МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Лекция 13. Мониторинг процессов извлечения нефти


Базовая программа дисциплины мониторинг и регулирование процесса извлечения нефти

УТВЕРЖДАЮ

Директор Института природных ресурсов

_______ A.Ю. Дмитриев

«___»_____________2014 г.

НАПРАВЛЕНИЕ ООП: 21.03.01 «Нефтегазовое дело

ПРОФИЛИ ПОДГОТОВКИ: Эксплуатация и обслуживание объектов

добычи нефти

КВАЛИФИКАЦИЯ (СТЕПЕНЬ): бакалавр

УЧЕБНЫЙ ПЛАН ПРИЕМА 2014 г.

КУРС 4; СЕМЕСТР 7;

КОЛИЧЕСТВО КРЕДИТОВ: 4

КОД ДИСЦИПЛИНЫ: Б1.ВМ5.3. 2

Виды учебной деятельности

Временной ресурс по заочной форме обучения

Лекции, ч

28

Практические занятия, ч

8

Лабораторные занятия, ч

18

Курсовая работа

4

Аудиторные занятия, ч

58

Самостоятельная работа, ч

32

ИТОГО, ч

90

ВИДЫ УЧЕБНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ВРЕМЕННОЙ РЕСУРС:

ВИД ПРОМЕЖУТОЧНОЙ АТТЕСТАЦИИ: Экзамен в 7 семестре

Диф. зачет в 8 семестре

ОбеспечивающЕе Подразделение: ипр кафедра грнм

Заведующий кафедрой_ГРНМ: к.г.-м.н.__________ О.С. Чернова

Руководитель ООП :к.х.н. ______________ Н.В.Чухарева

Преподаватель : д.т.н. ______________ В.Л. Сергеев

2014 Г.

1. Цели освоения дисциплины

Код цели

Формулировка цели

Требования ФГОС

и заинтересованных

Работодателей

Ц1

Готовность выпускников к производственно-технологической и проектной деятельности, обеспечивающей модернизацию, внедрение и эксплуатацию оборудования для добычи, транспорта и хранения нефти и газа.

Требования ФГОС, критерии АИОР, соответствие международным стандартам EUR–ACE и FEANI. Потребности научно-исследовательских центров ОАО «ТомскНИПИнефть» и предприятий нефтегазовой промышленности, предприятия ООО «Газпром», АК «Транснефть»

Ц2

Готовность выпускников к междисциплинарной экспериментально-исследовательской деятельности для решения задач, связанных с разработкой инновационных эффективных методов бурения нефтяных и газовых скважин, разработкой и эксплуатацией месторождений углеводородов, их транспорта и хранения

Требования ФГОС, критерии АИОР, соответствие международным стандартам EUR–ACE и FEANI. Потребности научно-исследовательских центров Институт химии нефти СО РАН и предприятий нефтегазовой промышленности, предприятия ООО «Газпром», АК «Транснефть»

Ц3

Готовность выпускников к организационно-управленческой деятельности для принятия профессиональных решений в междисциплинарных областях современных нефтегазовых технологий с использованием принципов менеджмента и управления

Требования ФГОС, критерии АИОР, соответствие международным стандартам EUR–ACE и FEANI, запросы отечественных и зарубежных работодателей

Ц4

Готовность выпускников к умению обосновывать и отстаивать собственные заключения и выводы в аудиториях разной степени междисциплинарной профессио-нальной подготовленности

Требования ФГОС, критерии АИОР, соответствие международным стандартам EUR–ACE и FEANI, запросы отечественных и зарубежных работодателей

studfiles.net

МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ЧАСТЬ 1

Documents войти Загрузить ×
  1. No category
advertisement advertisement
Related documents
Основы нефтегазового дела
Кутер М. И. и др. Цели, задачи и особенности
статью в формате pdf - Урал-Дизайн-ПНП
Климат, несомненно, оказывает важнейшее воздействие на
Основные принципы защиты информации в компьютерных
Новые технологии исследований скважин 1. ГДИС
Слайд 1 - Ростовский Центр Трансфера Технологий
Основная литература:
Тезисы Зайков Д.Л.

studydoc.ru

Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

Процесс капиллярной пропитки, как и вообще капиллярное вытеснение менее смачивающей жидкости более смачивающей, - это отражение в интегрированном виде движения менисков в отдельных поровых каналах. Поэтому значение капиллярных процессов нельзя выяснить без правильного представления микроструктуры пористой среды. В работах проведено обстоятельное обобщение исследований внутренней структуры пористых сред и показано, что наиболее представительной моделью пористой среды может служить капиллярная модель. Микроэлемент пористой среды можно представить в виде "связки" капиллярных каналов разного диаметра, концы которых соединены в один узел. Иными словами, пористую среду можно рассматривать как множество капиллярных четочных каналов различных размеров, но постоянного сечения между узлами. Такая модель пористой среды была использована для объяснения явлений капиллярных противотоков нефти и воды в промысловых условиях.

Следовательно, при избирательной фильтрации жидкости в пористой среде отдельные норовые каналы обладают различной фильтрационной характеристикой, вследствие чего за фронтом внедрения воды в заводненных слоях нефть остается сосредоточенной в наиболее мелких поровых каналах, обладающих большим фильтрационным сопротивлением, и в каналах, не совпадающих с направлением движения фронта. Поэтому вторым направлением действия капиллярных сил являются пропитка, замещение нефти водой в наиболее мелких поровых каналах и вытеснение нефти в более крупные обводненные каналы.

До начала формирования нефтяных залежей продуктивные пласты были полностью водонасыщены и обладали гидрофильной поверхностью. Формирование нефтяных залежей осуществлялось за счет вытеснения воды нефтью, т.е. менее смачивающей жидкостью. Следовательно, на поверхности пор первоначально оставалась непрерывная пленка воды. Однако, как уже отмечалось, в работах показано, что эта пленка длительное время существовать не может. Под действием активных компонентов нефти, содержащей растворенный газ, происходят разрыв ее и частичное оттеснение воды от поверхности пор. Вследствие этого поверхность поровых каналов становится неоднородной не только по диаметру (сечению), но и по характеру смачиваемости: наряду с гидрофильной появляются участки с гидрофобной поверхностью. Микронеоднородность пористой среды усложняется еще энергетической неоднородностью, так как в различных точках пор граница раздела фаз (мениски) будет находиться под влиянием различного баланса энергии.

В этих условиях, когда норовые каналы не только непостоянны по своему сечению, но и обладают различной смачиваемостью поверхности, капиллярные силы имеют резко прерывистый характер, а условия для самопроизвольной глубокой пропитки резко ухудшаются.

В работе показано, что самопроизвольная капиллярная пропитка пористой среды прекращается, если угол избирательного смачивания θ становится равным или больше 60°. В пористой среде со смешанной (гидрофильной и гидрофобной) смачиваемостью осредненный угол смачивания при движении мениска, очевидно, будет не менее 60°.

Первоначальное распределение насыщенности неоднороднослоистых пластов в реальных залежах, очевидно, отражает капиллярное равновесие, которое установилось при более высокой "связанной" водонасыщенности менее проницаемых слоев и наименьшей водонасыщенности высокопроницаемых слоев. В послойно заводненном же пласте при его разработке высокопроницаемые слои оказываются заводненными (водонасыщенными), а менее проницаемые слои остаются нефтенасыщенными. Исходя из физических представлений о стремлении двухфазной системы к уменьшению и даже исчезновению капиллярного перепада давления на контакте слоев, следовало бы ожидать постепенного перехода от насыщенности заводненных слоев к насыщенности менее проницаемых нефтенасыщенных слоев. Однако даже длительный контакт заводненных и нефтенасыщенных слоев в реальных условиях не обусловливает выравнивания их насыщенности. Скачок насыщенности остается.

Следовательно, капиллярная пропитка в послойно заводненных слоях и особенно на фронте заводнения или не реализуется совсем или условия для нее сильно затруднены и она происходит очень медленно. Вместо с тем капиллярные процессы в реальных нефтеносных пластах могут происходить и при некоторых условиях протекают весьма активно.

В процессе разработки нефтяных месторождений возникают самые разнообразные условия проявления капиллярных сил. Однако в большинстве случаев эти проявления или проходят незамеченными, или специально не фиксируются.

Длительные наблюдения за различными процессами заводнения нефтяных пластов позволили отметить капиллярные процессы:

1) при вскрытии и бурении пласта раствором на водной основе;

2)при выносе керна из пластов;

3) при простое и консервации обводненных эксплуатационных и нагнетательных скважин;

4) при консервации послойно заводненных залежей;

5) при обычном заводнении неоднороднослоистых или трещиноватых пластов.

Рассмотрим результаты исследований и наблюдений, свидетельствующих о ходе капиллярных процессов в этих условиях.

1. В нефтепромысловой практике широко известны факты нефте-газопроявлении продуктивных пластов при бурении на растворе с водной основой. Иногда нефтепроявлепия приводят к катастрофическим последствиям - к выбросу глинистого раствора из необсаженной скважины и аварийному, нерегулируемому фонтанированию, как это было, например, на скв.1 Красноярского месторождения, которая фонтанировала с дебитом более 2000 м3 /суткив течение месяца в 1955 г. Обильные нефтепроявления и кратковременные выбросы раствора из скважин наблюдались на Покровском, Зольненском, Мухановском и других месторождениях Куйбышевской области.

Интересно отметить, что все нефтепроявления происходят при давлении в скважинах значительно выше пластовых. Так, например, в упомянутой скв.1 Красноярского месторождения давление столба раствора было на 25-30 ат выше пластового, но через несколько суток простоя произошел выброс раствора.

Вместе с тем, также хорошо известно, что при вскрытии продуктивных пластов раствором на водной основе выбуриваемый керн промывается водой, а в призабойную зону скважин внедряется фильтрат раствора. Глубина проникновения последнего в пласты может достигать 8-12 м . Существующие объяснения этих двух одновременно происходящих явлений противоречивы.

Промывка водой выбуриваемых кернов из пласта и призабойных зон скважин обычно объясняется опережающим оттеснением нефти из-под долота и от стенок скважин фильтратом раствора, а нефтепроявления продуктивных пластов при бурении объясняются:

1) увлечением нефти из призабойных зон пласта движущимся в скважине раствором,

2) поршневым всасыванием нефти из пласта при подъеме инструмента и 3) отмывкой остаточной нефти из выбуренной породы (шлама).

Несоответствие этих объяснений реальным условиям и противоречивость их можно показать на примере нефтепроявлений при бурении скв.402 Мухановского месторождения. Обычно в промысловой документации нефтегазопроявления отмечаются лишь как факты. В скв.402 процесс нефтепроявления изучался специально. Ее бурили с промывкой глинистым раствором удельного веса 1,27 - 1,29 Г/см3 . При глубине забоя 2542 м бурение было приостановлено для проведения каротажа. Скважина простаивала 36 ч. Продуктивные нефтеносные пласты нижнего карбона залегают на глубине 2150-2250 м . Давление от столба раствора на уровне пластов было на 35-45 ат выше пластового. После каротажа бурение и промывка были возобновлены.

Сначала из затрубного пространства выходил раствор удельного веса 1,27-1,29 Г/см3 , затем в нем появилась обильная пленка нефти, постепенно увеличивающаяся. Удельный вес раствора замерялся через каждые 5 мин до полного обновления раствора в скважине. С появлением пленки нефти в растворе удельный вес его постепенно снижался с 1,29 до 1,22-1,16 и даже до 1,13 Г/см3 . Обильная пленка нефти с раствором выходила из скважины в течение 1,2-1,5 ч. В течение 25-30 мин выходил раствор удельного веса 1,13-1,16 Г/см3 свключениями нефти в виде крупных "хлопьев".

Приближенная оценка по формуле:

γсм = γн χ + γр (1 - χ) (5)

(где γсм, γн, γр - удельные веса соответственно смеси раствора с нефтью, нефти и чистого раствора; χ - содержание нефти в растворе) показывает, что снижение удельного веса глинистого раствора с 1,27-1,29 до 1,14-1,16 Г/см3 обусловлено содержанием нефти в нем в количестве 24-30%. Расход промывочной жидкости при бурении составлял 30-40 л/сек. Следовательно, при концентрации нефти в растворе 24-30% за 25-30 мин из скважины раствором вынесено более 15-17 м3 нефти или в пластовых условиях 18-20 м3 . Если учесть, что обильная пленка нефти в растворе была в течение 1,2-1,5 ч, то общее количество нефти, вынесенной раствором, будет достигать 35-40 м3 и более. Аналогичный вынос нефти с раствором неоднократно наблюдался после каждого прекращения бурения скв.407, 277 и многих других.

Как видно, результаты нефтепроявлений пластов по скв.402 Мухановского месторождения исключают возможность объяснения их указанными причинами. Накопление нефти в стволе скважины произошло во время простоя, когда не было движения раствора. До прекращения процесса бурения и после простоя содержание нефти в растворе было менее 1%. Забой скважины был на 300 м ниже нефтяных пластов, и поршневого действия инструмента на пласты также не было. Иначе на индикаторе веса фиксировался бы вес не только инструмента, но и всего столба раствора. По этой же причине в растворе не было остаточной нефти из выбуренной породы. Кроме того, из всей мощности нефтяных пластов (100 м ) было выбурено 30-35 м3 породы, которые содержали всего 5-7 м3 нефти и могли дать остаточной нефти не более 1,5 м3 .

mirznanii.com

Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

Аналогичные результаты были получены при исследовании скорости движения воды в заводненных пластах и всех других указанных месторождений Куйбышевской области. На Восточно-Степановском участке площадного заводнения Калиновского месторождения в 1948 г. скорость движения воды в заводненном пласте составляла 30-50 м/сутки. На месторождении Яблоновый Овраг 240 - 280 м/сутки, на Якушкинском и Покровском месторождениях 120-250 м/суткии на месторождении Карабулак-Ачалуки 30 - 45 м/сутки. Такие скорости движения воды возможны, конечно, только в сильно трещиноватых пластах. Но скорость движения первоначального фронта заводнения на этих же месторождениях при той же трещиноватости пластов не превышала 250 - 500 м/год, или 0,65-1,5 м/сутки.

Как видно, скорость движения воды (с флюоресцином) в заводненных пластах значительно (в 50-150 раз) выше, чем скорость движения первоначального фронта заводнения - фронта вытеснения нефти водой. Если учесть более высокие фильтрационные сопротивления пластов при первоначальном заводнении за счет вязкости нефти, то и тогда это отношение скоростей движения будет не менее чем в 10-20 раз больше.

Без участия капиллярных сил в процессе заводнения продуктивных пластов невозможно объяснить столь огромную разницу в скоростях движения первоначального фронта воды и воды "меченой" флюоресцином после заводнения пластов. Очевидно, при первоначальном внедрении воды в нефтенасыщенную зону залежи происходило замедление, "торможение" движения фронта вытеснения нефти водой, которое обусловливалось капиллярной пропиткой. Вследствие трещиноватости и слоистой неоднородности пластов внедрение воды в нефтяные залежи было неравномерным с опережающим заводнением трещин и наиболее проницаемых слоев. Это можно назвать первичным охватом пластов заводнением. Между обводненными трещинами и нефтенасыщенными пористыми блоками создается скачок насыщенности и как следствие высокий капиллярный градиент давления, который направлен на выравнивание насыщенности разных сред. Под действием капиллярного градиента давления происходит пропитка пористых нефтенасыщенных блоков, т.е. вторичный, дополнительный охват заводнением пластов, а следовательно, отток воды из трещин в блоки, что и является причиной "торможения" или замедленного движения первоначального фронта вытеснения нефти водой. После заводнения наиболее крупных трещин и капиллярной пропитки прилегающих к ним окрестностей пористых блоков закачиваемая вода без замедления проходит путь от нагнетательных скважин к эксплуатационным.

Таким образом, изложенные результаты исследования скоростей движения воды в карбонатных трещиноватых пластах свидетельствуют о том, что заводнение их сопровождалось капиллярными процессами. Помимо основного заводнения, обусловленного гидростатическим перепадом давления, происходил дополнительный охвват заводнением плотных пористых блоков.

При опережающем внедрении воды по трещинам даже при установившемся течении и μн > μв эпюра давлений между контуром питания и зоной отбора такова, что давление в заводненном слое или трещине выше, чем в смежном нефтенасыщенном пористом блоке. Следовательно, в течение всего периода продвижения фронта вытеснения нефти водой из трещин между ними и нефтенасыщенными менее проницаемыми пористыми блоками существует некоторый непостоянный перепад давления. Кроме того, во всех рассматриваемых залежах до закачки воды с индикатором искусственное заводнение осуществлялось при периодически изменяющемся объеме, что также создавало попеременный перепад давления. Однако пропитка пористых блоков за период продвижения фронта вытеснения нефти водой по трещинам полностью не завершена. Достаточно сказать, что по всем указанным месторождениям достигнутая нефтеотдача при заводнении составляет 30-43%. Очевидно, глубина капиллярной пропитки блоков была небольшая.

По пласту Б2 месторождения Яблоновый Овраг межслойная капиллярная пропитка наблюдалась на конечной стадии разработки залежи в период консервации ее в 1957 г. При вводе после консервации в эксплуатацию всех скважин обводненность продукции их возросла и достигала даже 100%. Затем через 3-4 месяца обводненность стала снижаться, достигла 92% и в течение последующих 1,5-2 лет оставалась ниже, чем была до консервации. За этот период дополнительная добыча нефти составила более 12,5 тыс. т, что соответствует повышению нефтеотдачи на 0,6-0,75%. Столь значительное снижение обводненности добываемой продукции свидетельствовало о повышении содержания подвижной нефти в заводненных слоях и трещинах, т.е. о явлении "перемешивания" нефти и воды в послойно обводненном пласте.

Эти результаты могли быть обусловлены, очевидно, только проявлением капиллярных сил, т.е. межслойной капиллярной пропиткой. В результате происходил переток нефти из менее проницаемых нефтенасыщенных слоев в высокопроницаемые заводненные, снижение фазовой проницаемости для воды и повышение ее для нефти.

Таким образом, капиллярные процессы происходят в самых разнообразных условиях при заводнении продуктивных нефтеносных пластов.

Теория и механизм капиллярных процессов в пористых средах изучались в работах. На основе экспериментальных и промысловых исследований нами сделана попытка выяснить лишь элементы механизма - направление линий тока при капиллярнойпропитке и условия преодоления прерывистости капиллярных сил в пористой среде.

Для выяснения этих вопросов полезно отметить одно не имеющее удовлетворительного объяснения явление. Не вызывает сомнения, что пласты, занимаемые современными залежами нефти, первоначально были полностью водонасыщенными и гидрофильными. В период формирования нефтяных залежей, следовательно, происходило вытеснение воды нефтью, т.е. вытеснение более смачивающей поверхность пор жидкости менее смачивающей. Причем образование нефтяных залежей в структурных ловушках произошло при однократном замещении объема воды нефтью. И тем не менее нефтенасыщенность неоднородного по свойствам объема залежей или водоотдача их при вытеснении воды нефтью достигла 90-94%. Даже из наименее пористых и проницаемых слоев пласта нефть вытеснила более 70 - 80% воды, а слоев, линз и зон, не охваченных "занефтением" (противоположно заводнению), в объеме нефтяных залежей, как правило, не наблюдается, т.е. коэффициент охвата пласта "занефтением" равен единице.

В процессе же разработки нефтяных месторождений при вытеснении менее смачивающей жидкости (нефти) более смачиваемой (водой) нефтеотдача в лучших физико-геологических условиях не превышает 0,0-0,65, в заводненных слоях коэффициент вытеснения не превышает 0,7-0,8, а коэффициент охвата заводнением значительно меньше единицы (0,6 - 0,85) даже при многократнойпромывке залежей водой.

Чем же объясняется высокая эффективность вытеснения из гидрофильных неоднороднослоистых пластов воды нефтью и меньшая эффективность вытеснения нефти водой? Почему капиллярные силы не воспрепятствовали гравитационным силам в формировании единых нефтяных залежей в сильно неоднородных и расчлененных пластах? По-видимому, только в условиях нейтрализации или многократного нарушения равновесия капиллярных сил могло происходить заполнение объема заложи в полном соответствии с проявлением сил тяжести. Нейтрализация или нарушение равновесия поверхностно-молекулярных сил в процессе формирования нефтяных залежей могли обуславливаться различного рода колебаниями пласта и изменениями структуры пористой среды - тектоническими и колебательными процессами в земной коре, динамическим метаморфизмом пластов, пластической необратимой деформацией пористой среды и др.

На основе многочисленных и разнообразных исследований капиллярных процессов от отдельных поровых каналов до реальных продуктивных пластов можно констатировать, что механизм движения воды и нефти в пористой среде под действием внутренней энергии весьма сложен и описать все его признаки для разнообразных реальных условий, по-видимому, невозможно. Вместе с тем доказано, что движение нефти и воды в пористой среде обуславливается не только природными физико-геологическими свойствами системы нефть - вода - порода, но и внешними факторами: величиной давления, скоростью фильтрации, температурой и др. Следовательно, и механизм и активность капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов не являются неизменными и нерегулируемыми. Наиболее доступно для воздействия на капиллярные процессы в реальных условиях, очевидно, изменение давления и скорости фильтрации, которые поддаются регулированию при разработке нефтяных залежей. Можно определить, какое состояние этих внешних факторов - установившееся или неустановившееся - благоприятствует проявлению капиллярных процессов при заводнении.

Микроскопическими исследованиями процесса заводнения гидрофильных пород установлено, что вытеснение нефти водой за счет поверхностно-молекулярных сил может происходить в двух формах (видах):

1)вытеснение нефти, вызванное течением воды по пленке, находящейся на гидрофильной поверхности пор, - пленочное внедрение воды в нефтенасыщенную зону пласта;

2)вытеснение нефти из мелких поровых каналов, соединенных с крупными порами, движущимися менисками, - менисковое вне- дрение воды в нефтенасыщенную зону пласта.

В послойно заводненном пласте капиллярное движение нефти и воды обоих этих видов обусловливает выравнивание насыщенности заводненных и нефтенасыщенных слоев вследствие взаимного обмена жидкостями и межслойных противотоков нефти и воды. При пленочном внедрении воды встречное движение происходит в пределах отдельных поровых каналов. По поверхности каналов вода внедряется в нефтенасыщенную зону, а по центральной части их нефть движется во встречном направлении в водонасыщенную зону. Менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону происходит по каналам меньшего диаметра (сечения), нефть из них вытесняется в более крупные каналы, а по ним - в заводненную зону.

mirznanii.com

МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Лекция 13

МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Лекция 13 Обязательные комплексы исследования скважин

3. 4. Обязательные комплексы для решения геологических задач на этапе поисков и разведки залежей 20 Таблица 3. 3. Обязательный комплекс исследований в опорных поисковых и параметрических скважинах. Структура комплекса Методы ГИРС Постоянная часть обязательных исследований Общие исследования (по всему разрезу скважин) ГТИ, ПС, КС (1 -2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, замер естественной температуры пород, ВСП Изменяемая часть обязательных детальных исследований Детальные исследования (в неизученной ранее части разреза и в интервалах предполагаемой продуктивности) ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК-С, НК, ИНК, АК, ГГК-П, ГГК-Л, гравитационный каротаж (до доступных глубин), наклонометрия, ЯМК, КМВ. При наличии в перспективных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрическое (акустическое) сканирование Для определения положения межфлюидных контактов и изучения пластовых давлений в перспективных интервалах ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК При низком выносе керна Отбор керна из стенок скважины приборами на кабеле (КО) При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в перспективных интервалах разреза ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой

3. 4. 1 Обязательные комплексы для решения геологических задач на этапе поисков и разведки залежей (продолжение 1) 21 Таблица 3. 4. Обязательный комплекс ГИС при испытаниях в колонне Задачи контроля за испытаниями Условия проведения исследований Методы ГИРС Уточнение выбора объекта и привязка к разрезу Крепленная скважина без НКТ, пласт неперфорированный и перфорированный до вызова притока ЛМ, ГК, НК (ИНК), ТМ Контроль процесса притока и мероприятий по его интенсификации НКТ перекрывают интервал перфорации ЛМ, ТМ, НК (ИНК), БМ, ГК НКТ не перекрывают интервал перфорации БМ, ТМ, ЛМ, ГК, НК (ИНК), расходометрия (термоанемометрия), влагометрия, резистивиметрия

Таблица 3. 5. Комплекс ГТИ при бурении опорных, параметрических, структурных, поисковых оценочных и разведочных скважин. Структура комплекса Постоянная часть обязательных исследований 22 Методы ГИРС ГТИ, ПС, КС (1 -2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия, термометрия, замер естественной температуры пород*, ВСП** Детальные исследования (перспективных интервалах) ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК-С, НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л***, наклонометрия**** При наличии в перспективных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК Для определения положения межфлюидных контактов и пластовых давлений в перспективных интервалах ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК, ЯМК При низком выносе керна Изменяемая часть обязательных исследований Общие исследования (по всему разрезу скважин) Отбор керна из стенок скважины приборами на кабеле (КО) При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в перспективных интервалах разреза ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой технических условий в скважине Примечания: * - в нескольких скважинах на площади; **- во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах – при близости сейсмопрофилей; *** - в разрезах с карбонатными коллекторами; **** - во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах при наклоне пластов более 5 град. к оси скважины.

Таблица 3. 6. Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах Структура комплекса Обязательные исследования 23 Методы ГИРС ГТИ*, ПС, КС (1 -2 зонда из состава БКЗ), БК*, ГК, НК, АК*, ГГК-П*, профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия МКЗ, ГМ Детальные исследования (в продуктивных интервалах) ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ГК, МК (БМК), профилеметрия, ГК-С*, НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л** При наличии в продуктивных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных) ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электрический сканер, ЯМК Для уточнения положения межфлюидных контактов, текущей насыщенности и пластовых давлений в продуктивных интервалах ГДК, ОПК, ИПТ, ЯМК, ИНК, АКЦ, АКШ При неоднозначной геологической интерпретации материалов ГИС в продуктивных интервалах разреза ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследования в необходимых интервалах по специальным технологиям со сменой технических условий в скважине Для обеспечения моделирования залежей и проведении сейсморазведки 3 Д Дополнительные исследования Общие исследования (по всему разрезу скважин) ВСП, инклинометрия Примечания: * - при кустовом бурении – в одной из скважин куста; ** - в разрезах с карбонатными коллекторами.

Таблица 3. 7. Обязательный и дополнительный комплексы геофизических исследований в горизонтальных участках ствола эксплуатационных скважин Структура комплекса Методы ГИС Обязательные исследования ГТИ, ГК, ИК, (ЭМК), НК, ПС (градиент ПС), инклинометрия, резистивиметрия ВИКИЗ Терригенный разрез ГТИ, ИК (ЭМК), ГК, БК (псевдобоковой), НК, ПС (градиент ПС), инклинометрия, резистивиметрия Карбонатный разрез Дополнительные исследования АК, ГГК, ГК-С Специальные исследования Азимутальные БК, БМК, АК и ГК, ЯМК Примечание 24

3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений (для решения задач 25 контроля и управления приведенных на слайдах 2 -3) Таблица 3. 8. Уточнение геологической модели в зоне расположения скважины Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ 1. Границы продуктивных толщин при опробовании Информация методов открытого ствола вместе с данными методов оценки приток-состава, ОПТ, ОПК 2. Границы продуктивных толщин при дополнительном использовании прямых неэлектрических методов оценки насыщения Информация методов открытого ствола вместе с данными методов НК, ИНК, С/О, ШАМ, МНА 3. Границы продуктивных толщин при обсадке продуктивного интервала стеклопластиковыми трубами ИК, ДК, ВИКИЗ Методы ГДИС Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) КВД, КВУ, ИД Отборы глубинных проб для оценки состава притока, анализ керна Разведочные. Поэтапное опробование путем установки пакеров для разобщения отдельных пластов (пропластков). На этапе опробования. Анализ устьевых проб и керна Разведочные, осваиваемые эксплуатационные. Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения. Скважины, оборудованные стеклопластиковым хвостовиком эксплуатационной колонны. В статике или динамике. На этапе освоения.

3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений(для решения задач контроля и управления приведенных на слайдах 2 -3) Таблица 3. 8. Уточнение геологической модели в зоне расположения скважины (продолжение). Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 4. Привязка методов ГИС – контроля к терригенному разрезу скважины ГК, ЛМ Все скважины с терригенным или смешанным разрезом. Обязательно при проведении любых исследований ГИС – контроля. 5. Привязка методов ГИС – контроля к карбонатному разрезу скважины НМ, ЛМ Все скважины с карбонатным или смешанным разрезом. Обязательно при проведении любых исследований ГИС – контроля. 6. Геотермический градиент в долгопростаивающих скважинах, интервалы залегания многомерзлых пород ТМ Наблюдательные (глухие) или долгопростаивающие скважины. Фоновая съемка. Повторные (временные) исследования геотермии нецелесообразны. 26

3. 4. 2 Комплексы исследований при решении задач на разных этапах разработки нефтяных и газовых месторождений(для решения задач 27 контроля и управления приведенных на слайдах 2 -3) Таблица 3. 9. Определение положения продуктивных пластов и геологических неоднородностей в межскважинном пространстве Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Методы ГДИС Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 1. Профильная или объемная корреляция границ продуктивных толщин при использовании данных опробования Информация методов открытого ствола вместе с данными методов оценки притока, ОПТ, ОПК КВД, КВУ, ИД Информация анализа проб в разных скважинах, анализ керна Разведочные и осваиваемые эксплуатационные. Опр о-бование путем установки пакеров для разобщения отдельных пластов. На этапе опробования. 2. Геологические неоднородности и нарушения в межскважинном пространстве ВСП Гидропрослушивание ГДП Закачки индикаторны х веществ Группы (пары) скважин, включающие возмущающие и реагирующие. Исследования по специальной программе.

Таблица 3. 10. Контроль за выработкой пластов при вытеснении нефти или газа Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 1. Профиль(интервалы) притока жидкости РМ. . . Ж, ТН, ТМ Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность – от 1 года. 2. Профиль (интервалы) притока газа РМ…Г, ТН, ТМ, ШИ Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность - от 1 года. 3. Дебиты (интервальные) притока жидкости РМ…Ж Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность - от 1 года. 4. Дебиты (интервальные) притока газа РМ…Г Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность – от 1 года 5. Состав интервального МНА, ПЛ, ВЛ, притока однородной РИ жидкости (воды или нефти) Устьевые пробы Добывающие нефтяные, водозаборные. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность – от 1 года 28

29 Таблица 3. 10. Контроль за выработкой пластов при вытеснении нефти или газа (продолжение). Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 6. Состав интервального притока газа МНА, ВЛ Устьевые пробы Добывающие газовые или объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват – до 50%, периодичность – от 1 года 7. Состав интервального притока смеси жидкости (нефти с водой), включая ее обводненность РМ…Ж, ТН, ВЛ, МНА, ПЛ, РИ, ЛВД Глубинные пробы Добывающие нефтяные. Замеры в динамике. Охват – до 20%, периодичность – от 1 года 8. Состав интервального притока газожидкостной смеси, включая ее обводненность РМ…Г, МНА, ВЛ, ТИ, ШС, ЛВД Глубинные пробы Добывающие нефтяные и газовые, обводняющиеся объекты ПХГ. Замеры в динамике. Охват – до 20%, периодичность – от 1 года 9. Гидравлические потери РМ…Г, МНА в лифте при потоке газожид-костной смеси в интервале оценки состава притока Добывающие нефтяные и газовые, обводняющиеся объекты ПХГ. Охват – до 20%, периодичность – по обстановке 10. Профиль (интервалы) приемистости воды РМ…Ж, ТН, ТМ, ШИ Нагнетательные. Охват – до 50%, периодичность – от 0, 5 года 11. Профиль (интервалы) РМ…Г, ТН, ТМ, Объекты ПХГ, нагнетательные по

Таблица 3. 11. Определение начального, текущего или остаточного нефте – и газонасыщения пласта Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ 30 Комплекс ГХИ Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 1. Начальная нефтегазонасыщеннос ть НК, ИНК, С/О, ШАМ Пробы глубинные и керна Разведочные, осваиваемые эксплуатационные. Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения, после расформирования зоны проникновения (для газоносных). 2. Начальная нефтенасыщенность То же 3. Начальная газонасыщенность НК То же 4. Текущая нефтегазонасыщеннос ть НК, ИНК, С/О, ШАМ Контрольные (наблюдательные) глухие скважины. Периодичность от 3 – 6 месяцев (при прослеживании фронта обводнения), до 1 – 3 лет (на завершающем этапе разработки) 5. Текущая нефтенасыщенность То же плюс ИНК с закачкой МВ и последующей очисткой пласта при То же, плюс добывающие нефтяные скважины (технология ИНК с закачкой МВ и прослеживанием темпа и степени очистки у отдельных толщин)

Таблица 3. 11. Определение начального, текущего или остаточного нефте – и газонасыщения пласта (продолжение) Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Комплекс ГХИ 31 Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 6. Текущая газонасыщенность НК То же 7. Изменение нефтегазонасыщенност и за период времени Временные замеры НК, ИНК То же, плюс эксплуатационный фонд скважин. Охват до 100%. 8. Изменение водонасыщенности за период времени То же 9. Положение ВНК НК, ИНК, С/О, ШАМ То же 10. Положение ГВК НК, временные ТМ То же 11. Положение ГНК НК, временные ТМ То же 12. Обводнение продуктивных толщин при обсадкестеклопластико выми трубами ИК, ДК, ВИКИЗ Скважины, оборудованные стеклопластиковым хвостовиком эксплуатационной колонны. В статике и динамике. Периодичность от 1 – 3 месяцев (прослеживание фронта обводнения) до 1 раз/1 – 3 года (оценки остаточного нефтегазонасыщения)

Таблица 3. 12. Оценки параметров вытеснения для вырабатываемых толщин Наименование групп стандартных задач Комплекс Методов ПГИ Комплекс ГХИ 32 Примечание(объекты, технология исследований этапность и др. ) 1. Работающие толщины пласта притоке Серия ТМ, ШС, ЛВД Добывающий фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах отбора. Охватдо 20%, периодичность – от 1 года. 2. Работающие толщины пласта при поглощении Серия ТМ, ШС, ЛВД Нагнетательный фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах закачки. Охват – до 50%, периодичность – от 0, 5 года 3. Толщины пласта, затронутые процессами вытеснения Серия ТМ 4. Обводненные (обводняющиеся) толщины пласта ТМ, ГМ (по радиогеохимическому эффекту), ЛВД То же 5. Коэффициент вытеснения вырабатываемых толщин ИННК с закачкой МВ Добывающие скважины. Фоновые замеры, замеры при закачке МВ, при очистке пласта от МВ на режимах отбора. По Закачки ИВ То же соответственно для всего эксплуатационного фонда скважин

present5.com

Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

Для повышения гидрофильности пластов, усиления капиллярного вытеснения нефти водой из слабопроницаемых слоев и зон в заводненные высокопроницаемые, для повышения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата заводнением неоднородных пластов необходимо увеличивать скорости движения жидкости и создавать неустановившееся состояние давления в пластах или избыточное давление в водонасыщенных слоях. На практике это осуществимо при импульсном воздействии на пласты или цикличной закачке воды.

На основе экспериментальных и промысловых исследований было показано, что капиллярные процессы при заводнении нефтеносных пластов сопровождаются встречными движениями, противотоками нефти и воды. В работе получены экспериментальные зависимости для расхода, скорости и глубины капиллярной пропитки.

Рис.6 Схема микронеоднородной пористой среды, мсжслойных и капиллярных противотоков нефти и воды и вытеснения остаточной нефти при pk - pc ≠ const

Аналогичные зависимости можно получить и аналитическим путем. Как уже отмечалось, исследованиями установлено, что микронеоднородность пористой среды может выражаться некоторой функцией распределения пор по размеру F (δ). Для песчаника, например, распределение пор по размеру подчиняется нормальному или логарифмически нормальному закону с диапазоном изменения размеров пор от нуля до 500 мки более. В этих условиях, исходя из классической зависимости между капиллярным давлением и размером поровых каналов, очевидно, что при капиллярном межслойном противотоке внедрение воды в нефтенасыщенные слои происходит по наиболее мелким, а переток нефти по более крупным поровым каналам (рис.6). Расход жидкости и скорость внедрения воды при капиллярной пропитке можно выразить через функцию распределения размеров пор.

Плотность вероятности распределения размеров пор при логарифмически нормальном законе описывается выражением

f (δ) =

(8)

где δ - размер, или сечение, поровых каналов; σ - стандартное отклонение; lnε - среднее значение lnδ.

Функция распределения размеров пор

F (δ) =

f (δ) d (δ) (9)

Связь между средней проницаемостью среды kср и размерами поровых каналов устанавливается в виде

(10)

где Г0 = χ / l - коэффициент извилистости, т.е. отношение длины пути χ, пройденного жидкостью, к геометрической длине l пористой среды.

Фактически коэффициент извилистости Г0 отображает избирательный характер фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде и, следовательно, может выражаться через плотности вероятности распределения размеров пор, т.е.

Гo = f (δ) max / f (δ) i ( 11)

Можно полагать, что в процессе капиллярной пропитки фильтрация жидкости происходит избирательно, как и при движении за счет внешнего перепада давления. Тогда в любом сечении пласта, нормальном направлению капиллярной пропитки, поры с размерами 0 ≤ δ≤δi, . будут затоплены водой, а с размерами δ≤ δi ≤ δшах нефтенасыщенны (рис.7). Причем суммарный расход жидкости через любую такую плоскость равен нулю, т.е.

qв = - qн = [Skгар (∆pk ± h∆γ)] / μcp hcp Г0 (12)

где kгар - средняя гармоническая проницаемость по линии тока жидкости, определяемая по формуле:

kгар = 2/ (1/kср. в + 1/ kср. н ) (13)

Рис.7 Распределение размеров пор в песчанике, k= 1д, m= 18,4% (по В.Н. Николаевскому и А.Ф. Богомоловой)

1 - размеры пор, в которые внедряется вода;

2 - размеры пор, из которых вытесняется нефть.

kcp. в , kcp. н - средняя проницаемость поровых каналов, соответственно заполненных водой и нефтью; ∆рк -разность средних капиллярных давлений в водонасыщенных поровых каналах и нефтенасыщенных:

∆рк = рк. в (0÷δi ) - рк. н (δi ÷δmax ) (14)

δср. в , δср. н - средние значения размеров водонасыщенных и нефтенасы-щенных каналов, определяемые соотношениями

(15)

δi - размер самого крупного порового канала, затопленного водой; h - глубина (высота) капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенный слой; ∆γ - разность удельных весов воды и нефти; тв и тн - пористость заводненных и нефтенасыщенных поровых каналов соответственно; μср = (μн + μв ) /2 - средняя вязкость жидкости по пути фильтрации; S - площадь поверхности фильтрации.

В формулах (13) и (15) kcp. в и kcp. н определяются из соотношения (10) при замене пределов интегрирования в числителе от 0 до δi и от δi до δmax соответственно.

Капиллярный перепад давления при капиллярном противотоке значительно проще можно определить другим путем. По распределению размером пор можно получить распределение капиллярного давления, которое ввиду обратной зависимости капиллярного давления от размера пор будет выражаться ввиде:

F (pk ) = 1 - F (δ ) (16)

Статистическое среднее значение капиллярного давления в микронеоднородной пористой среде можно определить через функцию распределения:

(17)

где рк0 - капиллярное давление в самых мелких поровых каналах;

ркт - капиллярное давление в самых крупных каналах (трещинах).

Для определения перепада капиллярных давлений при противотоке необходимы средние значения их для заводненных ркв , нефтенасыщенных ркн каналов, которые равны:

(18) (19)

где α=4σcosθ; рк , ркi и ркт капиллярные давления соответственно в поровых каналах с размером δmin , δi и δmах.

Теперь можно определить глубину капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные слои, застойные зоны и линзы. Из условия материального баланса

qв t= Shcp ηв δср. в /δср = Vηв ηo (20)

Из соотношений (12) и (20) можно получить зависимость для глубины пропитки пористой среды при капиллярном противотоке без учета гравитационных сил:

(21)

ηв - коэффициент вытеснения нефти водой в заводненных каналах;

η0 = δср. в /δср - коэффициент охвата заводнением нефтенасыщенных слоев при капиллярном противотоке.

Остальные параметры кгар , Г0 , δср и ∆рк определяются по соотношениям (13), (11), (15), (18) и (19). Подставив их в (21) и приняв mв = mн = m/2, что следует из равенства суммарного расхода жидкости при противотоке нулю, получим выражение для глубины капиллярной пропитки:

(22)

которое аналогично ранее полученному экспериментально в работе [11]. По соотношениям (21) или (22) можно определить не только среднюю глубину, но и скорость капиллярной пропитки. Приняв следующие значения параметров, входящих в формулу (22): σ = 30 дин/см2 , соsθ= 0,6, ηв = 0,9, μср =2 спз, Г0 = 2, а значения т = 18%, кср = 1д, кср . н =1,6 д, кср. в =0,4 д, в соответствии с распределением размера пор реального песчаника из работы получим: средняя глубина капиллярной пропитки в течение 1сек с начала пропитки составит 0,05 см , через 1 ч достигнет 3 см , через 1 сутки 14,7 см , через 1 месяц 80,5 см , через 1 год 2,8 м и т.д. Как видно, скорость капиллярной пропитки затухает во времени, а глубина пропитки даже в идеализированных условиях пористой среды - постоянного сечепия каналов и смачиваемости - в течение длительного периода не превышает минимальной мощности нефтенасыщенных слоев при послойном заводнении реальных пластов. Если же учесть, что капиллярная пропитка в реальных условиях должна происходить в пористой среде с неточными поровыми каналами и переменной смачиваемостью, то значения глубины капиллярного внедрения воды во времени будут значительно меньшими.

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что вследствие слоистой неоднородности продуктивных пластов происходит их послойное обводнение, в результате чего на контакте заводненных и нефтенасыщенных слоев создается резкий скачок насыщенности.

Капиллярные силы образуют некоторую "размытую" зону, где насыщенность меняется от начальной до насыщенности в заводненном слое, подобно "стабилизированной зоне" на фронте вытеснения. Исходя из этого, процесс заводнения неоднородных пластов можно представить в следующем виде (рис.6). При фронтальном вытеснении происходит послойный охват заводнением, а под действием капиллярных сил - дополнительно межслойный охват заводнением смежных менее проницаемых нефтенасыщенных слоев. Следовательно, полный коэффициент охвата неоднородного пласта наводнением:

mirznanii.com