имеет ограниченное распространение, характеризуется линзовидным строением и прослеживается преимущественно в центральной части месторождения. Пласт С-I сложен преимущественно алевролитами, в большинстве случаев замещенными аргиллитовыми разностями, и лишь в некоторых скважинах встречаются линзы песчаников толщиной 0,4-1,8 м, в единичных случаях до 3,3 м (скв.611). От нижележащего продуктивного пласта С-II отделяется глинистой пачкой, толщиной 0,6-2,2 м, в редких случаях песчаные пласты С-I и C-II сливаются в единый (скв.112Р). При подсчете запасов пласт С-I объединен с нижезалегающим, наиболее выдержанным пластом С-II в единый подсчетный объект С-I+II. Продуктивный пласт С-II представлен как песчаниками, так и алевролитами, иногда замещенными аргиллитовыми разностями.

Пласт С-I+II состоит из 1-5 проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,9. Общая толщина пласта С-I+II изменяется от 2,3 до 12,0 м, в среднем составляет 5,5 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,0 до 7,6 м, средняя нефтенасыщенная толщина –2,3 м. В скважинах 1501, 1515, 1512, 1604, 114Р, 117Р коллектор пласта замещен аргиллитовыми разностями. По данным ГИС средневзвешенная по толщине пористость пласта составляет в среднем 20 %, нефтенасыщенность – 71 %.

По пласту С-I+II выделяются четыре залежи, разделенные прогибами до 5 м: основная (р-н скв.121Р и 82Р), залежив районах скв.119Р, 366Р и 108Р. Основные характеристики залежей приведены в табл. 3.1. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора.

Пласт С-III состоит из одного-трех, иногда четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Пласт развит повсеместно, за исключением скважины 1530, в которой коллектор замещен глинистыми разностями. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 3,0 м до 7,6 м, в среднем составляет 5,4 м. Эффективная толщина меняется от 0,9 м до 4,5 м, в среднем –2,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта –2,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 70%.

По пласту C-III выделяется пять залежей нефти. Залежи пласта C-III пластовые сводовые, основные параметры залежей приведены в таблице 3.1. Водонефтяной контакт по залежам принимается условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом испытаний в эксплуатационной колонне.

Пласт C-IV залегает в нижней части тульского горизонта, состоит из одного-двух, редко трех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,4. Общая толщина пласта изменяется от 2,5 до 4,6 м, в среднем – 3,4 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,8 м до 3,6 м, составляет в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам составляет 1,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 68%. В скважинах 79Р, 19, 36, 554, 1509, 1527 коллектор пласта замещен глинистыми разностями.

Согласно структурным построениям, по пласту C-IV выделяются четыре залежи нефти. ВНК в залежах приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытания в колонне. Залежи пластовые сводовые, участками литологически ограниченные. Параметры залежей приведены в таблице 3.1.

Пласт С-V залегает в кровле бобриковского горизонта, развит повсеместно. Состоит из одного-трех, редко четырех проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,8. Общая толщина пласта изменяется от 4,8 до 7,6 м, составляет в среднем 6,1 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,4 м до 4,2 м, в среднем – 2,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам – 2,1 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20 %, нефтенасыщенность – 66 %.

По пласту C-V выделены четыре залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, их размеры, уровни водонефтяных контактов приведены в таблице3.1. ВНК приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора с учетом результатов испытаний.

Пласт С-VI залегает в основании бобриковского горизонта. Состоит из одного-двух, редко трех-пяти проницаемых пропластков, расчлененность составляет 1,6. Общая толщина пласта в пределах залежей нефти изменяется от 2,5 до 8,0 м и составляет в среднем 4,2 м. Эффективная часть пласта характеризуется невыдержанностью по площади и разрезу. Общая эффективная толщина меняется от 0,5 м до 6,2 м, составляя в среднем 2,3 м. В скважинах 32, 549, 1505, 1562, 108Р, 113Р коллектор пласта замещен глинистыми разностями. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта – 2,2 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 20%, нефтенасыщенность – 70%.

По пласту C-VI выделены три залежи нефти. Залежи пластовые сводовые, частично литологически ограниченные. Параметры залежей приведены в таблице 3.1. ВНК в районах скв. 121Р и 82Р приняты условно по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скв. 121Р и 82Р соответственно. В районе скв.1508 ВНК принят по аналогии с соседней залежью (р-н скв. 121Р).

• Отложения Башкирского яруса представлены:

Литологически башкирский ярус представлен, в основном, известняками, участками кавернозными, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются песчаниковидные, разнозернистые и пелитоморфные разности. В разрезе башкирского яруса выделяются нефтенасыщенные пласты-коллекторы: А_4-1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7. Основными коллекторами нефти являются песчаниковидные известняки серые и светло-серые, массивные, всегда интенсивно и равномерно насыщенные нефтью.К кровле башкирского яруса приурочен отражающий горизонт ОГ IIб.Толщина 67-81 м.

Нефтяная залежь башкирского яруса:

Башкирская залежь является основным объектом разработки, в ней сосредоточено основная часть (83%) геологических запасов нефти месторождения. Продуктивные отложения башкирского яруса представлены, в основном, известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются разнозернистые и пелитоморфные разности. Нефтесодержащими коллекторами являются известняки серые и светло-серые, массивные.

Отложения неоднородны по разрезу, что подтверждено данными лабораторных исследований керна, результатами интерпретации ГИС и данными эксплуатации скважин. Согласно стратиграфической схеме, принятой в 1985 году для среднего и верхнего палеозоя Русской платформы, в башкирском ярусе выделяются пласты: А_4-0+1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7. Каждый пласт характеризуется отличными от других фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и отделен от выше- и нижележащих непроницаемыми плотными перемычками. На отдельных локальных участках эти перемычки практически исчезают (не выделяются по ГИС), образуя окна слияния и тем самым обеспечивая общую гидродинамическую связанность залежи.

Продуктивные пласты башкирского яруса (А_4-0+1, А_4-2, А_4-3, А_4-4, А_4-5, А_4-6, А_4-7) объединены в единый подсчетный объект, далее описываемый как залежь пласта A₄.

Башкирская залежь пласта A₄ состоит из 7-26 проницаемых пропластков, толщиной от 0,4 до 25,6 м. Общая толщина пласта изменяется от 64 м до 82 м и составляет в среднем 71,2 м. Средняя вскрытая нефтенасыщенная толщина по скважинам –29,5 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность – 86%.

По результатам интерпретации ГИС водонефтяной контакт вскрыт в 60 скважинах на отметках (-997,7)÷(-1006,2) м. Уровень ВНК условно прининят на абс.отметке минус 1002±4 м, как среднее значение водонефтяных контактов, выделенных по ГИС, с учетом результатов испытания в колонне скважин 481, 566, 114Р. Водонефтяной контакт продуктивных отложений башкирского яруса представляет собой сложную неровную поверхность. Такая дифференциация рельефа поверхности ВНК свидетельствует о частичной гидродинамической изоляции коллекторов, но не противоречит тому, что башкирские пласты составляют единую залежь нефти.

Башкирская залежь почти повсеместно подстилается подошвенной водой. Тип залежи пластово-массивный. Размеры залежи 8,2×4,0 км, амплитуда 77 м.

• Отложения верейского горизонта состоят из :

Горизонт сложен преимущественно органогенно-обломочными и псевдооолитовыми известняками и аргиллитами, с отдельными прослоями алевролитов и доломитов. В разрезе верейского горизонта выделяются пласты-коллекторы В-0, В-I, В-II и В-III, разделенные глинистыми пачками. Промышленная нефтеносность приурочена к пластам В‑II и В‑III. Основными коллекторами являются псевдооолитовые известняки серо-коричневые, песчаниковидные, слабосцементированные. Нижняя граница горизонта проходит по кровле «чистых» башкирских известняков, верхняя – по подошве карбонатного пласта, залегающего в основании каширского горизонта. Толщина составляет 47-51 м.

Нефтяные залежи верейского горизонта:

Пласт B-II состоит из одного, реже двух, иногда трех-четырех проницаемых пропластков, разделенных перемычкой толщиной 0,1-1,2 м. Средняя толщина перемычек, разделяющих коллекторы, составляет 0,5 м. Общая толщина пласта по скважинам изменяется от 5,4 м до 8,4 м, в среднем составляет 6,8 м. Общая эффективная толщина меняется от 0,6 м до4,0 м, в среднем 2,7 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта –2,6 м. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 18%, нефтенасыщенность –74 %.

Залежь пласта В-II пластовая сводовая. Размеры залежи – 7,8×3,5 км, амплитуда –64 м.

Пласт B-III состоит из одного-двух, реже трех, иногда четырех проницаемых пропластков. Средняя толщина непроницаемых разделов составляет 2,5 м, изменяясь в диапазоне 0,2-4,5 м. Общая толщина пласта изменяется от 5,6 м до 9,0 м, в среднем составляет 7,4 м. Общая эффективная толщина варьирует от 0,3 м до 4,0 м, составляя в среднем 1,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам –1,6 м. В 15 скважинах (скв. 15, 349, 364, 394, 406, 420, 644, 655, 693, 862, 863, 896, 989, 990, 996) коллектор пласта замещен плотными глинистыми известняками. По данным ГИС средневзвешенная пористость пласта составляет 16%, нефтенасыщенность – 66%.

В значительном количестве скважин по ГИС выделены коллекторы с неясным характером насыщения. Такие коллекторы, расположенные гипсометрически выше принятого ВНК, условно отнесены к нефтяным, ниже ВНК – к водонасыщенным.

Залежь пласта В-III пластовая сводовая. Размеры залежи – 7,7×3,2 км, амплитуда –58 м.

Геолого-физическая характеристика объектов разработки

Параметры	Объекты разработки
	верейский	башкирский	визейский	турнейский
Средняя глубина залегания, м	1097	1116	1375	1395, 1407
Тип залежи	Пластвая сводовая	Пластово-массивная	Пластовый сводовый	Пластовая сводовая, литологич. ограниченная
Тип коллектора	Поровый	Поровый	Поровый	Поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	19692	23087	6660	2184
Средняя общая толщина, м	14,1	71,2	24,1	12,1
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,0	23,4	6,8	2,3
Пористость, доли ед.	0,17	0,18	0,20	0,13
Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед.	0,71	0,86	0,68	0,76
Проницаемость, мкм2х10-3	341	415	658	152*
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,25	0,65	0,46	0,26
Расчлененность, ед.	2,70	17,13	8,52	3,51
Начальная пластовая температура, 0С	27,3	28	31	31,5*
Начальное пластовое давление, МПа	11,29	11,83	14,5	15,2*