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:     | 1 | 2 || 4 |

Геолого-технологическое обоснование систем воздействия на залежи нефти в неоднородных коллекторах (месторождения пермско-башкирского свода)

-- [ Страница 3 ] --

Геолого-промысловый анализ выработки отдельных месторождений рассматриваемой тектонической структуры, включающий совместный анализ карт остаточных запасов, обводненности, нефтенасыщенных толщин, распространения продуктивных пластов, свойств коллекторов позволил выявить следующие особенности эксплуатации месторождений:

- по залежам в карбонатных коллекторах башкирского яруса отмечается активный рост обводненности продукции, особенно в скважинах находящихся в обширных водонефтяных зонах (ВНЗ) и зонах, прилегающих к фронту нагнетания с высокой послойной неоднородностью. Эффективно вырабатываются разбуренные участки залежи с благоприятными коллекторскими свойствами и высокими начальными геологическими запасами нефти;

- ввиду значительной изменчивости геолого-физических характеристик пластов терригенной толщи нижнего карбона, выработка запасов нефти по площади и разрезу неравномерная. Эффективной выработкой характеризуется бобриковский горизонт: пласты Бб1 и Бб2. По всем пластам бобриковского и тульского горизонтов слабо вырабатываются запасы в ВНЗ. Высокая вариация геолого-физических характеристик продуктивных пластов повлияла на продуктивность отдельных участков залежи, что предопределило наличие зон с существенными остаточными запасами;

- залежи турнейского яруса характеризуются слабой выработкой. Высокие значения текущих коэффициентов извлечения нефти по скважинам наблюдаются в хорошо дренируемых зонах с высоким значением проницаемости, пористости и удельных геологических запасов.

Детальный геолого-технологический анализ позволил определить, что существенное влияние на эффективность и неравномерность выработки запасов оказывает площадная и послойная неоднородность. В сложившейся ситуации при проектировании разработки особое внимание следует уделить качественному и количественному влиянию неоднородности на эффективность добычи углеводородов.

В третьей главе приведены результаты расчета параметров вытеснения нефти при заводнении на математической модели фильтрации жидкости через неоднородный пласт, учитывающей совместную и раздельную эксплуатацию пластов. Для яснополянского горизонта получены регрессионные уравнения, которые позволяют прогнозировать параметры неоднородности, влияющие на степень выработки запасов. Описаны результаты комплекса специальных исследований по изучению влияния ряда реагентов на структурно-механические свойства нефти и специфику ее течения в пористой среде, предложены новые способы обработки призабойной зоны пласта.

Моделирование процесса извлечения нефти заводнением выполнено для продуктивных пластов яснополянского горизонта одного из крупных месторождений ПБС. Расчет параметров вытеснения нефти заводнением производится с использованием двумерной по вертикальному сечению численной модели двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородном пласте. Предполагается, что между пропластками отсутствует массобмен, жидкость и скелет пласта несжимаемы. Разработка неоднородного по фильтрационно-емкостным свойствам пласта ведется с поддержанием пластового давления путем заводнения.

Математическая постановка задачи состоит из системы уравнений неразрывности и движения для каждой фазы, дополненной начальными и граничными условиями. Рассматривается задача плоского вытеснения, соответствующая рядной системе заводнения.

Уравнения неразрывности для фаз с учетом уравнения движения в форме закона Дарси:

(1)

где индекс i номер фазы (1 - нефть, 2 - вода), а индекс j - номер пропластка.

Для удобства решения задачи при заданной приемистости скважины на границе пласта преобразуем систему уравнений к следующей форме:

(2)

(3)

где , - приемистость одной скважины в пропласток j, - толщина пропластка, - расстояние между скважинами в ряду.

Получены результаты расчета обводнения продукции скважины для различных условий эксплуатации (рис.). Для обычной схемы заводнения наблюдается раннее обводнение скважины по высокопроницаемому пропластку. При раздельной эксплуатации пропластков можно путем регулирования приемистости в каждом из пропластков предупредить раннее обводнение продукции скважины. Параметры расчета: толщины пластов 5 м, отношение вязкостей нефти/воды 5, пористость 20%, расстояние между скважинами 500 м.

Из приведенных графиков, для условий продуктивных пластов бобриковского горизонта месторождения ПБС следует, что при соотношении проницаемости двух пропластков менее чем в 10 раз эффект от применения отдельно-раздельной эксплуатации может быть не достигнут. Данный подход позволит выделить первоочередные скважины для использования технологии отдельно-раздельной эксплуатации. При организации раздельной закачки воды в пласты с соотношением проницаемости в 100 и 1000 раз темпы обводнения снижаются и эффективность вытеснения нефти возрастает.

 а) б) в) Рисунок Расчет обводнения добываемой продукции-9

 а) б) в) Рисунок Расчет обводнения добываемой продукции скважин-10

 а) б) в) Рисунок Расчет обводнения добываемой продукции скважин и-11

а)

б)

 в) Рисунок Расчет обводнения добываемой продукции скважин и накопленной-13

 в) Рисунок Расчет обводнения добываемой продукции скважин и накопленной добычи-14

в)

Рисунок Расчет обводнения добываемой продукции скважин и накопленной добычи воды при различных соотношениях проницаемости пластов: а) значение проницаемости пласта Бб1 в 10 раз превышает значения пласта Бб2; б) значение проницаемости пласта Бб1 в 100 раз превышает значения пласта Бб2; в) значение проницаемости пласта Бб1 в 1000 раз превышает значения пласта Бб2.

Оценка влияния параметров неоднородности на процесс нефтеизвлечения проводилась с использованием геолого-статистического моделирования. Исходная матрица рассматриваемых факторов была пронормирована. В статистической обработке было использовано 136 скважин. В качестве зависимого параметра выбирались значения дисперсии и вариации накопленных отборов нефти (DQn и VQn), дебитов нефти (Dqn, Vqn), дебитов воды (Dqv, Vqv) и обводненности (Df, Vf), а в качестве влияемых параметров: коэффициент расчлененности (Rasch) и вариации нефтенасыщенной мощности (WHnnas), проницаемости (Wpron), пористости (Wpor), нефтенасыщенности (Wnnas). Значение дисперсии технологических параметров рассчитывалось по скважинам в период с начала падения добычи нефти по текущую дату. Статистические модели для исследуемых продуктивных пластов приведены в таблице 4.

Основываясь на полученных результатах, можно сделать следующие выводы: выполненный анализ и сопоставление карт выработки запасов с картами неоднородности, а также геолого-статистическое моделирование для геолого-физических условий одного из месторождений ПБС, позволили достоверно определить параметры неоднородности, которые оказывают наибольшее влияние на степень выработки запасов, а именно: вариации проницаемости и пористости. Используя данный подход, представляется возможным оценивать и прогнозировать параметры неоднородности, влияющие на степень выработки запасов, выделять зоны с наибольшими прогнозируемыми коэффициентами нефтеотдачи.

Регулирование разработки неоднородных продуктивных пластов возможно применением технологий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, а также избирательным воздействием на призабойную зону отдельных пластов или пропластков с целью повышения эффективности работы пласта и скважины.

Для этой цели разработаны способы обработки призабойной зоны пласта:

- способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта;

- способ обработки призабойной зоны пласта с использованием осадкогелеобразующих технологий на основе полимера акрилового ряда.

Способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает нагнетание в порово-трещинное пространство призабойной зоны пласта смеси поверхностно-активных веществ и выдержку скважины в покое для капиллярной пропитки, перевод в режим притока углеводородов. В качестве смеси поверхностно-активных веществ используют

Таблица 4

Статистические модели и их характеристика

Регрессионная модель Коэффициент корреляции Количество данных в выборке Не влияемые параметры
Продуктивные пласты яснополянского горизонта
DQn=-0,32-0,0469*Wpor+0,0136* WHnnas+0,0095*Rasch+0,38*Wnnas-0,052*Wpron 60,7% 58 WHnnas
VQn=-0,46-0,84*Wpor+0,67*WHnnas+ 0,039* Rasch+3,88* Wnnas-0,696*Wpron 67,4% 60 -
Dqn=-0,1207+0,0004*WHnnas+ 0,0003*Rasch-0,0014*Wpor+ 0,00079*Wnnas-0,00025*Wpron 66,5% 50 Wnnas
Vqn=-0,296+1,095*Wpor+0,154* WHnnas+0,0137*Rasch-0,889*Wnnas-0,14*Wpron 63,6% 65 Rasch
Dqv=-0,097+0,0011*Wpor+0,00024* WHnnas-0,0000024* Rasch-0,00038*Wnnas-0,00018*Wpron 63% 65 Rasch
Vqv=-0,204-0,145*Wpor+0,0755* WHnnas+ 0,0098*Rasch+ 0,286*Wnnas-0,065*Wpron 68,3% 60 -
Df=-0,093+0,0155*Wpor+0,00197* WHnnas-0,000397* Rasch-0,0277*Wnnas+0,0016*Wpron 68,4% 50 -
Vf=0,128-1,517*Wpor+0,3349* WHnnas+0,0008*Rasch+ 3,468*Wnnas-0,74*Wpron 65,4% 75 Rasch
Продуктивные пласты башкирского яруса
DQn = -0,06436 + 0,000015*Rasch + 0,00068*WHnnas -0,000049*Wnnas + 0,0004*Wpor - 0,000077*Wpron 62% 90 WHnnas
VQn = -0,306576 + 0,0161*Rasch + 0,047*WHnnas + 0,412*Wnnas+ 0,27294*Wpor - 0,0794*Wpron 60,8% 144 -
Dqn = -0,110093 + 0,00009*Rasch + 0,0004*WHnnas -0,00034*Wnnas + 0,00087*Wpor - 0,00029*Wpron 62,9% 87 Wnnas
Vqn =-0,621775+0,0368*Rasch+ 0,249522*WHnnas + 4,01626*Wnnas +0,5501*Wpor - 0,512*Wpron 60,49% 185 -
Dqv = -0,08046 + 0,00008*WHnnas + 0,0002*Wnnas +0,00003*Wpor - 0,00005*Wpron + 0,00001*Rasch 61% 145 Wpor
Vqv = -0,16516 + 0,0037*Rasch + 0,0179*WHnnas + 0,18*Wnnas+0,042*Wpor - 0,0288*Wpron 60,85% 148 -
Df = -0,106812 - 0,0007*Rasch - 0,007*WHnnas +0,0216*Wnnas - 0,0021*Wpor + 0,00183*Wpron 61,2% 120 Wpor
Vf = -0,141145 - 0,0113*Rasch + 0,1728*WHnnas + 0,8752*Wnnas -1,73344*Wpor + 0,1771*Wpron 59,87% 100 Rasch

раствор из отходов химических производств, содержащий многоатомные спирты, концентрат головных примесей этилового спирта, промежуточные фракции этилового спирта, поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные жирные кислоты. Выдержку скважины в покое осуществляют 24-60 часов, после чего переводят скважину в режим притока углеводородов. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ограничения водопритока, придание поверхности порового пространства продуктивного пласта водоотталкивающих свойств без уменьшения эффективного сечения транспортных каналов.

Для регулирования работы неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений путем изоляции водопритока разработан способ с применением осадкогелеобразующих технологий на основе полимера акрилового ряда. Данная разработка может быть использована при проведении работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляции водопритока, интенсификации добычи нефти и газа.

Подбор ПАВ для заводнения в зависимости от поставленной задачи осуществляется на основе нескольких методик (измерение поверхностного натяжения, краевого угла, адсорбции, вытеснения из пористой среды и т.п.), которые не дают полной информации о совокупности поверхностных явлений в пластовой системе «нефть-агент вытеснения-пористая среда» и, что особенно важно, гидродинамике остаточной нефти, подвергшейся внешнему воздействию. В этом отношении даже опыты на естественных образцах пористой среды не всегда информативны, поскольку они чаще всего проводятся на непрезентативных образцах с неизвестными порометрическими характеристиками. Проведен комплекс специальных исследований по изучению влияния ряда ПАВ на структурно-механические свойства нефти и специфику ее течения в пористой среде. Эксперимент проводился на оригинальной установке УГНТУ, позволяю­щей в порах - узких зазорах микронной величины измерять структурно-механические пока­затели нефти и изучать характер ее течения.

Выявлены закономерности, указы­вающие на существование различных меха­низмов действия ПАВ – поверхностного и объемного, обусловленных адсорбцией ПАВ на внешних и внутренних границах раздела фаз. В первом случае осуществляется блокировка активных центров поверхности твердого тела, ослабляющая влияние поверхностных сил на пристенные слои жидкости и приводящая к снижению неньютоновских аномалий последней. Во втором, молекулы реагента, диф­фундирующие в объем по мере увеличения концентрации, ослабляют внутри- и межмолеку­лярные связи в жидкости и увеличивают тем самым структурирующее действие твердого тела, что приводит к усилению аномалий в жидкости.

Выявленные закономерности позволяют опера­тивно регулировать свойства агента вытеснения изменением содержания активного вещест­ва; усиливать моющие свойства последнего в промытой части залежи или, напротив, блоки­ровать последнюю, увеличивая там неньютоновские аномалии вытесняемой нефти. Резюмируя изложенное, можно отме­тить, что экстремальный характер концентра­ционных зависимостей гидродинамических параметров капиллярной нефти свидетельст­вует о возможности изменения механизма воз­действия на нефть путем вариации содержания ПАВ в вытесняющей жидкости.

В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований новых технологий, направленных на регулирование проницаемости неоднородного пласта и снижение обводненности добываемой нефти.

Для решения проблемы увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов, увеличения охвата пласта заводнением, подключения в разработку неработавших интервалов, а также увеличения приемистости скважин особый интерес представляют гелеобразующие композиции и эмульсионные системы. Экспериментальным путем подобраны оптимальные химические составы и оценена успешность их воздействия на неоднородный пласт с целью снижения обводненности продукции скважин и увеличения нефтеотдачи.

Направление поиска эффективных гелеобразующих реагентов было связано с созданием гелевых систем преимущественно на основе отходов и побочных продуктов различных химических и нефтехимических производств. Поэтому было проведено исследование отходов производства цеолитов АО «Салаватнефтеоргсинтез» и Ишимбайского катализаторного завода. При проведении лабораторных экспериментов использовали естественные образцы керна и пластовую воду тульского и бобриковского горизонтов. На первом этапе изучена возможность получения гелей из композиций на основе алюмосиликата и растворов минеральных (соляной, серной и фосфорной) кислот, а также отработанной серной кислоты. Результаты экспериментальных исследований показывают, что кислые растворы алюмосиликата обладают широким временем гелеобразования от 1-2 часов до нескольких десятков суток и образуют гели в диапазоне температур от 20 до 60о С. Увеличение температуры уменьшает время гелеобразования для всех исследуемых систем. Увеличение концентрации составляющих компонентов также приводит к увеличению скорости гелеобразования, что дает принципиальную возможность использовать их в различных геолого-физических условиях и получать гели с заданным временем гелеобразования и заданными прочностными свойствами.

Результаты первой серии фильтрационных экспериментов показывают, что для условий промытой зоны пласта исследуемые гелеобразующие композиции снижают проницаемость для воды от 8 до 25 раз, что доказывает их хорошие водоизолирующие свойства (табл. 5). Несколько меньший фактор остаточного сопротивления для условий промытой зоны пласта, по сравнению с чисто водонасыщенными песчаниками, видимо, можно объяснить присутствием в промытой зоне пласта некоторого количества остаточной нефти и ухудшением адгезионных свойств к поверхности порового пространства образовавшегося геля. Во всех экспериментах при фильтрации воды после процесса гелеобразования на выходе из кернодержателя отмечалось выделение некоторого количества довытесненной нефти. Это говорит о том, что вода после образования геля вытесняет нефть из более мелких пор и фильтрация воды идет через систему более мелких пор.

Таблица 5

Результаты фильтрационных экспериментов для условий

промытой зоны пласта

№ образца № компо­зиции Проницаемость по воде до воздействия, x10-3 мкм2 Проницаемость по воде после воздействия, x10-3 мкм2 Фактор остаточного сопротивления, д.ед.
106 1 92 3,5 26,3
132 2 85 10,5 8,1


Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 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.