авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 |

Обоснование степени вскрытия пласта перфорацией для повышения эффективности разработки залежей с водонефтяными зонами

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

Кожин Владимир Николаевич

ОБОснование степени вскрытия пласта перфорацией для повышения эффективности разработки залежей с водонефтяными зонами

Специальность 25.00.17

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2006 г.

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью

научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология"

(г. Уфа, Башкортостан)

Научный руководитель Официальные оппоненты: Ведущая организация: кандидат технических наук Тазиев Марат Миргазиянович доктор технических наук Мерзляков Владимир Филлипович кандидат технических наук Чижов Александр Петрович ООО «УфаНИПИнефть»

Защита состоится 09.02. 2007г. в 1600 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.520.020.01. при Открытом Акционерном Обществе Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-Марта, д.12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика".

Автореферат разослан 08.01. 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор химических наук Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Значительные запасы нефти на территории России сосредоточены в водонефтяных зонах. Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенной водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеотдачи. При этом разработка их сопровождается большим отбором попутно добываемой воды из-за образования конусов подошвенной воды. Поэтому одной из актуальных проблем при разработке таких залежей является вопрос об эффективной степени вскрытия пласта перфорацией, как правило, разделенного на нефтяную, переходную и водонефтяную зоны. Оптимальность вскрытия пласта перфорацией связана с одной стороны с необходимостью предупреждения конусообразования воды, а с другой - обеспечением минимального эффекта снижения продуктивности скважины и потери части подвижных запасов нефти. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы путем разработки теоретических основ совершенствования технологии вскрытия и интенсификации отбора нефти с целью достижения максимальной нефтеотдачи пласта, поэтому актуальность её очевидна.

Цель работы. Теоретическими и аналитическими исследованиями технологий вскрытия пласта с водонефтяными зонами, включающих нефтяную, переходную и водоносную части пласта, разработать эффективные технологии вскрытия пласта перфорацией для повышения технико-экономических показателей его разработки и достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов.

Основные задачи исследований.

  1. Систематизация и анализ технологий вскрытия неоднородных по проницаемости пластов с водонефтяными зонами (ВНЗ), приуроченных к залежам маловязких и высоковязких нефтей.
  2. Создание методики исследования процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, состоящего из нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон.
  3. Оптимизация технологий вскрытия пласта с ВНЗ путем моделирования на математической модели фильтрации пластовых флюидов в водонефтяной зоне при различных значениях проницаемости коллектора, вязкости нефти и эмульсии, насыщенности пластовыми флюидами в нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зонах.
  4. Разработка методики расчета технологических показателей разработки залежи путем оптимизации вскрытия пласта перфорацией.
  5. Оценка эффективности применения рекомендаций автора на месторождениях с ВНЗ в ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Татнефть».

Методы исследований. Анализ отечественных и зарубежных публикаций, теоретические, лабораторные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ПЭВМ, математическое моделирование притока двухфазной жидкости из призабойной зоны пласта с ВНЗ путем использования данных геолого-статистического анализа.

Научная новизна.

1. Путем математического моделирования процесса вытеснения нефти водой на линейной модели пласта, состоящей из нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон установлено, что при соотношении толщины перфорированного нефтяного слоя к общему не более 0,8 снижение коэффициента охвата и коэффициента нефтеотдачи составляет 16-24 %.

2.Показано, что даже при увеличении соотношения толщины водонасыщенного слоя к переходному в 2-4 раза, но при условии степени вскрытия нефтеносной части в пределах 0,4-0,8, время достижения предельной обводненности уменьшается на 25 – 35 %.

3.Показано, что при степени вскрытия нефтенасыщенной части пласта 0,8 и более с увеличением вязкости эмульсии переходного слоя, коэффициент нефтеотдачи пласта уменьшается, причем в зоне максимального значения вязкости принимает закономерность близкую к линейной.

4.Установлено, что при накопленной добыче нефти в долях от максимально возможного для трехслойной модели переходной зоны при соотношении проницаемости первого пропластка к третьему больше 1, увеличивается накопленная добыча жидкости тем быстрее, чем больше проницаемость первого пропластка.

Основные защищаемые положения.

  1. Классификация и группирование вариантов геологического представления призабойной зоны пласта с ВНЗ по нефтеводонасыщенности, с учетом переходной зоны.
  2. Методика расчета и оптимизации интервалов вскрытия нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон пласта с учетом вязкости фильтрующихся жидкостей.
  3. Методика формирования технологий отбора продукции на базе оптимизированных зон вскрытия пласта с ВНЗ дополнительной перфорацией.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Результаты диссертационной работы используются при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Татнефть» и ОАО «Меллянефть». Оптимизация интервалов перфорации проведена в 18 скважинах ОАО «Меллянефть», что позволило получить дополнительно 14182 т нефти с экономическим эффектом 18.6 млн.рублей.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2006 гг.), ОАО «Меллянефть», Научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г.Самара, 1999-2006 гг.) и ОАО «Юганскнефтегаз» (2001-2005 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2002 - 2006 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ в изданиях, входящих в перечень ВАК, одна из которых опубликована самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 112 наименований. Работа изложена на 119 страницах, в том числе содержит 9 таблиц, 64 рисунка.

Автор выражает благодарность научному руководителю к.т.н. Тазиеву М.М.

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.

В первой главе рассмотрены состояние изученности исследуемой проблемы. Показано, что водонефтяная зона, характеризуемая как часть нефтяной залежи, расположенная между внутренним и внешним контуром нефтеносности в настоящее время достаточно изучена.

Отмечено, что кроме единичных исследователей, изучением этой проблемы занимались большинство ведущих нефтяных и научных центров страны: Татарстана (ТатНИПИнефть, «Татнефть», малые предприятия и научно-внедренческие компании), Башкортостана (БашНИПИнефть, «Башнефть»), Западной Сибири («ТюменНИИгипрогаз», Тюменский государственный нефтегазовый университет, корпорация «СибИНКОР», ОАО «СибНИИНП»), Москвы (ВНИИнефть, ИПНГ РАН, РМНТК «Нефтеотдача»).

Обобщая результаты исследований различных авторов по опубликованным материалам, отмечается дифференцированный подход к оценке и применению технологий вытеснения нефти и регулирования фильтрационных потоков с оптимальным выбором интервала перфорации.

Результаты обобщения многочисленных исследований показали, что водонефтяной контакт (ВНК) не является ярко выраженной поверхностью. В результате воздействия ряда факторов - капиллярных и гравитационных сил, химических реакций, структурных и термодинамических изменений пластовых флюидов в области их контакта, в нефтеносных пластах, подстилаемых подошвенной водой, формируется зона постепенного перехода от нефти к воде с образованием переходной зоны. В зависимости от свойств коллекторов и пластовых флюидов толщина переходной зоны может изменяться от сантиметров до нескольких метров. По С.Д.Пирсону «понятие «водонефтяной контакт» является лишь терминологическим, так как четкой границы, которая разделяла бы области содержащие 100% воды и 100% нефти не существует. Обычно считают, что водонефтяной контакт – это уровень, ниже которого получают 100 % воды». Некоторые считают, что именно в переходной зоне формируется положение водонефтяного контакта (ВНК). Однако мнения специалистов по данному вопросу расходятся, считая формирование ВНК по степени обводненности от 1 до 10-20 %.

Наиболее возможно формирование ВНК на уровне толщины остаточной нефтенасыщенности, при которой нефть находится в неподвижном состоянии, то есть относительная проницаемость по нефти равна нулю, но пока по воде она еще меньше единицы. Толщина остаточного нефтенасыщения при этом меняется от нескольких метров для регионов Урало-Поволжья до 10-50 м на месторождениях Западной Сибири. Отмечается, что достоверное определение ВНК важно не только для подсчета запасов нефти и текущего отбора, но и для регулирования процесса разработки месторождения нефти. В соответствии с проведенным анализом публикаций, в диссертационной работе сформулирована следующая цель: путем теоретического и аналитического исследования технологий вскрытия пласта с водонефтяными зонами, включающих нефтяную, переходную и водоносную части пласта, разработать эффективные технологии вскрытия пласта перфорацией для повышения технико-экономических показателей его разработки и достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов.

Во второй главе приведены исследование и формирование исходной базы данных для изучения гидродинамических характеристик нефтенасыщенной, переходной и водоносной частей пласта. Показано, что в соответствии с поставленной задачей объектом исследования был выбран из множества известных месторождений Урало-Поволжья с ВНЗ бобриковский горизонт Михайловско-Коханского месторождения ОАО «Самаранефтегаз», в котором водонефтяные зоны представлены терригенными коллекторами большей мощности с формированием переходных зон. Отмечается, что по месторождениям, например, ОАО «Татнефть» изучение данной проблемы представляет определенные трудности, так как залежи с ВНЗ распространяются в большинстве случаев с толщиной до 10 - 15 м. А именно на бобриковском горизонте с терригенными коллекторами Михайловско-Коханского месторождения их представлено по толщине до 30 м, в которых с определенной точностью можно выделить переходную зону. На дату изучения проблемы геологическое строение уточнено по данным эксплуатационного бурения и с учетом детальных геофизических и гидродинамических исследований с выделением нефтенасыщенных, переходных и водоносных интервалов.

Так, обобщение результатов геофизических исследований по оценке влияния удельного сопротивления пород (Rп, ом·м) на коэффициент пористости по объектам С1а, С2 Михайловско-Коханского месторождения на базе переоцифрованных и переинтерпретированных данных ГИС по усовершенствованным методикам показало значительный разброс коэффициента пористости от удельного сопротивления пород в нефтенасыщенных, переходных и водоносных зонах (рисунок 1). Полученная информация говорит лишь о том, что в результате математической обработки не установлена четкой связи - а отмечается лишь широкая зона, ограниченная значениями Кп 16-24%. Дальнейшие исследования зависимости коэффициента нефтенасыщенности от Rп для водонасыщенной, нефтенасыщенной и переходной зон показывает на определенную закономерность существования функции (рисунок 2). Анализ рисунка 2 показал, что в графической зависимости выделяются четыре зоны, которые классифицированы по нефтенасыщенности в зоне I от 75 до 95 %, II зоне от 50 до 75 %, III зоне 30-50 % и IV зоне – менее 30 %. Причем представительность данных в зоне I составляет 73 % всех измерений, в зоне II – 18 %, в зоне III- 6 % и в IV зоне менее 3 %. Зависимость между Кн и Rп, обработанная по методу наименьших квадратов, имеет вид: где коэффициент корреляции равен R2=0,82.

Даны рекомендации по использованию зависимости для выделения границ нефтеводораздела по объекту и единичным скважинам, где нет достаточной информации на основе обобщения в целом по месторождению. Основной характеристикой для определения нефтеводораздела является параметр удельного сопротивления пород, который для зоны I может быть определен в виде составных сопротивлений пород слагающих зону I, как в зоне, представленной статистически большой выборкой:

И так последовательно RII, RIII, RIV для единичных скважин.

.

 Зависимость коэффициента пористости от удельного сопротивления-7

Рисунок 1. Зависимость коэффициента пористости от удельного сопротивления нефтеводонасыщенных коллекторов бобриковского горизонта пласта С1а

 Зависимость коэффициента нефтенасыщенности от удельного сопротивления-8

Рисунок 2. Зависимость коэффициента нефтенасыщенности от удельного сопротивления пород для пласта С1а бобриковского горизонта

Аналогично определяется среднее удельное сопротивление пород по зоне III и IV. Тогда уточнение коэффициента нефтенасыщенности по зоне II на базе большой выборки в зоне I по единичным скважинам производится по формуле и далее по зонам III и IV. Оценим, например, Кн путем анализа представительности пород в зоне I (рисунок 2), состоящего из: песчаника, алевролита, глины с песчаником. Суммарное сопротивление составляет 20 Ом.м, с Кн =0,81, а в зоне II, представленной глинистым песчаником RII = 8 Ом.м. Тогда средняя нефтенасыщенность в зоне II будет а в зоне - III КнIII= 18,6 %.

Максимальное значение Кн = 1, соответствующее полностью гидрофобным коллекторам, в которых пленка нефти полностью обволакивает твердые частицы породы, встречаются очень редко. В многочисленных исследованных скважинах максимальное значение Кн равно 0,9, так как подавляющая часть коллекторов гидрофильна, ввиду того, что твердые частицы, образующие коллектор, смачиваются водой. Количество воды, содержащейся в породе и называемой неподвижной водой, связанной с поверхностью пор силами молекулярного сцепления, и подвижной воды определяется коэффициентом водонасыщенности. Кроме того, по данным исследований шлама, керна и предварительному заключению геофизиков для сложнопостроенных коллекторов карбонатного девона, иногда и нижнего карбона, например, Муслюмовского месторождения характерна битуминозность насыщения коллекторов. Глубина залегания битуминозных коллекторов изменяется от 1521 м в семилукском до 1736 м в бурегском горизонтах, начальное пластовое давление 16,6 МПа, текущее –15,2 МПа, а пластовая температура 35°С – такая же как и в пашийских, но не битуминозных коллекторах. Эффективные коллекторы в них имеют сложную морфологию и являются трещинными. Сопротивление в этих коллекторах имеет очень высокие значения за счет повышения глинистости и битуминозности. Поэтому Кн по мнению многих исследователей, подтвержденный расчетами автора, должен составить 80-90%. Однако четко отбить кровлю и подошву нефтенасыщенности не удается. В связи с этим в данной интерпретации ГИС Кн по бобриковским терригенным коллекторам интерпретировался с учетом высоких сопротивлений в битуминозных коллекторах и их глинистости. В соответствии с зонами обработка большого количества измерений (рисунок 2), позволило в коллекторах значительной мощности с ВНЗ выделить переходные зоны для различных вариантов их представления, что позволило сформировать исходную базу для проведения гидродинамических исследований, подсчитать запасы нефти в нефтяной, переходной и водоносной зонах пласта.

Кроме того, в соответствии с работами института «Гипровостокнефть» (г.Самара) и их переработки автором приведены результаты определения по выбранному объекту остаточной водонасыщенности, пористости и проницаемости, а также коэффициент вытеснения нефти водой.

В третьей главе приведены и обобщены теоретические исследования эффективности дренирования продукции скважин с ВНЗ с учетом переходной зоны. Показано, что эффективность вскрытия пласта для единичной или группы скважин может оцениваться укрупненно тремя показателями: определением коэффициента конечной нефтеотдачи, накопленной добычи нефти и жидкости и временем преждевременного (или интенсивного) обводнения.

Для определения проектных значений начальных и текущих извлекаемых запасов разработаны и использованы методики, основанные на данных обработки ГИС и ГДИС на базе данных коллектора путем разбивки объекта на основе триангуляции Делани на элементарные треугольники, в вершинах которых располагаются скважины, и на неперекрещивающиеся многоугольники в областях Вороного, по результатам которых определяются запасы по единичным скважинам. Для определения границ дренирования рассматриваемого объекта исследования определены коэффициенты влияния и взаимовлияния скважин, по численным значениям которых установлены площади дренирования и приведен расчет текущих запасов нефти единичных скважин в ячейке. Таким образом, все необходимые характеристики коллектора для проведения теоретических исследованийсчитаются известными.



Pages:   || 2 | 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.