Физика пласта (Ответы на экзамен). 1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования. Виды остаточной нефти


Виды остаточной нефти в залежи. — Мегаобучалка

 

S

1 Sоr

Sпр1 – Sпр=Sоr,

где Sпр – насыщенность промытой зоны.

 

Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.

Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:

hкин=bв×yохв,

где bв – коэффициент вытеснения; yохв – коэффициент охвата.

 

Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:

b=(Sнач – Sоr)/Sнач.

Эта величина стандартизированная и определяется для любого месторождения.

Коэффициент охвата характеризует долю объёма пласта, охваченного процессом воздействия.

Т.о. произведение этих двух коэффициентов учитывает с одной стороны объём, на который происходит воздействие, а с другой стороны – степень этого воздействия.

Коэффициент нефтеотдачи мал и составляет величину менее 0.4. Остаточная доля значительно больше и рассчитывается как:

1 - hкин=hост~0.6.

Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.

 

Рассмотрим виды остаточной нефти:

3. Нефть, которая оказалась неохваченной процессом вытеснения.

Все наши залежи – неоднородные объекты, коэффициенты пористости и проницаемости изменяются в широких диапазонах, и в некоторых залежах из-за неоднородности фильтрации не происходит, возникает отсутствие охвата.

 
 

 

Образуется линза.

 

Рассмотрим эксплуатационные объекты[1]:

 

 

фильтр

 
 

k1

 

k2

 
 

k3

 

Пласты могут выклиниваться на расстояниях между скважинами и охват будет неполный.

Происходит техногенное изменение пласта в околоскважинных зонах и это приводит к блокированию запасов и уменьшению охвата воздействия.

Даже в однородном пласте коэффициент охвата не равен единице.

 
 

неохваченная зона

 

Это связано с тем, что скважины – точечные источники и стоки. По этой причине в последнее время стараются использовать горизонтальные скважины, которые дают больший охват, т.к. они являются протяжёнными источниками и стоками.

Характеризующим параметром

является отношение mн/mв.

Чем больше это отношение,

тем уже эти «лепесточки».

 

 

Идеальный случай полного охвата выглядит следующим образом:

 

 
 

 

наг. скв. экс. экв.

 

Т.к. скважины у нас небольшого диаметра, мы не можем достигнуть полного охвата.

Если у нас в залежи есть сверхпроводящий путь, то как бы мы не сгущали сетку, нефть всё равно пойдёт по сверхпроводящему пути. Это связано с палеологическими руслами рек, крупнообломочными фациями.

 

Таким образом, охват процессов воздействия контролируется природными и технологическими факторами.

4. Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:

Sнач=1 – Sост.

Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.

Остаточное нефтенасыщение делится на виды:

1) Капиллярно-защемлённая остаточная нефть;

2) Адсорбированная остаточная нефть;

3) Плёночная остаточная нефть;

4) Остаточная нефть микронеоднородных зон и тупиковых пор;

5) Остаточная нефть, которая образовалась в результате неустойчивости процессов вытеснения.

В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.

Рассмотрим типы остаточной нефти и механизмы их образования.

megaobuchalka.ru

Формы остаточной нефти и способы ее извлечения

из "Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи"

Количество нефти, оставшейся в пласте после вытеснения водой, зависит от литологии и неоднородности коллектора, химического состава и свойств флюидов, температуры и т.д. [1]. В результате применения заводнения в пласте формируется два типа остаточной нефти [2-6]. Первый тип остаточной нефти образуется в промытых водой зонах продуктивного пласта и отличается повышенным содержанием тяжелых компонентов (смол, асфальтенов) от исходной нефти. Образование второго типа остаточной нефти связано с неравномерным вытеснением нефти из неоднородного коллектора, что приводит к образованию целиков последней в плохо дренированных, застойных зонах, линзах и пропластках с ухудшенными фильтрационноемкостными свойствами. Считается, что по своему составу и свойствам остаточная нефть второго типа мало отличается от исходной нефти месторождения. [c.11] Тип смачиваемости породы-коллектора в значительной степени определяет свойства и строение слоев остаточной нефти первого типа. В случае гидрофильной породы вода смачивает поверхность коллектора и вытесняет нефть в поры крупного и среднего размера, т.е. действие капиллярных сил в данном случае способствует более полному вытеснению нефти. В результате заводнения в гидрофильной пористой среде остается 20-45% исходной нефти, которая представляет собой отдельные ганглии (капельки) нефти, блокированные в порах пласта. Прямое микроскопическое исследование ганглий остаточной нефти показало, что в гидрофильных коллекторах их строение зависит от размеров пор и скорости движения вытесняющего агента (воды) [7]. [c.11] При вытеснении нефти водой из гидрофильных пластов реализуется механизм поршневого вытеснения, при котором основное количество нефти добывается за время безводного периода. Данное явление наблюдается на месторождениях Западной Сибири, где гадро-фильные терригенные пласты-коллекторы характеризуются относительно низкой начальной нефтенасыщенностью и содержат маловязкие нефти. [c.12] В гидрофобных коллекторах смачивающей жидкостью является нефть, поэтому вода вытесняет нефть только из крупных и средних пор. В мелких порах нефть удерживается капиллярными силами, что является основной причиной низкой степени извлечения нефти из гидрофобных пластов. Таким образом, в гидрофобных коллекторах остаточная нефть содержится в виде пленки на поверхности и в малых порах. [c.12] Большинство минералов, образующих нефтяные пласты, относится к гидрофильным. Максимальную гидрофильность имеют глины гидрослюдистого состава и кварц. Минимально гидрофильны - известняки, доломиты и полевые шпаты [1, 6]. Значительная часть коллекторов нефтяных месторождений обладает промежуточной (мозаичной) смачиваемостью, т.е. содержит гидрофильные и гидрофобные участки. Поэтому в месторождениях после заводнения может содержаться остаточная нефть в виде защемленных капель и пленочная нефть. [c.12] Па структуру, свойства и количество остаточной нефти первого типа оказывают влияние также вязкость нефти, содержание в ней высокомолекулярных компонентов - смол, асфальтенов, кислот и так далее, то есть соединений, имеющих поверхностно-активные свойства. В результате физической и химической сорбции нефти и воды на поверхности нефтяного коллектора происходит образование граничных слоев, вязкость которых значительно превышает вязкость жидкости в свободном объеме. Граничные слои жидкостей на поверхности твердого тела обладают жидкокристаллическими свойствами, т.е. молекулы в граничных слоях расположены упорядоченно [8]. Толщина граничных слоев воды составляет около 0,1 мкм. Толщины граничных слоев нефти увеличиваются по мере роста её вязкости [1, 9-10]. Взаимодействие поверхностно-активных компонентов нефти с горной породой приводит к увеличению степени её гидрофобности, увеличению доли и повышению структурно-механических свойств пленки осп аточной нефти. [c.12] Образование второго типа остаточной нефти связано с неравномерным вытеснением нефти из неоднородного нефтяного пласта. [c.12] Увеличение степени неоднородности нефтяного коллектора способствует уменьшению охвата пласта заводнением, приводит к прорыву закачиваемых вод по высокопроницаемым пластам и каналам, т.е. закономерно предопределяет повышенное количество остаточной нефти данного типа в пласте. Увеличение вязкости нефти (отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды) и наличие у нефти неньютоновских свойств также способствуют неравномерному вытеснению нефти из пласта при заводнении. [c.13] Для увеличения степени охвата пластов заводнением применяются потокоотклоняющие технологии, регулирующие вязкость вытесняющего флюида и проницаемость неоднородного пласта полимерное воздействие, вязкоупругие дисперсные композиции, геле- и осадкообразующие технологии и т.п. Потокоотклоняющие технологии позволяют более эффективно использовать нефтевытесняющие свойства закачиваемых вод. [c.13] Уменьшить количество нефти в граничных слоях возможно путем закачки газов, растворителей, теплоносителей, применением реагентов, улучшающих смачиваемость породы вытесняющей водой. Теоретически подавить капиллярные силы, удерживающие остаточную нефть, возможно при использовании ПАВ и композиций на их основе. [c.13]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Виды остаточных запасов нефти и её свойства

Изобретательство Виды остаточных запасов нефти и её свойства

просмотров - 32

Сегодня не существует общепринятого представления о характере распределœения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема чисто фундаментальная. При этом остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и неохваченных водой пропластках хорошо изучены.

По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределœены следующим образом:

1) нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;

2) нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;

3) нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;

4) капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%

Остаточная нефть (п.п. 1-3), которая не охвачена процессом заводнения вследствии высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всœех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Остальная часть (п.4) остается в обводненых коллекторах вследствии их микронеоднородности и может извлекатся только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических процессов и явлений.

О составе остаточной нефти. Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжелœения, так и в сторону облегчения добываемой нефти. Утяжелœение нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегозации, а также окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой водой, за счет перемещения в глубь залежи утяжелœенных нефтей из периферии приконтурных зон. Свойства нефти даже сильно изменяются в пределах небольших участков одного и того же продуктивного пласта.

За 20 лет заводнения Туймазинского месторождения в девонские пласты вместе с водой закачено около 4700 тонн кислорода. Анализ вод из добывающих скважин показал, что кислород в нем отсутствует ᴛ.ᴇ. полностью расходуется на окисление нефти в процессе фильтрации воды по пласту.

Силы, удерживающие остаточную нефть, и возможности их преодолевания.Остаточные запасы нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды.

Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы.

Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов.

Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти.

Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.

oplib.ru

Виды остаточной нефти в залежи - Физика пласта (Ответы на экзамен)

49. Виды остаточной нефти в залежи.

S

1 Sоr

Sпр1 – Sпр=Sоr,

где Sпр – насыщенность промытой зоны.

Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.

Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:

кин=вохв,

где в – коэффициент вытеснения; охв – коэффициент охвата. Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:

=(Sнач – Sоr)/Sнач.

Эта величина стандартизированная и определяется для любого месторождения.

Коэффициент охвата характеризует долю объёма пласта, охваченного процессом воздействия.

Т.о. произведение этих двух коэффициентов учитывает с одной стороны объём, на который происходит воздействие, а с другой стороны – степень этого воздействия.

Коэффициент нефтеотдачи мал и составляет величину менее 0.4. Остаточная доля значительно больше и рассчитывается как:

1 - кин=ост0.6.

Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.Рассмотрим виды остаточной нефти:

    1. Нефть, которая оказалась неохваченной процессом вытеснения.
Все наши залежи – неоднородные объекты, коэффициенты пористости и проницаемости изменяются в широких диапазонах, и в некоторых залежах из-за неоднородности фильтрации не происходит, возникает отсутствие охвата.

Образуется линза.Рассмотрим эксплуатационные объекты1:

фильтр

k1 k2

k3

Пласты могут выклиниваться на расстояниях между скважинами и охват будет неполный.

Происходит техногенное изменение пласта в околоскважинных зонах и это приводит к блокированию запасов и уменьшению охвата воздействия.

Даже в однородном пласте коэффициент охвата не равен единице.

неохваченная зона

Это связано с тем, что скважины – точечные источники и стоки. По этой причине в последнее время стараются использовать горизонтальные скважины, которые дают больший охват, т.к. они являются протяжёнными источниками и стоками.

Характеризующим параметром

является отношение н/в.

Чем больше это отношение,

тем уже эти «лепесточки».

Идеальный случай полного охвата выглядит следующим образом:

наг. скв. экс. экв.

Т.к. скважины у нас небольшого диаметра, мы не можем достигнуть полного охвата.

Если у нас в залежи есть сверхпроводящий путь, то как бы мы не сгущали сетку, нефть всё равно пойдёт по сверхпроводящему пути. Это связано с палеологическими руслами рек, крупнообломочными фациями.

Таким образом, охват процессов воздействия контролируется природными и технологическими факторами.

    1. Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:
Sнач=1 – Sост.

Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.

Остаточное нефтенасыщение делится на виды:

  1. Капиллярно-защемлённая остаточная нефть;
  2. Адсорбированная остаточная нефть;
  3. Плёночная остаточная нефть;
  4. Остаточная нефть микронеоднородных зон и тупиковых пор;
  5. Остаточная нефть, которая образовалась в результате неустойчивости процессов вытеснения.
В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.

Рассмотрим типы остаточной нефти и механизмы их образования.

topuch.ru

Добыча нефти и газа

В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема чисто  фундаментальная. Однако остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и неохваченных водой пропластках хорошо изучены.

 По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены следующим образом:

1)      нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;

2)      нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;

3)      нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;

4)      капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%

Остаточная  нефть  (п.п. 1-3), которая не охвачена процессом заводнения вследствии высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта  за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Остальная часть (п.4) остается в обводненых коллекторах вследствии их микронеоднородности и может извлекатся только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических процессов и явлений.

О составе остаточной нефти. Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сторону облегчения добываемой нефти. Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегозации, а также окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой водой, за счет перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей из периферии приконтурных зон. Свойства нефти даже сильно изменяются в пределах небольших участков одного и того же продуктивного пласта.

За 20 лет заводнения Туймазинского месторождения в девонские пласты вместе с водой закачено около 4700 тонн кислорода. Анализ вод из добывающих скважин показал, что кислород в нем отсутствует т.е. полностью расходуется на окисление нефти в процессе фильтрации воды по пласту.

Силы, удерживающие остаточную нефть, и возможности их преодолевания. Остаточные запасы нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды.

Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы.

Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов.

Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти.

Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.

oilloot.ru

Остаточный нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Остаточный нефтепродукт

Cтраница 1

Остаточный нефтепродукт с усредненной формулой углеводородов СюН20 содержит также а) 0 3 % и б) 0 5 % по весу химически связанного азота.  [1]

Остаточные нефтепродукты находят сбыт в США, и, следовательно, их превращение в легкие продукты может быть экономически целесообразно лишь в том случае, если разница в цене легких продуктов и мазутов достаточно велика для компенсации расходов по переработке, включая сюда и неизбежные потери.  [2]

Применение остаточных нефтепродуктов, являющихся сырьем для производства битумов, в частности, асфальтов деасфальтизации нефтяных остатков, обеспечивает квалифицированное использование этого продукта, способствуя углублению переработки нефти.  [3]

В остаточных нефтепродуктах возможно также присутствие соединений с двумя и более гетероатомами, в том числе и кислорода.  [5]

В остаточных нефтепродуктах сосредоточена основная масса неуглеводородных компонентов, в вопросу их исследования уделяется все возрастающее внимание, так как они оказывают немаловажное влияние на качество остатков.  [6]

В остаточных нефтепродуктах сосредоточена основная масса неуглеводородных компонентов, и вопросу их исследования уделяется все возрастающее внимание, так как они оказывают немаловажное влияние на качество остатков.  [7]

Практически все остаточные нефтепродукты, тяжелые, а в определенных условиях и более легкие фракции нефти являются нефтяными дисперсными системами. Практически все объекты нефтяного происхождения, компоненты которых находятся в различных агрегатных состояниях, при определенных условиях формируют различные дисперсные системы. Исключение составляют природные нефтяные газы, способные к полному неограниченному взаимному смешению. Специфика большинства свойств нефтяных дисперсных систем обусловлена их коллоидно-химическим строением и, как следствие, формированием в них фазовых образований коллоидных размеров.  [8]

Нефть, дистнллятные и остаточные нефтепродукты, разновидности нефтяного углерода характеризуются определенными структурно-механической прочностью, устойчивостью против расслоения и однородностью.  [9]

Методы разделения остаточных нефтепродуктов, основанные на однократной обработке сырья растворителем и последующем разделении мальтенов, являются чрезвычайно трудоемкими и малопроизводительными, поэтому методы анализа тяжелых нефтяных остатков неоднократно усовершенствовалисы К числу таких усовершенствований нужно отнести методы молекулярной и азеотропной перегонки.  [10]

Другой тип остаточных нефтепродуктов - нефтяные битумы или асфальтовые гудроны; одни из них являются типично остаточными продуктами, остатками после перегонки нефтей по преимуществу нафтенового типа; другие получаются путем продувки остаточных продуктов воздухом при повышенной температуре и, таким образом, являются окисленными асфальтами. И те и другие находят широкое применение в дорожном строительстве. К остаточным продуктам относятся также некоторые наиболее тяжелые сорта смазочных масел, как то: вискозины, вапора и брайтстоки.  [11]

В спектрах остаточных нефтепродуктов полоса поглощения при 970 см 1 проявляется недостаточно четко и поэтому ее использование для непосредственного определения содержания Сн затруднительно.  [12]

В спектрах остаточных нефтепродуктов полоса поглощения при 970 см проявляется недостаточно четко и поэтому ее использование для непосредственного определения содержания Сн затруднительно.  [13]

Обычно для остаточных нефтепродуктов определяют содержание общей серы. Для более углубленного изучения строения серосодержащих соединений используют методы термического воздействия на них, гидрирование.  [14]

Другой тип остаточных нефтепродуктов - нефтяные битумы или асфальтовые гудроны; одни из них являются типично остаточными продуктами, остатками после перегонки нефтей но преимуществу нафтенового типа; другие получаются путем продувки остаточных продуктов воздухом при повышенной температуре и, таким образом, являются окисленными асфальтами. И те и другие находят широкое применение в дорожном строительстве. К остаточным продуктам относятся также некоторые наиболее тяжелые сорта смазочных масел, как то: вискозины, вапора и брайтстоки.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Диссертация на тему «Методика структуризации остаточной нефти в техногенно измененных пластах» автореферат по специальности ВАК 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Актуальность проблемы.

На современном этапе развития нефтяной промышленности России значительное число нефтяных месторождений страны находится на поздней стадии эксплуатации с низким уровнем добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Прирост запасов, по стране в целом, отстает от годовых уровней добычи нефти. В связи с этим источниками пополнения запасов становятся месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, освоение которых требует применения специальных дорогостоящих технологий, что сдерживает их внедрение. В то же время, разрабатываемые на сегодняшний день месторождения характеризуются невысокими коэффициентами извлечения нефти (КИН) - около 0.3. Соответственно, в недрах остается огромное количество запасов нефти, которое может быть использовано в качестве ресурсной базы для нефтедобычи на разрабатываемых и обустроенных месторождениях, имеющих необходимую развитую инфраструктуру и квалифицированный кадровый персонал.

В настоящее время имеется множество технологий, позволяющих доизвлечь запасы остаточной нефти. Однако остаточная нефть обладает сложной динамической структурой, состоящей из нескольких отдельных видов, которые имеют различные физические свойства и степень подвижности. Соответственно, применяемые технологии оказываются эффективными лишь для отдельных видов остаточной нефти. Для обоснования рациональных методов и технологий доизвлечения остаточных запасов необходимо знать виды, структуру остаточной нефти и характер ее распределения в объеме залежи. В соответствии с имеющимися отраслевыми нормативными документами анализ остаточных запасов следует проводить на основе постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ). Однако современные ПДГТМ не позволяют дифференцировать, изучать и прогнозировать остаточное нефтенасыщение и не дают возможности осуществлять анализ содержания и распределения каждого отдельного вида остаточной нефти в техногенно измененных пластах. Поэтому, разработка методики, позволяющей детально структуризировать остаточную нефть по видам и степени подвижности, а также позволяющей моделировать адресное распределение различных видов остаточной нефти в объеме техногенно измененной залежи с помощью ПДГТМ представляет большой научный и практический интерес. Решение этих актуальных задач повысит точность прогноза нефтеотдачи и извлекаемости остаточных запасов, а также позволит более обоснованно подходить к выбору методов воздействия на техногенно измененные пласты при доразработке залежи.

Месторождение, выбранное в качестве объекта исследования, является характерным примером коллекторов с аномально сложным геологическим строением и трудно извлекаемыми запасами нефти, как с позиций геолого-промысловых характеристик, так и с позиций осуществляемой разработки. Уже в начальной стадии освоения пластов ЮКю-п возникли большие сложности при добыче нефти из коллекторов. А в настоящее время запасы нефти могут быть отнесены к остаточным.

Принципиальные выводы и методические решения, сделанные в результате изучения выбранного объекта во многом будут справедливы и для других месторождений с осложненными геолого-физическими условиями.

Таким образом, разработка методики структуризации остаточной нефти является актуальной, и будет способствовать решению задачи пополнения ресурсной базы страны.

Цель работы:

Разработка методики структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности, а так же прогнозирование адресного распределения этих видов остаточной нефти в объеме пласта для обоснования технологий доразработки обводненных залежей.

Объект исследования: Обводненные техногенно измененные терригенные отложения пластов ЮКю-п шеркалинского горизонта нижней юры тюменской свиты Талинской площади Красноленинского нефтяного месторождения.

Основные задачи исследований:

1. Обоснование структуры остаточных запасов в техногенно измененных пластах и выделение отдельных видов остаточной нефти.

2. Комплексный анализ геолого-физических критериев подвижности выделенных видов остаточной нефти.

3. Разработка методики структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности на основе совместного использования результатов моделирования заводнения и данных комплексного анализа керна.

4. Установление взаимосвязей между коллекторскими свойствами, свойствами внутрипоровой поверхности и количественным содержанием выделенных видов остаточной нефти.

5. Создание алгоритма адресного прогнозирования структуры распределения остаточной нефти на основе постоянно действующей геолого-технологической модели (ГТДГТМ).

6. Выявление закономерностей распределения разных видов остаточной нефти на заводненном участке техногенно измененной залежи.

Методы решения поставленных задач:

Для решения поставленных задач использовались методы лабораторного исследования керна и моделирования заводнения, методы статистического анализа результатов лабораторных экспериментов, а так же методы геолого-промыслового моделирования залежей и анализа разработки на основе ГТДГТМ (геологическая и гидродинамическая модели).

Защищаемые положения:

1. Методика структуризации остаточной нефти по видам и степени подвижности, основанная на комплексном использовании лабораторного моделирования заводнения и результатов изучения остаточной нефти по данным анализа керна.

2. Алгоритм адресного прогнозирования распределения различных видов остаточной нефти в заводненном пласте на основе ГТДГТМ.

3. Закономерности распределения видов остаточной нефти на примере заводненного участка техногенно измененной залежи.

Научная новизна работы:

1. Предложена методика структуризации остаточной нефти техногенно измененных пластов, позволяющая выделить виды остаточной нефти по степени подвижности;

2. Впервые, для пластов Юкю-п шеркалинской свиты Талинской площади Красноленииского нефтяного месторождения комплексно проанализирован ряд лабораторных измерений и получены нетипичные корреляционные зависимости между фильтрационно-емкостными характеристиками пласта и величинами остаточной нефти, выражающиеся в увеличении коэффициента остаточной нефтенасыщенности с увеличением коэффициента проницаемости.

3. Впервые, для исследуемого объекта, установлено влияние геолого-физических свойств пласта на содержание и степень подвижности остаточной нефти;

4. Предложен алгоритм адресного прогнозирования распределения разных видов остаточной нефти, различающихся по степени подвижности и извлекаемости, выполняемый на основе ПДГТМ.

5. Впервые, для исследуемого объекта, получена структура и распределение остаточной нефти в геологической модели пласта, а так же рассчитан ожидаемый эффект от доизвлечеиия запасов остаточной нефти.

Практическая значимость работы.

Практическая ценность разработанной методики заключается в повышении эффективности разработки за счет определения структуры и подвижности остаточных запасов нефти. Методика структуризации остаточной нефти позволяет выделить охваченные и неохваченные процессом заводнения участки техногенно измененного пласта. В участках, охваченных заводнением, появляется возможность структурировать остаточную нефть по видам, и прогнозировать её распределение в пласте для последующего целенаправленного адресного воздействия на скопления подвижных видов остаточной нефти. Предложенные методики могут быть использованы исследовательскими и производственными организациями отрасли при анализе и проектировании разработки с целью решения задач адресного прогнозирования распределения остаточной нефти и обоснования эффективных технологий ее доизвлечеиия, а так же способов воздействия на техногенно измененный пласт для повышения нефтеотдачи.

Апробация работы.

Полученные в работе результаты докладывались и обсуждались на: 4-й научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» - М: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, январь 2001 г.; 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2003 г.; 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2005 г.; молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель - 2002», апрель 2002 г.; XVI Губкинских Чтений: «Развитие нефтегазовой геологии -основа укрепления минеральное сырьевой базы», ноябрь 2002 г.; XVII Губкинских чтениях: «Нефтегазовая геологическая наука - XXI век», посвященных 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, декабрь 2004 г.; научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу». М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, март 2004 г.; международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» - М.: ИПНГ РАН, ГЕОС, ноябрь 2004 г.; семинаре «Остаточные запасы нефти и технология их доизвлечения» в учебно-исследовательском центре повышения квалификации РГУ нефти и газа им И.М. Губкина в период 14.04. - 26.04. 2003 г.; Всероссийском семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений», Москва, ВНИИнефть им. Акад. А.П. Крылова, 2004г.;

В полном объеме диссертация докладывалась на: семинарах кафедры Промысловой геологии нефти и газа РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина; XVII Губкинских чтениях, декабрь 2004г.; 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», январь 2005г.; отчетной конференции по программе ОНЗ РАН «Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России», ноябрь 2005г.

Внедрение результатов работы.

Результаты работы использовались:

1. в учебном процессе при чтении лекций по курсу «Геолого-промысловый анализ разработки эксплуатационных объектов» на кафедре промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина,2002-2004г

2. в материалах семинара «Остаточные запасы нефти и технологии их доизвлечения» в учебно-исследовательском центре повышения квалификации РГУ нефти и газа им И.М. Губкина в период 14.04. - 26.04. 2003 г.;

3. отдельные методические разработки, выполненные в диссертационной работе, использовались в ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция» при технико-экономическом обосновании коэффициентов извлечения нефти и растворенного газа Красноленинского месторождения;

4. разработанная методика рекомендована и принята к использованию для построения гидродинамической модели пластов ЮК10.ц Красноленинского месторождения;

5. результаты структуризации остаточной нефти приняты отделом геологии и разработки ОАО «ТНК-Нягань» для обоснования адресных технологий доизвлечения остаточной нефти.

Публикации результатов работы.

По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, 8 из них в тезисах научных конференций, 1 в журнале «Геология нефти и газа», 1 в журнале «Нефтегазопромысловый инжиниринг», 1 в сборнике статей РАН.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Содержит 205 страниц машинописного текста, включая 25 рисунков, 5 таблиц и библиографический список использованной литературы из 199 наименований.

www.dissercat.com