Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Целики нефти это


целики нефти в залежи - это... Что такое целики нефти в залежи?

 целики нефти в залежи

Oil: bypassed hydrocarbons

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • целики нефти
  • целики нефти в пласте

Смотреть что такое "целики нефти в залежи" в других словарях:

  • Целики нефти — ► unrecovered oil Участок в выработанной части залежи, из которых нефть остается неизвлеченной. Целики могут остаться в отдельных пропластках, выклинивающихся по направлению к эксплуатационным скважинам, а также в результате неравномерного… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • неработающие продуктивные пласты — целики нефти или газа в залежи — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы целики нефти или газа в залежи EN bypassed hydrocarbons …   Справочник технического переводчика

  • Соединённые Штаты Америки —         (United States of America), США (USA), гос во в Cев. Aмерике. Пл. 9363,2 тыс. км2. Hac. 242,1 млн. чел. (1987). Cтолица Bашингтон. B адм. отношении терр. США делится на 50 штатов и федеральный (столичный) округ Kолумбия. Oфиц. язык… …   Геологическая энциклопедия

  • Белорусская Советская Социалистическая Республика —         (Беларуская Савецкая Сацыялiстычная Рэспублiка), Белоруссия, граничит на З. с Польшей, на С. З. с Литов. ССР, на С. с Латв. ССР, на С, С. В. и В. с РСФСР, на Ю. с УССР. Пл. 207,6 тыс. км2. Нас. 9,8 млн. чел. (на 1 янв. 1983). Столица… …   Геологическая энциклопедия

  • ГОРНОЕ ДЕЛО — область практической деятельности человека, связанная с извлечением полезных ископаемых из недр Земли. Обычно под горным делом понимают добычу рудных полезных ископаемых, содержащих в качестве ценных компонентов металлы. Однако горная… …   Энциклопедия Кольера

  • Юршор — В этой статье не хватает ссылок на источники информации. Информация должна быть проверяема, иначе она может быть поставлена под сомнение и удалена. Вы можете отред …   Википедия

universal_ru_en.academic.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Целик

Cтраница 1

Целики были прорезаны внизу просеками и в верхней части целиков продольными выработками ( штреками) для подачи закладки.  [1]

Целики отрабатывают, как правило, через один. При выемке целик подсекают разрезным штреком, после чего обратным ходом отрабатывают потолочину.  [2]

Целик - участок залежи полезного ископаемого, оставляемый для предупреждения подвижки ( смещения) верхних слоев горных пород.  [3]

Целик должен быть укреплен снизу надежной крепью со сплошной затяжкой.  [4]

Целики - это участки залежи полезного ископаемого, оставляемые в процессе разработки месторождений камерно-столбовой системой. К основным недостаткам такой системы разработки относятся значительные потери полезного ископаемого в между камерных целиках. Именно поэтому с углублением работ возрастает актуальность проблемы определения оптимальных размеров целиков. Под оптимальным размером понимается такой размер, который является экономичным по расходу полезного ископаемого, с одной стороны, и обеспечивает устойчивое состояние равновесия целика - с другой. Проведенные до настоящего времени исследования касаются только ленточных и цилиндрических целиков. Основное предположение, принимаемое в большинстве публикаций по этому вопросу, заключается в том, что докритическое состояние целиков считается однородным. В работе [14] в рамках приближенного подхода определены оптимальные размеры ленточных целиков из упругого и упрочняющегося упругопластического материалов. В уточненной постановке [14], когда в уравнениях равновесия учитываются углы поворота и в граничных условиях сохраняются члены того же порядка малости, решена задача определения оптимального размера ленточного целика из упругого несжимаемого материала. С позиций приближенного подхода в работе [121] определено критическое давление на боковые стенки ленточного целика из упрочняющегося упругопластического материала и количество необходимых штанг для крепления целика. Исследована зависимость оптимального радиуса цилиндрического целика [14] от значений упругих констант: модуля Юнга и коэффициента Пуассона. Показано, что осесимметричной формы потери устойчивости цилиндрического целика в пределах упругих деформаций не происходит.  [5]

Целики газа в зависимости от степени неоднородности пласта могут составлять больший процент, но в отличие от защемленного газа они иногда прорываются в основной газонасыщенный объем, вследствие чего увеличивается газоотдача.  [6]

Целиком выделите строкус полями Срочно идругими, затем удалите ее.  [7]

Целиком система не изучена. Отчетливый плеохроизм по No синий, по Ne фиолетовый. Эти же авторы экспериментально показали, что марганцевый и никелевый окерманиты в чистом виде не могут быть синтезированы, но в состав магнезиального окерманита может входить МпО ( до 4.65 вес.  [8]

Целиком, Поэтому Гидравлические испытания проводятся многократно. Так как параллельно ведутся другие монтажно-строительные работы, в результате которых доступ к смонтированной части оборудования и трубопроводов прекращается, ограничиваются возможности защиты, консервации и контроля поверхностей оборудования.  [9]

Целиком эта программа представлена на рис. 4.15 в виде подпрограммы LPTB.  [10]

Целиком таким требованиям не удовлетворяет ни одна изготовлявшаяся до сих пор смазка, и только некоторые красящие составы из пластмасс в отношении качества имеют все предпосылки быть положительными.  [11]

Целиком влиянием вязкости определяется тот факт, что течения в сопле, работающем со значительным перерасширением, значительно отличаются от течений, параметры которых можно определить, исходя из положений теории идеального газа.  [13]

Целиком входят в процесс образования стоимости сырье, вспомогательные материалы и износ основного капитала. Остальная часть основного капитала не входит в этот процесс, а потому и не подлежит возмещению.  [14]

Целиком из жесткого ППУ методами заливки или напыления изготовляют оболочки контейнеров толщиной до 100 мм, защищающие ракеты Пегас при транспортировании от повреждений и температурного воздействия. Из армированного жесткого ППУ выполняют багажные контейнеры для комбинированных перевозок на самолетах фирмы Дуглас ( США), Сбрасываемые на парашютах контейнеры с приборами и аппаратурой имеют пенопластовые, обшитые металлическим листом, коки, смягчающие удар и придающие плавучесть.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Изучение динамики образования остаточных целиков нефти в площадных схемах размещения скважин с повторяющимся элементом сетки скважин Текст научной статьи по специальности «Общие и комплексные проблемы технических и прикладных наук и отраслей народного хозяйства»

Вестник ДГТУ. Технические науки. №13, 2007 УДК 620

ИЗУЧЕНИЕ ДИНАМИКИ ОБРАЗОВАНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЦЕЛИКОВ НЕФТИ В ПЛОЩАДНЫХ СХЕМАХ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН С ПОВТОРЯЮЩИМСЯ

ЭЛЕМЕНТОМ СЕТКИ СКВАЖИН

Т.М. Умариев

Дагестанский государственный технический университет, г. Махачкала

В структуре остаточных запасов нефти особое занимают целики, образование которых обусловлено неравномерностью дренирования залежи по площади. Образование последних, в отличие от других видов остаточных запасов, связано с факторами техногенного порядка, в данном случае с несовершенством самой технологии поддержания пластового давления, которая исключает возможность равномерного воздействия на все латеральные элементы пласта размерами порядка шага сетки скважин.

Таким образом, основной недостаток площадных схем размещения скважин с повторяющимся элементом сетки - это неравномерность дренирования, что сопряжено с образованием остаточных целиков. Размеры и форма остаточных целиков зависит от вида сетки скважин, количества нагнетательных и добывающих скважин расстояний между ними и т.д.

Проявление механизма неравномерности дренирования и остаточного площадного целикообразования, состоит в том что более интенсивно промываются участки пласта с большими градиентами давления. При неизменной во времени (стационарной) сетке скважин наибольшие потери нефти следует ожидать в виде целиков вытянутых между добывающими скважинами. В зависимости от схемы размещения скважин - прямая или обратная -положение остаточных целиков в пределах элементов разработки различно (рис. 1).

Указанное положение остаточных целиков нефти получило экспериментальное подтверждение в работах, которые были проведены ранее /1/.

- заводненная зона

- зона остаточного целикообразования

- нагнетательная скважина

- добывающая скважина

Задача решалась методом физического моделирования. Опыты проводились на плоской прямоугольной модели пласта размерами 600X350X5 мм с прозрачными стенками и четырьмя угловыми выводами для закачки или отбора флюидов. Набивкой модели служил стеклянный бисер. Пористость и проницаемость набивки составляли соответственно 41,5% и 375мкм2

Моделью нефти служил керосин, загущенный вакуумным маслом (72 % масла+28%, керосина в объемных долях). Вязкость и плотность нефти составляли соответственно 20 мПа-с и 790 кг/м3. В качестве вытесняющего агента использовалась дистиллированная вода вязкостью 1 мПа*с и плотностью 1000 кг/м .

Рисунок 1. Площадные схемы размещения скважин:

1-прямые, 2-обращенные а-четырехточечная, б-пятиточечная, в-семиточечная, г-девятиточечная

Модель пласта насыщалась нефтью и устанавливалась в горизонтальное положение. Эксперименты проводились по двухэтапной программе. В опытах на первом этапе в два угловых по диагонали вывода - скв. 1 и 4, которыми моделировались нагнетательные скважины, проводилась закачка воды, а через два других - скв. 2 и 3 - отбор- флюидов (рис.2). Плотность сетки скважин не изменялась, а отбор проводился при постоянных дебитах до достижения предельной обводненности 99% извлекаемой продукции. Отдельные опыты отличались начальной насыщенностью модели водой и значением градиента давления между нагнетательной и добывающей скважинами.

Характерная картина процесса представлена на рис.2. В ходе визуального наблюдения за вытеснением нефти водой подтвердилось представление о поведении контакта нефть -вода, известное из работы [2]. Первоначально граница раздела фаз по форме близка к круговой, но по мере удаления от нагнетательной скважины и приближения к добывающей имеет место ее более интенсивная деформация по линиям, соединяющим нагнетательные

скважины с добывающими. Скорость фильтрации на этих участках наибольшая. Непосредственно у добывающих скважин нагнетаемая вода образует узкие языки, которые оттесняют нефть от добывающих скважин, а между ними остается протяженный целик, выработка нефти из которого идет крайне медленно и при высокой обводненности добываемой продукции.

Рисунок 2. Распределение зон качественно различного насыщения на этапах вытеснения нефти на конец первого этапа (а) и после восстановления исходной системы разработки (б) на момент времени

Г : 1-1 мин 30 с, 2 - 4 мин, 3-42 мин, 4 - 27-мин, 5-40 мин, 6-51 мин, 7-55 мин, 5-60 мин, 9-65

мин; № 1-4 - номера скважин

Как видно из рис. 2, а, поперечный размер остаточного целика нефти значительно изменяется по линии, соединяющей добывающие скважины между собой. Максимальный размер целика наблюдается по центру указанной линии, где контакт нефть - вода сильна вытянут в сторону нагнетательных скважин. Кроме того, в отличие от картины, полученной в работе [2], остаточный целик несимметричен относительно указанной линии, что обусловлено неодинаковым расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами по разным линиям направления, которые в опыте составляли 60 и 35 см. Более интенсивно вырабатывается зона пласта, примыкающая к. области, где указанное, расстояние меньше. Неравномерное воздействие на нефтенасыщенную площадь ведет к снижению нефтеотдачи, так как извлечение нефти из формирующихся целиков возможно только при больших удельных расходах воды и в течение очень длительного срока. Изложенное подтверждается полученной' в опытах эмпирической зависимостью (рис. 3,а)

V IV = /(V V )

о.ст. м ^ V ж м /

где Уост. - объем остаточного целика, м3;

V, - поровый объем модели, м3;

¥ж - объем отобранной жидкости (нефть+вода), м .

Основной объем нефти вытесняется на начальной стадии заводнения. К моменту отбора флюидов в размере 0,5 порового объема модели пласта, последняя оказывается охваченной заводнением на 46%. Увеличение же объемов закачки и отбора от 0,5 до 3,5 порового объема модели пласта сопровождается увеличением охваченной заводнением зоны лишь на 22%. Оставшиеся 38% нефтенасыщенного порового объема модели пласта практически не вырабатываются, поскольку вода в указанную область не поступает.

Характер эволюции контакта нефть - вода, наблюдающийся в опытах, подтверждает

Вестник ДГТУ. Технические науки. №13, 2007 А-

Мн

известные представления с его неустойчивости при повышенных значениях //„ = —, где

Не

ин, и. — вязкости нефти и воды, ПА*с (в эксперименте эта величина равнялась 20). Вместе с

,Ч г в

тем в опытах с нулевой начальной водонасыщенностью было обнаружено, что вода, вытесняющая нефть, внедряется в нее в виде узких «струек».

(0

0,8

0,2

2

____^ I 1 1 1 1 1 1

}эяягп Зэтял 1 1 ( _ Ш^/пап

111 ||>|

V !,0

шш

йе -

г,О

¿о Кг/ч,

2

- А ^ 3

НзтаЯ- Шзтяг)

;* 1 | 1 1 . .

Ш

¿0

АО

Рисунок 3. Графики зависимости остаточных запасов и обводненности от объемов отобранной жидкости:

1—зависимость Уост1Ум = /(УЖУМ ): 2, 3-зависимость Ув!Уж = ./ (Уж К], ) соответственно

при стационарной сетке скважин, при нестационарной сетке скважин; а - перепад давления между скважинами -9500 Па; б — перепад давления между скважинами - 7000 Па

Формирующиеся при этом за фронтом вытеснения визуально наблюдаемые

3 2

микроцелики имеют характерные размеры порядка 10 мкм и относительно равномерно распределяются за фронтом вытеснения. При постановке ранних исследований подобные эффекты наблюдались при вытеснении газом [3]. По-видимому, механизм вязкостной неустойчивости имеет более сложную природу и потери нефти предопределяются как деформацией контакта «нефть-вода» вследствие непостоянства фильтрационно-емкостных свойств или различия скоростей фильтрации на отдельных участках, так и его микронеустойчивостью и формированием вследствие этого микроцеликов нефти.

Потери нефти, связанные с образованием микроцеликов нефти, в опытах были соизмеримы с потерями вследствие целикообразования между скважинами. Полученная в опытах динамика обводненности извлекаемой продукции представлена на рис. 3, а в виде

графика зависимости

V IV = {(V V ) е ж ^ V ж м /

где V - объем отобранной воды, м ; V / Уж - обводненность извлекаемой жидкости. Градиенты давления между добывающей и нагнетательной скважинами составляли в этих опытах: максимальный (между нагнетательной и ближайшей добывающей

скважинами) - 27,2 кПа/м и минимальный (между нагнетательной и дальней добывающей скважинами) - 15,8 кПа/м. Абсолютная величина перепада давления при указанных градиентах давления равнялась 9500 Па.

Поскольку механизм формирования остаточного целика нефти связан с распределением фильтрационных токов, соответствующих заданной сетке скважин, сложилось представление о возможности довыработки остаточного целика нефти путем ее изменения, т. е. осуществления нестационарного заводнения с изменением во времени конфигурации и плотности сетки скважин с тем, чтобы обеспечить максимальный охват дренируемой зоны заводнением.

Для проверки осуществимости этого предположения на втором этапе эксперимента были проведены опыты, результаты которых изложены ниже.

Опыты второго этапа проводили в три стадии. Первоначально закачивали воду в модель пласта через скв. 1 и 4 и о осуществляли отбор флюидов через добывающие скв. 2 и -3, как и в предыдущих опытах. Отбор через скв. 2 и 3 проводили до подхода к ним языков воды. Далее, однако, в отличие от предыдущих опытов программа вытеснения была изменена. На втором этапе разработки моделировали уменьшение плотности сетки скважин, для чего одну из нагнетательных скважин (скв. 1) переводили на отбор флюидов, через другую (скв. 4) продолжалась закачка воды, а через остальные скважины (скв. 2 и 3) отбор прекращался. При повторном нарастании обводненности извлекаемой продукции восстанавливалась исходная система разработки и начинался, третий, завершающий этап программы вытеснения. В опытах с перепадом давления между, добывающей и нагнетательной, скважинами 9500 Па переход от первого этапа ко второму осуществлялся -при 85%-й обводненности, извлекаемой продукции, а от второго к третьему - при обводненности 88%.

Нефтеотдача в конце первого этапа вытеснения нефти водой составила 30%. Особенностью фильтрационной картины на втором этапе являлось формирование из остаточного целика вала нефти, который проталкивался от скв. 4 в сторону скв. 1. Визуально наблюдался передний фронт вала, который имел четко выраженную форму. С его перемещением имеем место консолидация с нефтяным валом рассеянных микроцеликов нефти. Одновременно за вторым контактом нефть - вода, который был размыт, формировались новые микроцелики нефти. С течением времени в продукции скв. 1 доля нефти увеличивалась. Динамика вытеснения нефти на втором этапе и соответствующая концу второго этапа картина распределения зон качественно различного насыщения доказаны на рис.2. б. Дополнительная нефтеотдача- за второй этап составила 9 %. Несмотря на то что остаточный слой к концу второго этапа в основном, вымывается из пласта, тем не менее значительная его часть остается в виде двух протяженных целиков, вытеснение нефти из которых вследствие их малой подвижности крайне затруднено. Восстановление исходной сетки скважин на третьем этапе не обеспечило вовлечение указанных целиков в активную разработку ввиду того что нагнетаемая вода фильтровалась, огибая целики нефти через ранее промытые участки пласта. Тем не менее дополнительный прирост нефтеотдачи составил 1 %.

Таким образом, конечный коэффициент извлечения нефти при разработке по, трехэтапной программе составил 0,4 против 0,3 при неизменной сетке скважин. В преимуще -стве первого технологического приема можно убедиться также и при сравнении графиков

зависимости Ув/Уж= /(УЖУМ ) .

Как видно из рис. 3 а, в период второго и третьего этапов с измененной схемой размещения скважин наблюдается стабилизация и даже некоторое уменьшение обводненности извлекаемой из них продукции.

Показатели разработки для опытов с перепадом давления между добывающей и нагнетательной скважинами 7000 Па представлены на рис.3, б. В этих опытах переход к системе разработки с меньшей плотностью скважин и возвращение к исходной схеме и;

размещения осуществлялись при обводненности извлекаемой продукции соответственно 65 и 66%. В отличие от предыдущей ситуации стабилизировать обводненность не удалось однако темпы нарастания обводненности уменьшились значительно.

Полученные в опытах эмпирические зависимости позволяют сделать вывод о том, что пассивные зоны могут быть вовлечены в процесс разработки заводнением с нестационарной схемой размещения скважин, предусматривающей возможность оперативного изменения режимов работы скважин.

Вариант повышения эффективности площадных схем по которому в работе /1/ получена приведенная выше экспериментальная наработка, является одним из возможных приемов циклического воздействия на пласт. Несмотря на увеличение показателей разработки, указанный вариант не может считаться самым эффективным.

По мнению автора настоящей статьи более эффективной следует считать технологию, сущность которой изложена далее (рис.4).

Рисунок 4. Технология повышения эффективности площадных схем размещения скважин.

О

д

А

- добывающая скважина

- нагнетательная скважина

- добывающая скважина переведенная под нагнетание воды

- промысловая часть пласта - остаточная нефть

Существо технологии состоит в следующем. Первоначально разработку производят по стандартной технологии с прямой пятиточечной схемой размещения скважин (рис. 4а). С появлением воды в добывающей скважине пятиточечного элемента первый этап разработки элемента считается законченным. При этом между добывающей скважиной данного элемента разработки и добывающими скважинами соседних пятиточечных элементов также известно остаются вытянутыми между ними целики неизвлеченной нефти (рис. 4а). На втором этапе разработки добывающие скважины соседних пятиточечных элементов переводят под нагнетание воды, тем самым площадь элемента разработки увеличивается, а элемент разработки из пятиточечного трансформируется в девятиточечный (рис. 4б). В результате нефть остаточных целиков вытесняется вдоль длинных сторон, а продолжающаяся закачка воды через боковые скважины, которые и были нагнетательными в пятиточечном элементе, позволяет удерживать нефть от ее «размазывания» за пределы целика в ранее заводненную зону.

Указанная особенность и составляет преимущество описанной технологии по сравнению с известной из /1/. В известной ранее технологии вытеснение нефти осуществляется через ранее водонасыщенную зону, где фазовая проницаемость для нее ниже. Соответственно, дебит по нефти ниже, чем в случае вытеснения нефти вдоль целика как это предлагается в настоящей работе.

Другое преимущество, предлагаемой для промышленного внедрения технологии состоит в повышении коэффициента охвата, что становится очевидным, если вернуться к описанию известного из работы /1/ приема (рис.2б). Как видно из последнего остаточный целик нефти между добывающими скважинами №2 и №3, при последующем его вытеснении закачкой воды через скважину №4, распадается на два остаточных целика по меньше. При этом, несмотря на то, что остаточный целик удается вовлечь в разработку, коэффициент охвата существенно ниже, чем в технологии, которая предлагается в настоящей работе. Кроме того, при внедрении вытесняемой нефти в ранее водонасыщенную зону, что и происходит при реализации известного из /1/ приема, коэффициент извлечения нефти окажется ниже из-за гистерезиса фазовых проницаемостей. И наконец в известном приеме до достижения валлом нефти из целика добывающей скважины, последняя будет работать на воду. В описанном же способе в добывающие скважины с самого начала второго этапа разработки поступает нефть.

Таким образом, преимущества описанного в настоящей работе и предлагаемого внедрению в натурных условиях приема очевидны. Что касается конкретных количественных оценок необходимо отметить что, вопрос потребует экспериментальной наработки. Потребуется также инспекционный анализ уравнений и граничных условий описывающих двух фазовое движение флюидов в указанных условиях с целью выявления параметров, определяющих основные характеристики процесса.

Библиографический список:

1. Умариев Т.М. Исследование структуры пластовых потерь нефти в пассивных зонах// Нефтяная и газовая промышленность, серия: Геология, Геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1992. - Вып. 2. - М., 4с.

2. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М: Недра, 1981.-С.73-75.

3. Механизм газоводяной репрессии при эксплуатации обводненных продуктивных пластов. Сб. науч. тр./Физическое и математическое моделирование механизмов нефтегазоотдачи./ Липовицкая И.П., Киселенко Б.В.- М.: Недра, 1981. - с 73-75.

cyberleninka.ru

СПОСОБ ПОИСКА ЦЕЛИКОВ НЕФТИ

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки.

Известен способ поиска целиков [Патент №2327031. МПК: E21B 43/16. «Способ определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях»]. Этот способ реализуется путем выделения зоны добывающих скважин с резко возросшей обводненностью нефтяного пласта и уменьшенным извлечением нефти из них по сравнению с расчетным конечным извлечением. Предположительно в этой зоне находится и недренируемая зона - целик нефти. Однако обводнение в выделенных скважинах может быть вызвано целым рядом других причин: повышенное давление в нагнетательных скважинах, нарушение гидроизоляции заколонного пространства из-за старого цементного кольца, обусловливающего заколонные перетоки и др. Следовательно, предлагаемый способ недостаточно надежен.

Ближайшим прототипом является известная технология поиска невыработанной части нефтяного пласта (целика) методом томографического сейсмопросвечивания межскважинного пространства [«Изучение межскважинного пространства для оценки выработки нефтяных пластов». В.Е. Гавура, Ю.В. Коноплев, O.K. Обухов. Ж-л «Нефтяное хозяйство», №3, 1999]. Эта технология предусматривает выявление невыработанных целиков нефти в обводненных продуктивных пластах в межскважинном пространстве по пониженным значениям скоростей упругих волн в целике нефти по сравнению с обводненной частью пластов. Максимальное понижение скорости упругих волн в нефтенасыщенных породах по сравнению с водонасыщенными не превышает 5%. В то же время понижение скорости может быть вызвано не насыщением нефтью, а повышенной пористостью или литологической изменчивостью пласта. Следовательно, и этот способ недостаточно надежен. К тому же, метод сейсмотомографии весьма трудоемкий.

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков. Поставленная цель достигается тем, что межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта проводят сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременно измеряют времена прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами.

На чертеже представлены временные годографы зависимости времени прихода сейсмических волн от их амплитуды (величины заряда ВВ): а) - в газонасыщенной части обводненного пласта; б) - в нефтенасыщенной части (целике) обводненного пласта; в) - в обводненном пласте.

По вертикали отложены заряды взрывчатых веществ (ВВ) в граммах, а по горизонтали - времена прихода сейсмических волн в миллисекундах (мс). Верхняя часть пласта (газовая шапка) характеризуется вертикальным (нулевым) годографом (чертеж, а) с самым минимальным периодом колебаний. В остальной части пласт обводнен полностью и характеризуется максимальным временным годографом зависимости временем прихода сейсмических волн от величины заряда (чертеж, в) с максимальным периодом колебаний. На чертеже, б), показан минимальный временной годограф зависимости времени прихода сейсмических волн от величины заряда с минимальным периодом колебаний в нефтенасыщенной части обводненного пласта.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. На примере промысловых скважин Туймазинского месторождения в обводненной зоне (участке) была выбрана центральная скважина, в которой проведено возбуждение сейсмических волн с помощью зарядов детонирующего шнура типа ДШТВ. Против обводненного пласта девонского песчаника пористостью 19,5% произведено поочередное возбуждение сейсмических волн зарядами ВВ 41, 58, 76 и 93 г (возможно другое сочетание, но не менее 10 г и не более 200 г и в количестве не менее 3-х зарядов). В соседних скважинах, расположенных вокруг нее по периметру на расстоянии 300-400 м, произведена одновременная регистрация приходящих сейсмических волн от каждого возбуждения. Для пласта толщиной до 5 м достаточно одной серии зарядов против середины пласта, так как пласт такой толщины является полуволновым волноводом для частот 400-500 Гц, возбуждаемых такими зарядами. Для пласта до 10 м сейсмопросвечивание производится в два этапа по 5 м каждый.

По зарегистрированным временам прихода сейсмических волн в каждой скважине построены временные годографы и сравнены между собой. В одном из направлений сейсмопросвечивания полностью дренируемая обводненная зона пласта характеризуется максимальным временным годографом, показанным на чертеже, в), с временем прихода сейсмических волн 84,0-84,38 мс и максимальным периодом колебаний 4,38 мс, а недренируемая, с целиком нефти - минимальным временным годографом, показанным на чертеже, б), с временем прихода сейсмических волн 84,0-84,25 мс и минимальным периодом колебаний 4,0 мс. Газовая шапка над пластом характеризуется вертикальным (нулевым) временным годографом (чертеж, а) с постоянным временем прихода сейсмических волн 83,13 мс и самым минимальным периодом колебаний 3,25 мс.

Приращение времени прихода сейсмических волн в обводненном пласте составляет 0,38 мс на почти удвоенное увеличение амплитуды возбуждения (93/41 г). Приращение времени прихода в целике нефти составляет 0,25 мс на такое же увеличение амплитуды. Относительное уменьшение периода колебаний сейсмических волн в целике нефти (4,0 мс) по сравнению с обводненным пластом (4,38 мс). Несмотря на малые различия во временных годографах, они закономерно устойчивы, так как погрешность прецизионных измерений времени прихода сейсмических волн составляет 21 мкс, т.е. 0,021/84 мс·100%=0,025%.

Закономерность уменьшения временного годографа и уменьшение периода колебаний в целике нефти, находящегося между обводненными скважинами, обусловлена сниженным в нем значением проницаемости горных пород по сравнению с вмещающими обводненными, например, за счет повышенной глинистости. Следовательно, он не подвержен дренированию закачиваемыми водами и остается изначально нефтенасыщенным. В результате большей фазовой проницаемости воды как менее вязкой жидкости по сравнению с нефтью этот целик обтекается со всех сторон по более проницаемой части обводненного пласта нагнетаемой в него водой для поддержания пластового давления (ППД) и вытеснения нефти, а вокруг скважины создается так называемый конус обводнения.

Технический эффект: повышение надежности выявления целиков нефти в обводненных продуктивных пластах и снижение трудоемкости работ по сравнению с сейсмотомографией.

Способ поиска целиков нефти, включающий межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта путем измерения скоростей упругих волн и последующим выделением зон с пониженной скоростью, отличающийся тем, что межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта проводят сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременно измеряют времена прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами.

edrid.ru

Слово ЦЕЛИК - Что такое ЦЕЛИК?

Слово целик английскими буквами(транслитом) - tselik

Слово целик состоит из 5 букв: е и к л ц

Значения слова целик. Что такое целик?

Целик

Целик, часть залежи (пласта) полезного ископаемого, оставляемая нетронутой при разработке месторождения с целью управления кровлей и для охраны горных выработок и наземных сооружений.

БСЭ. — 1969—1978

ЦЕЛИК — часть рудного тела, залежи полезного ископаемого, угольного пласта и т. п., не извлечённая в процессе разработки месторождения (напр., охранные Ц., оставляемые для предотвращения обрушения кровли очистных выработок).

Большой энциклопедический политехнический словарь

Целик м., горн. Часть залежей полезного ископаемого, оставленная нетронутой при разработке для устойчивости выработки. — По причине твердости многие целики с хорошим содержанием остались не выработанными до сих пор.

Словарь золотого промысла Российской Империи. - 1998

Целики нефти

Целики нефти ► unrecovered oil Участок в выработанной части залежи, из которых нефть остается неизвлеченной. Целики могут остаться в отдельных пропластках, выклинивающихся по направлению к эксплуатационным скважинам…

Краткий справочник по нефтегазовым терминам. - 2004

Грибы целики

Грибы целики Состав: 500 г очищенных белых грибов (шляпок) 1 яйцо 0,5 стакана ржаных толченых сухарей 100 г подсолнечного масла 1 ст. ложка сметаны 1 ст. ложка укропа 0,5 головки чеснока 1 ч. ложка соли Приготовление…

Похлебкин В.В. Большая энциклопедия кулинарного искусства

Барьерный целик

Барьерный целик, часть залежи полезного ископаемого, оставляемого для предохранения горных выработок от возможных прорывов воды из водоносных горизонтов и близко расположенных водоёмов (рек, озёр, прудов и т.п.), а также прорыва воды…

БСЭ. — 1969—1978

Целиков, Александр Иванович

Александр Иванович Це́ликов (1904—1984) — советский учёный-металлург, конструктор прокатных станов и других металлургических агрегатов. Академик АН СССР (1964; член-корреспондент с 1953), дважды Герой Социалистического Труда (1964, 1984).

ru.wikipedia.org

Целиков Александр Иванович [р. 7(20).4.1904, Москва], советский учёный-металлург, конструктор прокатных станов и др. металлургических агрегатов, академик АН СССР (1964; член-корреспондент с 1953), Герой Социалистического Труда (1964).

БСЭ. — 1969—1978

ЦЕЛИКОВ Александр Иванович (1904-84) - металлург, академик АН СССР (1964), дважды Герой Социалистического Труда (1964, 1984). Разработал теорию прокатки. Под руководством Целикова созданы уникальные прокатные станы и др.

Большой энциклопедический словарь

Русский язык

Це́л/ик/ (воен.).

Морфемно-орфографический словарь. — 2002

Примеры употребления слова целик

У меня тоже как раз в 16 лет появился целик.

  1. целивший
  2. целизна
  3. целиком
  4. целик
  5. целина
  6. целинник
  7. целинница

wordhelp.ru

Способ поиска целиков нефти | Банк патентов

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки. Техническим результатом является повышение надежности выявления целиков нефти в обводненных продуктивных пластах и снижение трудоемкости работ. Способ предусматривает межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременное измерение времени прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами. 1 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки.

Известен способ поиска целиков [Патент №2327031. МПК: E21B 43/16. «Способ определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях»]. Этот способ реализуется путем выделения зоны добывающих скважин с резко возросшей обводненностью нефтяного пласта и уменьшенным извлечением нефти из них по сравнению с расчетным конечным извлечением. Предположительно в этой зоне находится и недренируемая зона - целик нефти. Однако обводнение в выделенных скважинах может быть вызвано целым рядом других причин: повышенное давление в нагнетательных скважинах, нарушение гидроизоляции заколонного пространства из-за старого цементного кольца, обусловливающего заколонные перетоки и др. Следовательно, предлагаемый способ недостаточно надежен.

Ближайшим прототипом является известная технология поиска невыработанной части нефтяного пласта (целика) методом томографического сейсмопросвечивания межскважинного пространства [«Изучение межскважинного пространства для оценки выработки нефтяных пластов». В.Е. Гавура, Ю.В. Коноплев, O.K. Обухов. Ж-л «Нефтяное хозяйство», №3, 1999]. Эта технология предусматривает выявление невыработанных целиков нефти в обводненных продуктивных пластах в межскважинном пространстве по пониженным значениям скоростей упругих волн в целике нефти по сравнению с обводненной частью пластов. Максимальное понижение скорости упругих волн в нефтенасыщенных породах по сравнению с водонасыщенными не превышает 5%. В то же время понижение скорости может быть вызвано не насыщением нефтью, а повышенной пористостью или литологической изменчивостью пласта. Следовательно, и этот способ недостаточно надежен. К тому же, метод сейсмотомографии весьма трудоемкий.

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков. Поставленная цель достигается тем, что межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта проводят сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременно измеряют времена прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами.

На чертеже представлены временные годографы зависимости времени прихода сейсмических волн от их амплитуды (величины заряда ВВ): а) - в газонасыщенной части обводненного пласта; б) - в нефтенасыщенной части (целике) обводненного пласта; в) - в обводненном пласте.

По вертикали отложены заряды взрывчатых веществ (ВВ) в граммах, а по горизонтали - времена прихода сейсмических волн в миллисекундах (мс). Верхняя часть пласта (газовая шапка) характеризуется вертикальным (нулевым) годографом (чертеж, а) с самым минимальным периодом колебаний. В остальной части пласт обводнен полностью и характеризуется максимальным временным годографом зависимости временем прихода сейсмических волн от величины заряда (чертеж, в) с максимальным периодом колебаний. На чертеже, б), показан минимальный временной годограф зависимости времени прихода сейсмических волн от величины заряда с минимальным периодом колебаний в нефтенасыщенной части обводненного пласта.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. На примере промысловых скважин Туймазинского месторождения в обводненной зоне (участке) была выбрана центральная скважина, в которой проведено возбуждение сейсмических волн с помощью зарядов детонирующего шнура типа ДШТВ. Против обводненного пласта девонского песчаника пористостью 19,5% произведено поочередное возбуждение сейсмических волн зарядами ВВ 41, 58, 76 и 93 г (возможно другое сочетание, но не менее 10 г и не более 200 г и в количестве не менее 3-х зарядов). В соседних скважинах, расположенных вокруг нее по периметру на расстоянии 300-400 м, произведена одновременная регистрация приходящих сейсмических волн от каждого возбуждения. Для пласта толщиной до 5 м достаточно одной серии зарядов против середины пласта, так как пласт такой толщины является полуволновым волноводом для частот 400-500 Гц, возбуждаемых такими зарядами. Для пласта до 10 м сейсмопросвечивание производится в два этапа по 5 м каждый.

По зарегистрированным временам прихода сейсмических волн в каждой скважине построены временные годографы и сравнены между собой. В одном из направлений сейсмопросвечивания полностью дренируемая обводненная зона пласта характеризуется максимальным временным годографом, показанным на чертеже, в), с временем прихода сейсмических волн 84,0-84,38 мс и максимальным периодом колебаний 4,38 мс, а недренируемая, с целиком нефти - минимальным временным годографом, показанным на чертеже, б), с временем прихода сейсмических волн 84,0-84,25 мс и минимальным периодом колебаний 4,0 мс. Газовая шапка над пластом характеризуется вертикальным (нулевым) временным годографом (чертеж, а) с постоянным временем прихода сейсмических волн 83,13 мс и самым минимальным периодом колебаний 3,25 мс.

Приращение времени прихода сейсмических волн в обводненном пласте составляет 0,38 мс на почти удвоенное увеличение амплитуды возбуждения (93/41 г). Приращение времени прихода в целике нефти составляет 0,25 мс на такое же увеличение амплитуды. Относительное уменьшение периода колебаний сейсмических волн в целике нефти (4,0 мс) по сравнению с обводненным пластом (4,38 мс). Несмотря на малые различия во временных годографах, они закономерно устойчивы, так как погрешность прецизионных измерений времени прихода сейсмических волн составляет 21 мкс, т.е. 0,021/84 мс·100%=0,025%.

Закономерность уменьшения временного годографа и уменьшение периода колебаний в целике нефти, находящегося между обводненными скважинами, обусловлена сниженным в нем значением проницаемости горных пород по сравнению с вмещающими обводненными, например, за счет повышенной глинистости. Следовательно, он не подвержен дренированию закачиваемыми водами и остается изначально нефтенасыщенным. В результате большей фазовой проницаемости воды как менее вязкой жидкости по сравнению с нефтью этот целик обтекается со всех сторон по более проницаемой части обводненного пласта нагнетаемой в него водой для поддержания пластового давления (ППД) и вытеснения нефти, а вокруг скважины создается так называемый конус обводнения.

Технический эффект: повышение надежности выявления целиков нефти в обводненных продуктивных пластах и снижение трудоемкости работ по сравнению с сейсмотомографией.

Формула изобретения

Способ поиска целиков нефти, включающий межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта путем измерения скоростей упругих волн и последующим выделением зон с пониженной скоростью, отличающийся тем, что межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта проводят сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременно измеряют времена прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами.

bankpatentov.ru

Лекция №2

Лекция №2. Особенности разработки морских нефтяных и газовых месторождений.

 

Континентальный шельф, или  материковая отмель, в геологическом  отношениии

топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря. Это зона  вокруг континента от уровня малой воды до глубины, на которой резко меняется уклон дна. То место, где это происходит называется кромкой континентального шельфа. Обычно кромку условно распологают  на глубине 200м , но известны случаи, когда резкое увеличение уклона происходит на глубине более 400м или менее 130м . В тех случаях, когда зона ниже уровня малой воды крайне нерегулярна  и в ней встречаются глубины, намного превыщающие типичные для континентального шельфа, применяют термин «бордерленд».

         Как показывает опыт освоения нефтегазовых ресурсов шельфов морей и океанов, несмотря на большие  капитальные вложения  добыча углеводородного сырья из морских месторождений дает значительную выгоду. Прибыли от продажи нефти и газа, добытых на шельфе, прекрывают  расходы в 4 раза. Затраты на поисково-разведочные  работы в акваториях составляют от 10до 20 % от общих щатрат на освоение морских месторождений.

         Общие капитальные вложения в разработку морских месторождений нефти и газа зависят от климатических условий, глубины и отдаленности месторождение от береговых баз обслуживания, от извлекаемых запасов  месторождения, дебитов скважин, и наконец  от научно-технического прогресса в области автоматизации всего процесса бурения, обустройства морских промыслов, добычи, промыслового сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа в морских условиях.

         К особенностям освоения морских нефтегазовых месторождений  можно отнести  следующие:

-          создание, с учетом суровых морских гидрометереологических условий6 специальных гидротехнических сооружений  новых плавучих технических средств (плавувучих крановомонтажных судов, судов обслуживания, трубоукладочных барж и других специальных судов) для геофизических , геологопоисковых  работ и строительства  нефтепромысловых объектов на море  и их обслуживания в процессе обустройства, бурения , эксплуатации и ремонта скважин,  а также при сборе  и транспорте  их продукции;

-          бурение наклонного-направленного куста  скважин  с индивидуальных стационарных платформ, с приэстакадных площадок, на исскуственно создаваемых островках, с самоподьемных  и полупогружных плавучих установок и других сооружений как над водой, так и под водой.

-          выбор при проектировании наиболее рациональной для данного месторождения или залежи сетки скважин, которая должна иметь такую плотность, чтобы не требовалосьее уплотнения, так как оно в морских условиях связано с чрезвычайно большгими трудностями из-за  уже существующей системы обустройства месторождения  и сети подводных коммуникаций, когда размещение новых гидротехнических сооружения для бурения дополнительных скважин может оказаться невозможным.

-          выбор рациональных конструкций и числа  стационарных платформ, приэстакадных площадок, плавучих эксплуатационных палуб  и других сооружений для  размещения на них оптимального числа  скважин ( в зависимости от залегания пластов, сроков проводки скважин, растояние между их устьями , их дебитов, ожидаемых при имеющихся устьевых давлениях, и т.д.).

-          соответствие долговечности и надежности гидротехнических  и других сооружений  срокам разработки нефтяных и газовых  месторождений т.е. периоду максимального  извлечения нефти из залежи и всего месторождения в целом.

-          Форсирование строительства скважин созданием надежной техники и прогрессивной технологии для бурения наклонно-направленных прицельных скважин с необходимым отклонением от вертикали и обеспечением  автономности работы буровых бригад ( чтобы их работа не зависела от гидрометеорологических условий моря) в стесненных  условиях платформ, приэстакадных и других площадок, что позволяет  за короткий  срок завершить разбуривание  всех запроектированных скважин и только после этого приступить к их освоению, исключая необходимость в одновременном бурении и эксплуатации скважин.

 

Факторы, осложняющие разработку морских месторождений

Существует множество различных факторов, так или иначе осложня­ющих разработку залежей природных углеводородов и снижающих ее эффективность. Последнее в гораздо большей степени относится к нефтяным, нежели к газовым и газоконденсатным месторождениям. Наиболее важными из таких факторов являются:

o   неоднородность фильтрационно-емкостных свойств залежи по простиранию и вкрест простиранию;

o   неблагоприятное соотношение подвижностей фильтрующихся в пласте фаз;

o   гравитационное разделение фаз, приводящее к преимуществен­ной фильтрации газа по верхней части пласта, и воды по его нижней части;

o   образование водяных и газовых конусов.

Все эти факторы, проявляющиеся отдельно или вместе, приводят к низкому макроскопическому (т.е. проявляющемуся в пределах всей залежи) охвату пластов воздействием и, как следствие, к низкой нефтеотдаче. Другим фактором, влияющим на нефтеотдачу, являет­ся эффективность вытеснения нефти водой. Этот фактор часто на­зывают микроскопическим коэффициентом охвата.

Образование целиков нефти (т.е. зон, из которых нефть практи­чески не вытесняется) часто связано с процессом вытеснения не­фти водой или газом из неоднородных по проницаемости пластов. Этот эффект существенно возрастает в случае вытеснения высоко­вязких нефтей, при котором неблагоприятное соотношение под­вижностей вытесняющей (вода, газ) и вытесняемой (нефть) фаз становится более очевидным. Неоднородность пласта по проницае­мости при этом приводит к образованию так называемых языков обводнения, которые, обходя участки пласта с низкой проницае­мостью, оставляют за собой зоны с нефтенасыщенностью, суще­ственно выше остаточной, и потому называемые целиками.

Образование водяных и газовых конусов.

В условиях статического равновесия, т.е. до начала процесса вытес­нения, газ, нефть и вода в пластах распределены в соответствии с их плотностями. В случае наличия свободного газа он располагается в верхней части структуры, образуя так называемую газовую шап­ку, за которой следует нефтенасыщенная часть пласта или нефтя­ная зона, подстилаемая подошвенной водой.

В процессе добычи это равновесие нарушается из-за создания гра­диентов давления, принимающих особенно высокие значения в призабойной зоне добывающих скважин. Наличие высоких гради­ентов давления приводит к изменению формы условных границ разделов фаз (т.е. водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов), заставляя их изгибаться в сторону перфорационных отверстий сква­жины, через которые осуществляется добыча. При превышении градиентами давления (или перепадом давления между скважиной и пластом) определенного уровня может наступить прорыв воды и/или газа в скважину, в результате которого дебит нефти может резко сократиться, а добыча газа и/или воды стать неоправданно большой. Рис. 3 может служить в качестве иллюстрации подоб­ного процесса образования водяного конуса.

Из-за более высокой подвижности газа и воды по сравнению с нефтью конусообразование может привести к дальнейшему сокра­щению охвата пласта процессом вытеснения и ухудшению условий добычи нефти (высокий газовый фактор, высокая обводненность добываемой продукции, низкий дебит по нефти и т.п.).

      Низкий коэффициент охвата пласта воздействием

      Как уже было отмечено выше, сочетание неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта с неблагоприятным соотно­шением подвижностей и плотностей фильтрующихся в нем фаз приводит к низкому охвату пласта воздействием и не позволяет, как правило, добиться высоких показателей разработки.

 

                 

Рис.3.- Процесс образования водяного конуса: а— стационарное распреде­ление фаз, предшествующее добыче; б— первая стадия образования конуса: искривление поверхности ВНК; в— прорыв конуса к перфорационным отверстиям, начало одновременной добычи нефти и воды.

 Осн.:  1. [7-11], 4. [161-164]

Доп.: 7. [15-17]

Контрольные вопросы:

1. Понятие о континентальном шельфе?

2. От чего зависят общие капитальные вложения?

3. Что вы понимаете под словом «кромка»?

4.В чем отличается разработка шельфовых месторождений от разработки месторождений на суше?

5.Что такое целики нефти ?

6. Как образуются водяные и газовые конусы?

7. Каким должен быть  коэффициент охвата пласта воздействием ?

 

gabbassov-adilbek.narod.ru